MegaWhat – 29/08/2024
Opinião da Comunidade – edição especial Abragel. “Custo das Fontes na Tarifa de Energia Paga pelos Consumidores”, por Charles Lenzi, presidente-executivo da ABRAGEL
Em linha com as preocupações externadas, tanto pelo Governo como por alguns atores do Setor Elétrico Brasileiro (SEB), sobre a tarifa paga pelos consumidores de energia elétrica no país, a ABRAGEL tem, sistematicamente, manifestado sua posição acerca da importância de se analisar de forma assertiva e transparente os reais impactos dos custos das diferentes tecnologias de geração de energia elétrica nas tarifas pagas pelos consumidores de energia. A análise aprofundada dos custos reais associados a cada fonte de energia é de suma importância, pois pode influenciar e clarificar a definição de políticas públicas e de incentivo, além de orientar o próprio planejamento de curto, médio e longo prazo do SEB na gestão da expansão da geração para contratação de energia elétrica, primando pela modicidade tarifária.
Diante deste contexto, com o objetivo de contribuir para a maior transparência do tema no âmbito do SEB, a ABRAGEL encomendou à consultoria Volt Robotics a elaboração de um estudo específico que detalhasse o custo das fontes de energia elétrica de fato embutidos na tarifa paga pelos consumidores. Neste estudo foram apurados os custos reais das diferentes tecnologias de geração de energia elétrica, distinguindo entre custos diretos e custos indiretos, ou seja, para além dos custos repassados ao consumidor final relacionados ao preço dos leilões, oferecendo assim, uma visão abrangente dos custos associados à diversificada matriz elétrica brasileira.
Para cada categoria de custo foi desenvolvida uma metodologia específica, envolvendo a coleta extensiva de dados oficiais da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), realizando cálculos detalhados a partir deles com uma segregação por tecnologia de geração, incluindo usinas hidrelétricas (UHE), pequenas centrais hidrelétricas (PCH), usinas termelétricas (UTE), centrais geradoras eólicas (EOL), usinas solares (UFV) e Geração Distribuída (GD).
Para os custos diretos, foram considerados os resultados dos volumes contratados por ano e por fonte em leilões de energia promovidos pelo governo federal até 2022. Já os custos indiretos foram apurados através de análises específicas de cada categoria de custos, como o repasse do GSF – Generation Scaling Factor, diversos descontos tarifários, investimentos em transmissão, entre outros.
Custos Diretos
A tarifa paga pelos consumidores depende diretamente da composição do mix de geração de energia elétrica de cada país ou região. No contexto brasileiro, a geração hidrelétrica ainda possui maior participação na matriz elétrica e, portanto, influencia majoritariamente o custo da energia paga pelos consumidores. No entanto, ressalta-se que os custos de geração de outras fontes renováveis como eólica e solar, estão se tornando cada vez mais relevantes na diversificação do mix de geração, especialmente no contexto atual de mitigação de riscos climáticos e redução de emissões de gases de efeito estufa, refletindo uma tendência global de transição para energias mais limpas e renováveis. Essa tendência começou a se manifestar no SEB mais ao final da década de 2000, quando a contratação dessas fontes passou a se tornar economicamente viável no sistema de leilões regulados de energia.
Os leilões regulados de energia são mecanismos essenciais para a contratação de energia elétrica no Brasil e permitem que as distribuidoras adquiram energia de diversas fontes a preços competitivos, refletindo a oferta e a demanda do mercado através de seu preço de venda, o qual é repassado ao consumidor no mix de geração, sendo caracterizado, portanto, como um Custo Direto.
O estudo analisou os resultados dos leilões realizados a partir de 2013, conforme dados da CCEE (https://www.ccee.org.br/mercado/leilão-mercado), destacando a evolução dos preços e a participação de diferentes fontes energéticas ao longo do tempo. Para refletir a situação mais próxima da realidade atual e o “estado da arte” das tecnologias de geração, foram contabilizados os leilões a partir de 2021, obtendo um custo direto que é compatível com o cenário atual do SEB.
As usinas termoelétricas apresentaram os maiores custos nos leilões, enquanto as eólicas e solares ofertaram os menores preços.
Custos Indiretos
Já os custos indiretos, que também são repassados aos consumidores, além de não estarem considerados no preço dos contratos dos leilões, não são explícitos e incluem uma série de descontos tarifários e outros mecanismos que não são diretamente perceptíveis, mas que impactam significativamente na tarifária final paga pelo consumidor de energia elétrica.
Entre os principais custos indiretos estão os descontos para fontes incentivadas, autoprodução de energia, Geração Distribuída, termelétricas a carvão mineral e térmicas em sistemas isolados e os custos do GSF (que refletem a produção de energia elétrica das hidrelétricas em relação à sua capacidade esperada, com o custo sendo repassado aos consumidores em determinados contratos). Além disso, incluem-se os custos de transmissão associados à expansão da geração afastada dos centros de consumo e os custos de contratação de capacidade para possibilitar a entradas das fontes com variabilidade em escala sub-horária, como a eólica e a solar. Cada uma dessas categorias de custos indiretos foi analisada detalhadamente para compreender seu impacto na tarifa final paga pelos consumidores.
Ao abordar os custos indiretos, o trabalho aprofunda-se no cálculo dos custos dos descontos para fontes incentivadas, que recebem descontos tarifários para utilizar a rede. Esses subsídios são arcados pelos demais consumidores, representando um custo indireto relevante. Essa análise é crucial para entender o impacto financeiro dessas políticas de incentivo no custo final da energia elétrica.
A não incidência de encargos de autoprodução, referem-se àqueles que geram sua própria energia e que também recebem descontos tarifários em alguns encargos. Este benefício é compensado pelos demais consumidores, representando um custo indireto adicional. A análise incluiu a apuração do consumo de energia autoproduzida e a identificação das fontes de energia utilizadas pelos autoprodutores, permitindo uma divisão precisa dos custos indiretos associados a essa modalidade de geração de energia.
No tocante à não cobertura tarifária dos consumidores que adotaram a GD (Geração Distribuída), como painéis solares em residências até 2022, estes pagam apenas pelo consumo excedente à sua geração. Isso significa que eles não contribuem para várias componentes tarifárias, criando um custo indireto que também é repassado aos demais consumidores. Assim, avaliou-se o impacto financeiro deste subsídio e destacou a importância de um planejamento adequado para integrar a GD na matriz energética, sem onerar excessivamente os consumidores não-geradores desta modalidade.
O estudo também abordou os subsídios ao carvão mineral nacional, utilizado em usinas termelétricas. Esses subsídios visam manter a competitividade do carvão nacional frente a outras fontes de energia, mas resultam em custos adicionais repassados aos consumidores. A análise desses subsídios é importante para entender o impacto econômico e ambiental do uso contínuo do carvão mineral na matriz energética brasileira.
Ao tratar dos custos de transmissão, demonstra-se que a expansão da geração de energia afastada dos centros de consumo gera custos de transmissão que também são repassados aos consumidores. O trabalho detalha esses custos, destacando a necessidade de investimentos em infraestrutura de transmissão para garantir a entrega eficiente da energia gerada em locais distantes. Esses investimentos são necessários para integrar novas fontes de energia na matriz.
Por último, considerou-se os custos de contratação de capacidade para possibilitar a compatibilização entre as metas de geração e a curva de carga com a entrada das fontes com variabilidade em escala sub-horária e sem capacidade de armazenamento pelo lado do recurso, como eólica e fotovoltaica. Para isso, utilizou-se como referência os custos de contratação do Leilão de Reserva de Capacidade (01ºLRC, n° Edital 011/2021).
Resultados
Os resultados do estudo foram segregados pelas fontes energéticas, incluindo UHE, PCH, UTE, EOL, UFV e GD. A análise revelou uma assimetria de custos entre as diferentes fontes de energia.
Os resultados apresentados pela Volt Robotics, atualizados para a data-base de junho/2024, indicam os seguintes custos finais por fonte de energia: UHE: R$ 296,8/MWh, EOL: R$ 411,2/MWh, PCH: R$ 409,7/MWh, UFV: R$ 547,8/MWh, UTE: R$ 478,9/MWh, GD: R$ 753,1/MWh. A GD apresentou os custos mais elevados, enquanto as hidrelétricas os mais baixos.
A Tabela 1 informa os custos discretizados por fonte a partir de cada categoria de custo que foi abordada no estudo da Volt.
Tabela 1 – Resultado do custo total das fontes para cada parcela de custo.
Fonte: Estudo do custo das fontes Volt Robotics/ABRAGEL, atualizado pela ABRAGEL para a data-base Junho/2024.
Na figura abaixo é possível visualizar o resultado do custo total, identificando a participação dos custos diretos e indiretos na composição do custo final ao consumidor.
Figura 1 – Resultado do custo total para as fontes.
Fonte: Estudo do custo das fontes Volt Robotics/ABRAGEL, atualizado pela ABRAGEL para a data-base Junho/2024.
Esses resultados fornecem uma visão abrangente dos custos associados à diversificada matriz energética brasileira, sendo valiosos para orientar a formulação de políticas de incentivo, o planejamento do SEB e a condução dos próximos leilões de contratação de energia. O estudo tem potencial para auxiliar na definição de escolhas mais informadas, equilibradas e eficazes no SEB no sentido de promover um fornecimento de energia elétrica sustentável, confiável e economicamente viável em um contexto de transição energética eficiente, justa e segura, levando em consideração as características inerentes a cada fonte energética e primando, de fato, pela modicidade tarifária para o consumidor final.
Conclusões
A inclusão de novas tecnologias de geração de energia elétrica na matriz brasileira deve ser acompanhada por um planejamento criterioso e uma análise rigorosa dos custos associados. Isso inclui não apenas os custos diretos de geração, mas também os custos indiretos relacionados aos requisitos de transmissão, aos demais subsídios e outros mecanismos de compensação. O estudo sugere que um planejamento estratégico pode ajudar a mitigar os impactos financeiros para os consumidores e garantir a sustentabilidade e equilíbrio do SEB.
Considerando que as políticas de incentivo para fontes renováveis e outras formas de geração de energia devem ser formuladas com base em análises detalhadas dos custos e benefícios, diversos incentivos inadequados podem resultar em aumentos significativos nos custos indiretos para os consumidores, enquanto incentivos bem planejados podem promover a diversificação da matriz energética sem onerar excessivamente os consumidores. O estudo apresenta dados robustos e análises econômicas detalhadas para a promoção de políticas públicas e de incentivo. Além disso, fornece transparência nos custos repassados aos consumidores brasileiros, o que é crucial para garantir a informação adequada a respeito de como cada tecnologia de geração de energia elétrica impacta na tarifa paga por eles.
Conclui-se que os resultados obtidos fornecem uma base sólida para a formulação de políticas energéticas no Brasil. A análise detalhada dos custos diretos e indiretos das diferentes tecnologias ou fontes de geração de energia elétrica pode orientar decisões sobre subsídios, investimentos em infraestrutura e estratégias de diversificação da matriz elétrica brasileira. Os resultados sugerem que uma abordagem equilibrada e baseada em dados poderá ajudar a promover um sistema elétrico mais sustentável, eficiente e acessível para todos os brasileiros. Além disso, a transparência nos custos repassados aos consumidores é crucial para garantir a aceitação pública e o sucesso das políticas de incentivo no setor.
