Aneel aprova Resolução Normativa para contratação de reserva de capacidade

A diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou por unanimidade nesta terça-feira, 24 de setembro, a emissão de nova Resolução Normativa referente à contratação de Reserva de Capacidade, na forma de potência. Nessa deliberação foi aprovado o modelo do Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade – COPCAP e instaurada a Terceira Fase da Consulta Pública nº 61/2021, para o aprimoramento das Regras de Comercialização propostas em virtude da aprovação do processo e com aplicação imediata pela CCEE, mas em caráter provisório. De acordo com o voto do diretor relator, Fernando Mosna, a consulta terá o prazo de 15 dias.

O Decreto nº 10.707, de 2021, que regulamenta a contratação de reserva de capacidade, na forma de potência, atribui à Aneel a competência para regulamentar a forma de rateio e cobrança dos custos incorridos na contratação, por meio de Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP), a aplicação de penalidades em caso de inadimplência dos agentes responsáveis pelos custos da contratação, a elaboração do Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade (COPCAP), entre outras ações.

O diretor Fernando Mosna destacou no relatório que a análise desse assunto ganhou importância e urgência em virtude da solicitação do MME, para que a Aneel tomasse as providências necessárias para a antecipação do início de suprimento da UTE Termopernambuco, para outubro por conta da atual crise hídrica.

A nota técnica da Aneel indicou quatro opções de aplicação de rateio do encargo e que tem chamado a atenção, principalmente de grandes consumidores de energia. A primeira opção sinalizava para o rateio do ERCap com base no consumo líquido dos consumidores, a segunda trata de um rateio proporcional ao consumo máximo do mês, o terceiro item se daria pelo volume líquido no período de demanda máxima do SIN. E, para fechar as propostas, a quarta trata da divisão entre ambientes de comercialização pelo consumo líquido no período de demanda máxima do SIN.

Segundo o diretor de energia da Abrace, Victor Iocca, é necessário que a Aneel proporcione uma sinalização econômica porque, tomando como base dados oficial da EPE, daqui a 10 anos o encargo de potência poderá até mesmo superar o volume da CDE que hoje é de cerca de R$ 40 bilhões. Citou que o planejador sinaliza que o país precisará de uma potência adicional de mais 20 GW que vem com custo para o encargo.

“Fizemos contratação da PSR para estudar qual é a estimativa do ERCap até 2032 e considerando dados oficiais da EPE com base no ano passado, o custo do encargo pode ser de R$ 18 a R$ 30/MWh daqui a oito anos”, disse ele em apresentação na reunião. “Precisamos de sinalização e sinal econômico de quanto custa a potência nos próximos anos e não apenas no livre mas o regulado também que pode ter no encargo um peso grande na tarifa”, acrescentou.

Para a Abrace, o consumidor residencial pode também responder a essa sinalização de preços da potência, isso quando as tarifas serem mais modernas. “A opção 3 é a melhor para o sistema, mas com ajuste na opção dois pode ser adequada também”, afirmou. “Mas é importante a questão do rateio desse encargo”, alertou.

Outro representante, junto aos autoprodutores, Daniel Pina, diretor de Assuntos Regulatórios da Abiape, defendeu que os custos do ERCap recaiam sobre quem mais utiliza o sistema nos momentos de maior estresse. Até porque a medida para os autoprodutores, em época de constrained off acabam por prejudicar quem investe em geração própria.

Ele também defendeu o sinal econômico como fundamental para que os agentes reduzam seus requisitos individuais de potência. Assim, com essa curva descendente, reduz a necessidade de contratação. “Na Abiape defendemos a opção 3”, sumarizou. Pina disse que a entidade concorda com a modulação do consumo, mas ressalta que o autoprodutor paga os encargos de ER para contribuição ao SIN e se a geração é maior do que o consumo não há a incidência de encargo de energia de reserva. Como a discussão tem como base a mesma lei, argumentou, defende que a metodologia mantenha o mesmo sentido, pois se houve mudança como proposta, um momento de corte de geração renovável pode resultado em valor a cobrar aos agentes.

Apesar das manifestações, o diretor geral, Sandoval Feitosa, destacou que o entendimento da diretoria aponta que a opção 2 é que traz maior aderência ao que a agência reguladora busca com o processo. Aproveitou e elogiou a atuação da área técnica para analisar esse processo em função da necessidade de organizar as regras antes da entrada em operação da UTE Termopernambuco.