A Portaria 50/2022, do Ministério de Minas e Energia, concedeu o direito de escolher o fornecedor de energia elétrica a todos os consumidores do Grupo A, composto por aqueles que são atendidos em média e alta tensão, a partir de janeiro de 2024.

Antes da Portaria 50/2022, apenas consumidores com demanda maior do que 500 kW estavam autorizados a migrar para o mercado livre de energia, onde fornecedores e consumidores negociam bilateralmente as condições do fornecimento, como prazo, fonte da energia, preços, flexibilidades e outras facilidades, produtos e serviços. Agora, os de menor porte passam a poder participar também do mercado livre de energia.

O Grupo A tem cerca de 202 mil unidades consumidoras, principalmente empresas, que recebem energia em média e alta tensão. Dessas, mais de 38 mil já estão no mercado livre de energia, de forma que o potencial de migração é de aproximadamente 164 mil unidades consumidoras a partir de 2024.

Já os consumidores que recebem energia em baixa tensão estão inseridos no Grupo B, que somam 89 milhões, formado principalmente por residências, e seguem sem autorização para escolher o fornecedor de energia elétrica. No mundo, 35 países têm mercado livre de energia acessível a todos os consumidores.

Para a Abraceel, essa nova fase da abertura do mercado de energia trará benefícios para um grupo mais amplo de consumidores, que terão à disposição dezenas de fornecedores e novos produtos e serviços. A perspectiva é que os consumidores sejam beneficiados com preços menores no mercado livre, ampliando a eficiência e a competitividade de suas operações.

A Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) disponibilizou relatório de análise de impacto regulatório sobre o tema. Confira abaixo um resumo das propostas em discussão.

Rito regulatório para ajustes em novas versões dos modelos de otimização

A regulamentação atual estabelece que o uso dos modelos de otimização deverá ser previamente autorizado pela Aneel. No âmbito da TS 03/2019, a Coordenação da FT-Dessem solicitou rito expedito para utilização das novas versões do Dessem. À época, a SRG corroborou o entendimento de que as novas versões, desde que não correspondam a alterações em parâmetros e metodologias e que não causem impactos às funcionalidades já aprovadas, poderiam ser tratadas segundo um rito expedito no âmbito do Comitê Técnico PMO/PLD. Assim, propõe-se a inclusão dessa previsão no normativo. Além disso, há sugestão de prever aprovação dos modelos satélites no Comitê Técnico.

Representação da geração de usinas não simuladas

Em junho de 2021, ONS e CCEE solicitaram adequações regulatórias para considerar a previsão da geração eólica na primeira semana operativa do Decomp, seguindo o encaminhamento do Grupo Técnico Geração Eólica do CT PMO-PLD, que propõe substituir a estimativa atual pelos valores previstos pelo modelo WEOL.

Pela regra atual, a geração eólica é representada de diferentes formas nos modelos. No Newave e Decomp, é utilizada a média mensal do histórico dos últimos 5 anos de geração líquida verificada para usinas em operação comercial. No Dessem, a previsão da geração eólica é fundada em prognósticos meteorológicos conjunturais de velocidade e de direção de vento, utilizando o WEOL.

A proposta do GT Geração Eólica já foi aprovada pela Comissão Gestora para Dados, Processos e Regulação do CT PMO-PLD. A Aneel propõe a inclusão de dispositivo que estabeleça que as alterações serão avaliadas pelo Comitê Técnico PMO/PLD, devendo a implementação ocorrer somente após a alteração dos Procedimentos de Rede.

Protocolos de contingência no caso da impossibilidade de publicação do CMO e do PLD

A regra atual tem horários limites e protocolos de contingência relacionados à publicação do CMO e PLD. Segundo a SRG, tais horários podem ser prejudicados, não apenas em função de problemas no processamento do Dessem, mas também dos demais modelos computacionais. Assim, propõe-se a inclusão de previsão de regras de contingência para o caso de impossibilidade de processamento de cada um dos modelos computacionais (Newave, Decomp e Dessem).

Processo de identificação, correção e publicidade dos erros na formação do PLD

A regra atual estabelece que o erro identificado no processo de formação do PLD deve produzir efeito no dia subsequente ao da identificação. A SRG propõe deixar mais claro que as correções de erros devem ocorrer, assim que possível, no processamento dos três modelos computacionais. Também levanta a hipótese de, identificado erro após a rodada pelo ONS para elaboração do PMO e revisões, se ele poderia ser corrigido apenas pela CCEE. Porém, não foi incluída essa possibilidade na minuta de REN, pois entendem que ocorreria de forma eventual, podendo ser corrigido no dia seguinte por ambas as instituições.

Clareza, previsibilidade e transparência no procedimento de atualização dos dados de entrada do PMO

Esse é o tema foco desta consulta pública. A SRG relembra o caso do requerimento administrativo interposto pela Abraceel em dezembro/2020, quando foi solicitado o cumprimento da antecedência da CNPE 07/16 nas alterações das condições operativas da bacia do São Francisco. A SRG publicou despacho negando provimento ao requerimento, porém a Diretoria conheceu o pedido de medida cautelar feito pelo BTG com pleitos similares, até a análise do mérito.

Devido aos desdobramentos do caso, a SRG constatou que a leitura dos Procedimentos de Rede não é suficientemente objetiva para atualização dos dados de entrada do PMO, pois pode ensejar a avaliação de diferentes Submódulos para a adequada compreensão. A área técnica da Aneel entende que o procedimento de atualização dos dados de entrada deve ser claro, objetivo e crível o suficiente para não gerar dúvidas quanto à formatação e à implementação.

A SRG pontua que o termo “previsibilidade” não deve ser utilizado como um sinônimo da consideração da “antecedência de um mês”. Argumenta que quanto mais o PLD for “blindado” da dinâmica ordinária de equilíbrio entre oferta e demanda vivenciada no âmbito da operação, maiores os impactos alocativos à dimensão comercial do setor, elevando encargos. Assim, conclui que não utilizar os mesmos dados nos dois processos (operação e preço) deve ser a exceção, pois tal descasamento promove diferenças alocativas relevantes.

Contexto histórico

A SRG traz um contexto regulatório histórico, para ajudar a compreender as alternativas em discussão. A Resolução CNPE 07/2016 estabeleceu em seu art. 3º, § 1º, que:

“Alterações nos dados de entrada que não decorrerem de correção de erros ou de atualização periódica com calendário predefinido, conforme regulação da ANEEL, deverão ser comunicadas aos agentes com antecedência não inferior a um mês do PMO em que serão implementadas para que tenham efeitos na formação de preço e na definição da política operativa”.

Cabe apontar que a atual redação dos Procedimentos de Rede não foi revista com a publicação dessa resolução e que a regulação atual está embasada na atualização concomitante do CMO e PLD. A Resolução CNPE 22/2021, que alterou a 07/2016, manteve tais premissas, limitando a antecedência de um mês apenas para a formação de preço.

Dessa forma, a SRG entende que houve coerência nos encaminhamentos tomados de acordo com a CNPE 07/16, pois apenas alterações nos dados de entrada que não tinham sua atualização prevista nos Procedimentos de Rede entrariam no critério de antecedência de um mês. À luz do caso do São Francisco, o Submódulo 4.7 estabelece o prazo de um dia útil para avaliação e implementação do FSARH pelo ONS.

A SRG complementa que os Procedimentos de Rede vigentes não fazem qualquer distinção quanto à origem da restrição hidráulica para sua implementação, ou seja, independe se a restrição decorre de decisões de órgão competente pelo licenciamento ambiental, outorga de uso da água ou do Poder Judiciário, ou mesmo se a restrição está relacionada a questões intrínsecas à operação e à segurança de barragens das usinas hidrelétricas.

Como exemplo, a SRG cita o caso de uma Resolução da ANA de abril 2018 que foi considerada de forma imediata no PMO e PLD. Já o Despacho da SRG de março de 2018, que tratou de um aprimoramento na representação, não contemplado no cronograma predefinido, tampouco na decisão ordinária da ANA, foi implementado um mês depois pela CCEE e ONS. Dessa forma, a antecedência de um mês era para eventos que decorriam de “aprimoramentos na representação” e, por esse motivo, não faziam parte da dinâmica de “atualização ordinária” de dados de entrada, prevista nos Procedimentos de Rede.

A SRG informou que em 2020 foram aceitos 566 FSARHs e em 2021, foram identificados 939 registros.

Alternativa 1: Manter o historicamente praticado pelo ONS, considerando a RES CNPE 22/2021

A alternativa 1 condiz com o contexto histórico, com a diferença que o ONS deverá considerar a melhor representação possível na definição da política operativa. Os casos que necessitam de antecedência de um mês continuariam sendo aqueles que não possuem calendário predefinido, apenas para a formação do PLD.

Alternativa 2: Manter o historicamente praticado pelo ONS, com melhoria da governança nos processos de divulgação das informações e consolidação das informações que refletem o processo de atualização dos dados de entrada

A SRG propõe a consolidação das informações relativas aos dados de entrada em um único local, conformando o “calendário predefinido” citado na regulação. O ONS elaborou um quadro (constante no Anexo I do Relatório) contendo a periodicidade de atualização dos principais dados de entrada para o PMO, o horizonte passível de atualização, bem como as referências dos Submódulos dos Procedimentos de Rede que detalham o processo de obtenção e de tratamento do dado.

Nesse aspecto, a SRG ressalta que há diversos dados de entrada que não possuem data de alteração previamente estabelecida e que, portanto, podem sofrer alterações a qualquer momento, o que não quer dizer que a periodicidade de atualização não se encontra predefinida. Esclarece que, quando a atualização está prevista em todas as etapas de estudo, ela pode ocorrer a qualquer momento, e uma vez obtido o dado pelo ONS, ele é incorporado aos modelos de otimização.

Dessa forma, o fato de um dado de entrada não ter data fixa de atualização previamente estabelecida nos Procedimentos de Rede não quer dizer que sua implantação deveria obedecer a uma carência compulsória.

Ou seja, na alternativa 2 os critérios para enquadramento da antecedência seriam similares aos da alternativa 1, porém a diferença está na melhoria do processo por meio de consolidação da periodicidade, horizonte e prazos a que os dados de entrada estariam submetidos.

Alternativa 3: Aplicar o praticado pela CCEE em 2021

Desde janeiro de 2021, a CCEE vem adotando o procedimento que “as atualizações nos dados de entrada indicadas por decisão de órgãos ou instituições internas ou externas ao setor elétrico, fora do calendário predefinido, são consideradas na formação do PLD, respeitando-se a antecedência de um mês definida pela CNPE 22/2021”. O Anexo II traz uma comparação entre a implementação dos dados de entrada para formação do CMO pelo ONS e para a formação do PLD pela CCEE entre janeiro/2021 e setembro/2021.

Alternativa 4: Aplicar o praticado pela CCEE em 2021, com maior delimitação na definição

Analisando os exemplos do Anexo II, a SRG identificou várias alterações decorrentes do Ibama e da ANA por demanda do setor elétrico (ONS/CMSE). Para a SRG, quando uma alteração é decorrente de demanda própria do setor elétrico, a decisão do órgão competente é apenas formalização do pleito, pois já é de conhecimento setorial que uma medida poderá ser adotada.

Nesse caso, a proposta é que a deliberação do CMSE seja o marco inicial para indicar a antecedência de um mês, sem necessidade de aguardar promulgação de ato pelo órgão competente, sendo que o ONS e CCEE devem dar publicidade da decisão do CMSE.

A SRG esclarece que o estabelecimento de restrições por iniciativa do próprio órgão competente (exógeno ao setor elétrico), como por exemplo, a alteração do hidrograma de Belo Monte, se caracterizaria como uma situação distinta. Nesse caso, como não houve conhecimento prévio e participação do setor elétrico, seria possível aguardar a decisão do órgão competente para iniciar o prazo.

Argumentam, porém, que nem todos os casos demandam postergação da implementação da decisão. Então, o referencial deve ser a magnitude da usina para a operação do sistema. O Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Rede classifica as instalações estratégicas para o SIN em tipo U1, U2 E U3. Assim, a proposta da SRG é que apenas as usinas tipo U1 e U2 teriam o critério de antecedência de um mês para implementação de alterações das restrições hidráulicas, decorrentes de decisão de órgão competente por iniciativa própria (ambiental ou de recursos hídricos). As usinas tipo U1 e U2 são Itaipu 50Hz, Itaipu 60Hz, Tucuruí, Xingó, Paulo Afonso IV, Ilha Solteira, Marimbondo, Emborcação, Governador Bento Munhoz, Salto Santiago e Belo Monte. As demais usinas teriam alterações implantadas de imediato, conforme atualização do FSARH. A SRG frisa que quando a alteração for de iniciativa do concessionário, não cabe discussão sobre previsibilidade.

Então, o texto proposto na minuta de REN ficou desta forma:

Art. 20, § 1º, inciso II “No caso da implementação das atualizações descritas abaixo, deverá ser dada publicidade aos agentes com antecedência não inferior a um mês operativo do PMO:

a) Atualização em dado de entrada decorrente de flexibilização excepcional autorizada pelo CMSE, desde que o ONS ou CCEE comuniquem sobre o pedido de alteração do referido dado até a data de realização do PMO anterior, ainda que esteja em processo de homologação por órgão ou instituição interna ou externa ao setor elétrico, se for esse o caso; e

b) Atualização de restrição hidráulica de usina estratégica tipo U1 e U2, conforme definido nos Procedimentos de Rede, por iniciativa de órgão competente de licenciamento ambiental ou outorga de recursos hídricos, desde que homologada até a data de realização do PMO anterior.”

Por fim, propõe a inclusão de três informações adicionais ao FSARH para saber como a restrição hidráulica será considerada para formação de preço: i) de quem é a iniciativa da alteração, ii) se a usina é classificada como tipo U1 ou U2, e iii) data da decisão do órgão competente ou a data da publicidade do ONS ou da CCEE.

Alternativa 5: Estabelecimento de prazo mínimo para implementação dos casos abrangidos na Alternativa 3 nos modelos de otimização

Esta alternativa seria uma solução intermediária, em que seria dado um prazo maior que um dia útil (prazos das restrições hidráulicas atual dos Procedimentos de Rede), mas inferior a um mês para os casos da alternativa 3, considerados mais relevantes em termos de impacto. A sugestão seria de prazo mínimo de 2 dias para implementação na formação de preços. Outra opção seria incluir apenas a partir da próxima rodada do Decomp, com prazo variando de D-2 a D-7, dependendo da data de informação da restrição.

A SRG faz uma análise do impacto das alternativas, mas conclui que não há como basear a escolha de uma alternativa em função dos resultados obtidos, pois podem ser positivos ou negativos a depender da natureza da restrição inserida naquele período avaliado. Assim, a proposta da AIR é a adoção da alternativa 2 (no que tange à consolidação das informações sobre atualização dos dados de entrada em um local único, em um quadro que constará nos Procedimentos de Rede) e da alternativa 4, de forma conjunta.

Sobre a fiscalização, a SRG apontou que existe um processo de contratação pelo ONS de auditoria independente dos dados do PMO, de acordo com a REN 455/2011. A REN e o escopo dos dados que serão auditados estão em fase de revisão pelo ONS, que está avaliando um novo formato para a auditoria com proposta de Submódulo específico nos Procedimentos de Rede.

Por fim, a SRG, por meio da AIR colocada em consulta pública, propõe que a norma entre em vigor a partir da data da sua publicação e que, no prazo de 90 dias, os Procedimentos de Rede e Regras de Comercialização e PdCs devam se adequar à revisão.

Além do encontro com Fernando Filho, dirigentes da Abraceel cumpriram extensa agenda de reuniões com parlamentares influentes na legislação do setor elétrico ao longo de fevereiro para argumentar em favor de premissas para a abertura do mercado de energia elétrica e para a modernização do modelo regulatório e comercial do setor elétrico, regras abordadas no PL 414.

Essa agenda incluiu reuniões com os deputados Paulo Ganime (NOVO-RJ), Joaquim Passarinho (PSD-PA), Arnaldo Jardim (Cidadania-SP) e Alexis Fonteyne (NOVO-SP), que é também presidente da Frente Parlamentar pelo Brasil Competitivo.

Segundo o parlamentar, o presidente da Câmara, Arthur Lira, solicitou celeridade e há possibilidade de deliberação no Plenário da Câmara nas próximas semanas.

“A aprovação do PL 1917/15 é de suma importância para o país, pois com a modernização do setor elétrico quem sai ganhando é o consumidor final, é a população do nosso país que nesse momento tanto precisa. Acredito que, assim como há alguns anos tivemos um avanço sobremaneira com a telefonia e conseguimos baratear as ligações, daqui uns anos poderemos comemorar o custo mais baixo da energia e um setor elétrico realmente modernizado”, disse a deputada Jaqueline Cassol (PP-RO), presidente da Comissão Especial, após a deliberação.

Os principais temas aprovados no texto foram:

• abertura total do mercado em até 72 meses, com faculdade ao poder concedente para diminuir todos os limites de carga nesse período;
• representação varejista obrigatória para todas as unidades consumidoras com carga inferior a 500 kW que migrarem a partir da publicação da lei;
• criação de encargo de sobrecontratação involuntária a ser pago por todos os consumidores do ACR e ACL;
• faculdade ao MME para reduzir a obrigação de contratação de consumidores livres a percentual inferior à totalidade da carga;
• não aplicação dos descontos no fio para os consumidores de baixa tensão;
• formação de preços por oferta deixa de ser obrigatória e deverá ser precedida de estudo específico sobre alternativas para a sua implementação a ser realizado pelo poder concedente em até 24 meses;
• preço por oferta não poderá aplicado antes de 12 meses da publicação da lei e está condicionado a estudo que indique os benefícios associados sua implantação;
• CCEE será responsável pelo monitoramento das operações do mercado nela realizadas, podendo instaurar processos sancionadores cujos procedimentos serão aprovados pela Aneel;
• regra de responsabilização para a pessoa física ou jurídica contratada pela CCEE no exercício do monitoramento que gerar prejuízos por atos dolosos ou culposos, assim como para os administradores dos agentes setoriais;
• em até 24 meses, deverão ser estabelecidas garantias financeiras com (i) aporte prévio de recursos para efetivação do registro de operações e (ii) chamada de recursos para fechamento de posições deficitárias com apuração diária;
• em até 30 meses, o poder executivo deverá propor aprimoramentos no arranjo do mercado orientados ao desenvolvimento e sustentabilidade de bolsas de energia elétrica nacionais;
• separação lastro e energia: em até 24 meses, poder concedente deverá estabelecer o cronograma para a implantação da contratação de lastro, com início em até 30 meses;
• criação de encargo de transição da separação lastro e energia que apurará a parcela de lastro existente no ACR, cujo custo será pago por todos os consumidores e autoprodutores na proporção do consumo;
• os encargos de lastro e de transição da separação lastro e energia poderão ser reduzidos em função de contratos de compra assinados em até 30 meses e que não tenham duração superior a cinco anos, se firmados após a publicação da lei;
• a regra de redução do encargo deverá considerar as transações comerciais realizadas a qualquer tempo, lastreadas por meio dos contratos de compra;
• hidrelétricas entre 30 e 50 MW terão direito ao desconto no fio, limitado a 30 MW de potência injetada;
• não terão desconto no fio os novos empreendimentos objeto de registro (ex: CGHs) e a ampliação dos existentes que forem comunicados à Aneel após 1º de março de 2026;
• descontos aplicados nas tarifas poderão ser condicionados à exigência de contrapartidas dos beneficiários e a critérios de acesso;
• condicionalidade não será aplicada aos descontos no fio concedidos às outorgas emitidas até 31 de dezembro de 2020.

A matéria já poderia seguir diretamente ao Senado Federal, mas ainda há prazo para apresentação de recurso de 1/10 dos parlamentares, isto é, 51 deputados, endossarem o pedido.

Reginaldo Medeiros, Presidente Executivo da Abraceel, participou do painel “Perspectivas para o mercado livre de energia em 2022”. Bernardo Sicsú, Diretor de Eletricidade e Gás, no painel “Caminhos para a evolução da segurança de mercado”. Já Alexandre Lopes, Vice-Presidente de Estratégia e Comunicação, no painel “Viabilizando a abertura total do mercado de energia em 2024”.

Destacamos mais uma entrega simbólica do certificado de operador do mercado de energia para os aprovados na prova de certificação, que em 2021 foi liderada pela CCEE pela primeira vez. Danyelle Bemfica, assessora de energia da Abraceel, foi uma das aprovadas.

O evento também contou com uma homenagem ao presidente executivo da Abraceel, Reginaldo Medeiros, que se despede da presidência executiva da Associação. Hermano Pinto entregou placa do CanalEnergia e Rodrigo Ferreira, que irá assumir o cargo de Reginaldo em janeiro, fez breve fala em sua homenagem.

Sobre o painel “Perspectivas para o mercado livre de energia em 2022”, os principais pontos abordados foram a evolução regulatória, as perspectivas de negócio para o próximo ano e o impacto das eleições no setor elétrico. Além da possibilidade de se avançar na abertura primeiro na alta tensão, que não encontra nenhum entrave para seu avanço, e depois para a baixa tensão, que tem as soluções bem mapeadas. Reginaldo destacou a necessidade de se estabelecer um cronograma claro para a abertura do mercado, de forma que os agentes possam estar preparados para as novas oportunidades que poderão surgir com os novos consumidores livres.

Agnes da Costa, Chefe da Assessoria Especial de Assuntos Regulatórios do MME, fez a apresentação inicial destacando o árduo trabalho frente aos desafios de 2020, com a pandemia da Covid-19, e de 2021, com a crise hídrica. Além disso, abordou o avanço da transição energética como oportunidade para os agentes. Ao fim, ressaltou que o Governo está aberto a provocações e solicitou ao setor que envie propostas para análises.

Todos os palestrantes desse painel se demonstraram favoráveis à abertura total do mercado, com destaque à fala da Conselheira da CCEE, Roseane dos Santos, que reforçou que a abertura e a segurança de mercado são as pautas prioritárias para a Câmara.

Já no painel “Caminhos para a evolução da segurança de mercado”, o tema ficou centrado nas Notas Técnicas da CCEE, os impactos da segurança no mercado, o papel da Agência reguladora, além da atuação dos agentes de mercado. Nesse painel foi também discutido o Estudo Abraceel de monitoramento da alavancagem.

A segunda roda de debates do segundo dia contou com o painel “Viabilizando a abertura total do mercado de energia em 2024” e abordou as questões de implementação da modernização, estudos para viabilização da abertura e os projetos que ainda estão em tramitação na Câmara dos Deputados, PLs 1917/15 e 414/21. A grande novidade foi o anúncio por parte do Ministério de Minas e Energia de que uma consulta pública deverá ser aberta até março de 2022 para discutir o cronograma de abertura.

Por último, o painel “O mercado livre e a crise hídrica: expectativas para 2022” discutiu as perspectivas para operação, os impactos no preço, a adaptação de mercado e a migração de consumidores.

Em Minas Gerais, após decisão do governador Romeu Zema, o preço do gás natural, em função da pandemia de coronavírus, caiu 7% para indústrias e 7,6% para quem usa o GNV, combustível com melhor custo-benefício para veículos. Segundo a Gasmig, essa é uma forma de ajudar empresas e cidadãos que enfrentam a crise econômica e dependem do produto para manter suas atividades.

Seguindo uma tendência nacional nos últimos cinco anos, a Gasmig tem notado o aumento no consumo doméstico e trabalha na expansão da rede residencial de gás natural canalizado em Belo Horizonte, onde quase 42 mil clientes possuem contrato ativo. Os investimentos da companhia chegam a 28,5 milhões em 2020.

Na tentativa de baratear o gás natural por meio da abertura de mercado, o Congresso Nacional avança na discussão do PL 6407/2013. A proposta, conhecida como Nova Lei do Gás, é uma das apostas para reaquecer a economia e retomar a atividade industrial. Para o deputado Zé Silva (SD-MG), o primeiro passo a ser dado é acabar com o monopólio da Petrobras, considerado o principal entrave para expansão da comercialização do produto no Brasil.

“Acredito que haverá redução nos preços do gás natural, o que vai favorecer, principalmente, a competitividade da indústria desse setor no país. Podemos tirar como exemplo o que ocorreu com as telecomunicações. A expectativa é o incremento na produção desse produto no médio prazo. Isso significa produtividade e crescimento da economia”, aponta.

Dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) comprovam que a estatal é responsável pela operação de mais de 90% de toda a produção de gás natural, além de administrar a maioria dos campos de gás, gasodutos, termelétricas, transportadoras, distribuidoras e revendedoras.

Uma das principais mudanças sugeridas pelo PL 6.407/13 é que as companhias precisem apenas de autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que regula o setor no país, em vez de passar por licitação pública para construir essas estruturas, como a lei atual exige. O objetivo é reduzir a burocracia e ampliar a rede de gasodutos para atender regiões interioranas.

Essa alteração, no entendimento do deputado Zé Silva, pode resolver o problema do transporte de gás natural, que atualmente é caro e impacta diretamente no preço final.

“Esse novo marco regulatório vai contribuir para o crescimento do mercado do gás natural no Brasil, à medida que houver a facilidade de acesso à infraestrutura, à mudança no modo de contratação, com regime de autorização para contratação de novos gasodutos, por exemplo. Com tudo isso, esse acesso será mais igualitário”, acredita o parlamentar.

O diretor da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) e coordenador-adjunto do Fórum do Gás, Bernardo Sicsú, analisa que a Nova Lei do Gás tem potencial de impulsionar a agenda de infraestrutura.

“A partir de um modelo concorrencial que está proposto na Nova Lei do Gás, o consumidor terá à disposição maior número de ofertantes. Assim, ele poderá contratar em melhores condições o gás natural, que é essencial para suas atividades. A partir de um maior número de ofertantes, o preço do gás se reduzirá. Portanto, o consumidor final será o grande beneficiário”, explica o especialista.

Outro ponto positivo citado por Sicsú é a possibilidade de tornar mais barata as etapas de produção em setores em que o gás natural é o insumo principal, como nas indústrias de celulose, cerâmica, fertilizantes, petroquímica e siderurgia. “O gás natural é fundamental para a economia do país, visto o efeito multiplicador que tem. O gás é consumido nas indústrias de base e vai se alastrando, se perpetuando por toda a cadeia de valor da nossa economia. Um insumo muito caro na base vai prejudicar todos os elos, chegando até o consumidor com preços caros e, possivelmente, de qualidade inferior”, detalha.

A expectativa do relator na Câmara, deputado Laercio Oliveira (PP-SE), é que a Nova Lei do Gás seja votada até o fim de julho. O texto, em sua tramitação normal, passaria pela Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria, Comércio e Serviços, mas há articulação entre parlamentares para que possa ser analisado diretamente em Plenário.

Fonte: Barbacena em Tempo

24.07.2020

A pandemia do coronavírus e as eleições municipais estreitaram a margem de negociação com o Congresso Nacional para aprovação dos projetos de lei de interesse do setor elétrico em 2020. Há alguma expectativa ainda em relação ao PL 3.975, que trata dos débitos do GSF, mas nenhuma esperança de aprovação do PLS 232, que altera o modelo comercial do setor. Ambos tramitam no Senado, e um ponto desfavorável ao projeto de modernização é que ele terá ainda de passar pelo plenário da casa antes de ser enviado à Câmara.

Aparentemente, a aprovação do PL do GSF seria mais fácil, uma vez que o Senado terá que decidir se mantém ou ratifica a alteração feita pela Câmara dos Deputados na distribuição dos recursos da União que formam o Fundo Social do Pré-Sal. A matéria foi aprovada no dia 10 de março na Comissão de Assuntos Econômicos e está pronta para ser pautada em plenário, mas há uma disputa entre os senadores amazonenses Eduardo Braga (PMDB), relator da proposta, e Omar Aziz (PSD), presidente da CAE. Aziz é contra a criação do fundo de expansão dos gasodutos de transporte e escoamento, conhecido como Brasduto, que seria financiado com recursos públicos do pré-sal.

O PLS 232, que foi relatado pelo senador Marcos Rogério (DEM-RO), teve seu substitutivo aprovado no último dia 10 de março em caráter terminativo na Comissão de Infraestrutura do Senado. Com um recurso apresentado pelo senador Jean Paul Prates (PT-RN), que obteve o apoio de outros 11 parlamentares, o texto terá de passar pelo plenário antes de seguir para a Câmara.

O pedido tem as assinaturas dos senadores Major Olimpio (PSL-SP), Jaques Wagner (PT-BA), Zenaide Maia (Pros-RN), Rogério Carvalho (PT-SE), Paulo Paim (PT-RS), Humberto Costa (PT-PE), Randolfe Rodrigues (Rede-AP), Paulo Rocha (PT-PA), Jorge Kajuru (Cidadania-GO), Leila Barros (PSB-DF) e Fernando Collor (Pros-AL).

No requerimento, o parlamentar petista alegou a necessidade de debater o projeto em plenário, para que todos os senadores tenham a oportunidade de conhecer melhor a matéria. “Não só pela complexidade da proposição, como já mencionada, e nem apenas por ela alterar de forma profunda o sistema elétrico, com riscos de provocar desequilíbrios imprevisíveis, mas também por ser uma proposição que iniciou em outra legislatura, quando a maioria dos senadores atuais não compunham esta Casa”, argumentou Prates.

Na assessoria do senador Marcos Rogério, a avaliação é de que até 15 de agosto haveria espaço para a aprovação do GSF, especialmente se não houver recesso parlamentar. Além do mais, o Senado abriu um pouco o critério que prioriza matérias diretamente relacionadas à pandemia e seus efeitos, com a aprovação do marco regulatório do saneamento e do PL das Fake News, afirmam assessores.

Para o cientista político Leandro Gabiati é muito difícil que haja espaço no Senado para votar o 232 no segundo semestre. Já o GSF teria uma chance maior, apesar da disputa entre Aziz e Braga. “O 232 é um projeto tão amplo que tem muito senador que não sabe muito bem do ele trata.”

Gabiati lembra que de março a julho de 2019 o governo editou 15 medidas provisórias, enquanto no mesmo período de 2020 foram publicadas 66 MPs, o que congestiona a pauta do Congresso. Além das MPs, tem as eleições para prefeito esse ano, que deverão mobilizar as bancadas a partir de agosto, com convenções partidárias, pré-campanha e campanha.

O presidente do Fórum das Associações do Setor Elétrico, Mário Menel, lembra que impasse sobre os débitos relacionados ao risco hidrológico tem mais de 1800 dias sem solução, como mostra o “atrasômetro” criado pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia. “O Congresso tem culpa? Tem. No projeto do GSF não se discute GSF, mas a carona que está junto”, disse, destacando a emenda que criou o Brasduto.

Já o projeto de modernização do setor elétrico é de 2016, fruto de discussões do Ministério de Minas e Energia na Consulta Pública 33. Para o executivo, nesses quatro anos houve tempo suficiente para aprovar a proposta e introduzir novos mecanismos de mercado que evitariam os problemas de sobrecontratação enfrentados agora pelas distribuidoras. Uma das razões do insucesso na aprovação do novo modelo é a própria fragmentação do setor, onde convivem diferentes interesses, admite Menel.

Lei do Gás

Outro projeto que está na lista de prioridades do Ministério de Minas e Energia e do setor privado (o que inclui agentes do setor elétrico) é o PL 6.407, da nova Lei do Gás. Há uma grande pressão da indústria e do setor de petróleo e gás para que a proposta seja votada no plenário da Câmara e possa seguir para o Senado. Qualquer decisão depende, porém, do presidente da casa, Rodrigo Maia (DEM-RJ), a quem cabe negociar a inclusão do tema na pauta com as lideranças partidárias.

Na semana passada, mais de 50 líderes de diferentes setores industriais que divulgaram recentemente uma carta aberta em defesa do projeto de lei participaram de reunião com o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque.

O presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Paulo Pedrosa, afirma que o texto da Câmara “representa o consenso possível”, tem o apoio de 90% do setor e avança em pontos importantes para a abertura do mercado de gás.

Fonte: Canal Energia

09.07.2020

Informações que chegaram ao Radar dão conta que esta é mais uma semana em que o veto do governador Wilson Lima a chamada Lei do Gás não vai ser discutido e votado pela Assembleia Legislativa do Amazonas (Aleam), mesmo que isso signifique que a pauta de votação do Poder Legislativo continue “trancada” e não possa acontecer qualquer outro tipo de votação. A pauta de votação fica “trancada” quando não são cumpridos os prazos determinados pelo Regimento Interno da Casa Legislativa de trinta dias para votação dos vetos do Executivo.

A chamada Lei do Gás, de autoria do presidente da Aleam, deputado Josué Neto, foi aprovada na Assembleia Legislativa no dia 8 de abril. A Lei acaba com o monopólio da Cigás (Companhia de Gás do Amazonas) na distribuição de gás natural no Amazonas e abre o mercado para empresas privadas investirem no setor.

Em suas defesas feitas a Lei, Josué Neto tem dito que esse é um dos projetos mais importantes para o desenvolvimento do Estado, após a implantação da Zona Franca de Manaus. Segundo Josué, “o projeto que determina o fim do monopólio da distribuição do gás natural visa baratear custos do gás natural, do GNV (Gás Natural Veicular) e da geração de energia elétrica, contribuindo de forma decisiva na retomada da produção industrial no Estado – com o fornecimento de gás natural para a indústria a preços mais adequados ao mercado mundial”.

A importância da Lei fica clara na defesa feita pelo diretor de eletricidade e gás da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), Bernardo Sicsu.

“O estudo realizado mostra que a liberação do mercado é liquidamente benéfica quando considerados impactos sobre consumidores, acionistas dos distribuidores e governos estaduais. Ou seja, três pontos se demonstram favoráveis: a intensa modernização da regulação; a atração de novos investimentos; e a maior geração de empregos, renda e tributos”, disse Bernardo Sicsu ao citar estudo realizado pela Fundação Getúlio Vargas, durante audiência pública virtual realizada pela Assembleia Legislativa.

Mas isso não parece ter sido motivo suficiente para o governador Wilson Lima sancionar a Lei do Gás. E o desaparecimento do veto do governador da pauta de votação da Assembleia Legislativa deixa visível que há muitos mais interesses por trás da não abertura do mercado do gás no Amazonas, interesses particulares que, como muitas outras vezes, se sobrepõem ao interesse público.

Quem sabe a explicação não está nas tais “forças ocultas”, expressão usada numa outra situação pelo ex-governador Amazonino Mendes. Mas, nesse caso, nem tão ocultas assim! É só lembrar quem era o governador, tanto na época da criação da Cigás, como também nos anos em que as ações da empresa foram vendidas pra iniciativa privada, enriquecendo empresários de outros Estados e gerando pouca ou nenhuma riqueza para o Amazonas. Lembra quem era o vice-governador que “organizou” a venda de mais de 70% das ações da Cigás? Lembram que foi o mesmo que depois virou presidente do Conselho de Administração da Cigás?

Esses interesses são os interesses que “trancam” a pauta da Assembleia e até o desenvolvimento do Amazonas.

Fonte: Radar Amazônico

24.06.2020