Estudo da TR Soluções indica que o substitutivo ao projeto de lei (PL) 5.017/2019, que estabelece a contratação compulsória de geração térmica e hídrica sob condições determinadas, pode elevar em 5% as tarifas de energia dos consumidores residenciais em 2036, primeiro ano em que todas as medidas do PL devem estar em operação plena, caso a lei seja aprovada.

Além disso, o PL deverá inverter a tendência de estabilidade e declínio da receita fixa de energia de reserva que, com as contratações compulsórias, deve aumentar até 2036, final do horizonte pesquisado. Nesta data, a receita fixa de energia de reserva poderá ultrapassar R$ 63 bilhões, sendo que 77% do montante estaria relacionado aos custos do PL 5.017. Sem as contratações compulsórias, a rubrica estaria em R$ 14,5 bilhões, após atingir o ponto máximo de R$ 20,3 bilhões em 2030.

Para o consumidor cativo residencial, o impacto tarifário médio deve ser de 5% em 2036. Esse impacto equivale a um acréscimo de quase R$ 60/MWh no Encargo de Energia de Reserva (EER), a ser rateado entre os usuários sujeitos ao encargo. 

“A aprovação do substitutivo transforma um encargo setorial relativamente estável em termos de receita fixa e com potencial de redução, conforme contratos antigos vão se encerrando, em um encargo elevado e persistente, com efeitos sobre as tarifas ao longo dos próximos 15 a 30 anos”, explica Helder Sousa, diretor de Regulação da TR Soluções e um dos autores do estudo. 

Para a consultoria, o levantamento indica que a expansão do sistema de forma descoordenada ao planejamento elaborado por órgãos competentes, como a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) seguindo diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME) não resulta no melhor curso ao sistema.

“Os resultados do estudo reforçam a importância de que as decisões de expansão da oferta sejam alinhadas às necessidades identificadas pelo planejamento setorial e a mecanismos competitivos de contratação, não via determinações legais”, afirma Sousa.

O levantamento também indica que a contratação compulsória de geração inflexível tende a reduzir a flexibilidade operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN), o que pode resultar em aumento nos cortes de geração renovável (curtailment).

Custos para geração térmica amazônica

O PL 5.017/2019 traz três blocos de contratação compulsória, sendo que em todos os casos os custos são rateados entre os usuários do SIN.

Um dos blocos é a geração termelétrica a gás natural de origem amazônica na região Norte, em montante equivalente à diferença entre a potência instalada e a garantia física de usinas estruturantes locais, com modulação operativa a cargo do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Esta contratação tem uma trava de 60% da necessidade de expansão da geração térmica inflexível a gás estimada no Plano Decenal de Energia, elaborado pela EPE. Com base neste limite, o estudo da TR Soluções considera que a contratação ficaria em 4.348 MW.

A partir da média de preço de geração térmica em sistemas isolados e do custo variável unitário (CVU) para térmicas a gás estimado pelo PDE 2035, o levantamento da TR Soluções chegou a um preço de R$ 800/MWh. Assim, a contratação de 4.348 MW resultaria em uma contratação de R$ 19,4 TWh/ano, ao custo de R$ 15,5 bilhões por ano.

O estudo adotou uma inflexibilidade de 51% a partir da premissa do PL de que a inflexibilidade anual das térmicas será “inversamente proporcional ao fator de capacidade das hidrelétricas estruturantes”, mas o texto não estipula uma metodologia exata de cálculo, que dependeria de regulamentação específica.

Além da geração térmica na região amazônica, o PL 5.017/2019 estabelece a contratação compulsória de 2.500 MW em novas usinas a gás com inflexibilidade de 70%, o que resulta em uma contratação em torno de 15,33 TW/h por ano, durante 15 anos.

O texto também estabelece que estas novas usinas deverão estar localizadas em áreas onde não há infraestrutura de gás, o que deve aumentar os custos da geração.

O estudo da TR Soluções considerou um preço de R$ 750/MWh, a partir dos parâmetros do PDE 2035. Assim, a receita fixa anual para esta contratação seria da ordem de R$ 11,5 bilhões.

Custos para geração hídrica em PCHs

Já a contratação de 4.900 MW em pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) de até 50 MW pode resultar em uma geração compulsória de 20,2 TWh/ano a partir de 2036, quando todas as contratações estiverem vigentes. A receita fixa total alcançaria R$ 8,7 bilhões por ano.

O cálculo considerou o preço-teto do leilão A-5 de 2025, que foi de R$ 392,84/MWh, corrigido pelo indexador híbrido proposto pelo texto do PL. Assim, em 2027, data do primeiro leilão desta fonte, o preço da geração estaria em R$ 429/MWh. Em relação ao volume de geração, o estudo considerou a contratação total e um fator de capacidade médio de 47% das usinas.

Apesar de chegar à receita fixa total de R$ 8,7 bilhões por ano, o estudo da TR Soluções explica que o efeito final repassado à conta de luz dependerá do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).