Saiba mais sobre as atribuições de cada um deles e sua importância. Entendemos que para o dia a dia do consumidor muitos conceitos podem parecer complexos, mas o papel da Infinity Energias é simplificar cada vez mais o universo do setor elétrico.

Ministério de Minas e Energia (MME)

Criado em 1960 e com 5 secretarias para sua operação, o MME é o órgão do poder executivo e braço institucional do Governo Federal responsável por formular e implementar políticas públicas do setor. Sua área de competência engloba os seguimentos de energia elétrica, petróleo, gás natural, biocombustíveis e mineração.

A pasta apresenta projetos de lei, portarias normativas e outras medidas que ditam o funcionamento de sua área de atuação, sob o comando do ministro titular, indicado pelo Presidente da República.

Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)

Criada em 1997, a Aneel é um órgão com gestão independente do poder público e responsável por regular a geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica no país.

A Agência fiscaliza se os agentes do mercado elétrico estão cumprindo suas obrigações contratuais e regulamentares para garantir a prestação de serviços de qualidade. Estabelece tarifas, reajustes e revisões, que ocorrem periodicamente.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) 

Criada em 1999, a CCEE é uma instituição privada e sem fins lucrativos sob autorização do MME e regulada pela ANEEL com a responsabilidade de operacionalizar a comercialização de energia elétrica do mercado brasileiro.

A Câmara também determina o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que é o valor da energia a ser pago ou recebido a cada mês transcorrido por consumidores, geradores, distribuidores e comercializadores.

Ao final de cada mês, efetua a contabilização toda a energia transacionada através de um sistema em ambiente virtual de gerenciamento de contratos de compra e venda de energia, e é responsável pela liquidação financeira das sobras e faltas de energia dos contratos de cada um dos agentes, garantindo o equilíbrio financeiro, confiabilidade e segurança do mercado brasileiro.

Os consumidores que desejam migrar para o Mercado Livre de Energia deixam de ser representados pela sua distribuidora e fazem a adesão ao regulamento CCEE, e através dela, terão o registro da energia contratada junto a comercializadora de sua preferência.

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

O ONS é responsável por coordenar e controlar a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). Seu papel é de planejar a operação do sistema elétrico, gerenciando os fluxos elétricos do sistema de transmissão e o balanço de oferta e demanda solicitando acionamento das usinas (despacho). Ele acompanha e avalia potenciais riscos e contingências, tomando ações preventivas ou corretivas da operação em tempo real.

Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)

O CNPE é órgão de assessoramento do Presidente da República para formulação de políticas e diretrizes de energia, considerando aspectos como segurança e eficiência energética.

Empresa de Pesquisa Energética (EPE) 

A EPE presta serviços ao Ministério de Minas e Energia (MME) na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético: energia elétrica, petróleo, gás natural e seus derivados e biocombustíveis. Criada com o objetivo de implementar a responsabilidade constitucional do Estado nacional em assegurar as bases para o desenvolvimento sustentável da infraestrutura energética do país.

Responsável pelo estudo de expansão do setor, avaliando desde a geração até o consumo nacional, contribuindo no planejamento e políticas energéticas.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CSME)

Criado em 2004, o comitê é de coordenação direta do MME com a função de acompanhar a avaliar a continuidade e a segurança do suprimento elétrico em todo território nacional. Acompanha o desenvolvimento de todas as atividades dentro do setor elétrico, identificando riscos à regularidade e a segurança do abastecimento e expansão do setor. Elabora propostas de ações preventivas que possam restaurar a segurança no atendimento elétrico.

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Porém, diferentemente de outros mercados, no mercado de energia, a insolvência de um agente impacta na saúde financeira de todos os outros, que estão direta ou indiretamente relacionados ao primeiro. A partir da necessidade de eliminar essa vulnerabilidade, a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) desenvolveu o monitoramento prudencial, que terá seu período sombra iniciado em novembro/2023.

Para tanto, a Resolução Normativa 1.072/23 da ANEEL formalizou o resultado da Nota Técnica extraída da Consulta Pública 11, que teve 2 fases e recebeu mais de 300 contribuições dos agentes, a qual estabelece as regras que devem ser seguidas a partir de agora. Assim, o monitoramento prudencial, proporcionará maior segurança ao mercado à medida que dá transparência a respeito da alavancagem de cada agente.

Pelas novas regras, a partir dos dados inseridos na CCEE pelo próprio agente um FA – Fator de Alavancagem será gerado, como uma “nota” para o agente, este número será a informação a ser divulgada publicamente. Os dados devem ser enviados semanalmente pelas comercializadoras e geradoras e mensalmente pelos consumidores e estão entre eles:

• Total de contratos de compra e venda consolidados, em reais e MW médios, em base mensal, para o mês de apuração e para o horizonte dos próximos 6 meses, por tipo de contrato (preço fixo, preço variável e derivativos), tipo de energia e submercado;
• Previsão de geração e consumo em MW médios, em base mensal, para o mês de apuração e para o horizonte dos próximos 6 meses, por tipo de energia e por submercado; 
• Exposição das 5 maiores contrapartes, de forma individual, considerando as próximas três contabilizações do mercado de curto prazo;
• Receita decorrente de contratações do mercado regulado (CCEAR-D, CER, CCGF, CCEN e de Itaipu), em base mensal, para o mês atual e para o horizonte dos próximos 6 meses e
• Patrimônio Líquido, excluindo elementos de baixa liquidez.

Apesar do projeto ter como um dos pilares a transparência, tendo em vista a relevância das informações inseridas no sistema da CCEE, a premissa de confidencialidade das informações permanece inalterada. Para garantir a confidencialidade das informações, o ambiente de “input” será acessível através de um link direto do site da CCEE, além disso, os ambientes de coleta e cálculo das informações serão distintos. Os dados, que serão criptografados, não serão visíveis pela CCEE individualmente, sendo divulgado apenas o Fator de Alavancagem.

As novas regras terão início em novembro com o período sombra do monitoramento, durante o qual serão coletados dados para melhoria do mecanismo e dos parâmetros necessários ao Monitoramento Prudencial efetivo, que se iniciará nos 12 meses seguintes, bem como realizar estudos que abordem a possibilidade de simplificação do processo e do tratamento diferenciado por tipo e porte de agente. A CCEE verificará mensalmente as informações encaminhadas para o monitoramento prudencial de até 10% dos agentes a cada 12 meses, escolhidos aleatoriamente por classe de agente. Tudo em prol da transparência e da segurança do mercado.

A despeito de estarmos iniciando ainda o período sombra, é importante saber que o envio das informações já é obrigatório. Sendo assim, em caso de descumprimento, o agente pode vir a ser classificado como “anômalo” e ter sua inclusão no processo de contingência. Para auxiliar os agentes no correto cumprimento das obrigações a CCEE lançou o Manual de Monitoramento Prudencial, minudenciando cada informação e o procedimento correto a ser adotado, que pode ser consultado aqui.

Sendo assim, o monitoramento prudencial é sim uma medida regulatória positiva para a segurança do mercado, fornecendo mais uma ferramenta para a escolha assertiva de parceiros comerciais e gestão de portifólio.

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Setembro foi o mês mais ativo em negociações no EHUB (plataforma de negociação de ativos de energia). Porém, diferente do passado em que a cadeia inteira de modelos de planejamento energético indicava variações no preço da energia, atualmente apenas uma indica variação: o DESSEM, justamente aquele que dá o preço final da energia.

Para quem não sabe, o planejamento energético é dado por uma cadeia de modelos em que o de maior horizonte serve como dado de entrada para aquele de menor horizonte, conforme indicado na Figura 1. Não importa o custo de operação indicado pelo NEWAVE e DECOMP, o preço da energia será dado pelo custo indicado no modelo DESSEM.

Figura 1 – Fluxograma da Cadeia de Modelos

Fonte: CCEE

O custo marginal de operação tanto do NEWAVE quanto do DECOMP tem ficado em torno de valores próximos a R$ 0, entretanto, surpreendentemente o DESSEM despachou térmicas de alto custo. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) explicou que a manutenção da usina de Angra II (capacidade instalada de 1,35mil MW), a baixa previsão de geração eólica e a carga elevada fizeram com que isso acontecesse. O Unit Commitment térmico (usinas que estão ligando e desligando) em alguns dias não foi modelado adequadamente por dificuldades nas rodadas, e foi substituído pela importação de energia do Uruguai. O ONS também apontou que o despacho térmico indicado pelo modelo invadia o sábado e o domingo mesmo com boa geração eólica e baixa carga nesses dias, e que por isso não despachou tais térmicas e importou energia para fechar o balanço energético na ponta. Sim, as explicações são contraditórias e mostram o quanto difícil e imprevisível é o modelo DESSEM.

Outro destaque do ONS foi a impossibilidade do pleno atendimento da demanda máxima nos dias de carga elevada através de geração hídrica por conta de restrições hidráulicas. O atendimento na ponta requer um pico de potência que deve ser atingido considerando todas as restrições operativas. Sendo assim, apesar da disponibilidade hídrica, o requerimento de potência a ponta foi feito com o uso também de térmicas.

O DESSEM, diferente dos outros modelos, tem a informação das rampas de Unit Commitment. Algumas térmicas não podem ter sua geração aumentada ou reduzida rapidamente, existindo períodos de geração cuja duração deve ser respeitada pela dinâmica das máquinas, conforme indicado na Figura 2.

Mínimo de Tempo da Máquina Ligada/Desligada

Fonte: Infinity Energias

O planejamento energético tem que atender um perfil de carga diário e em alguns momentos a duração do período de alta demanda é curto. Dentro da pilha de térmicas a serem acionadas, nem sempre a mais barata tem curta duração para atendimento e precisaria ficar ligada mais tempo do que o requerido, o que dentro do custo de operação total do sistema poderia ser mais oneroso do que o acionamento de uma térmica mais cara que consiga atender uma duração menor de carga alta. É importante lembrar, que os modelos de planejamento energético têm por objetivo minimizar o custo de operação do sistema e não o PLD final, e pela definição de PLD, nem sempre essas variáveis estão correlacionadas positivamente quando Unit Commitment está modelado.

O DESSEM também possui um grau a mais de complexidade que são as barras (nós) de rede elétrica. Um incremento de carga em uma barra, por exemplo, pode levar a uma redistribuição do fluxo nas redes elétricas. O custo mínimo dessa outra operação, novamente, pode levar em consideração o uso de uma térmica, pois localmente pode ser a melhor solução. Não é à toa que o custo de operação no DESSEM é calculado por barras, antes de ser agrupado por subsistema. A Figura 3 mostra um organograma simples da visão do SIN (Sistema Interligado Nacional) pelo DESSEM.

Representação Simultânea da Parte Energética, Elétrica e Uso da Água

Fonte: CEPEL – Manual do Usuário – Modelo DESSEM

O DESSEM desconstruiu o antigo conceito de otimalidade dos modelos anteriores, pois mostrou que a operação do sistema está além da previsão das relações entre a oportunidade do uso atual ou futuro da água (que já é uma questão complexa). O próprio dia a dia da operação de um sistema predominantemente renovável, com uma ampla diversidade de fontes e tamanho continental já é difícil, e o uso de térmicas, antes condenado por conta da abundância de oferta, passou a significar redução para o custo da operação do sistema como um todo, ainda que incorra na subida do preço da energia. Seu uso nos horários de ponta traz segurança para o sistema e incrementam a oferta de potência quando as hidráulicas não resolvem esse problema.

E se voltar a chover? Será que o modelo continuará utilizando de térmicas nos dias mais quentes com baixa geração de renovável? Conceitualmente essa possibilidade parece plausível, embora o modelo sempre dê preferência para as fontes renováveis.

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Estudo “Tax do Amanhã”

Fonte: Deloitte Brasil

Aguardada há algumas décadas, a reforma tributária não veio com a redação do sonho dos contribuintes, mas com aquela possível, de consenso entre os parlamentares. Com a mudança, nossos tributos serão substituídos pelo IVA (Imposto sobre Valor Agregado), composto pelo CBS e IBS, ficando assim:

No setor elétrico, cerca de 40% da conta são destinados a encargos (16%) e tributos (28%). E, apesar da simplificação na forma de arrecadação, os pleitos específicos do setor ainda não foram contemplados pelos legisladores, são eles:

1. Fim da incidência de encargos setoriais na base de cálculo dos impostos – os encargos são criados para subsidiar determinadas áreas e incluídos na CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) e, atualmente, a conta de luz tem subsídios que já custam R$ 35 bi/ano [13% da conta de luz], sobre os quais incide imposto. Sim, você entendeu correto: o Estado cria subsídio, coloca na conta de todos e ainda tributa-o.
2. Que a energia não faturada pela distribuidora por perda/furto não seja tributada – pagamos imposto sobre a energia perdida e furtada.
3. Que a energia seja reconhecida como bem essencial – isso implica na redução (provavelmente pela metade) da alíquota do imposto que incidirá sobre o consumo, impactando, inclusive, na inflação.

A FGV (Fundação Getúlio Vargas) tem estudos que mostram que o insumo que mais gera desenvolvimento social para a sociedade é energia. Além disso, um estudo econômico do Ipea (Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada) do ano passado mostrou que uma redução de 10% na conta de luz provoca um rebatimento positivo de 0,45% no PIB.

Reconhecer o caráter de essencialidade da energia é o pleito mais relevante, uma vez que desafoga todos os consumidores proporcionando o desenvolvimento da indústria e, consequentemente, do país.

O tema já foi discutido até pelo STF, que declarou inconstitucionais normas estaduais que fixavam a alíquota do ICMS para operações de fornecimento de encargo de energia elétrica em patamar superior ao cobrado para operações em geral.

Isto não pode acontecer porque o ICMS é dotado da seletividade, ou seja, quando a tributação é diferenciada de acordo com a essencialidade dos produtos e mercadorias. Em seu voto, o ministro Fachin destaca:

Além disso, no Poder Legislativo, a Lei Complementar 194/2022 já estabeleceu a energia como bem essencial. Apesar do atual projeto de Reforma Tributária já ter tramitado pela Câmara dos deputados sem inclusão da energia no rol de bens essenciais, a missão dos agentes do setor não acabou. A redação aprovada segue para análise do Senado, ainda passível de alterações, até que seja efetivamente posta em vigor.

Dito isto, os pleitos do setor podem ser atendidos pelo Senado, ou, ainda, pela edição de Lei complementar, que tem, também, o condão de incluir a energia no rol de bens essenciais. O caráter de essencialidade em si, é unanimidade, basta saber se o Poder Legislativo incluirá a previsão na tão esperada Reforma Tributária.

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Questionamentos importantes estão sendo analisados sobre o tema. Pensando nisso, buscaremos informar e explorar algumas das múltiplas nuances do caso da Foz do Amazonas.

Cenário atual

As recentes tentativas de exploração na Foz vêm tomando grandes proporções e envolvendo entes/figuras públicas de relevância nacional: governadores do Pará e Amapá, os quais defendem uma exploração sustentável e acreditam que o recurso mineral irá trazer desenvolvimento aos estados; o Congresso Nacional, seja pela Câmara dos Deputados como o Senado, que através de suas Comissões de Meio Ambiente e de Desenvolvimento Regional e Turismo, respectivamente, buscam fomentar o debate e coletar diferentes perspectivas a serem levadas em conta pelo poder público; o Ministério do Meio Ambiente (MMA), especialmente através do Ibama, que foi o responsável por negar a licença prévia de perfuração [1], alegando “inconsistências”.

O passado exploratório da Bacia

Para se entender o presente, se faz necessário revisitar o passado. As primeiras investidas exploratórias na Bacia da Foz do Amazonas ocorreram em 1963, através de dados geofísicos que restringiram a águas rasas. Já entre meados dos anos 70 e 80, houve um grande avanço exploratório em maiores lâminas d’água. A campanha evidenciou jazidas de gás natural: uma com ordem de 10,1bi m³ de Gas-in-Place (GIP) e outra entre 6,89 a 11,42bi m³ [2]. Para que haja ordem de grandeza de volumes, a ENEVA em seu campo de Juruá tem um GIP estimado de 42,7 bilhões de m³ e no parque dos gaviões, GIPs variando de 0,5~11 bilhões de m³ por campo. [3]

De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), na Bacia da Foz do Amazonas, há um total de 95 poços perfurados, sendo 81 no Amapá e 14 no Pará [4]. Com a quebra do monopólio da Petrobras e criação da ANP, houve início das rodadas de licitação de blocos exploratórios. Foram ofertados blocos da Foz na 1ª, 4ª, 5ª, 6ª, 7ª e 11ª rodadas, sendo a última, a mais importante para o impasse enfrentado agora.

Na 11ª rodada de licitações da ANP (maio de 2013) ocorreu o leilão dos blocos mais falados na grande mídia – FZA-M-57, 59 e outros. As ofertas vencedoras dos dois em questão veio do consórcio formado por TotalEnergies, Petrobras e British Petroleum (BP). Em síntese de dados consolidados do leilão [5], observamos que blocos da área de águas profundas da Bacia da Foz do Amazonas (SFZA-AP1) tiveram um bônus ofertado total de R$ 750 milhões em 8 diferentes blocos (dos 9 ofertados), além de 17 empresas participando do pleito desta área, com apenas 7 ganhadoras (operadoras + consorciadas). O ágio em relação ao bônus esperado foi de admiráveis 1.034%, além de ter sido a área com maior concorrência de todo o leilão.

Esse interesse em demasia, gerando tamanha concorrência, não foi à toa. Todas essas empresas tinham acesso aos dados sísmicos, de poço e geoquímicos de toda as dezenas de poços perfurados desde 1970. Não somente isso… descobertas de petróleo em águas profundas na Guiana Francesa, em 2011, por parte da Shell, TotalEnergies e Tullow Oil e em 2015, na Guiana, pelo consórcio formado por Exxon, Guyana Exploration e China National Offshore Oil. Por fim, o consórcio Apache, Petronas e CEPSA encontraram óleo na região do Suriname, em 2020.

Como de costume, na indústria de óleo e gás, áreas adjacentes possuem estruturas geológicas semelhantes. Logo, há grandes chances de se encontrar hidrocarbonetos na porção brasileira desse play exploratório.

Tendo isto em mente, as partes do consórcio tentaram múltiplas vezes a obtenção da licença para a exploração da área. A primeira foi a BP, que em abril de 2014 entrou com um pedido, o qual foi negado. Após isso, a TotalEnergies tentou múltiplas vezes. Em agosto de 2017 e dezembro de 2018, sucederam sem sucesso. Já no início de 2020, manifestou interesse em tentar novo licenciamento, mas em menos de uma semana recuou e anunciou acordo para transferência a Petrobras em sua participação nos blocos.

Fatos históricos relevantes da Bacia da Foz do Amazonas

Em 2021, 8 anos após o certame da 11ª Rodada, a Petrobras comprou a fatia da BP no consórcio [6]. Dessa forma, agora é única petroleira que detém os direitos sob os blocos em águas profundas na bacia da Foz do Amazonas.

O fato de a Petrobras ser a única exploradora, não envolvendo diretamente empresas de outros países, seria um fator facilitador para obtenção de licenças ambientais? O MMA já mostrou seu posicionamento e deixou claro que independente da empresa ou país de origem, não é não e os parâmetros técnicos prevalecem sobre quaisquer outras questões.

O papel do Ibama e a alternativa proposta

Conforme Art. 3, inciso VI do Decreto nº 8.437/2015, é competência União e cumprido através do Ibama:

• Licenciamento ambiental para sísmica, perfurações pioneiras e testes de longa duração (TLDs); (offshore);
• Perfuração de poços de extensão, implantação de sistemas de produção e escoamento (offshore).

Do momento de intenção de exploração até a efetiva produção do óleo/gás, os órgãos ambientais competentes são incumbidos de emitirem múltiplas licenças, sendo as principais para o processo da Foz:

No momento, o impasse encontrado está na Licença Prévia de Perfuração (LPper) ou de operação (LO), a depender do documento de referência utilizado, se CONOMA ou Portaria MMA. Desse modo, há inconsistência através de qual documento seguir. A atividade de perfuração de um poço pioneiro tem enquadramento em ambas, e tipos de licença diferentes, entretanto a Petrobras está seguindo o documento mais recente, que é a Portaria MMA.

Outro ponto interessante é que os documentos exigidos para emissão da licença estão sendo além dos requisitados normalmente, o qual o Ibama tem respaldo para requisitá-los. Como por exemplo, o caso do Plano de Emergência Individual (PEI). Para tal, é previsto a Avaliação Pré-Operacional (APO), ambos não mencionadas como obrigatórios via Portaria MMA. O Ibama tem respaldo em requisitá-los via alterações nos Termos de Referência (TR), Art. 8 Inciso XII § 4º. No caso do PEI da Petrobras, um dos pontos levantados pelo Ibama para negativa foi que em eventual derramamento o óleo poderia atingir países vizinhos [7].

Após o Ibama indeferir a licença para perfuração face aos documentos apresentados pela Petrobras, uma das hipóteses levantadas a fim de trazer mais segurança quanto a potenciais impactos da atividade a região da Foz do Amazonas e estado vizinhos seria a realização de uma Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS). A Portaria MME/MMA nº198/2012 introduziu a AAAS, que representa um processo de avaliação baseado em um estudo multidisciplinar (Estudo Ambiental de Área Sedimentar, EAAS) com abrangência regional, o qual se é utilizado para o planejamento estratégico de políticas públicas.

Até o momento, foram realizados dois EAAS, um para a Bacia de Solimões e outra para a Bacia de Sergipe-Alagoas e Jacuípe. As licitações foram realizadas para contratação de empresas capazes de realizar estes estudos, certames que aconteceram em 2016/2017, todavia, os relatórios finais só foram concluídos em 2020/2021. Embora sejam estudos extremamente detalhados e profundos, levando em conta a iteração da atividade petrolífera com fauna, flora e população local, eles tomaram uma média de 4 anos para serem realizados.

Observando os intervalos de tempo que o Ibama possui para dar as respostas das licenças, o tempo médio dos processos prévios de EAAS, a elaboração das licenças ambientais por parte da operadora e o já demorado processo entre a transformação de bloco exploratório em campo produtor (4 a 5 anos), tendo tudo isso em mente, até que ponto valeria a pena iniciar todo esses processos do zero e não apenas trabalhar para melhorar os já apresentados pelas operadoras/consórcios? Algo a se pensar!

A grama do vizinho é sempre mais verde?

Os vizinhos, Guiana Francesa, Suriname e Guiana, passaram por descobertas consideráveis na última década. Os números são promissores e as características geológicas apontam para possível sucesso exploratório, se comparado à bacia da Foz do Amazonas. Dessa forma, a movimentação das múltiplas figuras envolvidas é justificável.

Adentrando a temática dos vizinhos, nesses países, observa-se um “espelho geológico” na plataforma continental africana. Tal fenômeno é similar ao pré-sal, como é exemplificado como “pré-sal angolano”.

A empresa Tullow Oil buscou fazer o caminho oposto. Uma vez que teve sucesso na costa oeste africana, no campo de Jubilee, a empresa procurou a região “espelhada” na porção norte do continente sul-americano, obtendo sucesso na Guiana Francesa, em 2011. Todavia, as outras quatro tentativas subsequentes foram falhas.

Contudo, a realidade para os outros dois vizinhos foram diferentes. No Suriname, a primeira descoberta ocorreu em 2020, com o consórcio Apache e TotalEnergies, no bloco 58: descobriu-se uma extensão do play exploratório da Guiana, estimando uma reserva de 6,5 milhões de barris de óleo após 5 descobertas comerciais do consórcio [8]. Entretanto, a Final Investment Decision (FID) ainda é uma incerteza, pois, por mais que haja boas chances de haver óleo, o investimento para colocar apenas este bloco em em produção está na casa de US$ 6 a 10 bilhões. Logo, gera-se um investimento (e risco) muito alto mesmo para majors, como a TotalEnergies.

Enfim, o mais bem sucedido de todos os casos foi na Guiana. A exploração por parte da Exxon iniciou em 2008, porém, o primeiro poço exploratório perfurado apenas em 2015 (Poço Liza-1), no bloco de Stabroek. A profundidade de 5.433m em uma lâmina d’água de 1.746m [9]. Após Liza, a Exxon fez mais de 30 outras novas descobertas no mesmo bloco e desde 2015, 11% das novas descobertas de óleo à nível global vem da Guiana.

Para que se tenha uma ideia do tamanho da descoberta, a Exxon põe como recursos em 11 bilhões de barris – recursos estes que estão em subsuperfície e com quantidade imprecisa [10]. Tomando com referência, as reservas provadas do pré-sal brasileiro – em subsuperfície e com possibilidade de retirada economicamente viável – em 2021, somarão 9,62 bilhões de barris [11].

E esse sucesso não para por aí, o break–even é bem baixo. Há variação de US$25~US$35 por barril, a depender do campo em questão (no pré-sal o break-even já atingiu US$20) [12]. Outro valor importante é quanto ao volume de óleo produzido pelo país: o 1º óleo exportado pela Guiana em 2019 e 2020, já conta com 265,936mil barris/dia produzidos, com expectativa de 1 milhão barris/dia para exportação até 2030.

Mapa das empresas e blocos exploratórios para Guiana, Suriname e Guiana Francesa

Em meio ao cenário de fartura e potencial, a Petrobras tenta avançar na liberação de licenças de perfuração e avaliação dos volumes em subsuperfície. Cabe lembrar, que ter potencial é totalmente diferente de ter óleo de maneira economicamente viável. Como foi o caso da TotalEnergies em Suriname, pois mesmo havendo grandes chances de ter o recurso, os montantes para desenvolvimento são altos.

O primeiro poço perfurado seria apenas o início do processo, o qual o Ibama sequer cogitou autorizar a Petrobras a avançar…

O que o Brasil está deixando de ganhar com o avanço da exploração?

A preocupação por parte do Ibama é compreensível. Além de recifes de corais na Foz do Amazonas, existe uma fauna, flora e população que depende do ecossistema dessa região [13]. Um grande derramamento de óleo poderia afetar toda essa estrutura e seus impactos seriam sentidos por décadas. A questão é: quais os riscos que estamos dispostos a correr para o desenvolvimento local e nacional?

Caso os investimentos da Petrobras retornem tão bem-sucedidas quanto os da Exxon na Guiana, os municípios e estados (especialmente os afetados) teria grandes quantidades de verbas disponíveis decorrente de Royalties e centenas de empregos diretos e indiretos associados a indústrias fornecedoras que poderiam se instalar na costa, porventura até exportar insumos e tecnologias aos países vizinhos que também o exploram esse óleo.

Além dos benefícios supracitados, poderia haver uma nova oferta energética norte brasileiro. A situação atual é de uma baixa demanda de energia nesta região, contratempos no suprimento de energia e linhas de distribuição bom baixa capilaridade. Um dos motivos associados a estes fatos são a baixa e pulverizada demanda, não justificando grandes investimentos em infraestrutura.

Com o desenvolvimento da jazida da Foz do Amazonas, o gás natural produzido (associado ao óleo) poderia alterar este cenário. Considerando que esse bem energético é de complexa armazenagem e transporte, seria necessário uma alternativa para sua utilização.

Algumas das alternativas seriam a de gerar energia elétrica, similar ao modelo gas-to-energy usado pela Exxon na Guiana e levar energia mais barata a costa. Outra solução, seria uma possível exportação via GNL através de terminais de liquefação flutuantes como foi realizado em Moçambique. Ou então, enviar a molécula para costa através de gasodutos. Entretanto, são apenas sugestões baseadas em casos ao redor do mundo, sendo necessários estudos aprofundados além de investimentos consideráveis.

Dado este cenário apresentado, acreditamos que o governo seja estadual, através de órgãos ambientais de áreas afetas, e governadores; federal, através de ministérios, congresso nacional ou autarquias; empresas envolvidas; e a academia, devam continuar promovendo este importante debate, dado que irá afetar direta ou indiretamente todas as partes, considerando a dimensão da questão. Que possamos todos avançar para o “sim” ou “não” definitivo através de um processo coeso, célere e aberto.

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A adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) de fato impõe a submissão à convenção arbitral, mas é crucial considerar a aplicabilidade dessa convenção. As novas regras (aprovadas pela CCEE em 2021 e homologada pela ANEEL em 2023) elucidam a redação, que anteriormente não era tão clara assim. A arbitragem é obrigatória em conflitos que envolvam direitos disponíveis:

• Conflitos entre Agentes da CCEE (excluindo assuntos de competência direta da ANEEL ou quando todas as instâncias administrativas já foram esgotadas);
• Conflitos entre um ou mais Agentes da CCEE e a CCEE (excluindo assuntos de competência direta da ANEEL ou quando todas as instâncias administrativas já foram esgotadas);
• Conflitos entre Agentes da CCEE decorrentes de Contratos Bilaterais, desde que o motivo da divergência esteja relacionado aos respectivos contratos ou às Regras e Procedimentos de Comercialização e, necessariamente, afete as obrigações dos agentes contratantes no âmbito da CCEE.

Por analogia, tem-se que, consideram-se facultativos à arbitragem ou judicialização, de acordo com o acerto bilateral, os seguintes casos:

• Conflitos contratuais que não afetam terceiros nem têm impacto nas operações da CCEE, isto é, que não afetem a multilateralidade do mercado; e
• Demandas em que a CCEE exija valores inadimplidos, incluindo penalidades.

Sendo assim, para vários dos conflitos bilaterais, advindos dos contratos, a judicialização será perfeitamente aplicável, caso acordado pelas partes. Portanto o argumento de adesão obrigatória à convenção arbitral em negativa à inclusão de solução de conflitos pela via judicial não é suficiente para afastar a hipótese. Podendo, então, ser os conflitos obrigatórios solucionados conforme a convenção e os demais, nas vias judiciais. Mas como definir o melhor caminho na definição desta política?

Ambas as soluções possuem vantagens e desvantagens:

Além de esclarecer as hipóteses de obrigatoriedade de instauração da arbitragem, a nova convenção arbitral trouxe, também, inovações, a fim de incentivar sua utilização nos contratos, prevendo:

1. Obrigatoriedade de instrução de mediação prévia à arbitragem.
2. Possibilidade de cadastramento de câmaras arbitrais, independente de homologação.
3. Apresentação de garantia, caso o conflito possa impactar demais agentes do mercado.
4. Divulgação de jurisprudência – visando formação de um arcabouço de decisões de caráter orientativo e capaz de propiciar incentivos de práticas adequados aos agentes e o desestímulo a pedidos protelatórios e em desacordo com a prática.
5. Hipóteses de suspeição dos árbitros.

Vale ressaltar que a obrigatoriedade da arbitragem, mesmo nos casos descritos pela convenção, é questionável judicialmente, caso as partes tenham optado pela via judicial contratualmente. Esta discussão se dá pelo fato de a legislação específica prever que a arbitragem será utilizada apenas quando compromissadas pelas partes no contrato em questão.

Diante dos fatores positivos e negativos, cada empresa deve estabelecer sua política tendo em vista os valores que lhe são mais relevantes e risco de cada contraparte.

Como todo caso concreto que prescinde de solução jurídica, não há uma solução universalmente melhor, mas sim aquela mais adequada para cada caso, sendo o melhor caminho dependente da política interna de cada empresa e do risco de cada contrato. De todo modo, a recomendação é não acreditar em justificativas prontas de que a arbitragem é obrigatória, como amplamente difundido. Além disso, uma boa assessoria e que executa um trabalho personalizado pode ser o diferencial no direcionamento para esta tomada de decisão, que será determinante em um momento de conflito.

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Neste ano, com a recente, e polarizada, troca de comando do país, foi proposta uma MP (Medida Provisória 1.154/2023) para reorganização dos Ministérios, a qual foi alvo de emenda parlamentar pelo deputado federal Danilo Forte (União/CE). Sem nenhuma relação com a matéria da MP, a emenda 54 revoga o poder de exercício normativo das agências reguladoras e outorga a competência à conselhos ligados ao Poder Executivo. Além disso define que as decisões inerentes à atividade de contencioso administrativo da ANEEL serão de competência exclusiva de órgão administrativo julgador independente no qual se garanta o duplo grau de jurisdição e o direito à ampla defesa e contraditório.

Como é fácil perceber, o poder normativo da ANEEL será esvaziado, sendo exercido por conselhos ligados à administração direta, e não por entidades técnicas, especialistas no tema. Neste sentido, a ANEEL será apenas um agente no conselho do poder executivo, diretamente ligado ao Ministério de Minas e Energia, sendo este conselho responsável por criar e alterar as normas regulatórias do setor elétrico.

Ora, se os prováveis conselhos terão representantes de diversas esferas (Ministério, da Agência, dos setores regulados da atividade econômica, da academia e dos consumidores…), na prática, traria mais democracia aos atos normativos, correto? Não é o que se prevê. O que se percebe é a intenção de esvaziamento da neutralidade política, que, mesmo tendo maior papel formal do prático, ainda existe, pelas características atinentes às agências reguladoras (tecnicismo, autonomia e independência).

Caso a emenda 54 seja aprovada, o que temos é mais uma gama de instituições a serem utilizadas como ferramenta de manobra política a fim de atender aos interesses (eleitoreiros) políticos. Neste contexto, o objetivo inicial e principal da criação da agências reguladoras – organizador das relações econômicas estabelecidas entre os agentes de mercado e consumidores em relação à serviços de interesse público, cuja execução se dê por particulares – estaria severamente prejudicado.

O ostentoso ataque perpetrado pelo poder legislativo à autonomia das agências reguladoras traz consequências em várias dimensões, políticas, institucionais e econômicas. Institucionalmente haverá uma outorga de competência a um órgão ligado à administração direta, ou seja, ao Estado, cujas decisões serão submetidas ao Congresso Nacional. Questiono: com qual arcabouço técnico o Congresso Nacional avaliará normas propostas pelo conselho no que diz respeito à energia, telecom, saneamento…? A resposta não é encontrada na justificativa de proposta de emenda apresentada pelo deputado Danilo Forte. Além disso, se com a mesma celeridade, que são apreciadas e postas em vigência as leis, se apreciar as regulações setoriais, certamente será desafiador que o Brasil acompanhe o ritmo acelerado dos mercados internacionais.

O que nos leva aos impactos econômicos e políticos. Com os entraves burocráticos e morosidade, além da instabilidade, falta de previsibilidade e ingerência política demonstrada por esse tipo de iniciativa o famoso “risco Brasil” aumenta, afastando investimentos e segregando o país perante o cenário econômico internacional. Sob a ótica política, o status quo seria alterado, pois, pela lei vigente, o Senado tem a prerrogativa de aprovar ou não o dirigente das agências reguladoras indicado pelo Presidente da República, a aprovação da emenda enfraqueceria o Senado, uma vez que a proposta não especifica como se dará a escolha dos membros do conselho, o que não agradou os representantes dos estados no Congresso Nacional.

Enfim, a aprovação do “jabuti”¹ prejudicaria a relevância, independência e tecnicismo dos atos regulatórios de cada setor. Na prática as agências terão seu poder diluído nesses novos órgãos, sem a garantia de critérios técnicos para a escolha dos integrantes desses colegiados, o caminho para a influência política na regulação dos setores regulados. Sem falar na (im)parcialidade com a qual veremos serem julgados os contenciosos administrativos, nos quais, muitas vezes, grandes empresas contestam multas, penalidades e aplicações de sanções impostas por descumprimento das regras, que têm como objetivo proteger os consumidores e o mercado.

Conforme última publicação do portal do Congresso Nacional, a MP 1.154/2023 está em fase de deliberação, aguardando designação dos membros da comissão, tendo, ainda, muitas etapas antes de sua eventual entrada em vigor. Importante observar que, após instituída a Comissão Mista, o seu presidente possui a prerrogativa de indeferir liminarmente as emendas apresentadas que forem estranhas ao texto original da MP, como é o caso. Espera-se, então, razoabilidade dos participantes do processo na tomada de decisão.

^{¹ “Contrabando” realizado pelos parlamentares ao inserirem em uma proposta legislativa um tema que não guarda relação com o texto original. Para o Supremo Tribunal Federal, a prática de emendas “jabutis” quando do processo de conversão em lei de Medidas Provisórias vai contra os preceitos constitucionais que regulam não apenas o processo legislativo, mas o ordenamento jurídico como um todo.}

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Os preços baixos do 2022 são bem justificados quando os reservatórios das regiões Sul, Norte e Nordeste estão acima de 70% e o do Sudeste está acima dos 50%, o que configura o 10º melhor nível dos últimos 22 anos e o melhor dos últimos 5 anos. Entretanto, existe a falta de previsibilidade das chuvas, e se não chover? Existe garantia de manutenção dessas condições mesmo após um período úmido ruim?

Com o intuito de se evitar uma nova iminência de crise hídrica, a Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (CPAMP) decidiu alterar o modelo, para que o risco de um novo período úmido ruim tenha mais peso nos cálculos da operação energética.

As alterações propostas relevantes nesse sentido são duas:

1. Alteração dos parâmetros de CVaR

O CVaR (Conditioned Value at Risk) é um modelo de aversão a risco incorporado nas séries sintéticas de afluência geradas no NEWAVE para dar maior peso aos cenários secos dentro do cálculo. Os parâmetros que compõem o CVaR no modelo são α e λ, sendo que α representa a porcentagem dos cenários gerados mais críticos que serão ponderados por um valor λ. Atualmente o valor de α é 50 e de λ é 35, e para 2023 α passará a ter valor de 25, enquanto λ permanecerá com seu valor. A redução no valor de α implica na exclusão de cenários mais favoráveis do bloco a ser ponderado por λ, o que por sua vez aumenta o risco do planejamento e operação energética, assim como seu custo. A função objetivo dos modelos NEWAVE e DECOMP de planejamento energético com o CVaR é dada por:

Em que c1x1 é a parcela referente ao custo imediato da política de operação energética, e c2x2 é a parcela referente ao custo futuro. Logo, a mudança do CVaR tende a elevar o preço da energia.

2. Incorporação do PAR(p)-A

O modelo PAR(p) é periódico e autorregressivo que ajusta para cada série sintética um modelo AR(p), em que p corresponde aos períodos de defasagem em que a autocorrelação parcial entre as variáveis é significativa. Logo, a geração de cenários de afluência através desse modelo garante a preservação das características de média, variância e correlações temporais e espaciais posto a posto do processo original. A proposta do PAR(p)-A é a de incluir um termo adicional na representação das Energias Afluentes passadas, que seria a média anual das afluências, com o objetivo de representar melhor as condições hidrológicas críticas de maior duração. Outra motivação para a incorporação do PAR(p)-A são as alterações no comportamento hidrológico nos anos mais recentes em comparação ao histórico, como no caso da região de Itaipu que tem apresentado tendência de elevação da ENA na média anual, enquanto a região Nordeste tem apresentado tendência de redução nas médias anuais de ENA.

Para adequação ao modelo PAR(p)-A, o critério de parada da convergência foi modificado. O número mínimo de iterações foi mantido em 30 e o número máximo de iterações foi ajustado para 50, caso não se verifique ∆Zinf (valor estimado do custo total de operação) abaixo de 0,1% por 6 iterações consecutivas. Essas medidas garantem que a convergência realizada pelo modelo irá encontrar o melhor resultado. Portanto, se a incorporação do PAR(p)-A elevará ou não o preço da energia irá depender sobretudo das condições hidrológicas dos últimos 12 meses que antecedem o mês de análise.

Além das propostas de mudança nos modelos referente ao risco da falta de chuva, será incluída a modelagem da carga de micro e mini geração distribuída (MMGD). Isso implica em ajustes tanto no volume de geração que é indicado como na demanda de energia.

A carga da MMGD consiste em duas parcelas, a injetada na rede de distribuição e a não injetada na rede de distribuição, ou seja, aquela parcela da carga que é autoconsumida no local. Logo, na nova modelagem proposta, a parcela de MMGD não injetada na rede passará a compor a carga global de energia indicada nos modelos, e a MMGD injetada na rede será indicada como previsão de geração. Na Figura 1 é possível observar a previsão de geração da MMGD por subsistema e por fonte:

Figura 1 – Previsão de Geração de MMGD

Fonte: [3]

Segundo ONS e CCEE, o acréscimo na carga quanto ao consumo da MMGD corresponde a 1580 MW na base da projeção, portanto, aquém dos valores estimados de geração até o ano de 2023. Entretanto, como a maior parte do volume de geração da MMGD é composta por fotovoltaicas que concentram sua produção no período de “carga pesada” no modelo, essa geração adicional tende a reduzir o preço da energia.

Não se pode esquecer que as variáveis mais importantes para determinação do preço da energia são a vazão dos rios e o reservatório, o que torna imprescindível o acompanhamento das chuvas que virão a partir de outubro.

[1] LIMA, Sylvia Cristina de Paula. Mecanismos de aversão a risco em modelos de planejamento da operação do setor elétrico brasileiro. 2021. Dissertação (Mestrado em Tecnologia da Energia) – Instituto de Energia e Ambiente, Universidade de São Paulo, São Paulo, 2021. doi:10.11606/D.106.2021.tde-04012022-180639.

[2] CPAMP. Atividades do Ciclo 2019/2020/2021, 2021.

[3] ONS; CCEE. Estimativa de carga atendida com MMGD, 2022.

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De acordo com o Ministro do Meio Ambiente, o Governo vem fazendo história ao avançar na direção dessa regulamentação. “O Brasil será o maior fornecedor mundial de crédito, pois ele tem uma vocação para a geração de crédito de alta qualidade”, ressaltou. Com o decreto será possível registrar a pegada de carbono de processos e atividades o carbono de vegetação nativa.

E finalizou dizendo que hoje o Brasil é visto como fornecedor de energia e vê uma oportunidade de exportar energia limpa para a Europa. “Ajudaremos a transição global para uma economia verde e seremos a segurança verde para o mundo”.

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