Geoberto Espírito Santo

Em economias livres, os mercados de energia tendem para a liberdade. Na América Latina, a abertura começou no Chile (1982), Colômbia (1994), Brasil (1995), Uruguai (1997), Equador (2000) e México (2014). Em 1º lugar está o Chile, com 61% do consumo total do país, em 2ª o Brasil (41%) e a Colômbia (30%). Considerando os integrantes da AICE (Associação Ibero-Americana de Comercialização de Energia), o 1º lugar é da Espanha, abertura em 1997 e está com 100% do consumo no mercado livre. Em 2º vem Portugal, começou em 1995 e hoje tem 95% da demanda do país.

No Brasil, foi iniciada com a Lei 9.074/95, liberando o ACL (Ambiente de Contratação Livre) para consumidores com demanda mínima de 3.000 kW. Nosso destaque na América Latina é decorrente da energia no ACR (Ambiente de Contratação Regulado) ser muito cara, função dos subsídios e alocação inadequada de custos. É atrativo para quem deseja reduzir suas “contas de luz” e qualquer proposta mostra um retrato com economia entre 25% e 40%, não necessariamente significando uma segurança a médio e longo prazo. Não são mostrados, nem os consumidores sabem, os riscos dessa migração: exposição à variação de preços, volume contratado inadequado para o consumo, gestão energética em mercado dinâmico, solidez do parceiro (agente comercializador), arrependimento e retorno ao cativo só em 5 anos.

Na migração para o ACL, o consumidor deixa de ser suprido por uma empresa de grande porte, financeiramente sólida, regulação definida e tarifas homologadas pela ANEEL, para ser suprido por um comercializador varejista ou comercializadora no atacado, com preços negociados. Para o comercializador varejista há um risco de performance, que não está devidamente calculado porque não é zerado diariamente e, quando chega o momento da entrega, poderá haver uma exposição gigantesca para determinados agentes. Ao final de 2024, duas empresas fecharam as portas e vários agentes poderiam estar em dificuldades de saudar compromissos financeiros por causa do aumento exponencial nos preços do mercado spot. Por outro lado, existe uma alta concentração econômica das comercializadoras varejistas no mesmo grupo econômico das distribuidoras na sua própria área de concessão.

A solar endereçou 81% da sua produção para o ACL, as eólicas (58%), biomassa (73%) e PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) com 57%. Até o final de 2025 espera-se mais de 36.000 migrações, sendo que 95% através de comercializadores varejistas. A fonte solar deve suprir 80% da expansão do mercado livre e vamos fazer leilão de reserva de capacidade porque em 2028 deveremos ter uma rampa de 40 GW difícil de ser atendida, praticamente provocada pela fonte solar, pois esse segmento não vai contratar térmica. A expansão da transmissão, subestações e melhoramentos prevê investimentos de R$ 56,2 bilhões, sem tarifa locacional, a serem rateados também para consumidores de baixa renda, caso não se implante os sandboxes tarifários admitidos na renovação das concessões das distribuidoras.

Na migração do ACR para o ACL, a unidade consumidora deixa custos que foram contratados, como a redução de 50% na transmissão para fontes incentivadas, suprimento na ponta do sistema, bandeiras tarifárias e sobrecontratação das distribuidoras. Além de arcar com os subsídios do uso do fio na GD (geração distribuída), com a judicialização do constrained off, o cativo poderá pagar outra vez.

Aquele patamar mínimo foi diminuindo com o passar dos anos e, a partir de 01/01/2024, o Poder Concedente autorizou a abertura para todos os consumidores ligados em alta e média tensão. Agora, a pressão é para uma abertura total, incluindo a baixa tensão, que, na realidade já foi feita pela GD por assinatura. É óbvio que as organizações representativas (eólica, solar, PCH, biomassa) vão defender o totalmente livre. Mas nenhuma dessas fontes, sozinha, assegura energia 24 horas/dia e o custo complementar do suprimento não pode ser assumido somente pelos consumidores cativos.

Não é possível continuar tendo o mesmo preço do kWh às 8h, às 15h e às 18h. A geração eólica custa R$ 411/MWh e a solar R$ 548/MWh e não é o preço pela qual estão vendendo. A GD custa R$ 753/MWh, mas está dando cerca 30% de desconto na tarifa fio B do consumidor cativo. Aí se aumenta o encargo e muda a maneira de dividir a conta. O preço da energia que interessa ao consumidor é o que chega no seu bolso. A CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) quando foi criada custava um bilhão ao Tesouro Nacional e em 2024 o consumidor bancou R$ 40,9 bilhões. O escritor Robert Heinlein criou o “não existe almoço grátis” e Delfim Neto completou:” alguém está
pagando”. Esse contexto deveria gerar uma soma de 100, mas a realidade é 120 e ninguém quer perder nos 20 excedentes. Portanto, o grande entrave para a abertura do mercado de energia para os consumidores de baixa tensão são os próprios agentes, que não querem abrir mão de subsídios desnecessários.

Na Espanha, Portugal, Colômbia e México, a formação dos preços é por oferta. No Brasil, Chile e Uruguai é calculado por modelos computacionais com base no custo marginal de operação. Na Espanha, Portugal e México já está implantado o “supridor de última instância”, fornecedor de último recurso utilizado por 30% dos consumidores que, apesar da abertura total, preferem continuar no mercado regulado. Todos os países praticam o preço horário.

O setor elétrico brasileiro tem suas especificidades e precisa de sensibilidade para ser discutido como um todo. Há necessidade de um aprimoramento do arcabouço legal e regulatório e de um acompanhamento mais efetivo sobre suas operações. Sua precificação tende a ser concebida com formato híbrido, “por custo” para operações centralizadas e “por oferta”, quando os agentes tiverem uma participação mais ativa. A tendência é a abertura total do mercado de energia, mas antes precisa ser construída uma solução para os contratos legados, implantar o supridor de última instância, precificar a energia por atributos, ter um preço de compra e outro de venda para substituir excedentes/créditos e planejamento técnico na expansão.

Em 2026 já teremos novas eleições. Esperamos que em 2025 possa haver uma reforma no setor, como em 2004, para ajustá-lo num equilíbrio de relações mercadológicas e justas para todos os agentes e consumidores. (17/03/2025, no Valor Econômico)

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Geoberto Espírito Santo

No início de 2025, o Subsidiômetro da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) registrava que os consumidores de energia elétrica pagaram R$40.943.412.038,98 em subsídios no ano de 2024. O Subsidiômetro é uma ferramenta digital lançada pela ANEEL que detalha os subsídios que são pagos pelo consumidor na tarifa de energia elétrica e pode ser acessado no portal da Agência. Ele faz uma conjugação de dados que são fornecidos pelas distribuidoras de energia elétrica e pela CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica).

Esses R$ 40,9 bilhões em subsídios constantes na CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), que representa em torno de 80% dos subsídios totais, impactaram 13,8% em média na tarifa dos consumidores residenciais. Esse valor registrado foi maior que o previsto, que era de R$ 37,2 bilhões, e que representou um aumento de 1,49% em relação a 2023 que foi de R$ 40,3 bilhões. Consistem em políticas públicas que foram aprovadas em leis pelo Congresso Nacional e decretos do Governo cabendo à ANEEL calcular os valores e incluir nos processos tarifários das distribuidoras de energia elétrica. A CDE é gerida atualmente pela CCEE, que recebe os valores, faz o pagamento aos beneficiados, avalia o orçamento anual e faz a apuração dos eventuais saldos e déficits que devem ser considerados no ano subsequente.

Desse total de R$ 40,9 bilhões registrados no ano passado, tivemos as seguintes participações, com seus valores e peso no resultado final:
 Fontes Incentivadas = R$ 12,12 bilhões (29,65%), que podemos separá-los da seguinte maneira: R$ 9,2 bilhões para os consumidores que as utilizam; R$ 2,1 bilhões para consumidores e geradores conectados à Rede Básica; e R$ 0,8 bilhões para empreendimentos de geração.
 Geração Distribuída (GD) = R$ 10,60 bilhões (25,93%)
 Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) = R$ 9,33 bilhões (22,83%)
 Tarifa Social = R$ 4,74 bilhões (11,61%)
 Irrigação e Agricultura = R$ 1,29 bilhão (3,16%)
 Universalização do Serviço = R$ 1,17 bilhão (2,86%)
 Carvão e Óleo = R$ 0,93 bilhões (2,38%)
 Distribuidora de Pequeno Porte = R$ 0,72 bilhões (1,58%)

A CDE está sendo apelidada de “saco sem fundo”, em decorrência do seu crescimento descontrolado e exponencial registrado nos últimos anos. Criada em 2002 através da Lei nº 10.438, comportava R$ 1 bilhão com recursos do Tesouro Nacional e tinha como finalidade prover o desenvolvimento energético dos estados. Em 2015 já somava R$ 22 bilhões e para 2025 está prevista em R$ 40,6 bilhões, totalmente fora da finalidade para a qual foi criada, pois de há muito é o local onde tudo cabe para o consumidor pagar. Entendemos que subsídios para políticas públicas devem ser custeados pelo Tesouro Nacional, pelo contribuinte, e não pelos consumidores de energia elétrica.

Da forma como está, o setor elétrico brasileiro caminha para a sua inviabilidade financeira e, dentre as medidas que devem ser tomadas doravante para minimizar essa debacle, é a não aprovação de novos “jabutis”, como são chamadas as emendas parlamentares alheias ao projeto original. Entretanto, não foi o que se viu ao final/24 e início/25, quando o Congresso Nacional aprovou o Projeto de Lei (PL) nº 15.096/2025 para regulamentar os parques eólicos offshore (em alto mar) contendo 7 (sete) “jabutis” que só fazem onerar as contas de luz:
 Contratação compulsória de térmicas inflexíveis a gás = R$ 155 bilhões
 Contratação compulsória de PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) = R$ 140
bilhões
 Postergação do prazo para micro e minigeração distribuída (MMGD) entrarem
em operação com subsídio integral = R$ 101 bilhões
 Prorrogação de contratos de térmicas a carvão = R$ 92 bilhões
 Construção de planta de hidrogênio = R$ 28 bilhões
 Extensão dos contratos do PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica) = R$ 24 bilhões
 Contratação compulsória de energia eólica no Sul do país = R$ 5 bilhões

Esse total somatiza R$ 550 bilhões na conta de luz de 2025 a 2050, criando uma despesa adicional na tarifa de R$ 20 bilhões anuais, um aumento de 9% na conta de luz.

Esses montantes foram exaustivamente denunciados em várias oportunidades e, surpreendentemente, a sociedade brasileira não se sensibilizou, muito menos os parlamentares que votaram a favor desses “jabutis”. Atualmente, a gente vê tanta bandalheira sem ação correcional para proteger o lado mais fraco da corrente econômica, que a sociedade parece ter perdido a sua capacidade de se indignar.

Essa falta de sensibilização fez com que a Frente Nacional dos Consumidores de Energia (FNCE) adotasse a estratégia de transformar esses números comparando com o uso da bandeira vermelha, uma estimativa baseada nos custos que incorreram na crise hídrica de 2021. Segundo cálculos da FNCE, juntamente com a PSR Energy Consulting, eles vão representar um aumento de R$ 7,63 para cada 100 kWh consumidos, custo comparado com os R$ 7,87 da bandeira vermelha 2, se utilizada pelo tempo em que durar uma crise hídrica.

O PL foi aprovado no Congresso com 40 votos no Senado e 253 na Câmara. Considerando esse forte impacto no bolso dos consumidores, com reflexo no aumento do custo de vida, o Presidente Lula, na ocasião em que sancionou a Lei em janeiro último, vetou os artigos referentes a esses “jabutis”. Entretanto já existem movimentos dos interessados por esses “jabutis” para fazer o Legislativo derrubar os vetos presidenciais e fazer voltar a redação da lei que foi aprovada no Congresso Nacional.

Para viabilizar os vetos são necessários 41 votos no Senado e 257 na Câmara, ou seja, os vetos presidenciais poderão ser derrubados com apenas mais 1 senador e 4 deputados. E, se o Congresso Nacional insistir nos “jabutis” e derrubar os vetos do Presidente Lula, por 25 anos a conta de luz dos consumidores residenciais vai embutir um custo extra equivalente ao de uma bandeira vermelha 2, que é mais cara, praticamente só aplicada quando da existência de uma crise hídrica. Na avaliação do mercado, a decisão de Lula foi política e, certamente, seus vetos serão derrubados.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

GEOBERTO ESPÍRITO SANTO

“Uma nação que não consegue controlar suas fontes de energia não pode controlar seu futuro.”

(Barack Obama)

No modelo estatal, todo o investimento em energia elétrica era feito com recursos públicos, o sistema conhecido como GTD (Geração, Transmissão, Distribuição) e as tarifas, na concepção do Serviço pelo Custo, calculadas pelo DNAEE (Departamento acional de Águas e Energia Elétrica), órgão vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME). Sem recursos para acompanhar o crescimento da energia elétrica no país, em 1998 passou a funcionar um modelo híbrido, no qual passaram a conviver investimentos públicos e privados. Para regular o mercado e gerenciar a convivência concorrencial entre empresas de economia mista e privadas, foi criada a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) e a concepção das tarifas passou a ser do Serviço pelo Preço.

O sistema GTD passou a ser GTDC, as empresas verticalizadas tiveram que separar os custos de geração, transmissão e distribuição, sendo criados dois ambientes de negócio: o ACR (Ambiente de Contratação Regulado), que é o mercado regulado ou cativo das distribuidoras, e o ACL (Ambiente de Contratação Livre). Falou em tarifa, a referência é o ACR, tarifas homologadas pela ANEEL; falou em preço, a referência é o ACL, negociados livremente entre consumidores e geradores, com interferência de comercializadores.

Na criação do ACL, poderiam ser livres os consumidores com demanda igual ou superior a 10.000 kW. Pelo seu porte, devem ser ligados em tensão igual ou superior a 230 kV, não havendo, portanto, custos subjacentes. Esse limite foi baixando ao longo do tempo e agora podem migrar para o ACL todos os consumidores conectados em alta tensão. As fontes renováveis intermitentes (solar e eólica) começaram a entrar no SIN (Sistema Interligado Nacional), apareceram os subsídios na legislação, desconto de 50% na transmissão, energia mais cara na hora da ponta, não pagamento pelo uso do fio e pelas bandeiras tarifárias, custos esses deixados pelos que migraram para o ACL, ou instalaram painéis solares, para serem pagos via tarifas aplicadas aos que permaneceram no ACR. A economia de uns poucos é baseada no aumento de tarifas para milhões. Como disse o ex-ministro Delfim Neto: “Não existe almoço grátis; alguém está pagando.”

Um balanço divulgado pela ANEEL mostra que até dezembro/2024 foram instalados 10,85 GW de potência nova na matriz elétrica brasileira. Esse montante é o resultado de 301 novas usinas, sendo que 147 delas são de energia solar, com 5,63 GW, que representa 51,89% do total instalado. A fonte eólica vem em 2º lugar com 121 empreendimentos e 4,26 GW, numa participação de 39,26% do montante adicionado este ano. As demais fontes que fazem parte desse novo montante de potência instalada são vinte termelétricas, com 906,7 MW, seis PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas), com 51,80 MW; e duas CGHs (Centrais Geradoras Hidrelétricas) com 4,60 MW.

As usinas que iniciaram operação comercial em 2024 estão instaladas em 16 estados nas 5 regiões do país, citados por ordem decrescente de potência instalada: Minas Gerais (3.173,85 MW); Bahia (2.408,67 MW); Rio Grande do Norte (1.816,38 MW); Piauí (1.168,03 MW); Pernambuco (654,51 MW); São Paulo (497,68 MW); Paraíba (383,40 MW); Ceará (349,25 MW); Rio Grande do Sul (214,64 MW); Mato Grosso do Sul (78,30 MW); Mato Grosso (40,38 MW); Goiás (27,30 MW); Paraná (24,20 MW); Roraima (8,14 MW); Sergipe (7,10 MW) e Amazonas (1,54 MW). Alagoas é o único estado do Nordeste que não adicionou potência no SIN (Sistema Interligado Nacional).

A ABRACE (Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres) divulgou um estudo intitulado Índice do Custo Brasil de Energia e concluiu que os consumidores brasileiros vão pagar R$ 366 bilhões em custos do setor elétrico em 2024. Desse total, cerca de R$ 100 bilhões (27%), é o peso dos subsídios e das ineficiências que terminam impactando a conta de luz e, em decorrência, no preço final dos produtos consumidos no país. Desse total, R$ 98,36 bilhões correspondem a energia comprada, de R$ 109,74 bilhões a soma dos custos de transmissão e distribuição, de R$ 77 bilhões relativos a tributos e R$ 55,4 bilhões é a parcela dos encargos que incidem na fatura de energia elétrica. O estudo também mostra que o valor médio da contratação de energia para o ACR é de R$ 21 bilhões, resultado da soma das reservas de mercado com os custos externos embutidos nas tarifas e com os contratos de longo prazo corrigidos pela inflação. O valor médio da contratação de energia no mercado regulado é de R$ 220/MWh.

A CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) soma R$ 40,9 bilhões, na qual estão embutidos os custos das políticas públicas e descontos tarifários, que deveriam ser subsidiados pelo Tesouro Nacional, e não pelo consumidor de energia elétrica. A GD (Geração Distribuída) tem um subsídio de R$ 4,4 bilhões embutido na tarifa. As perdas técnicas e na Rede Básica custam R$ 12,2 bilhões. As perdas não técnicas (roubos, furtos, inadimplência e faturamento errado) e de receitas irrecuperáveis custam R$ 7,6 bilhões/ano, sendo que R$ 2,1 bilhões é o custo das ineficiências. O valor médio de contratação de energia no mercado livre é de R$ 180/MWh.

A consultoria TR Soluções tem um estudo intitulado Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE) e fez uma projeção para 2025. Levou em consideração um aumento de 27% no EER (Encargo de Energia de Reserva), um incremento de 13% na CDE e de 15% a mais nos custos com a Rede Básica. A conclusão foi que, em 2025, as tarifas de energia elétrica para o consumidor residencial terão, em média, um aumento de 7,21%.

Ainda nos critérios utilizados para esse cálculo, foi considerada uma redução de 12% dos créditos tributários alocados nas Tarifas de Energia (TE) e de 34% naqueles destinados à TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição). Foi levado em conta a média de reposicionamentos de cada uma das 51 concessionárias de distribuição que atuam no Brasil, quando foram ponderados os mercados em cada uma delas. Vale salientar que esse aumento de 7,21% é uma média, sendo que na maioria das concessionárias a percepção será de uma variação positiva de 11,5% em relação a 2024, sendo que em oito delas as tarifas serão reduzidas e em nove o reposicionamento será superior a 14%.

Esse contexto econômico-financeiro não isonômico no setor é insustentável e o estudo apresenta propostas: a) interromper a contratação de novas ineficiências; b) deslocar custos de políticas públicas para o orçamento da União; c) descontratar as ineficiências que não tenham gerado direitos adquiridos, como é o caso das térmicas na Lei da Eletrobras; d) promover ganhos de eficiência no setor, com a correção no sinal de preço e alocação correta de custos e riscos.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia

Geoberto Espírito Santo

Em seu Art.21. Inciso XII, letra b), nossa Carta Magna determina: Compete à União explorar, diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão, os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos d´água, em articulação com os Estados onde se situam os potenciais hidroenergéticos. No seu Art. 22, Inciso IV, está lá dizendo que: Compete privativamente à União legislar sobre águas, energia, informática, telecomunicações e radiodifusão.

Por ser muito complicado explorar diretamente os serviços e instalações de energia elétrica, a União optou fazê-los através de concessão (grandes mercados), permissão (cooperativas) e autorização (mini empreendimento). Geralmente, as concessões são outorgadas por 30 anos e, ao seu término, para a continuidade dos serviços, deverá haver antes uma licitação para definir quem apresentaria as melhores condições de atendimento aos objetivos pretendidos, logicamente com o concessionário ainda atuante podendo participar. Por tratar-se de um longo tempo e um grande volume de investimentos em jogo, isso deve ser feito com a devida antecedência para que os litigantes possam conhecer as regras do certame e avaliar suas possibilidades em atender às exigências de um contrato de concessão.

Existem duas maneiras de se definir quem será o vencedor da licitação com base no edital: a) quem oferecer à União o maior volume de recursos financeiros pela outorga da concessão; b) quem oferecer a menor tarifa para o consumidor. Em meados da década passada, estavam se vencendo as outorgas das geradoras e das transmissoras controladas pela União. Podendo perde-las, foi editada a MP 549/2011, posteriormente convertida na Lei 12.783/2013, dispondo sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. A proposta da MP, com a renovação, era fazer uma redução de 20% nas tarifas de energia elétrica, mas o resultado foi um aumento de 50% no ano seguinte a até hoje pagamos seus reflexos nas tarifas.

Até 2031, vão se vencer as concessões de 20 distribuidoras, sendo que a EDP Espírito Santo, Light, Enel Rio, vão terminar em 2026, ou seja, ainda no mandato do atual governo, que já deveria ter decidido e anunciado essas regras. Essas distribuidoras atendem a 55 milhões de unidades consumidoras, o que representa uma considerável parcela do mercado de energia elétrica do país. A pior situação é da Light Rio que apresenta 53% de perdas não técnicas (roubo de energia), energia que é fornecida e seus valores recebidos por traficantes e milicianos. A distribuidora argumenta que tem uma concessão da União, mas o Estado não dá condições de trabalho. A Equatorial Alagoas não está entre elas, pois ainda faltam 25 anos para o término da sua concessão.

Assim como no caso das geradoras e transmissoras, a União também resolveu optar pela renovação das concessões das distribuidoras. Os serviços de distribuição de energia, no que se refere a diversidade e investimentos, são de uma maior complexidade que os de geração e transmissão e o governo ainda não decidiu quais serão as regras que servirão de base para a renovação. Já houve uma Consulta Pública e até o TCU (Tribunal de Contas da União) já foi consultado sobre essas regras, mas até o presente momento não se conhece os critérios para essa renovação.

Diante da pressão das distribuidoras para o conhecimento das regras, o deputado João Carlos Bacelar (PL-BA) apresentou o PL 4.833/23, propondo uma renovação das concessões por 15 anos sem a necessidade de pagar nada pela outorga.

Em seguida, citamos alguns itens considerados importantes desse Projeto de Lei: A) limita em 10% a inserção da geração distribuída na área de concessão da distribuidora.

Ao atingir esse limite, a distribuidora não está mais obrigada a conectar mais fornecedores; B) os custos das perdas não técnicas (roubo de energia) serão de responsabilidade das empresas, exceto em áreas onde for comprovada a ausência do Estado. Nesse caso, elas receberão compensações fiscais; C) os clientes que pagam a tarifa social estão isentos de tributos; D) os custos do risco hidrológico não podem ser repassados aos consumidores. Esses custos da falta de chuvas serão assumidos pelas companhias; E) os custos de energia de Itaipu e das nucleares Angra I e II devem ser repassados para todos e não apenas para o mercado regulado, como está sendo feito atualmente; F) a renovação das concessões das distribuidoras somente será feita se vierem a assumir os descontos de até 65% na conta de luz para as famílias de baixa renda; G) os contratos de renovação das concessões das distribuidoras também só serão possíveis se as mesmas assumirem o compromisso de realizar os investimentos necessários para a universalização do serviço até 2030 não podendo ser repassados para as contas de luz.

As propostas acima citadas são de mudanças radicais e seus impactos precisam ser bastantes discutidos, mas esse PL 4.833/23 entrou em regime de urgência na Câmara dos Deputados. Regime de Urgência é um mecanismo muito utilizado pelo Legislativo para acelerar uma análise, discussão ou mesmo votação de projetos de lei e propostas. Geralmente é utilizado em situações em que é necessário tomar uma decisão de maneira rápida, quando precisam ser atendidas demandas urgentes da sociedade em função de terem surgido crises ou eventos inesperados de uma forma geral.

Na Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados, o ministro Alexandre Silveira, mais uma vez sinalizou que a renovação das concessões é o caminho mais seguro para garantir os investimentos necessários para uma melhoria na prestação de serviços ao consumidor. As distribuidoras já anunciaram R$ 25 bilhões nos próximos anos, mas o MME (Ministério de Minas e Energia) avalia investimentos de R$ 120 bilhões em quatro anos. Disse que pretende fazer uma modernização no setor e deverá haver um tratamento mais rígido para os indicadores de qualidade do serviço. Foi cobrado por uma participação dos parlamentares na definição das regras e reconheceu a necessidade de o Congresso Nacional ser ouvido, mas ressalvou que as políticas públicas para o setor elétrico devem ser estabelecidas a partir do planejamento setorial. O ministro disse que nos últimos anos muitas delas foram criadas no Parlamento e que provocaram distorções no setor.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Geoberto Espírito Santo

Através do processo rotativo, em 1º de dezembro de 2023 o Brasil assumiu a presidência do G20, mandato que se estende até 30 de novembro de 2024, quando será feita nova rotação na Cúpula de Chefes de Estado e de governo, que se realizará nos dias 18 e 19 de novembro de 2024 na Marina da Glória, Rio de Janeiro. Para a cúpula do G20 de 2024 foi criado um Grupo de Trabalho (GT) de Transições Energéticas, que é coordenado pelo Secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento do Ministério de Minas e Energia, Thiago Barral, contando com a participação do ministro João Marcos Paes Leme, diretor do Departamento de Energia do Ministério das Relações Exteriores (MRE).

Em seu relatório Tendências de Investimento na Transição Energética 2024, publicado pela BloombergNEF (BNEF), o investimento global na transição de energia de baixo carbono no ano passado foi de US$ 1,77 trilhões, um incremento de 17% em relação a 2022. Quando se fala nesse tipo de investimento, eles são colocados nos seguintes setores: energia renovável, transporte eletrificado, redes elétricas, aquecimento elétrico, armazenamento de energia, captura e armazenamento de carbono, nuclear, indústria limpa, hidrogênio e navegação limpa. Em ordem decrescente, os 10 maiores investidores em 2023 foram: China, Estados Unidos, Alemanha, Reino Unido, França, Brasil, Espanha, Japão, Índia e Itália.

A China continua em 1º lugar nesse mercado, quando investiu US$ 676 bilhões, montante que representa 38% do total aportado mundialmente. Vale salientar que, mesmo sendo a primeira no ranking, houve uma redução de 11% em relação a 2022. Em 2º lugar vem os Estados Unidos com US$ 303 bilhões, recursos financiados que representam 22% do total mundial investido. O Brasil, posicionado na 6ª colocação, investiu US$ 34,8 bilhões. O setor global em que houve o maior investimento foi no transporte eletrificado quando foram aplicados US$ 634 bilhões, nele incluídas as despesas com veículos elétricos e infraestrutura de carregamento, um incremento de 36% em relação 2022. Na 2ª posição estão os investimentos em energia renovável, com US$ 623 bilhões, aumento de 8% em relação em relação a 2022. Em 3º lugar aparecem as redes elétricas, com um aporte total de US$ 310 bilhões.

Os investimentos nos outros setores citados foram os seguintes: aquecimento elétrico (US$ 63 bilhões); indústria limpa (US$ 49 bilhões); armazenamento de energia (US$ 36 bilhões); energia nuclear (US$ 33 bilhões); captura e armazenamento do carbono (US$ 11,1 bilhões); hidrogênio (US$ 10,4 bilhões); e navegação limpa (US$ 385 milhões).

Apesar dos investimentos em tecnologias de energia limpa já sejam vultosos, a BNEF diz que precisam ter um crescimento superior a 170% para se alinhar com o cenário Net Zero e para que possam ser cumpridas as metas do Acordo de Paris. Isso significa uma média anual de US$ 4,8 trilhões em 2024, ou seja, praticamente o triplo do que foi investido em 2023.

Na primeira reunião do GT brasileiro, tendo como cenário essa visualização, foram apresentadas três frentes para a realização dos trabalhos e foi feito um balanço das suas atuais situações. Essas três frentes a serem trabalhadas no GT são: acelerar e reduzir o custo do financiamento para a transição energética; impulsionar os combustíveis sustentáveis; e incorporar a dimensão social.

No caso do financiamento dos projetos para a transição energética, é preciso acelerar e reduzir o custo do financiamento, principalmente nos países em desenvolvimento e nas economias emergentes. É fundamental que o Brasil tenha marcos regulatórios específicos, estabilidade nas regras e respeito aos contratos, princípios que são corroborados pelos países membros do G20. Países que possuem instituições e processos bem estruturados de planejamento energético são vistos como possuidores de uma maior capacidade de ter políticas públicas mais consistentes e permanentes, atributos vitais para a atração do investimento privado. Outrossim, precisamos ter maior capacidade de transparência no uso do gasto público pois esse é também um ponto fundamental para a captação de recursos.

A questão da transição energética tem sido mundialmente considerada de urgência porque a geração e o consumo de energia se encontram na raiz dos fenômenos das mudanças climáticas, efeitos que podem ser percebidos no dia-a-dia das pessoas. Em 2023, a Agência Internacional de Energia (IEA, sigla em inglês) registrou que cerca de 70% dos investimentos foram feitos nos países desenvolvidos e na China e os 30% restantes nas demais nações. Portanto, falta calibração para impulsionar o investimento em tecnologias sustentáveis porque o maior percentual dos recursos é aplicado nos países desenvolvidos e os demais, que estão situados ao Sul do globo terrestre, têm mais dificuldade para fazer esses aportes de capital.

É muito difícil falar em transição energética quando 2,3 bilhões de pessoas, que se encontram abaixo da Linha do Equador, não têm acesso aos combustíveis limpos e ainda usam fogões primitivos e ineficientes para cozinhar seus alimentos. Buscar lenha para cozinhar fazendo longos percursos é mais prejudicial para as mulheres, ficando as famílias de baixa renda mais expostas aos riscos de uma expectativa de vida menor por causa da intoxicação, pois não têm acesso aos melhores métodos de preparar comida. A transição energética tem que ser justa e é imperioso que a dimensão social e o combate à pobreza energética sejam considerados fundamentais nesse processo.

O Brasil tem alguns exemplos a dar, com o Programa Luz Para Todos (PLPT) e o Programa Energias da Amazônia. Para o enfrentamento dessa urgente questão social, temos muitas possibilidades de produzir energia e soluções combinadas com o uso da eletricidade, solar fotovoltaica, biomassa e gás natural. Nessa fase em que o Brasil ficará na presidência do G20, ainda serão realizadas 130 reuniões, podendo ser em formato presencial ou virtual. No caso das reuniões presenciais, elas serão realizadas em 15 cidades, nas cinco regiões do Brasil.

Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços