TCU encerra negociação sobre flexibilização de térmicas da Eneva após Aneel negar aval

Imagem ilustrativa · Tanhauser Vázquez R. / Pexels

A Comissão de Solução Consensual do Tribunal de Contas da União (TCU) decidiu, na terça-feira, 22 de setembro, encerrar as negociações para flexibilizar os contratos das usinas termelétricas da Eneva. A decisão foi tomada após a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) negar aprovação à proposta. Com isso, os contratos permanecem inalterados e as condições atuais serão mantidas.

A reunião que selou o fim das negociações ocorreu naquela tarde e contou com representantes do TCU, da Eneva, da Aneel e do Ministério de Minas e Energia (MME). O encontro havia sido convocado para definir se a negociação poderia prosseguir sem a concordância da agência reguladora. A comissão optou por encerrar seus trabalhos. Documentos produzidos durante a negociação, que estavam sob acesso restrito, devem ser tornados públicos.

Entenda o que estava em discussão

A discussão foi iniciada a pedido do MME para avaliar uma mudança nos contratos das térmicas a gás natural da Eneva, com o objetivo de reduzir a geração obrigatória das plantas diante do crescimento do corte de geração eólica e solar (curtailment). Ao instituir a comissão, o TCU afirmou que a análise buscaria avaliar a adaptação dos contratos à nova realidade do sistema e a solução mais vantajosa para consumidores e para o setor elétrico.

A proposta visava retirar a inflexibilidade das térmicas, ou seja, a obrigação de produzir uma quantidade de energia independentemente da necessidade do sistema. Em contrapartida, as usinas permaneceriam disponíveis para despacho pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), com Custo Variável Unitário (CVU) operacional de R$ 760/MWh, enquanto as condições comerciais originais seriam preservadas.

O acordo envolvia os projetos Parnaíba II e VI e Azulão II e IV, totalizando cerca de 1,2 GW de capacidade. A negociação tratava de contratos de leilões realizados em 2011, 2019 e 2022.

Votação na Aneel e impasse regulatório

A decisão do TCU ocorreu um dia após a diretoria da Aneel negar aprovação ao acordo, por 3 votos a 2, em reunião administrativa. Segundo relatos, os diretores Gentil Nogueira e Agnes da Costa votaram a favor da proposta e foram vencidos. Na maioria contrária ao acordo, prevaleceram incertezas sobre os efeitos da flexibilização em um horizonte mais longo.

As principais simulações apresentadas durante a negociação avaliavam impactos apenas até 2030, enquanto os contratos se estendem além desse período e as condições de operação do sistema podem mudar ao longo do tempo. A aprovação da Aneel era esperada para que a proposta avançasse na Comissão de Solução Consensual, instituída no âmbito da Secretaria de Controle Externo de Soluções Consensuais e Prevenção de Conflitos (SecexConsenso) do TCU.

A decisão não significa necessariamente o fim do acordo, pois há precedente de solução consensual no tribunal sem a participação da agência reguladora, no caso MEZ. No caso MEZ Energia, a agência decidiu não participar do procedimento, embora tenha prestado apoio técnico, e o plenário do TCU aprovou o acordo em maio. Ao votar, o ministro Benjamin Zymler afirmou que “não há óbice à autorização, por esta Corte, da assinatura do termo de compromisso”, observando que o acordo não poderia substituir decisões de competência legal e regulatória da Aneel. Um dos votos favoráveis ao acordo também levantou a preocupação de que a Aneel pudesse estar extrapolando seu papel e assumindo a função de planejador.

Estudos apontavam ganhos e custos

Antes da decisão da Aneel, o MME defendeu as vantagens da proposta com base em estudos do ONS e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O ONS concluiu que a flexibilização traria ganhos de flexibilidade operacional e reduziria o curtailment, embora aumentasse o custo sistêmico da geração termelétrica no horizonte analisado.

A proposta também reduziria a geração termelétrica compulsória em períodos de excedente de energia, abrindo mais espaço para a produção eólica e solar. Na avaliação econômica, a CCEE estimou redução de cerca de R$ 1,7 bilhão em custos para consumidores do mercado regulado até 2030. Análise da consultoria PSR indicou benefício de R$ 3,2 bilhões. Ambos os valores foram incluídos em documentos enviados pelo MME à Aneel na etapa final da negociação.

A solução em discussão também preservava a receita fixa prevista nos contratos e criava mecanismos para evitar que o fim da geração obrigatória transferisse exposição ao Mercado de Curto Prazo (MCP) aos compradores. A Eneva poderia cumprir certas obrigações de entrega por meio de geração própria ou de compras de energia, enquanto o despacho físico das usinas responderia mais diretamente às necessidades do sistema.

O estudo do ONS considerou o horizonte de maio de 2026 a dezembro de 2030, correspondente ao Plano de Operação Energética (PEN) 2026. A análise avaliou efeitos sobre custos, suprimento, segurança energética e curtailment. O operador identificou aumento no custo de geração termelétrica: nas simulações, o custo sistêmico acumulado subiria cerca de R$ 1,18 bilhão, de R$ 76,79 bilhões para R$ 77,97 bilhões. O Custo Marginal de Operação (CMO) médio passaria de R$ 160,28/MWh para R$ 187,03/MWh.

O ONS afirmou não ter identificado impacto relevante sobre a segurança energética do Sistema Interligado Nacional (SIN). Estimou redução média de curtailment de 102 MW médios no cenário com micro e minigeração distribuída típica e de 130 MW médios no cenário de máxima geração distribuída. Nos casos mais críticos de excedente de energia, o acordo também reduziria a frequência e a intensidade da necessidade de cortes emergenciais de geração conectada à distribuição.

A CCEE calculou que o conjunto de efeitos poderia representar redução de cerca de R$ 1,7 bilhão em custos para consumidores do mercado regulado até 2030. A análise considerou, entre outros fatores, mudanças em encargos, a Conta de Energia de Reserva (Coner), risco hidrológico de hidrelétricas e contratos de térmicas. O MME usou esse resultado para sustentar as vantagens da solução consensual.

Detalhes da proposta e próximos passos

O ponto central era retirar a inflexibilidade, a parcela de energia que as térmicas devem produzir independentemente da necessidade do sistema, preservando cerca de 1,2 GW de capacidade disponível ao ONS para atender à demanda quando necessário. Na proposta final, a receita fixa anual das usinas permanecia nos níveis atuais. O CVU usado pelo ONS para decidir o despacho físico subiria para R$ 760/MWh, enquanto o CVU original de cada contrato continuaria a ser usado para fins comerciais.

A proposta também reduzia para 12 horas o tempo mínimo de operação das unidades atualmente sujeitas a maiores restrições operacionais. Previa um contrato de opção que permite à Eneva cumprir parte dessas obrigações com geração própria ou por meio do registro de contratos de compra de energia, dependendo das condições de preço. O mecanismo foi desenhado para evitar que a flexibilização transferisse exposição ao MCP aos compradores.

A proposta final também previa que o acordo entrasse em vigor em julho de 2027, considerando seus efeitos na formação de preços, e dava ao ONS e à CCEE 90 dias após a formalização para implementar os procedimentos e sistemas necessários aos novos mecanismos.

A discussão sobre flexibilização de contratos começou em 2025, em meio ao crescimento dos cortes de geração eólica e solar e à mudança no perfil de operação do sistema elétrico. Os contratos das térmicas foram estruturados com altos níveis de geração obrigatória para dar previsibilidade ao consumo de gás natural e sustentar investimentos integrados em produção de combustível e geração de energia. Com o avanço da geração solar e eólica, a operação em base das térmicas passou a coincidir, em certos momentos, com períodos de excesso de oferta no SIN. A negociação na SecexConsenso buscava reduzir essa geração obrigatória sem alterar as obrigações comerciais dos contratos e sem transferir custos adicionais aos consumidores. Para avaliar a proposta, a comissão reuniu estudos do ONS sobre operação e curtailment, da CCEE sobre impactos econômicos e contratuais, e da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) sobre segurança de suprimento e garantia física.

Procurada, a Aneel não confirmou nem negou o resultado da votação, pois o processo é confidencial até a decisão final do TCU.

Para acompanhar as movimentações do mercado de energia elétrica, da regulação do setor elétrico e das tendências energéticas, o Energy Hub 360 oferece uma plataforma completa de análise e monitoramento.

Fonte: megawhat.uol.com.br

Leia também: Reforma tributária pode encarecer conta de luz em 2027 sem regras claras da ANEEL