TCU arquiva processo da Eneva e retira sigilo de documentos sobre flexibilização de térmicas

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O Tribunal de Contas da União (TCU) arquivou o processo que analisava a proposta da Eneva para flexibilizar a operação de suas usinas termelétricas Maranhão III, MC2 Nova Venécia 2 e Azulão II. A decisão foi oficializada pelo presidente do TCU, Vital do Rêgo, em despacho publicado em 30 de setembro, que também determinou a retirada do sigilo de todas as peças do processo. O despacho não determina nova negociação nem estabelece como ela poderia ocorrer, mas afirma que o acervo técnico construído durante a comissão pode servir de base para que órgãos e entidades competentes, se julgarem oportuno, deem seguimento autônomo a negociações administrativas.

Proposta previa fim da inflexibilidade e novo CVU

A proposta original da Eneva buscava remover a inflexibilidade das usinas, permitindo que deixassem de gerar compulsoriamente e fossem despachadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) conforme as necessidades do sistema. No desenho final, o Custo Variável Unitário (CVU) operativo das plantas subiria para R$ 760/MWh, enquanto os CVUs contratuais considerados na proposta eram de aproximadamente R$ 116/MWh para Maranhão III, R$ 308/MWh para Nova Venécia 2 e R$ 172/MWh para Azulão II. O novo CVU seria usado pelo ONS para definir o despacho físico, enquanto os CVUs originais continuariam a ser utilizados para fins comerciais e para pagamento da receita variável.

Em Maranhão III e Nova Venécia 2, o tempo mínimo de operação cairia de 120 para 12 horas, o que o ONS considerou positivo para ampliar a capacidade de resposta das usinas às variações do sistema. A Receita Fixa Anual seria mantida nos níveis atuais, e o desenho final abandonou a redução de receita fixa que havia sido proposta anteriormente.

Primeira versão previa cortes de receita fixa

Na primeira proposta formalizada pela Eneva dentro da comissão, em junho, a empresa planejava reduzir a receita fixa de Maranhão III em 12% (R$ 81 milhões por ano), de Nova Venécia 2 em 22% (R$ 26 milhões por ano) e de Azulão II em 13% (R$ 290 milhões por ano). Na proposta levada ao Ministério de Minas e Energia (MME) em julho de 2025, a companhia propôs a renúncia de toda a Receita Fixa de Combustível e a renegociação de outros parâmetros de receita fixa, além de converter os contratos para um modelo totalmente flexível.

Durante a comissão, análises mostraram que as primeiras formulações aumentavam a exposição das distribuidoras ao mercado de curto prazo, levando a uma remodelagem da proposta. No desenho final, a empresa propôs manter as condições comerciais dos contratos originais e adotar um contrato de opção para neutralizar a exposição das contrapartes decorrente da remoção da geração compulsória.

Simulações apontaram benefício líquido, mas também exposições

Nas simulações que embasaram essa versão, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) encontrou benefício líquido de cerca de R$ 1,7 bilhão para consumidores do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) entre maio de 2026 e dezembro de 2030. O ONS apontou ganhos de flexibilidade e redução de curtailment, e estimou aumento de R$ 1,18 bilhão no custo sistêmico total com geração térmica, dos quais R$ 320 milhões relacionados ao serviço de energia e R$ 860 milhões ao serviço de potência. O ONS também estimou aumento no Custo Marginal de Operação (CMO) e não identificou impacto relevante na segurança energética no horizonte analisado.

A primeira nota técnica da Secretaria de Gestão de Mercado (SGM), de 18 de setembro, ainda não recomendava aprovação nem rejeição do acordo, mas alertava que um efeito sobre outros contratos CCEAR-D precisava ser calculado e poderia reduzir ou até reverter o benefício líquido estimado. Na sexta-feira, 18 de setembro, a SGM pediu à CCEE avaliação adicional sobre esses contratos e seus efeitos no Mercado de Curto Prazo (MCP), incluindo os agentes que ficariam expostos; a resposta chegou no domingo, 20 de setembro.

Na segunda-feira, 21 de setembro, mesmo dia da reunião administrativa em que a diretoria analisou o acordo, a SGM publicou uma segunda nota técnica na qual recomendou expressamente que a proposta não fosse aceita. A análise complementar estimou efeito positivo de R$ 156 milhões para o conjunto de distribuidoras no horizonte até 2030, mas também cerca de R$ 4,9 bilhões em liquidação adicional no MCP associada aos CCEAR-D. A SGM observou que o ganho de um lado da liquidação pressupunha uma contraparte exposta do outro, apontando consumidores livres, comercializadores e geradores como possíveis contrapartes, mas afirmou não ser possível determinar quanto do impacto recairia sobre cada grupo.

Antes desse cálculo adicional, o Ambiente de Contratação Livre (ACL) já apresentava resultado negativo de aproximadamente R$ 1,2 bilhão na combinação de efeitos sobre a Conta de Energia de Reserva e o GSF. Na avaliação final da SGM, a nova exposição potencial associada aos CCEAR-D mantinha a posição do segmento negativa, levando à conclusão de que havia potencial vantajosidade para o consumidor regulado, mas não para o consumidor livre.

A análise complementar também mostrou efeitos sobre bandeiras tarifárias: quatro meses que teriam bandeira verde em 2026 passariam a amarela; em 2027, uma bandeira amarela seria convertida em vermelha patamar 1; no ano seguinte, um acionamento verde mudaria para amarelo e um vermelho 1 para vermelho 2; na parte final do horizonte, o movimento se inverteria.

Eneva contesta premissas e defende neutralidade

A Eneva contestou a conclusão da área técnica de que a proposta colocaria consumidores do mercado livre em posição desfavorável, questionando principalmente as premissas usadas para estimar efeitos no ACL. A empresa afirmou que parte dos impactos tratados pela SGM como negativos não poderia ser diretamente atribuída a consumidores livres, incluindo a liquidação adicional de cerca de R$ 4,9 bilhões no MCP associada aos CCEAR-D.

A Eneva argumentou que a própria nota técnica de 21 de setembro reconhece não ser possível identificar quem efetivamente arcaria com o montante de R$ 4,9 bilhões, já que contratos do mercado livre são bilaterais e privados, e que isso representa exposição potencial de agentes no MCP, mas não permite concluir que se trata de perda de igual valor para consumidores livres. A empresa também questionou o impacto de R$ 3,35 bilhões associado ao GSF de geradoras hidrelétricas no mercado livre, argumentando que o cálculo considera que esses agentes comercializam 100% de suas garantias físicas, premissa que não corresponderia à estratégia de contratação observada no mercado.

A própria CCEE calculou uma sensibilidade com a premissa de que geradores comprometeriam 85% da garantia física em contratos de venda; nesse cenário, o impacto financeiro estimado para o ACL mudou de sinal e ficou positivo em aproximadamente R$ 4,94 bilhões entre maio de 2026 e dezembro de 2030. A matriz consolidada usada pela SGM, no entanto, considerou o impacto de R$ 3,35 bilhões associado ao GSF no ACL com a premissa de 100% de contratação da garantia física.

A Eneva também criticou a decisão de separar a vantajosidade entre os ambientes regulado e livre, destacando que a própria SGM apontou resultado líquido agregado positivo para a proposta. A empresa argumentou que as normas citadas pela área técnica não estabelecem expressamente que uma mudança contratual desse tipo deva ser vantajosa, isoladamente, para os ambientes regulado e livre, e que a neutralidade econômica das contrapartes originais dos contratos, reconhecida pela própria SGM, deveria ter recebido maior peso na avaliação.

A SGM entendeu que a participação da Aneel na solução consensual estava condicionada à vantajosidade para os consumidores e considerou que esse requisito deveria alcançar tanto o mercado regulado quanto o livre. A SGM apontou ainda diferença entre o horizonte das simulações e a duração das mudanças contratuais propostas: ONS e CCEE analisaram os efeitos entre maio de 2026 e dezembro de 2030, período de cerca de quatro anos e meio, enquanto os contratos têm prazos mais longos (Maranhão III até abril de 2036, Azulão II até julho de 2042 e Nova Venécia 2 até dezembro de 2049). A SGM considerou que as ferramentas utilizadas permitiam avaliar com maior segurança um horizonte de até cinco anos e sugeriu que qualquer acordo tivesse duração inicial limitada a esse período, com nova rodada de análises antes de eventual extensão.

A Eneva contestou esse fundamento, argumentando que o horizonte de até 24 anos não foi criado pelo acordo, mas corresponde ao prazo remanescente dos contratos existentes, e que a limitação de cinco anos decorre da ferramenta de análise utilizada e não seria, por si só, razão para rejeitar a proposta. A própria Eneva apontou como alternativa a adoção de janelas de cinco anos, com novas avaliações ao final de cada período.

Voto vencedor e posições divergentes

No voto que prevaleceu na diretoria, o diretor-geral Sandoval Feitosa considerou tanto os potenciais efeitos negativos sobre terceiros quanto a impossibilidade de assegurar a vantajosidade da mudança após 2030, observando que o prazo remanescente dos contratos era mais de quatro vezes o horizonte das análises disponíveis. A diretoria decidiu por maioria manter os contratos inalterados; Gentil Nogueira e Agnes da Costa foram vencidos, mas apresentaram posições diferentes.

Gentil reconheceu a vantajosidade da proposta, considerando a neutralidade econômica das contrapartes originais, o resultado líquido dos itens quantificados no horizonte estudado e os ganhos de flexibilidade operacional, redução de curtailment e controlabilidade do sistema. Agnes da Costa votou pela abstenção da Aneel quanto ao mérito da redistribuição de encargos, custos e benefícios entre consumidores regulados, consumidores livres e geradores, entendendo que essa decisão caberia ao MME dentro de suas atribuições de formulação e planejamento de políticas públicas; caso o acordo fosse celebrado, propôs limitar as novas condições contratuais a cinco anos e submetê-las a nova avaliação antes de qualquer continuidade.

Alternativa para o Complexo Futura I foi retirada

Na versão apresentada pela Eneva em 15 de setembro, a empresa incluiu como uma das alternativas um mecanismo para proteger o Complexo Solar Futura I, de sua propriedade, do curtailment de energia, prevendo que, entre julho e dezembro, sempre que a geração programada de Maranhão III, Nova Venécia 2 e Azulão II fosse inferior a 300 MW, a geração da Futura seria integralmente preservada do corte de energia, permanecendo sujeita a restrições elétricas. A Eneva estimou que a medida poderia evitar 344 MW médios por ano em curtailment, dos quais aproximadamente 314 MW médios corresponderiam, segundo a empresa, a benefício sistêmico e 30 MW médios a benefício específico para a Futura I.

A alternativa foi retirada pela empresa no dia seguinte, 16 de setembro, em reunião da comissão; em seu lugar, permaneceu apenas a proposta de ‘alívio de exposição’ do Azulão II, pela qual o curtailment evitado em usinas contratadas como energia de reserva seria calculado após a operação e poderia ser usado para reduzir a exposição do contrato da térmica.

Entre os benefícios operacionais analisados, o ONS também calculou o efeito da flexibilização sobre a possibilidade de acionamento do Plano Emergencial de Gestão de Excedentes, que pode alcançar geração conectada a redes de distribuição. Em um cenário de domingo com alta produção de micro e minigeração distribuída, o ONS identificou que, mantendo os contratos atuais, haveria indicação de acionamento do plano em setembro e novembro de 2027 e nos mesmos meses de 2028 em todos os cenários de geração eólica e solar analisados, com curtailment na distribuição chegando a 1.250 MW. Com os contratos propostos, a necessidade apareceria apenas em novembro de 2027, em 10% dos cenários, e com curtailment máximo de 134 MW; nos demais meses analisados, o ONS não identificou necessidade de acionamento do plano emergencial.

Comissão é encerrada e TCU detalha arquivamento

Após a decisão da Aneel, a Comissão de Solução Consensual foi encerrada em 22 de setembro; a comissão operou por 120 dias, com participação de MME, Aneel e Eneva e colaboração de ONS, CCEE e Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A instrução do TCU afirma que a agência é signatária necessária dos instrumentos contratuais e que, sem sua participação voluntária, não havia proposta consensual que pudesse ser submetida ao plenário do tribunal. O documento também esclarece que a proposta final da Eneva não chegou a ser analisada pela SecexConsenso e pela AudElétrica quanto a vantajosidade, legalidade, adequação ou suficiência, e que também não foi produzida minuta de termo de autocomposição ou relatório final da comissão.

Na reunião de encerramento, todas as partes externas pediram a retirada do sigilo das peças do processo. O despacho do presidente do TCU não determina nova negociação nem estabelece como ela poderia ocorrer. Há precedente no setor elétrico de solução discutida na SecexConsenso que acabou retomada diretamente pela autoridade concedente após arquivamento no TCU: no caso Âmbar, envolvendo contratos do Procedimento Competitivo Simplificado de 2021, a minuta de solução teve concordância da empresa, do MME e da Aneel, mas a divergência ocorreu dentro do próprio TCU, onde a unidade técnica de energia se posicionou contra a solução; sem consenso na comissão, o processo foi arquivado, e MME e Aneel retomaram posteriormente a negociação com a Âmbar fora do tribunal. A situação difere do processo da Eneva: no caso Âmbar, a Aneel havia concordado com os termos discutidos antes do arquivamento, enquanto na negociação das térmicas da Eneva foi a própria diretoria da Aneel que decidiu manter os contratos inalterados.

A contranotificação da Eneva foi apresentada ao TCU em 22 de setembro, último dia do prazo, quando o tribunal se reuniu para decidir se mantinha a negociação; no documento, a empresa afirmou que a área técnica atribuiu ao mercado livre efeitos que não poderiam ser diretamente associados a consumidores livres. A manifestação da Eneva não apareceu entre as peças do processo da Aneel divulgadas após a retirada do sigilo.

Com informações da MegaWhat.

Fonte: megawhat.uol.com.br

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