A liberalização do mercado de energia elétrica e o balanço energético das distribuidoras
Paulo Steele*
A migração de unidades consumidoras do Ambiente de Contratação Regulada (ACR) para o mercado livre de energia altera o balanço das distribuidoras, modificando as suas necessidades de contratação de energia. Diante da perspectiva de contínua expansão desse mercado, como o atual cenário de sobrecontratação pode evoluir ao longo da próxima década? Até que ponto outras condições do setor elétrico poderão compensá-lo? Para discutir essas questões, este artigo apresenta o efeito da sobrecontratação nas condições das distribuidoras, analisa as tendências de evolução do mercado livre e simula seus efeitos sobre as condições de sobrecontratação das empresas. Spoiler: daqui a dez anos, a situação pode estar bem parecida com hoje.
As reduções das exigências para a elegibilidade de empresas à condição de consumidor livre abrem espaço para que cada vez mais cargas que atualmente são cativas em média tensão efetuem a migração. Hoje, para ser um consumidor livre é preciso possuir, no mínimo, 1.500 kW de demanda contratada, passando a 1.000 kW a partir de 1º de janeiro de 2022 e 500 kW a partir de 1º de janeiro de 2023. Ao mesmo tempo, as pressões tarifárias estimulam outros consumidores a migrar na condição de consumidores livres e especiais.
Mas essa evolução do mercado livre não é o único fator que pode afetar o equilíbrio de contratos de energia das distribuidoras: a crise econômica, condições impostas pelo cenário de pandemia, alocação de cotas dos Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF) em volume superior a necessidade de reposição de contratos, os resultados dos programas de eficiência energética e o incremento de Mini e Micro Geração Distribuída (MMGD) também ajudam a explicar a quebra de expectativa quanto ao que seria o consumo de energia elétrica nas concessões de distribuição e o resultado efetivo.
É importante lembrar que como desdobramento da Resolução Normativa nº 785, de 10 de outubro de 2017, as cotas dos CCGF que em dezembro de 2020 totalizavam 13.2 GW médio, ainda se encontravam em processo de realocação entre as distribuidoras de energia.
No período de 2015 a 2017 as cotas dos CCGF foram alocadas proporcionalmente à exposição contratual de cada distribuidora. Somente a partir de 2018, com a publicação da Resolução 785/2017, em uma transição com duração de quatro anos, as cotas dos CCGF seriam novamente realocadas entre as distribuidoras na proporção do mercado de cada uma.
Pela combinação de alguns desses fatores, as concessionárias já se encontravam, em média, com um nível de sobrecontratação de 9% em 2019. As reduções no consumo decorrentes principalmente da pandemia de covid-19 acentuaram ainda mais este cenário, com o volume médio de contratos excedentes atingindo, pelos nossos cálculos, cerca de 17% em 2020.
Teoricamente, somente poderiam ser reconhecidas nas tarifas as sobras contratuais até o limite regulatório de 5%. Entretanto, há movimentos de mercado que fogem do controle das concessionárias de distribuição e, portanto, vão além do limite regulatório. O fato é que, considerando todos os eventos tarifários realizados até dezembro de 2020, a Aneel sempre classificou todas as sobras de energia como involuntárias, reconhecendo seu impacto nas tarifas.
Como as sobras contratuais são liquidadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a diferença entre o preço médio de contratação dessa energia e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), para o bem ou para o mal, causa impacto sobre as tarifas de aplicação. Isso se dá por meio do componente financeiro conhecido como repasse de sobrecontratação.
Um cenário de preço médio de venda das sobras em patamares maiores que o preço médio de repasse dos contratos de compra de energia das distribuidoras (Pmix) resulta na geração de excedentes financeiros na liquidação das sobras no mercado de curto prazo. Esses excedentes reduzem as tarifas de aplicação associadas à compra de energia (TE). Mas, caso o PLD seja inferior ao Pmix, o contrário pode acontecer.
Tabela 1 - Efeito das sobras de energia nas componentes financeiras das distribuidoras
Fonte: TR Soluções com dados da Aneel e CCEE
Em um cenário de expansão do ACL obtido por uma simples regressão linear com as migrações das conexões ocorridas nos últimos 12 meses (linha verde tracejada da Figura 1, a seguir, que descreve uma trajetória de evolução a uma taxa média de 406 novas conexões ao mês), indica que, em 10 anos, poderia haver mais de 60 mil novas conexões no ACL. Por outro lado, se para descrever essa trajetória for utilizada uma curva de tendência com uma melhor correlação para esse mesmo período (linha vermelha tracejada da Figura 1), o número esperado de novas conexões para 2030 salta para cerca de 110 mil conexões.
Figura 1 - Evolução das conexões no ACL no país: verificada e projetadas
Fonte: TR Soluções com dados da CCEE
Figura 2 - Cenário de consumo de energia em média tensão no ACL e ACR
Fonte: TR Soluções com dados da Aneel
Mas qual é o universo de cargas elegíveis para operação nesse ambiente de mercado?
Em novembro de 2020, do total de energia consumida em alta tensão nas redes de distribuição por unidades dos subgrupos A1, A2 e A3, cerca de 95% da energia era destinada ao ACL. Já em média tensão, considerando os subgrupos A3a, A4 e AS, apenas 51% da energia consumida era destina às cargas no ACL.
Figura 3 - Participação das conexões do ACL no mercado brasileiro de distribuição em alta tensão
Fonte: TR Soluções com dados da Aneel
Some-se a esse quadro o fato de que, em termos de unidades consumidoras, 76% das cargas em alta tensão das redes de distribuição já migraram para o ACL. Já em média tensão, das 194 mil unidades consumidoras, apenas 10% optaram pelo ACL.
Figura 4 - Participação das conexões do ACL no mercado brasileiro de distribuição em média tensão
Fonte: TR Soluções com dados da Aneel
O novo consumidor livre possivelmente terá um perfil similar ao do atual consumidor especial. Atualmente, para se tornar consumidor especial é preciso possuir demanda contratada igual ou maior que 500 kW. Por comunhão de direito, consumidores com o mesmo CNPJ ou localizados em áreas contíguas podem agregar suas cargas para atingir o nível de demanda de 500 kW exigido para se tornar consumidor especial.
Tabela 2 - Caracterização das conexões (cargas) no ACL
Fonte: TR Solução com dados da CCEE
Em janeiro de 2021 havia 18,2 mil conexões no ACL com perfil de consumidor especial. Essas conexões apresentavam uma potência típica de 540 kW, demanda média de 250 kW e, nos 12 meses anteriores, cresceram no ACL, em termos de número de conexões, a uma taxa média de 2,5% ao mês.
Apoiado em uma modelagem lookalike1 , estimamos que no ACR ainda existam ao menos 110 mil conexões em atividades comerciais similares às mais frequentemente observadas atualmente no ACL, portanto elegíveis à opção pelo ambiente de contratação livre.
Portanto, conhecimento da demanda típica de cada uma das atividades econômicas que já migraram permite caracterizar, por similaridade, cerca de 110 mil conexões que ainda podem migrar.
Considerando as trajetórias de evolução do número esperado de novas conexões no ACL para cada uma das 53 concessionárias de distribuição, limitadas às conexões elegíveis obtidas por modelagem lookalike, é esperado que, ao final de 2030, as conexões no ACL já totalizem cerca de 71 mil cargas consumindo, em média, 23 GWh por mês, ou seja, um aumento de 66% ao consumo médio mensal verificado em 2020 no ACL.
Tabela 3 - Cenário de evolução das conexões no ACL
Fonte: TR Soluções com dados da CCEE
O novo normal
Como irá efetivamente evoluir a trajetória de migrações das unidades consumidoras cativas para o ACL ninguém sabe. Mas o que se sabe é que, no passado recente, essas migrações contribuíram para alterações no balanço energético das distribuidoras, impactando também a necessidade de contratações de energia e os níveis de sobras das empresas.
Considerando as expectativas de crescimento do mercado de em torno de 3,6% ao ano, apontadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), combinadas às taxas anuais de crescimento de migrações estimadas por nós e incremento de MMGD em baixa tensão, em 4,6% e 21% ao ano, respectivamente, somente com os mecanismos atuais de descontratação de energia não há de se esperar que o quadro atual seja alterado no sentido de haver alteração estrutural nas sobras de energia elétrica.
Por outro lado, o que pode amenizar o cenário de sobrecontratação elevada das distribuidoras são os novos produtos criados para o Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE) em 18 de dezembro de 2020, no âmbito da Resolução Normativa Aneel 904/2020.
Além disso, uma possível alteração na oferta, com a retirada da energia de usinas sob o regime de cotas do portfólio de compra de energia das distribuidoras, poderia contribuir para reequilibrar o balanço energético destas empresas, mesmo em cenários extremos de alteração dos perfis das unidades consumidoras de energia elétrica.
No curto e médio prazo, uma possível “descotização” das usinas da Eletrobras sob o regime de cotas de garantia física, tal qual proposta no âmbito da Medida Provisória n. 1.031/2021, retiraria do portifólio de compra de energia das distribuidoras cerca de 7.450 MW médios. Além disso, no âmbito da revisão no Anexo C do Tratado de Itaipu, poderiam ser remanejados do portifólio das distribuidoras cotistas mais de 5.000 MW médios.
Portanto, dadas as trajetórias de alterações dos perfis das unidades consumidoras, se nada for modificado em termos de oferta de energia para os próximos anos, as distribuidoras continuarão observando patamares de sobras antes do MVE que podem passar de 30%. Como os repasses destas sobrecontratações são realizadas anualmente nos eventos tarifários, as tarifas de aplicação também continuarão à mercê, para o bem ou para o mal, da diferença entre o preço médio dos contratos de compra de energia das distribuidoras e o PLD.
** Paulo Steele é sócio-administrador da TR Soluções, empresa de tecnologia especializada em tarifas de energia elétrica.*
1A modelagem lookalike adotada pela TR Soluções ajuda a descobrir CNPJ na base de dados da Receita Federal por meio da análise dos dados da CCEE relativos às cargas que já migraram para o ACL. Quando o processo de análise é executado, a modelagem procura CNPJ elegíveis com base em características compartilhadas da população das conexões do ACL selecionada.