6 de outubro de 2022

Abertura do mercado sem sobrecontratação
de energia elétrica

Paulo Steele e Helder Sousa*

A abertura do mercado livre de energia para todos os consumidores a partir de 2028 não deve resultar na sobrecontratação das distribuidoras. Essa é a principal conclusão de análise considerando a continuidade do crescimento das migrações de consumidores conforme as regras já definidas e as propostas colocadas em consulta pública pelo Ministério de Minas e Energia. Para tanto, a análise contemplou as perspectivas de crescimento do consumo de energia e a duração dos contratos de energia existentes, bem como as projeções de evolução do mercado livre e das ligações de micro e minigeração distribuída (MMGD).

A conclusão é que, sob a ótica do balanço energético médio do conjunto das 53 concessionárias brasileiras, mesmo que as novas migrações para o Ambiente de Contratação Livre (ACL) ocorram a uma velocidade maior do que aquela projetada no âmbito deste estudo, os mecanismos de reduções contratuais vigentes seriam capazes de promover o equilíbrio necessário para se mitigar a cobrança de eventual encargo de sobrecontratação. Mas, para tanto, é crucial que não seja ampliada a contratação de energia pelas concessionárias.

1. Contratações de energia no ACL

O ACL alcançou a marca de 27.900 conexões em julho de 2022, sendo a maior parte de consumidores especiais (24,5 mil), com um consumo de 17.597 GWh, como detalhado a seguir.

Figura 1 - Evolução esperada do consumo do Grupo A nos mercados cativo e livre

Tabela 1 - Características das conexões do ACL

Considerando os últimos cinco anos, a taxa média de crescimento da quantidade de UC participantes do ACL foi de 28% ao ano, passando de 7.898 UC (dez/2016) para 26.715 UC (dez/2021). Ou seja, nesse período, a velocidade de migração entre os consumidores cativos elegíveis foi de 2,3% ao ano, o que corresponde a uma quantidade média de 3.816 novas conexões participantes do ACL a cada ano.

2. Contratações de energia no ACR

A composição da carteira de contratos de energia das distribuidoras muda de empresa para empresa, sendo que quase 50% do volume que compõe o portfólio foi contratado em leilões regulados organizados pelo governo, os denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR).

Além disso, a energia proveniente de Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF) e de Contratos de Cotas de Energia Nuclear (CCEN), das cotas de Itaipu e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) são alocadas às distribuidoras de maneira compulsória, por força de lei. Ademais, contratos bilaterais de compra de energia, na sua maioria firmados antes do estabelecimento do regime de leilões (Lei 10.848/2004), completam a cesta de contratos de energia das concessionárias de distribuição.

Tanto no caso das distribuidoras cotistas como das não cotistas, a maior parte da composição do portfólio de contratos é explicada pela energia proveniente dos CCEAR. Desde 2004, trata-se do modelo obrigatório para reposição de contratos de energia existente, podendo acontecer por meio de leilões nas modalidades por Quantidade (majoritariamente hidrelétricas, mas também de fontes eólica e solar) ou por Disponibilidade (termelétricas).

Figura 2 - Composição média da cesta de contratos das distribuidoras cotistas de Itaipu

Na primeira modalidade, apesar de originalmente o risco hidrológico ter sido assumido pelos geradores, a grande maioria o repactuou nos termos da Lei n. 13.203/2015, imputando quase que sua totalidade aos consumidores cativos. Já na modalidade por Disponibilidade, os custos decorrentes do risco hidrológico são assumidos pelos agentes compradores, e eventuais exposições financeiras no mercado de curto prazo, positivas ou negativas, são assumidas pelos agentes de distribuição.

Ainda quanto ao risco hidrológico, é importante destacar que os custos dele decorrentes da energia de Itaipu e dos CCGF também são assumidos pelos agentes de distribuição.

São diversas as características do portfólio de compra de energia das distribuidoras no âmbito do ACR, sendo que a maioria possui duração bem definida. No entanto, algumas modalidades de contratação de energia no ACR não possuem prazo determinado. Itaipu, Energia de Cotas¹, Angra 1 e Angra 2 são exemplos destes contratos. O suprimento de energia para permissionárias, e para alguns sistemas isolados, também não possuem duração definida.

Figura 3 - Evolução do portfólio de compra de energia existente

3. Contratos legados

A distribuidora tem obrigação de contratar energia para atendimento de 100% do seu mercado cativo. Ocorre que alguns movimentos do mercado, como as migrações para o mercado livre e o crescimento da geração distribuída, além de efeitos conjunturais sobre o consumo da energia (como foi o caso da pandemia de Covid-19), fazem com que as distribuidoras tenham mais energia contratada do que o necessário para o atendimento do seu mercado cativo.

Atualmente, existem vários mecanismos para as distribuidoras se equilibrarem contratualmente diante dessas variações de mercado, como a venda de excedentes. De qualquer forma, tais mecanismos não têm sido suficientes para tanto e, hoje, parte importante das concessionárias se encontra sobrecontratada. Como mostra o gráfico a seguir, mesmo sem novas migrações para o ACL e novos incrementos na MMGD, as sobras de energia devem permanecer até 2024. Esse cenário considera um crescimento médio do mercado de 3% ao ano.

De qualquer forma, a partir de 2025, a condição de contratação das distribuidoras já apresentaria exposição contratual, ou seja, necessidade de realização de novas contratações de energia para atendimento dos mercados.

Ou seja, considerando o patamar de contratação vigente, sem alteração na alocação atual de energia de Itaipu (6 GWm), CCGF (12 GWm), nuclear (2 GWm) e Proinfa (1 GWm) entre as distribuidoras, a evolução esperada para as sobras e exposições de energia do conjunto das 53 concessionárias de distribuição brasileiras indica que só existiria espaço para redução no consumo de energia do mercado cativo a partir de 2025.

Figura 4 - Evolução das sobras e exposições SEM novas migrações para o ACL e SEM novos incrementos de MMGD

No entanto, as migrações para o ACL, alterações no consumo de energia, incremento da MMGD, término dos contratos existentes ou realocações de energia podem alterar o balanço energético das distribuidoras, com desdobramentos em relação às sobras e à necessidade de novas contratações de energia, como se verá a seguir.

3.1. Evolução da MMGD

Quanto maior for o crescimento da MMGD, menor será a necessidade de contratação de energia pelas distribuidoras para repor os contratos que se encerram ou para atender o crescimento do seu mercado.

Utilizando o modelo de mercado de micro e minigeração distribuída² (4MD), desenvolvido pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e adaptado pela TR Soluções de forma a refletir o crescimento da MMGD junto à carga, implantado em unidades consumidoras residenciais, comerciais e rurais, por área de concessão de distribuição, tem-se a expectativa para a capacidade acumulada de geração fotovoltaica no país indicada na Figura 5.

Figura 5 - Evolução da capacidade acumulada de geração fotovoltaica por meio de projetos de MMGD

Neste cenário com incremento de MMGD, mantendo-se constantes os demais parâmetros (ou seja, considerando a contratação vigente em 2022, crescimento de mercado da ordem de 3% a.a. e sem novas migrações para o ACL), ter-se-ia a trajetória para a evolução de sobras e exposição de energia conforme apresentado na Figura 6.

Figura 6 - Evolução das sobras e exposições de energia SEM novas migrações para o ACL e COM novos incrementos de MMGD

Ao se comparar a Figura 4 com a Figura 6, sobras e exposições em um cenário com e sem incremento de MMGD, é possível verificar que, com o incremento da MMGD, as sobras aumentariam cerca de 4 GWm já em 2024. Ou seja, como era de se esperar, a implantação desses projetos impacta diretamente no balanço energético das distribuidoras, postergando apenas para 2027 uma condição de contratação que apresente exposição de energia.

3.2. Evolução das migrações para o ACL

O raciocínio apresentado na seção anterior também é válido para o cenário futuro de liberalização do mercado, ou seja, quanto maior a quantidade de consumidores que deixarem o mercado regulado e migrarem para o mercado livre de energia, maiores poderão ser as sobras contratuais por parte das distribuidoras.

A Portaria Normativa n. 50/GM/MME, de 27/09/2022 (PTR 50) estabelece que todos os consumidores classificados como Grupo A poderão migrar para o mercado livre a partir de 1º de janeiro de 2024. Atualmente existem cerca de 178 mil unidades consumidoras nesse grupo que ainda não migraram para o ACL, das quais 99% estão conectadas em 13,8 kV, subgrupo tarifário A4.

Com base nesses dados, foi analisado um cenário de liberalização do mercado a partir do qual a taxa de crescimento do número de novas conexões de consumidores especiais verificada nos 12 últimos meses, com base nas informações da CCEE, é replicada para o futuro. Pode-se considerar este como sendo um critério conservador.

Quanto ao volume de energia por conexão, foi considerada a demanda média dos consumidores especiais dos últimos 12 meses, que foi de 211 kW, com base nas informações de julho de 2022, disponibilizadas pela CCEE no InfoMercado Mensal.

Nessas condições, é de se esperar que, até meados de 2026, o total de conexões no ACL dobre em relação ao patamar atual.

Nos anos seguintes, esse movimento deve se acentuar. Isso porque a Portaria n. 690/GM/MME, de 28/09/2022 (PTR 690), institui consulta pública com proposta de redução do limite de carga para contratação de energia no ACL também para consumidores da baixa tensão (BT).

Figura 7 - Participação percentual dos subgrupos tarifários no agrupamento B – Brasil 2021

Segundo a proposta, a partir de janeiro de 2026, consumidores atendidos em BT, com exceção daqueles integrantes das classes Residencial e Rural, poderão optar pela compra de energia no ACL. Já a partir de janeiro de 2028, os consumidores integrantes das classes Residencial e Rural também poderão migrar.

4. Conclusão

Ao se comparar a evolução anual esperada para a exposição de energia, no cenário com incremento de MMGD contra o cenário de evolução do mercado cativo das distribuidoras, pode-se quantificar uma trajetória para liberalização do mercado cativo para o ACL, apresentada na Figura 8, que, se observada, não acarretaria sobras contratuais de energia para as distribuidoras.

Considerando que o perfil típico esperado para os novos integrantes do ACL, advindos das conexões em média tensão, deve se assemelhar ao perfil dos atuais consumidores especiais, e considerando que historicamente a opção pela migração se deu a uma taxa anual de 2,3% a.a. dentre o universo de consumidores elegíveis, é de se esperar que a redução do mercado cativo das distribuidoras em decorrência da publicação da PTR 50 se acomode completamente no portfólio de contratos de energia até 2027.

Figura 8 - Capacidade anual de liberalização do mercado cativo para o ACL

Além disso, sob a ótica do balanço energético médio do conjunto das 53 concessionárias brasileiras, mesmo que as novas migrações para o ACL ocorram a uma velocidade maior do que aquela projetada no âmbito deste estudo, os mecanismos de reduções contratuais vigentes seriam capazes de promover o equilíbrio necessário para se mitigar a cobrança de eventual encargo de sobrecontratação. Para que isso seja possível, entretanto, seria crucial não aumentar a contratação existente.

Por fim, vale observar que esta análise foi realizada considerando o conjunto das concessionárias do país e premissas específicas quanto ao ritmo das migrações. Os valores individuais por empresa podem variar conforme as características intrínsecas de cada concessão de distribuição, incluindo os contratos de energia e o volume específico de migrações para o ACL ou MMGD.

* Paulo Steele e Helder Sousa são, respectivamente, sócio-administrador e diretor de regulação da TR Soluções.

Observação: Os dados dos gráficos deste documento estão disponíveis para download clicando no ícone

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¹ Em relação à Energia de Cotas (CCGF), as concessões de geração renovadas nos termos da Lei n. 12.783/2013 e relicitadas nos termos da Lei n. 13.203/2015, a princípio, possuem prazo de suprimento de 30 anos. No entanto, não se sabe o que acontecerá com sua energia após o término desse período.

² Disponível em: https://lnkd.in/gg_YaHZc