15 de fevereiro de 2022
Os efeitos da Conta Escassez Hídrica nas tarifas de energia
Paulo Steele*
Resumo
A Conta Escassez Hídrica pode desacelerar a gangorra tarifária prevista para este ano e o próximo, e praticamente não deve interferir nos resultados dos reajustes e revisões previstos para 2024. Projeções calculadas por meio do Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia da TR Soluções mostram que o empréstimo poderá ter um impacto médio de 3,41 pontos percentuais nos processos tarifários deste ano, reduzindo-os, em média, de 18,11% para 14,70%. Em 2023, por outro lado, a conta da escassez diminuirá um pouco as reduções tarifárias previstas - passando de uma queda média de 17,40% para 8,26%, enquanto no ano seguinte os reajustes poderão passar de 9,05% para 8,61%.
As simulações, detalhadas a seguir, consideram, entre outras, as seguintes premissas: data-base de 01 de março de 2022 para entrada em vigor do empréstimo; taxa de juros total de 15% ao ano (Taxa Selic + Spread); opção, por parte das distribuidoras, de acessar a totalidade do valor previsto (R$ 10,8 bilhões); prazo de carência de 10 meses e amortização do empréstimo em 24 meses.
No cenário base estabelecido pela TR Soluções, um ponto que merece destaque diz respeito ao prazo de carência. Tendo como data base para o empréstimo o dia 1º de março de 2022, foi adotado um prazo de carência de 10 meses, de forma a postergar para janeiro de 2023 o início da amortização da dívida. Caso essa premissa não fosse utilizada, as distribuidoras perceberiam já em 2022 despesas financeiras associadas ao empréstimo, o que pressionaria os reposicionamentos tarifários e reduziria os benefícios percebidos pelos consumidores neste ano.
A Conta Escassez Hídrica
A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou no início de fevereiro a abertura da Consulta Pública (CP) n. 02/2022 para coletar sugestões quanto aos critérios e procedimentos para gestão, pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), da Conta Escassez Hídrica.
O processo atende a disposições do Decreto n. 10.939/2022, que trata das medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica em 2021.
Na Conta Escassez Hídrica serão alocados recursos para cobrir os gastos adicionais temporariamente assumidos pelas concessionárias e permissionárias de distribuição devido à crise.
A proposta apresentada pela Aneel considera que o empréstimo poderá ser formado por duas tranches: a primeira, com valor teto de R$ 5,6 bilhões; e a segunda, com possibilidade de deliberação pelo regulador até maio, de até R$ 5,2 bilhões.
Importante observar que esses valores dizem respeito a itens de custos previstos, sujeitos a incertezas. Uma vez efetivamente determinado o valor teto, as distribuidoras deverão declarar os montantes de recursos que pretendem utilizar.
A primeira tranche diz respeito aos custos previstos com:
- Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT) para a competência de abril de 2022;
- Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata a Resolução n. 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG;
- Importação de energia referente às competências de julho e agosto de 2021;
- Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação dos recursos da operação financeira).
Já a segunda tranche está associada aos custos relativos à receita fixa, de responsabilidade dos consumidores cativos, referente às competências de maio a dezembro de 2022 do Procedimento Competitivo Simplificado1 (PCS) de 2021.
A taxa de juros efetiva do empréstimo para o consumidor dependerá de como o empréstimo será estruturado com os bancos, considerando condições como prazo da operação; tamanho da reserva de liquidez; carência; forma de amortização, entre outras.
Projeções dos processos tarifários de 2022 a 2024
O cenário base de projeções tarifárias da TR Soluções indica que, em média, os consumidores de todo o país podem observar variações tarifárias de 18,11% em 2022, -17,40 % em 2023 e 9,05% em 2024. Essas projeções foram calculadas levando em conta as condições do dia 15 de fevereiro de 2022 e sem considerar a operação de empréstimo.
A perspectiva de alta das tarifas neste ano se deve principalmente ao uso de geração térmica por conta da falta de chuvas em 2021, alta do encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) (que é usado para pagar todos os subsídios de políticas públicas do governo federal considerados na conta de luz dos brasileiros) e do aumento dos custos do serviço de distribuição, pressionados pela inflação. Com relação à CDE, vale destacar que, se for aprovado o orçamento do encargo no patamar de R$ 28 bilhões como proposto pela Aneel, as quotas do encargo deverão ser responsáveis por 4,3 pp da variação média das tarifas esperada para 2022.
Dentre essas projeções, destaque também para a redução significativa de tarifas prevista para 2023. Esse movimento é associado ao fato de que, muito embora 10 eventos de revisão tarifária ocorram em 2022, é no ano seguinte que as concessões com maior concentração de carga passarão por esse tipo de reposicionamento. No total, 19 distribuidoras passarão por revisão no período e boa parte delas - como, por exemplo, Coelba, Enel CE, Enel SP, CPFL Paulista e Elektro - tem a parcela gerenciável da receita (Parcela B) corrigida pelo IGP-M nos reajustes tarifários anuais.
Como o IGP-M tem subido consideravelmente - devendo acumular 74% de alta nos cinco anos até 2023, conforme projeções da Pesquisa Focus, contra 31% do IPCA - e na revisão tarifária a Aneel reavalia os custos regulatórios, de capital (capex) e operacionais (opex), que justamente formam a Parcela B, é esperada uma avaliação para baixo dos custos regulatórios. Esse ajuste é necessário para que os novos patamares reflitam custos operacionais eficientes e os investimentos em capital realizados ao longo do ciclo, daí a perspectiva de redução das tarifas.
Este cenário base considera também, entre outros fatores, o início do processo de descotização da Eletrobras em 2023; predominância pela não adesão das usinas do Proinfa ao processo de prorrogação dos contratos; a manutenção dos termos do Anexo C do contrato de Itaipu, mantendo somente o patamar atual de custos operacionais da usina; a normalização da operação das usinas térmicas (patamares similares aos de 2019) e as expectativas macroeconômicas apontadas no relatório Focus do dia 11/02/2022.
Simulação dos efeitos do empréstimo
O efeito da operação de empréstimo sobre o cenário base é de uma redução de 3,41 p.p no reajuste médio esperado para 2022, uma elevação de 9,14 p.p e uma redução de 0,45 p.p nos eventos de 2023 e 2024, respectivamente.
As simulações tarifárias indicam, portanto, que a operacionalização do empréstimo como medida de enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, embora represente um custo adicional ao consumidor pelo fato de a taxa de juros considerada ser compatível com a Selic, é oportuna. Isso porque induz a uma manutenção dos patamares tarifários, atenuando tanto as elevações acentuadas previstas para 2022 como as acentuadas quedas esperadas para 2023. O efeito esperado para 2024, por sua vez, é marginal.
É importante destacar que os valores indicados para os reposicionamentos tarifários são médios. Na realidade, cada distribuidora perceberá diferentes valores dependendo dos custos incorridos em suas operações durante o enfrentamento da escassez hídrica.
Levando em conta as condições consideradas pela TR Soluções nas simulações apresentadas neste artigo, a Light e Enel RJ, que passarão pelos processos de reposicionamento tarifário no dia 15 de março, poderão observar reduções de 4,44 pp e 3,99 pp, respectivamente, nas variações previstas graças ao empréstimo. Com isso, a variação das tarifas dessas empresas podem passar dos 19,08% e 23,30% previstos pela TR Soluções para 14,61% e 19,31%.
Vale observar ainda que os valores indicados na consulta pública pela Aneel como teto para as tranches da operação ainda podem ser alterados devido às incertezas quanto aos efetivos volumes financeiros necessários para o enfrentamento da crise. Contudo, a redução dos reposicionamentos dos eventos esperados para 2023 cria a oportunidade de uma amortização rápida para o empréstimo previsto, reduzindo assim os custos financeiros desta operação de crédito.
As simulações realizadas pela TR Soluções indicam que, no limite, ainda que o empréstimo previsto fosse da ordem de 16 bilhões, níveis máximos de atenuação seriam alcançados com a amortização em 12 meses, de forma a praticamente anular a gangorra tarifária esperada para 2022 e 2023, induzindo ainda reduções tarifárias significativas para os eventos tarifários de 2024.
*Paulo Steele é sócio-administrador da TR Soluções, empresa de tecnologia especializada em tarifas de energia elétrica.