Impacto Tarifário da Medida Provisória 1.031/2021
Paulo Steele*
Resumo
As mudanças no setor elétrico promovidas pela Medida Provisória 1.031/21 podem provocar uma redução média de 2,94% nas tarifas de energia elétrica de todo o país no ano que vem. A partir de 2027, no entanto, essa tendência deve se inverter, com os efeitos da MP resultando em altas relativamente expressivas em particular a partir de 2028, chegando à 7,31% em 2030. Essas projeções estão entre os principais resultados de simulação dos efeitos da MP realizada pela TR Soluções. Mas o fim de contratos de térmicas a diesel e a óleo combustível combinado ao término do pagamento da dívida relativa à Itaipu e às demais condições previstas no Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE) pode compensar em parte tais aumentos.
1. Introdução
As diretrizes para o setor elétrico definidas por meio da medida provisória 1.031/2021 (MP 1.031), que acaba de ser aprovada pelo Congresso Nacional, impactam, entre outras coisas, nas projeções das tarifas de aplicação de energia elétrica. Os desdobramentos da MP afetarão tanto as tarifas de uso dos sistemas de distribuição (TUSD) como as tarifas de energia (TE).
As alterações do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), o estabelecimento de uma agenda para contratação de termoelétricas para compor o Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP) impactam diretamente a formação da componente de energia da TUSD. Já a definição de novas fontes de receita para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e a descotização das usinas da Eletrobras com Contratos de Cota de Garantia Física (CCGF) alteram as trajetórias esperadas para a TE.
Para quantificar o possível impacto da MP 1.031 sobre as tarifas médias de aplicação no país, a TR Soluções estabeleceu um cenário com um horizonte de 9 (nove) anos de projeção de tarifas que considera os possíveis efeitos da MP 1.031.
2. TUSD: impacto nas tarifas de uso via encargos setoriais
No que diz respeito à composição das tarifas de uso, a MP 1.031 alterou a evolução esperada para o Proinfa; a composição das receitas da CDE e estabeleceu uma agenda para contratação de energia de reserva de capacidade.
a. Proinfa
O custo para gerar energia elétrica proveniente do Proinfa que foi quantificado1 em 406,95 R$/MWh em 2021 deve evoluir para 283,63 R$/MWh a partir de 2022. Uma vez que, segundo a determinação da MP 1.031: “os contratos resultantes da prorrogação de que trata o inciso I deste caput terão preço igual ao preço-teto do Leilão A-6 de 2019, corrigido pelo IPCA até a data de publicação desta Lei”.
Como o custeio do programa ocorre via encargo setorial, na componente de energia da Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (TUST) e Distribuição (TUSD), e não na Tarifa de Energia (TE), o referido custo não explica o preço médio dos contratos de energia de maneira direta, embora o volume de energia componha o balanço energético das distribuidoras para fins de apuração de sobras e déficits.
Fonte: TR Soluções com dados da Aneel e MP 1.031
Figura 1 - Composição e preço médio da energia do Proinfa
Além da alteração do valor pago para as diferentes fontes de geração, ocorreram alterações no indexador e no prazo. O custo atual dos contratos do Proinfa, que considerava o IGP-M como indexador passa a utilizar o IPCA. Os contratos que incialmente finalizariam em cerca de 7,5 anos foram renovados por mais 20 anos.
Fonte: TR Soluções
Figura 2 - Projeção do Encargo Proinfa
b. CDE
É esperada uma receita econômica adicional de R$ 2,1 bilhões ao ano na CDE graças a destinação, à modicidade tarifária, de parte dos recursos da outorga das usinas da Eletrobras. Esse valor será corrigido anualmente pelo IPCA. O cálculo deste valor considerou o montante preliminar2 de R$ 25,5 bilhões relativos a 50% da receita correspondente à outorga, destinada à CDE, e foi calculado com base em uma série anual pelo prazo de 30 anos.
No entanto, os benefícios desta nova fonte de receita para a CDE só serão percebidos, para fins de modicidade tarifária, pelos consumidores cativos do Ambiente de Contratação Regulada (ACR).
Apesar da MP 1.031 também apontar que 75% do eventual excedente econômico oriundo da revisão do Anexo C ao Tratado de Itaipu deve ser destinado à CDE, esta alteração não foi considerada nos cálculos.
c. ERCAP
A MP 1.031 determinou uma agenda de cinco anos para a contratação de 8.000 MW de geração termelétrica movida a gás natural pelo poder concedente com previsão de entrada em operação em:
- 2026: 1.000 MW;
- 2027: 2.000 MW;
- 2028: 3.000 MW;
- 2029: 1.000 MW;
- 2030: 1.000 MW.
As usinas serão contratadas na modalidade de leilão de reserva de capacidade. A modalidade foi regulamentada como reserva de capacidade na forma de potência pelo Decreto nº 10.707, de 28 de maio de 2021, que estabelece que os custos decorrentes da contratação nessa modalidade serão rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Quanto à estimativa de custo da energia, a nota de esclarecimento3 do Ministério de Minas e Energia informa o seguinte: “*Utilizando-se por base o texto aprovado na Câmara dos Deputados, que prevê a adoção do preço teto do Leilão A-6 de 2019 corrigido pelos parâmetros associados, tanto ao preço do combustível quanto ao índice de inflação, tem-se uma correção de aproximadamente 26% no preço máximo de contratação das usinas termelétricas, passando de R$ 292,00/MWh para algo próximo a R$ 368,00/MWh.*”
Além disso, no cenário mais otimista apresentado pelo MME4 é indicado um deságio de contratação até 35% frente ao preço teto do Leilão A-6 de 2019 corrigido pelo IPCA.
Fonte: TR Soluções
Figura 3 - Evolução possível para o ERCAP
Na simulação, a TR Soluções adotou um cenário intermediário de 15% de deságio no preço teto de contratação destas usinas termelétricas, algo próximo de 312,00 R$/MWh, e, a exemplo do MME, também considerou um fator de capacidade dos empreendimentos em 70%, obtendo assim a trajetória de despesas e tarifas associadas ao ERCAP exibida na figura 3.
3. TE: impacto nas tarifas de energia devido à descotização
Atualmente, o preço médio dos contratos de energia elétrica das distribuidoras é de R$ 217,95 por MWh.
Fonte: TR Soluções
Figura 4 - Composição da cesta de contratos de energia das distribuidoras
A composição da carteira de contratos de energia das distribuidoras muda de empresa para empresa. De maneira geral, cerca de 50% do volume que compõe o portfólio de compra foi contratado em leilões regulados e organizados pelo governo, os denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR). Além disso, a energia proveniente de Contratos de Cota de Garantia Física (CCGF) e Contratos de Cota de Energia Nuclear (CCEN), além das cotas de Itaipu e do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), são alocadas às distribuidoras por força de lei. Ademais, contratos bilaterais de compra de energia, na sua maioria firmados anteriormente ao estabelecimento do regime de leilões, em 2004, completam a cesta de contratos das concessionárias.
As usinas da Eletrobras que estão sob regime de cotas totalizaram 7.451 MW de garantia física. Esse volume representa 63% do total da garantia física dos CCGF.
A MP 1.031 prevê a descontratação da energia elétrica dos CCGF de forma gradual e uniforme, no prazo mínimo de cinco anos e máximo de dez anos.
Na simulação, a TR Soluções considerou um cenário de cinco anos para o processo de “descotização”, tendo início em janeiro de 2022. Vale lembrar que o custo associado ao risco hidrológico relacionado à energia descotizada também deixa de compor as despesas da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCBRT).
No cenário mais otimista apresentado pelo MME4 a energia descotizada passa a ser ofertada em leilões de energia ao valor de 155 R$/MWh, no cenário mais pessimista o preço chegaria a 200 R$/MWh.
A TR Soluções adotou um cenário intermediário de 167 R$/MWh para a recontratação desta energia em Leilões de Energia Existente A-1.
4. Impacto tarifário da Medida Provisória 1.031/2021
Como era de se esperar, a MP 1.031 altera as trajetórias incialmente esperadas para a TUSD e TE.
Na TUSD, apesar de se observar uma trajetória de redução dos valores no curto prazo, no médio e longo prazo há uma elevação dos custos, resultado das combinações das expectativas de evolução dos encargos tarifários Proinfa e ERCAP.
Como o comando legal determina que os benefícios da nova fonte de receita para a CDE advindos do compartilhamento dos ganhos com a outorga sejam percebidos apenas pelos consumidores cativos, a título de alocação tarifária, a TR Soluções considerou esses benefícios na TE.
Com essa alocação, apesar da descotização dessas usinas promovida pela MP 1.031, é observado na TE, já no curto prazo, uma redução tarifária.
Esses efeitos e sua somatória são apresentados na Figura 5, a seguir.
Fonte: TR Soluções
Figura 5 - Impactos da MP 1.031 nas tarifas de energia
5. Impactos tarifários das descontratações no CCEAR e Itaipu
Na trajetória esperada para as tarifas médias de aplicação, os desdobramentos da MP 1.031 se somam a outros fatores não relacionados à medida provisória, e que contribuem para um viés de redução dos valores dos Contratos no Ambiente Regulado (ACR) nos próximos anos. A diminuição dos volumes dos contratos bilaterais e dos CCEAR de usinas térmicas a óleo combustível e óleo diesel, além da redução esperada no custo da energia proveniente de Itaipu devido ao término da amortização do financiamento da construção da usina explicam essa tendência.
a. CCEAR: menos térmicas contratadas
Considerando os leilões já realizados até 2020, a energia de usinas térmicas a óleo combustível e a óleo diesel praticamente deixarão de compor a cesta dos CCEAR das distribuidoras. Esse movimento deverá reduzir em até 11% o preço médio da energia desses contratos5 .
b. Itaipu: alívio tarifário com o fim da dívida
As simulações realizadas neste artigo consideram que, mantidos constantes os demais fatores de custos não associados ao financiamento de Itaipu, como GSF (81%) e a cotação do dólar (R$ 5,00), o valor total da energia elétrica proveniente da usina se estabilize em torno de 250 R$/MWh com o término do pagamento do custo da dívida de construção da usina em 2023, como indicado na Figura 6.
Fonte: TR Soluções com dados da Aneel
Figura 6 - Evolução da composição do custo da energia de Itaipu
No entanto, os benefícios do pagamento do custo da dívida de construção da usina se limitam às unidades consumidoras cativas atendidas pelas 22 distribuidoras atualmente cotistas de Itaipu.
6. Como devem evoluir as tarifas até 2031
A Figura 7 descreve a perspectiva de evolução média da TUSD e TE em todo o país, assim como os reposicionamento tarifários esperados para os próximos anos considerando o conjunto de premissas adotadas no cenário utilizado neste estudo.
Fonte: TR Soluções
Figura 7 - Projeção Tarifária Brasil com MP 1.031
É sempre bom lembrar que esta análise foi realizada considerando o conjunto das 53 concessionárias de distribuidoras de energia elétrica do país. Além disso, de modo geral, os impactos nos valores das tarifas devem variar conforme as diferentes concessões de distribuição, conforme as características intrínsecas de cada uma delas.
Considerando a relevância desses cálculos para as empresas em particular e o setor elétrico em geral, a TR convida os usuários de seus sistemas a consultar as informações online já disponíveis no Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE) para aprimorar suas próprias análises sobre o tema na tomada de decisões.
* Paulo Steele é sócio-administrador da TR Soluções, empresa de tecnologia especializada em tarifas de energia elétrica