21 de Outubro de 2021

Mercado livre como alternativa para redução de tarifas de permissionárias de distribuição de energia

Paulo Steele*

Resumo

O mercado livre de energia elétrica não tem beneficiado apenas grandes indústrias: permissionárias conseguiram reduzir em cerca de 50% o custo do insumo por meio da compra nesse ambiente de contratação em comparação com os valores pagos anteriormente às distribuidoras. A economia foi calculada por meio do Sistema para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE), da TR Soluções, levando em conta 13 licitações públicas realizadas por cooperativas entre junho de 2019 e maio deste ano. O artigo também descreve a evolução legal e regulatória relativa ao tema, particularmente quanto aos descontos que aos poucos essas permissionárias estão deixando de ter na energia que compravam das distribuidoras.

1.Introdução

O §1º do art. 23 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, facultou ao Poder Concedente regularizar as cooperativas de eletrificação rural como permissionárias de serviço público de distribuição. Até dezembro de 2020, 52 cooperativas já haviam sido regularizadas como permissionárias.

Figura 1 - Localização das permissionárias

Com faturamento anual de mais de R$ 1,8 bilhão, atendem a 668 mil unidades consumidoras, em seis estados, com redes de distribuição predominantemente rural. A maioria das permissionárias se encontra em Santa Catarina (46%), além de Rio Grande do Sul (29%), São Paulo (14%), Rio de Janeiro (7%) e Paraná (5%), entre outros estados (2%). Essa distribuição geográfica é explicada principalmente pelo fato de que, no início do século passado, tais regiões dispunham, na maioria dos casos, de grande quantidade de pequenos e médios proprietários rurais que se uniram em cooperativas para obter o acesso à energia elétrica.

A transformação de uma cooperativa em permissionária contempla mudanças nas regras que reduzem subsídios históricos. Por outro lado, são criadas novas compensações, como subvenções via Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), para aquelas que apresentam baixa densidade de carga em relação ao tamanho da rede elétrica que possuem. Nesse contexto, este artigo analisa as diferentes estratégias de compra de energia dessas permissionárias frente às novas condições regulatórias.

2. Saem descontos tarifários, entram subvenções por baixa densidade de carga

A Resolução Normativa Aneel nº 704, de 2016, aprovou o Submódulo 8.4 do Procedimento de Regulação Tarifária (Proret), estabelecendo uma nova metodologia para a definição das tarifas das permissionárias. Nessa metodologia, o processo de definição de tarifas se inicia com o encaminhamento, pela permissionária, da sua necessidade de recursos para cobrir a Parcela B (custos gerenciáveis, que correspondem aos de custos operacionais e de capital) devidamente aprovada pela assembleia de cooperados. Esse valor fica limitado a um teto, por permissionária, calculado previamente pela Aneel. Além disso, para a determinação da receita requerida nos eventos tarifários, ao valor da Parcela B se somam encargos setoriais, despesas com a compra de energia e custos financeiros.

Nesse contexto, chama a atenção o fato de que, como indicado na Nota Técnica nº 222/2021-SGT/ANEEL, de 22/09/2021, algumas permissionárias solicitaram reduções significativas nos valores de Parcela B em relação ao ano anterior.

Tabela 1 - Reduções da Parcela B no reposicionamento tarifário de 2021

A Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016, por sua vez, criou a subvenção da CDE para compensar o impacto tarifário da reduzida densidade de carga do mercado de cooperativas de eletrificação rural. A Aneel foi designada para estabelecê-la. Assim, em 24 de outubro de 2017, a Resolução Normativa nº 788, aprovou o Submódulo 8.5 do Proret, que trata da Subvenção para Cooperativas com Reduzida Densidade de Carga.

Historicamente, as tarifas para suprimento das cooperativas eram subsidiadas, com descontos concedidos com base nos artigos 50, 51 e 52 do Decreto nº 4.541/2002. Tratava-se de descontos nas tarifas para suprimento de até 70% na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e de até 90% na Tarifas de Energia (TE). Com a Lei nº 13.360, esses descontos estão sendo substituídos gradualmente pela subvenção da CDE. Até setembro de 2021 já haviam sido estabelecidos cerca de R$ 410 milhões anuais em subvenções da CDE, para 52 permissionárias.

No modelo anterior, a partir do qual as permissionárias recebiam descontos na compra de energia e no custo do uso da rede de distribuição, o ônus dos descontos se restringia às concessões de distribuição que realizavam o suprimento. A depender do volume de energia negociado, os descontos chegavam a aumentar as tarifas dessas concessionárias em até 7%. A nova sistemática de subvenção resulta num impacto tarifário de abrangência nacional, da ordem de R$ 0,94/MWh.

No modelo atual, o estabelecimento da subvenção da CDE pressupõe a retirada anual dos descontos tarifários, sendo que essa retirada fica limitada a um impacto de 10% no valor final da tarifa a ser percebido pelos consumidores. Dado esse limite, até setembro de 2021, apenas 16 das 52 permissionárias já haviam perdido todos os descontos das tarifas para suprimentos de energia, como indicado no gráfico a seguir.

Figura 2 - Descontos tarifários no suprimento de energia, por quantidade de permissionárias

Conforme descrito na Figura 2, os descontos na compra de energia e no custo do uso da rede de distribuição foram totalmente retirados em 16 permissionárias. O que elas estão fazendo para atenuar o impacto tarifário da eliminação desses descontos aos seus cooperados?

3. Novas estratégias de contratação de energia

Embora o mecanismo de substituição de descontos nas tarifas por subvenção da CDE impacte todos os agentes do setor, seus efeitos são mais percebidos nas concessões que até então realizavam os suprimentos das permissionárias e nas tarifas dessas permissionárias supridas.

Nas tarifas das concessões que realizam os suprimentos é observada uma redução tarifária devido a um aumento de receitas. Já nas permissionárias que são supridas, se nenhuma estratégia de recontratação da energia for implementada, é esperada uma elevação tarifária, principalmente devido justamente ao aumento nos custos com a compra de energia.

Para ilustrar o caso, a Tabela 2 descreve projeções tarifárias, calculadas pela TR Soluções, para duas permissionárias de distribuição de energia elétrica, ambas incialmente atendidas por um mesmo supridor de energia (Celesc). As diferenças nas tarifas de aplicação da Cejama (Cooperativa de Eletricidade Jacinto Machado) e da Cooperzem (Cooperativa de Distribuição de Energia Elétrica), que podem chegar a quase 34% em 2023, devem-se principalmente ao fato de que a primeira optou por negociar a energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL), enquanto a Cooperzem manteve o suprimento tradicional com a distribuidora.

Tabela 2 - Efeito da mudança do supridor nas tarifas de energia

A sistemática de contratação adotada pela Coorpezem, com contratação apenas do agente supridor inicial, é a mais comum entre as possibilidades indicadas no Submódulo 11.1 do Proret, que estabelece que as permissionárias podem adquirir energia elétrica nas seguintes modalidades:

• nos leilões do Ambiente de Contratação Regulada (ACR);

• de geração distribuída (GD);

• do atual agente supridor, com tarifa regulada; e/ou

• por meio da promoção de licitação pública no mercado livre.

Das 16 permissionárias sem descontos nas tarifas, 11 já realizaram licitações públicas para compra de energia. Dados apresentados na Nota Técnica nº 17/2021–SRM/ANEEL indicam que esses processos têm lhes proporcionado reduções da ordem de 50% nos preços de compra de energia comparativamente aos preços de aquisição junto às concessionárias que lhes supriam anteriormente. Os preços médios de compra de energia resultantes dos leilões, atualizados pelo IPCA para setembro de 2021, giram na ordem de R$ 150,00/MWh, como mostra a Tabela 3.

Além disso, na mesma tabela é possível observar que mesmo permissionárias que ainda contam com algum desconto já estão buscando no mercado fontes mais competitivas de fornecimento de energia. Esse é o caso da Certel (Cooperativa de Distribuição de Energia Teutônia), por exemplo, que, apesar de ainda vivenciar um cenário de desconto de 33% na tarifa de suprimento da RGE-Sul, contratou 71% de sua energia requerida da Electra Comercializadora, em novembro de 2020.

Tabela 3 - Panorama das licitações públicas já promovidas por permissionárias

Com uma demanda média típica de 16 MW, as permissionárias já com algum volume de energia contratado via licitação respondem por 58% do volume da energia requerida¹ entre as 52 cooperativas nacionais.

4. Impacto tarifário

Como visto acima, ao menos três movimentos podem ser elencados como impactantes na determinação das novas tarifas das permissionárias de serviço público de distribuição: as subvenções estabelecidas via CDE; o procedimento de eliminação dos descontos nas tarifas de suprimento; e as contratações de energia via licitação. Com esses movimentos, o que muda nas tarifas de energia elétrica das permissionárias?

Antes de se falar nos impactos tarifários é preciso entender como são formadas as tradicionais tarifas de suprimento e como a aquisição de energia no mercado, por meio de chamada pública, altera a composição das Tarifas de Energia (TE) das permissionárias.

Tarifas de Energia (TE) tradicionais

As tradicionais Tarifas de Energia (TE) das concessionárias para suprimento das permissionárias nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, que anteriormente apresentavam até 90% de desconto, são compostas por custos com compra de energia, despesas com transporte de Itaipu, encargos setoriais, perdas na rede básica e custos financeiros, onde:

• Compra de energia (Pmix): Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR), Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF), Contratos de Cotas de Energia Nuclear (CCEN), Cotas de Itaipu e Contratos Bilaterais;

• Encargos setoriais: Programa de Pesquisa e Desenvolvimento; Encargo de Serviços do Sistema (ESS), Encargo de Energia de Reserva (EER);

• Custos financeiros: Risco Hidrológico; Prêmio de Risco de Repactuação; Despesas com CCEAR-D; Repasse de Sobrecontratação ou Exposição, Receitas com Bandeiras Tarifárias e outros custos financeiros.

No caso específico das concessionárias da região Sul, o valor médio da TE deve chegar a R$ 290,40 /MWh em 2021.

No modelo tradicional, em que a permissionária é suprida apenas por concessionárias, essas tarifas são compostas apenas pelos custos com compra de energia.

No caso da Certrel (Cooperativa de Energia Treviso), suprida pela Celesc, o desconto na TE para suprimento em 2020 foi de 81,36%, ou seja, enquanto a TE da distribuidora era de R$ 273,57/MWh, a da Certrel era de apenas R$ 43,28/MWh

Tabela 4 - Evolução da Tarifa de Energia para suprimento na região Sul

Já a permissionária Coopermila (Cooperativa de Eletrificação Lauro Muller) continua sendo totalmente suprida pela concessionária Celesc, mas seu desconto em 2020 foi de apenas 3,34%, ou seja, a TE da Coopermila foi homologada em R$ 257,51/MWh no ano passado.

Tarifas de Energia (TE) com Licitação

Com a aquisição de energia no mercado, por meio de chamada públicas, novos custos passam a formar as receitas requeridas das permissionárias, entre eles as compras obrigatórias de energia Nuclear (R$ 249,64 /MWh) e de Cotas de Garantia Física - CCGF (R$ 122,65 /MWh).

Conforme esclarece o Parecer 128/2020/PFANEEL-PGF-AGU, com a adesão como agente da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), a permissionária passa a assumir diversas obrigações com variabilidade de custos, por exemplo as decorrentes do rateio dos custos como Encargo de Serviços do Sistema (ESS), Encargo de Energia de Reserva (EER) e as despesas associadas ao Risco Hidrológico. As repercussões financeiras, positivas ou negativas, que venham a ser observadas para permissionárias decorrentes da alteração da forma de aquisição de energia elétrica e sua participação como agente da CCEE, devem ser entendidas como hipóteses de alteração do equilíbrio contratual com necessária compensação em processos tarifários futuros.

Ou seja, na composição da nova TE das permissionárias que contratam energia por licitação pública, também deveriam se somar ao preço da energia licitada: energia nuclear; CCGF; ESS; EER; Risco Hidrológico; além de custos financeiros (CVA). No caso particular dos custos financeiros, a matéria ainda não foi regulamentada para as permissionárias.

A Coprel Cooperativa de Energia foi a pioneira na aquisição de energia na modalidade licitação pública. Em 2019, por meio de um certame próprio, contratou 32 MW médios com a Electra Comercializadora, para período de entrega do dia 1º de janeiro de 2021 a 31 de dezembro de 2035.

Em 2021, o valor médio da compra de energia da permissionária foi de R$ 154,00, sendo a mesma formada por:

• 0,23% de suprimento realizado pela concessionária RGE Sul, na qual não mais se aplicam descontos na TE, que é de R$ 297,12/MWh;

• 65,54% de energia obtida por meio da licitação realizada em 2019;

• 34,23% proveniente das cotas de Energia Nuclear (3,85%); CCGF (28,4%) e Proinfa (1,98%);

Ainda se somam ao valor médio da compra de energia mais R$ 7,36 /MWh referentes aos Encargos ESS e EER, perfazendo um total para a TE para a Coprel de R$ 161,44/MWh. Ou seja, o impacto tarifário na TE, em 2021, de uma decisão de licitação pública própria em 2019, foi de uma redução de 46%.

5. Lição de casa

Nos exemplos apontados anteriormente foram descritos três casos reais com três diferentes estratégias quanto à expectativa de eliminação dos descontos tarifários:

• beneficiar-se, enquanto possível, dos descontos nas tarifas de suprimento;

• repassar para os cooperados o aumento integral das despesas com a compra de energia devido à redução dos descontos nas tarifas de suprimento;

• celebrar novos contratos de compra de energia com comercializadores que apresentem preços competitivos comparativamente aos supridores tradicionais.

O pioneirismo da Coprel serviu de exemplo para outras 19 permissionárias que também realizaram licitações ao longo de 2020 e 2021. A estruturação de certames também inovou no formato, com dois casos de processos em conjunto envolvendo Ceripa, Cervam, Cerim, Cetril e Cemirim, e Creral, Cooperluz, Cermissões e Certhil, ambos em 2020.

Em um ambiente de incerteza econômica, acentuado pelos reajustes das tarifas de suprimento e mudanças setoriais, o planejamento tarifário de longo prazo torna-se fundamental. A busca por preços competitivos, além de garantir tarifas módicas aos cooperados, evita a migração de unidades consumidoras para o ACL.

Por ora, das 52 permissionárias, 33 ainda não realizaram contratações via licitação pública. Isso quer dizer que 42% da energia requerida por essas empresas, cerca de 200 MW médios, ainda é disponibilizada por concessionárias de distribuição de energia elétrica.

Existe, portanto, um mercado promissor para ser explorado pelas comercializadoras de energia, no qual se destaca a segurança. Afinal, trata-se de contratos de energia para empresas com ativos e recebíveis. Melhor ainda, com possibilidades reais de ganhos para os cooperados que pagarão tarifas menores se suas permissionárias comprarem energia elétrica a preços mais competitivos.

* Paulo Steele é sócio-administrador da TR Soluções, empresa de tecnologia especializada em tarifas de energia elétrica.

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¹ Considerando as condições de mercado de 2020