4 de março de 2024

Tarifas de distribuição e gestão de riscos no mercado livre de energia

Helder Sousa*

Resumo

A abertura do mercado livre de energia a todos os consumidores de alta tensão marca uma transformação significativa no setor elétrico brasileiro. Este texto demonstra como as tarifas de distribuição emergem como elementos-chave nesse contexto, com a viabilidade financeira da migração sendo avaliada por meio do conceito de breakeven. Ao mesmo tempo, a análise da volatilidade de preços e a gestão de riscos relacionados a encargos como o de serviços de sistema (ESS) e de energia de reserva (EER) são essenciais para aumentar a segurança tanto dos comercializadores como dos consumidores, principalmente em contextos de escassez hídrica e volatilidade dos preços de mercado.

Introdução

A liberalização do acesso ao mercado livre de energia para todos os consumidores conectados em alta tensão, iniciada em janeiro, está causando mudanças significativas no setor elétrico brasileiro.

Na dinâmica desse mercado de varejo, as tarifas elétricas emergem como um fator ainda mais crítico do que acontece no mercado livre convencional. Isso porque, para as comercializadoras varejistas que se comprometem com contratos que oferecem descontos vinculados aos valores praticados pelas distribuidoras locais, as condições tarifárias específicas de cada consumidor têm implicações importantes na migração e ao longo dos contratos.

Este artigo traça um panorama dos principais elementos que devem ser avaliados para a estimativa do breakeven para analisar as condições da migração de consumidores para o mercado livre, incluindo o perfil de carga, efeitos das bandeiras tarifárias, a densidade de carga da distribuidora e o dinamismo das relações entre o ponto de equilíbrio e os preços praticados no mercado, que impacta diretamente nas condições de economia.

Além disso, o artigo demonstra que o risco inerente às flutuações dos encargos setoriais, que são fortemente influenciados pela hidrologia e variam mensalmente na liquidação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), deve ser meticulosamente gerenciado pelo varejista para garantir a estabilidade e a previsibilidade do serviço oferecido.

Por fim, a expectativa de mudanças regulatórias – por meio de novas medidas provisórias e projetos de lei voltados para o setor elétrico – apenas intensifica a necessidade de uma compreensão profunda das condições das tarifas e demais regras setoriais.

O fato é que, neste momento de abertura do mercado de energia, não basta apenas o interesse do cliente e da comercializadora pela migração: bons negócios para ambas as partes dependem de análises acuradas que realmente diminuam os riscos e aumentem as chances de redução dos custos.

Perfil de carga, questão-chave no breakeven

Para consumidores que optam por contratar energia a um preço fixo no mercado livre, a viabilidade de migração e a economia potencial esperada são frequentemente avaliadas com base no ponto de equilíbrio ou breakeven. Esse ponto é o preço que torna equivalente migrar ou permanecer no mercado regulado (ACR). Ou seja, para que a mudança seja financeiramente vantajosa, o preço da energia no mercado livre deve ser menor que o breakeven.

O breakeven médio para um consumidor conectado a uma tensão de 13,8 mil volts (subgrupo A4) na modalidade tarifária Verde, sem modulação no horário de ponta, deverá ser de R$ 259/MWh para energia convencional após os processos tarifários deste ano, conforme cálculos realizados com base nas projeções do Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE), da TR Soluções. Para energia de fonte incentivada (i5), o valor médio sobe para R$ 344/MWh. Esses números são uma média ponderada pelo mercado das 51 concessionárias brasileiras.

Esses breakevens são baseados em um perfil de consumo de energia constante durante o horário de ponta. Consumidores com esse perfil tendem a se beneficiar mais com a migração, especialmente se optarem por energia incentivada, que oferece descontos tanto na tarifa de demanda como na tarifa de energia no horário de ponta. Isso porque os custos de transmissão (Fio A) e distribuição (Fio B) são recuperados de forma binômia na modalidade Verde – uma parte destes custos é cobrada com base na demanda contratada e a outra é calculada sobre o consumo no horário de ponta.

Já no caso de um consumidor cujo perfil de carga apresenta uma modulação de 100% no horário de ponta – ou seja, que se desconecta da rede por três horas nos dias úteis –, o breakeven médio para energia convencional cairia 15%, indo para R$ 221/MWh. No caso de energia de fonte incentivada, a redução seria ainda mais significativa, chegando a R$ 246/MWh – uma diminuição de quase 30% na comparação com o breakeven de um perfil de carga sem modulação no horário de ponta.

Além disso, essas projeções de breakeven não incorporam eventuais impactos das bandeiras tarifárias. Caso sejam aplicadas, o valor do ponto de equilíbrio deve ser ajustado proporcionalmente ao acréscimo imposto pela respectiva bandeira.

Para contextualizar, o gráfico a seguir apresenta a trajetória da Tarifa de Energia (TE) média Brasil a partir de 2015, juntamente com a TE ajustada pela inclusão do valor adicional das bandeiras tarifárias, o qual reflete a média das bandeiras aplicadas conforme o calendário contratual de cada distribuidora de forma individualizada. Embora os valores tenham ficado iguais em 2022 e 2023 e tendam praticamente nessa direção neste ano, as variações foram expressivas em particular em 2015 e 2021.

Figura 1 -Evolução da TE média sem e com bandeiras tarifárias

Influência da densidade de carga no breakeven

Em distribuidoras cuja densidade de carga é baixa, isto é, aquelas com um número reduzido de unidades consumidoras por quilômetro de rede, a tarifa de uso do sistema de distribuição é mais alta. Consequentemente, para os consumidores dessas distribuidoras, o benefício de migrar para o mercado livre de energia torna-se mais significativo, especialmente quando a energia adquirida provém de fontes incentivadas.

Para ilustrar, enquanto o breakeven médio das 51 concessionárias do Brasil para 2024 é projetado em R$ 259/MWh para fontes de energia convencionais, a Equatorial PA, detentora da maior tarifa de uso do sistema de distribuição, ocupa a 26ª posição no ranking de breakevens. No entanto, ao considerar energia de fonte incentivada (i5), o breakeven da distribuidora do Pará ascende ao topo do ranking, ultrapassando os R$ 400/MWh. Por outro lado, se o consumidor optar por consumir energia incentivada e modular totalmente sua demanda no horário de ponta, o breakeven dessa distribuidora desloca-se da 1ª para a 28ª colocação.

Figura 2 - Comparação do breakeven médio no Brasil (projeção), Equatorial PA (vigente) e preços de mercado

Deste modo, é essencial avaliar não somente as tarifas praticadas pela distribuidora, mas também o perfil de consumo do cliente e as condições de contratação para uma análise acurada sobre a viabilidade da migração para o mercado livre de energia.

Afinal, quanto vou economizar no mercado livre?

Considerando os preços praticados atualmente, a migração mostra-se viável na maioria das distribuidoras, mesmo para consumidores que modulam completamente o seu consumo durante o horário de ponta. Levando-se em conta o breakeven médio para a energia de fonte convencional e os índices de curva forward da Dcide de 28/02/2024, os valores negociados para prazos de um a quatro anos estão 42% abaixo do ponto de equilíbrio, situando-se em torno de R$ 149/MWh. Já no caso da energia de fonte incentivada (i5), os preços estão 47% inferiores ao breakeven médio, cotados a R$ 183/MWh.

Fonte: TR Soluções, sistema SETE e índice de curva forward Dcide.

Mas essa relação entre os breakevens e os preços negociados no mercado livre é dinâmica, variando semanalmente. Diante das recentes projeções hidrológicas, que indicam a possibilidade dos reservatórios das hidrelétricas atingirem 36% de sua capacidade até julho, conforme sinalizado recentemente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), antecipa-se uma pressão ascendente sobre os preços atuais, com uma tendência de manutenção desta trajetória de alta, embora tenha havido uma queda nos preços desta semana comparativamente aos praticados na anterior.

Risco dos encargos setoriais

Os consumidores cativos e livres pagam o Encargo de Serviços do Sistema (ESS) e o Encargo de Energia de Reserva (EER). O primeiro cobre os custos do acionamento de usinas termelétricas por variadas razões, como: assegurar o atendimento da demanda no pico de consumo; fornecer energia para regiões que enfrentem interrupção no suprimento devido a restrições elétricas no sistema de transmissão; manter a segurança energética em períodos de baixa disponibilidade hídrica; e agregar confiabilidade ao sistema elétrico, entre outros.

Já o EER é destinado a cobrir os custos de contratação de energia de reserva. O objetivo é assegurar que o sistema consiga atender à demanda de forma contínua, mesmo diante de picos de consumo ou outras eventualidades.

Esses encargos são integrados à base econômica das tarifas, com projeções elaboradas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e divulgadas a cada quatro meses. No cálculo do ESS, inclui-se uma quantia para cobrir restrições elétricas, considerando que as bandeiras tarifárias financiam os despachos por razão de segurança energética quando necessário. Quanto ao EER, a Aneel estabelece que uma fração da receita fixa, atualmente em 62%, seja recuperada via tarifa econômica, e não paga diretamente pelos consumidores cativos. Toda a energia de reserva é liquidada ao preço do mercado de curto prazo, fazendo com que o encargo possa ser nulo se o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) cobrir a receita fixa da energia de reserva. Assim, se o PLD subir, o valor do encargo diminui, podendo até resultar em saldo positivo. No entanto, se o preço atingir o mínimo, torna-se necessário cobrar o encargo para honrar os compromissos com os geradores de energia de reserva.

Futuramente, um terceiro encargo, cuja regulação está em discussão na Aneel no âmbito da Consulta Pública n. 061/2021, deverá se somar ao ESS e ao EER: o Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP). O novo encargo, que visa cobrir os custos da contratação anual de reserva de capacidade, como produto potência, deve ser incorporada à gestão de risco dos encargos a partir do segundo semestre de 2026, quando inicia o suprimento do primeiro leilão do tipo, realizado em dezembro de 2021.

Além disso, o EER pode ser pressionado por mudanças no formato de contratação dos 8 GW de termelétricas a gás natural determinada na Lei n. 14.182/2021, como previsto em versão do Projeto de Lei n. 11.247/2018, o "PL das eólicas offshore", que ainda deve passar pelo Senado. Para uma análise mais aprofundada da contratação dessas termelétricas, confira o artigo publicado pela TR Soluções no ano passado.

Para os consumidores cativos, os custos desses encargos são revisados anualmente, na data do evento tarifário de cada distribuidora. Já para os livres, os valores são acertados na liquidação da CCEE. Comercializadores varejistas, por sua vez, precisam administrar a volatilidade mensal desses encargos, que podem exceder R$ 100/MWh em períodos de escassez hídrica, como ocorreu em 2021.

Portanto, compreender a potencial volatilidade desses encargos, diante dos variados cenários hidrológicos e das condições de contratação de energia, é fundamental para uma gestão de riscos mais eficiente em particular por parte dos comercializadores varejistas.

Considerações finais

A nova dinâmica do setor elétrico, sobretudo diante do contexto de escassez hídrica e da volatilidade crescente dos preços, amplia os desafios da gestão de risco por parte das comercializadoras. A capacidade de antecipar e responder às flutuações tarifárias torna-se uma competência essencial, destacando a importância de ferramentas analíticas avançadas para fornecer insumos para a tomada de decisão. A expectativa de mudanças regulatórias por meio de novas medidas provisórias e projetos de lei voltados para o setor elétrico apenas intensifica a necessidade de uma compreensão profunda das tarifas e regulamentos atuais. Afinal, essas mudanças têm o potencial de alterar o panorama do setor elétrico a qualquer momento, e as empresas devem estar preparadas para adaptar suas estratégias rapidamente, a fim de manter a competitividade e a eficiência operacional no novo ambiente de mercado.

* Helder Sousa é diretor de Regulação da TR Soluções.