03 de outubro de 2023

Vantagens Atuais e Futuras das tarifas da Autoprodução de Energia

Helder Sousa*

Resumo

As vantagens tarifárias da Autoprodução de Energia (APE) podem aumentar significativamente no final desta década em comparação com as condições verificadas para os consumidores no mercado livre de energia. Isso se deve principalmente à perspectiva de entrada em operação, a partir de 2029, de Angra 3, cujos custos não devem ser repassados aos autoprodutores, e ao incremento da receita fixa relativa à energia de reserva das termelétricas previstas na lei de capitalização da Eletrobras. A possibilidade de ocorrência de períodos de hidrologia desfavorável também merece atenção. Esses são os principais resultados do estudo a seguir, que visa contribuir no debate sobre as incertezas que têm de ser consideradas nas análises financeiras dos projetos de autoprodução de energia. O texto também apresenta as principais regras do segmento, incluindo os modelos existentes e as componentes tarifárias que podem impactar sua viabilidade.

Modelos de autoprodução

Na medida em que o mercado de energia evolui, a APE ganha cada vez mais destaque como uma alternativa viável e estratégica para diversos setores da economia, inclusive entre os consumidores conectados em média tensão (entre 2,3 kV e 34,4 kV). Essa evolução tem sido possível graças à criatividade e ousadia de agentes do mercado em desenvolver modelos de negócios que, dentro da lei e das regras do setor, foram capazes de viabilizar projetos outrora acessíveis apenas a consumidores eletrointensivos dotados de grandes volumes de capital para investir em geração.

Nesta seção são brevemente apresentados os três principais arranjos de APE que têm sido empregados no mercado brasileiro. É importante destacar que cada um deles possui riscos e benefícios específicos.

• Tradicional – modelo em que o consumidor assume 100% dos investimentos, assim como todos os riscos envolvidos no negócio, como os do desenvolvimento, construção e operação e manutenção do ativo de geração. Trata-se de um modelo em que o investidor decide diversificar sua atividade econômica principal, além de exigir conhecimento nos âmbitos técnico e regulatório. Os projetos podem ser desenvolvidos tanto junto à carga, o que ocorre quando a geração está próxima à unidade consumidora ou em área denominadas contíguas, como remotamente. Neste caso, os custos relativos ao transporte da energia pelas redes de transmissão e distribuição também devem ser considerados.

• Por equiparação – modelo em que o consumidor se associa a uma empresa do segmento de geração de energia, que assume a responsabilidade por todo o processo de desenvolvimento, construção e operação e manutenção da usina. Além da necessidade de o consumidor já estar no mercado livre, que também é exigida no arranjo tradicional, a unidade consumidora deve possuir uma demanda contratada de no mínimo 3.000 kW. Não há a possibilidade de se somar as cargas de diferentes unidades consumidoras sob o mesmo CNPJ raiz, por comunhão de direito. Do ponto de vista societário, a usina de geração deve estar vinculada a uma Sociedade de Propósito Específico (SPE) da qual todos os envolvidos sejam signatários, sendo que o consumidor necessita ter uma participação acionária com direito a voto. Apesar de haver diferentes possibilidades, nesse modelo é comum que o consumidor não aporte um volume significativo de capital. Também é necessário vincular a SPE à unidade consumidora por meio de um contrato de fornecimento devidamente registrado na CCEE.

• Arrendamento ou locação – trata-se de um modelo em que o agente gerador aluga seus ativos para um consumidor. Como se trata de um aluguel, não há necessidade de investimento pelo consumidor. Neste arranjo, a outorga do empreendimento de geração é emitida no nome do consumidor e vários contratos de locação são assinados (imóvel, equipamentos de geração e operação e manutenção).

Cada modalidade de APE possui características distintas que afetam diretamente tanto a complexidade regulatória e contratual como o perfil de risco e retorno do projeto. A escolha da modalidade adequada, portanto, deve ser uma decisão bem fundamentada, considerando fatores como localização, estrutura de custos, e requisitos regulatórios e contratuais.

Componentes tarifárias que devem ser consideradas numa análise de viabilidade da APE

A isenção do pagamento de alguns encargos setoriais representa um dos pilares de sustentação para a viabilidade de um projeto de APE. Mas, dada a variação desses encargos entre as distribuidoras, submercados e níveis de tensão, é crucial que o empreendedor conheça as tendências de comportamento futuro das tarifas associadas a eles ao avaliar os riscos do projeto, uma vez que investimentos dessa natureza geralmente são de longo prazo.

Encargos da TUSD: CDE, Proinfa, CDE Contas TUSD e Créditos tributários de PIS/COFINS.

Correspondem a encargos cobrados tanto de consumidores cativos como de livres. Em relação aos três primeiros (CDE, Proinfa, CDE_Contas_TUSD), não há distinção horária na tarifa e ela é cobrada na forma volumétrica, em R$/MWh. Em relação ao último (Créditos tributários de PIS/COFINS), há distinção horária quanto à tarifa de demanda, cobrada em R$/kW, mas não há distinção quanto à tarifa cobrada em R$/MWh.

• CDE: este encargo setorial desempenha um papel crucial ao financiar várias políticas públicas, entre as quais se destacam a tarifa social, os programas 'Mais Luz para Todos' e 'Mais Luz para a Amazônia', bem como subsídios ao carvão mineral e às fontes de energia incentivadas, dentre outros. Em termos numéricos, a tarifa de CDE que incide sobre a TUSD encontra-se, na média nacional e em todos os níveis de tensão, em torno de R$72 /MWh. Quanto à legislação, é essencial mencionar a Lei n. 13.360/2016, que estabeleceu um mecanismo de equalização das tarifas da CDE entre os submercados S/SE-CO e N/NE. Embora esse processo de ajuste esteja em andamento, a expectativa é que ele seja plenamente implementado até 2030. A partir dessa data, a única diferenciação no rateio da CDE deverá ser baseada nos níveis de tensão. Nesse contexto, os consumidores conectados em Alta Tensão, especificamente dos subgrupos A3 e A2, estarão sujeitos a uma tarifa de CDE que corresponde a apenas um terço daquela cobrada dos consumidores residenciais, que estão conectados em Baixa Tensão. Por outro lado, os consumidores que se encontram em Média Tensão, dos subgrupos A3a, A4 e AS, enfrentarão uma tarifa de CDE que é equivalente a dois terços da tarifa imposta aos de Baixa Tensão.

• Proinfa: este encargo corresponde a uma tarifa atual fixada em R$11,40 /MWh. Embora a Lei n. 14.182/2021 tenha estabelecido diretrizes para que os geradores de energia vinculados ao programa possam renovar seus contratos como, por exemplo, com base nos valores estipulados pelo Artigo 4º do Decreto n. 10.798/2021, não se observou até o dia 12 de setembro de 2023 qualquer pedido de renovação de contrato. Portanto, a não renovação dos contratos do Proinfa pode ser considerada um fator que torna a viabilidade da autoprodução menos favorável. Caso isso ocorra, a partir de 2034, todos os contratos do Proinfa terão sido encerrados, assim como a cobrança do encargo.

• CDE_Contas_TUSD: esta tarifa é designada ao pagamento de empréstimos obtidos pelas distribuidoras em duas ocasiões recentes. A primeira corresponde à chamada Conta_Covid, um financiamento que teve como objetivo antecipar receitas para as distribuidoras e atenuar os impactos tarifário previstos para 2020. Nesse contexto, foram emprestados aproximadamente R$ 15 bilhões, e o processo de amortização por parte das distribuidoras começou a partir dos eventos tarifários de 2021, com término previsto para 2025. A segunda ocasião relaciona-se com a crise de escassez hídrica vivenciada em 2021, quando cerca de R$ 5 bilhões foram concedidos em empréstimos. A amortização desse montante pelos consumidores teve início nos eventos tarifários de 2023 e está programada para continuar até 2027. Atualmente, os consumidores conectados ao subgrupo A4 estão sujeitos a uma tarifa média de R$ 9/MWh relativa à CDE_Contas_TUSD. Entretanto, dependendo da distribuidora, essa tarifa pode variar de R$ 2 a R$ 43/MWh. É relevante notar que os APE estão isentos da contribuição para o pagamento desses empréstimos.

• Créditos tributários de PIS/COFINS: em termos absolutos, os créditos tributários de PIS/COFINS, cuja devolução aos consumidores começou em 2020, ajudando a reduzir os reajustes tarifários, apresentam-se como um fator de desvantagem para os APE. Isso se deve ao fato de que esses créditos são calculados com base em um percentual da TUSD. Como os APE gozam de uma TUSD comparativamente mais baixa, decorrente da isenção de determinados encargos, eles acabam recebendo menor benefício dessa reversão de créditos quando comparados a consumidores cativos ou mesmo aos consumidores livres. Vale salientar que a extensão desse benefício varia conforme a distribuidora. Enquanto algumas já aplicaram integralmente os créditos disponíveis para a redução das tarifas, outras ainda necessitarão de diversos anos para concluir o processo de reversão total desses créditos. Para um entendimento mais profundo do assunto, sugerimos a leitura de artigo específico publicado pela TR Soluções.

Encargos da liquidação da CCEE: ESS; EER e ERCAP

Além das quatro componentes tarifárias mencionadas acima e presentes na TUSD (CDE; Proinfa; CDE_Contas_TUSD e Créditos tributários de PIS/COFINS), o APE deixa de pagar os encargos cobrados dos consumidores livres no âmbito da liquidação da CCEE. São eles: ESS; EER; e ERCAP.

• ESS: é um encargo utilizado para custear serviços prestados por agentes do setor elétrico com o objetivo de aumentar a confiabilidade, otimizar a geração e garantir a segurança do suprimento de energia elétrica. Ele também é responsável por custear serviços ancilares, como reguladores de tensão e geradores síncronos, além de ser a fonte de recursos para pagar eventuais importações de energia de países vizinhos.

• EER: é um encargo destinado a custear a receita fixa de usinas que possuem contratos na modalidade conhecida como energia de reserva. Essas usinas são contratadas em leilões específicos com o objetivo de aumentar a segurança do fornecimento de energia no SIN. O EER é utilizado para cobrir os custos decorrentes desses contratos de energia de reserva e é rateado entre todos os usuários finais de energia elétrica do SIN. O valor do encargo varia de acordo com o preço de curto prazo (Preço de Liquidação das Diferenças, PLD) da energia. Quando o PLD está abaixo do custo de operação da usina, o EER aumenta para garantir a cobertura da receita fixa das usinas. Por outro lado, quando o PLD está acima do custo de operação da usina, o EER diminui, pois os custos fixos das usinas já foram liquidados com recursos da venda de energia no mercado de curto prazo. Além dos leilões ordinários de energia de reserva, o Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), realizado em 2021, no auge da crise de escassez hídrica, também conhecido por leilão emergencial, é custeado pelo EER. Isso também ocorre com os leilões de reserva de capacidade na forma de energia, que correspondem aos 8.000 MW de térmicas previstas na Lei n. 14.182 de 2021. Nesse sentido, vale observar que, caso os 4.200 MWm remanescentes para serem contratados devido a essa regra (já considerados os 70% de inflexibilidade) estejam em plena operação em 2031, a receita fixa de energia de reserva deverá passar dos atuais R$ 15 bilhões ao ano para cerca de R$ 30 bilhões. Neste cenário, com um PLD a R$ 69 R$/MWh, o EER alcançaria cerca de R$ 45 /MWh. Esse cálculo foi feito desconsiderando qualquer renovação relativa aos leilões de energia de reserva cujos contratos hoje estão em vigor. Além disso, é importante analisar os possíveis cenários que podem alterar a viabilidade da APE, tanto em relação à hidrologia quanto em relação à efetiva contratação dessas térmicas. Maiores informações sobre o tema podem ser consultadas no artigo escrito pela TR Soluções.

• ERCAP: é um encargo criado para custear a nova modalidade de contratação de energia de reserva, mas na forma de potência. Ele foi introduzido em 2021 e está relacionado ao fornecimento de energia elétrica ao SIN. Nesse caso, a reserva de capacidade na forma de potência deve ser formalizada por meio da celebração de Contratos de Potência de Reserva de Capacidade (CRCAP), além de ser firmado um Contrato de Uso de Potência para Reserva de Capacidade (COPCAP) com a CCEE. Os custos decorrentes dessa contratação deverão ser rateados entre os usuários finais da energia no SIN. O pagamento dos custos mensais deverá ser realizado pela cobrança do novo encargo: ERCAP. É importante mencionar que o encargo, apesar de ter sido regulamentado em 2021 pelo Decreto n. 10.707, ainda deverá ser regulado pela Aneel nos próximos anos. A cobrança dele está prevista para começar em julho de 2026, quando a potência contratada no primeiro leilão deverá ser disponibilizada.

Em resumo, a complexidade dos encargos setoriais e suas variações representam uma parte crucial na análise de riscos para qualquer projeto de APE. As isenções oferecidas são, sem dúvida, atraentes, mas é vital considerar o cenário mais amplo e as mudanças legislativas que podem afetar a lucratividade e a sustentabilidade desses empreendimentos a longo prazo.

Análise dos benefícios futuros da APE

Para comparar as condições tarifárias dos autoprodutores com as dos consumidores livres, a TR Soluções rodou um cenário de projeção das tarifas até 2031 com o Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE). Dentre todas as variáveis previstas no modelo de projeções da TR Soluções, destacam-se as seguintes considerações no cenário adotado:

• a análise se limitou à TUSD Encargos (CDE /Proinfa /CDE_Contas_TUSD /Créditos tributários de PIS/COFINS) e aos encargos cobrados dos consumidores livres no âmbito da liquidação da CCEE (ESS/EER/ERCAP). Todos eles não possuem diferenciação horária e são cobrados de forma volumétrica, em R$/MWh;

• dentro do horizonte de projeção, foi considerada a hipótese de ocorrência de dois períodos de hidrologia desfavorável, onde a hidrologia observada entre julho de 2017 e dezembro de 2018 foi replicada (em 2025 e em 2029);

• para as variáveis macroeconômicas, como IPCA, IGP-M, PIB, Selic e dólar, considerou-se as projeções do relatório Focus, do Banco Central;

• relativamente ao Proinfa, levou-se em conta que todos os contratos de PCH seriam renovados a partir de 2024 e nenhum das demais fontes do programa;

• considerou-se que, além dos cerca de 700 MWm de energia já contratada no 1º Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia, de que trata a Lei n. 14.182/2021, os demais 4.200 MWm remanescentes seriam integralmente contratados;

• considerou-se a usina de Angra 3 entrando em operação a partir de julho de 2029, sendo seu custo somado à receita fixa de energia de reserva, apesar de o tratamento a ser adotado se assemelhar ao modelo do Proinfa, conforme mencionado acima;

• considerou-se a interligação de Roraima ao SIN em setembro de 2025;

• as tarifas apresentadas dizem respeito aos consumidores do subgrupo A4, representando uma média ponderada pelo mercado do subgrupo A4 de um total de 30 distribuidoras, de todos os submercados do SIN, que correspondem a 95% do mercado total de A4 das 51 concessionárias brasileiras.

O resultado da projeção é apresentado na Figura 1. A barra na cor preta corresponde à TUSD, parcela dos Encargos e Perdas, cobrada sem distinção horária e em R$/MWh, à qual os autoprodutores estão submetidos. A barra empilhada foi segregada entre a TUSD (Encargos e Perdas), cobrada dos consumidores livres na fatura da distribuidora, e os encargos cobrados desses consumidores no âmbito da liquidação promovida pela CCEE.

Figura 1 - Perspectiva de evolução dos encargos incidentes sobre a energia de autoprodução e mercado livre

Pode-se dizer que a diferença entre as duas barras corresponde à vantagem da APE em termos de encargos setoriais em comparação com os valores pagos pelos consumidores livres convencionais.

Entre 2023 e 2028, a vantagem média anual da APE frente à tarifa cobrada do consumidor no ACL deve ser um pouco superior a R$ 100 /MWh. Por outro lado, entre 2029 e 2031, a vantagem média anual cresce 30% devido aos fatores apresentados acima.

Esse aumento pode ser associado à crise hídrica considerada em 2029, o início da operação de Angra 3 e o incremento significativo de receita fixa relativa à energia de reserva em razão da entrada em operação das termelétricas previstas na lei de capitalização da Eletrobras.

Considerações finais

Além dos pontos abordados neste artigo, outras condições dos autoprodutores de energia devem ser levadas em conta na análise de projetos do tipo por seu potencial de impacto ou incertezas regulatórias.

A primeira delas é que a Lei 13.203/2015 trouxe consigo uma extensão de benefícios para os APE com o uso de energia de fontes incentivadas. Esta legislação, em conjunção com a Lei n. 9.427/2016, introduziu a oportunidade para os APE obterem um desconto não inferior a 50% na tarifa de uso do sistema de transmissão e distribuição de energia, comumente referidos como Fio A e Fio B. Esse desconto aplica-se especificamente a projetos de geração de energia a partir de fontes renováveis, tornando-se um fator relevante na avaliação da viabilidade de iniciativas de APE.

Também é importante mencionar que a tarifa compõe a base de cálculo do ICMS e PIS/COFINS, portanto, a análise do benefício da APE não pode deixar de considerar a redução do pagamento desses tributos. Isso não foi considerado na análise apresentada neste artigo, que se limitou às tarifas no mesmo formato daquelas publicadas pela Aneel nas resoluções homologatórias, que são apresentadas livres de impostos e taxas.

Quanto às incertezas que podem impactar a viabilidade dos projetos, há outros dois elementos que merecem destaque: o primeiro diz respeito à usina nuclear Angra 3. Se o modelo de rateio dos custos da usina for semelhante ao do Proinfa, como se interpreta da Lei n. 14.182/2021, possivelmente os APE não terão participação na sua garantia física. Se o modelo de rateio for semelhante ao de energia de reserva, como considerando neste estudo, o APE tampouco deverá ter responsabilidade sobre os custos da energia proveniente da termonuclear.

O segundo diz respeito à revisão do Anexo C do Tratado de Itaipu. Há alguns possíveis arranjos que poderiam ser adotados pelo governo quanto à energia proveniente de Itaipu, como: alocar cotas a todas as distribuidoras, inclusive às atuais não cotistas, localizadas nos submercados N/NE; descotizar a energia de Itaipu, com possibilidade de recompra por qualquer distribuidora brasileira, e venda de eventuais excedentes no mercado livre; dar um tratamento semelhante ao do Proinfa, a partir do qual todos os agentes (ACR e ACL) teriam uma cota-parte da garantia física da usina, ao preço definido pelo governo; ou qualquer outro arranjo diferente destes que podem ou não abranger os APE.

Por fim, há um terceiro elemento com potencial para restringir os critérios atualmente considerados para a elegibilidade de consumidores livres como agentes autoprodutores de energia e, assim, gozarem das isenções às quais têm direito. O mercado de forma geral comenta sobre a existência de um decreto que pode ser publicado a qualquer momento pelo governo e que limitaria a abrangência da autoprodução e, assim, extinguiria o modelo de produção independente de energia equiparada à autoprodução. Mas o risco é baixo: tal decreto tem sido apelidado carinhosamente pelo mercado como “decreto Saci Pererê”, pois todo mundo conhece, mas ninguém nunca viu.

* Helder Sousa é sócio e Diretor de Regulação da TR Soluções.