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9 de setembro de 2020

Resumo

Um cenário de privatização da Eletrobras, conforme previsto no Projeto de Lei 5.877/2019, e consequente descotização de suas usinas poderão representar um aumento médio de 3 pontos percentuais (pp) nos reposicionamentos tarifários das distribuidoras nos eventos tarifários de julho/21 a junho/22. Esse é o principal resultado de análise feita por meio do modelo de projeção das tarifas relativas às usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física e de potência da Plataforma SETE, da TR Soluções. Para se ter uma ideia, esse aumento praticamente compensa o impacto evitado, por meio da conta-covid, dos efeitos da pandemia nas tarifas em 2021.

1. Introdução

Em novembro de 2019, o Poder Executivo submeteu à deliberação do Congresso Nacional o Projeto de Lei n. 5.877/2019 [1], que trata do modelo de desestatização da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras. Em agosto de 2020, em consulta à situação do projeto, é possível verificar que o mesmo ainda aguarda despacho do Presidente da Câmara dos Deputados.

Do ponto de vista da regulação aplicada às tarifas de distribuição de energia elétrica, o PL implica impactos na componente do encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), e na componente energia da Tarifa de Energia (TE).

Os cálculos desse impacto foram feitos pela TR Soluções utilizando seu modelo de projeção das tarifas relativas às usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física e de potência, da Plataforma SETE [2]. A metodologia e os principais resultados são apresentados neste artigo.

No processo, foi feita uma simulação dos valores possíveis para as componentes tarifárias considerando a descotização das usinas da Eletrobras. Nesses cálculos, levou-se em conta que a energia das concessões de geração hidrelétrica da Eletrobras representam cerca de 12% do portfólio dos contratos das distribuidoras, e que o preço médio desta energia é de R$ 73,27 /MWh, como detalhado a seguir.

2. Projeto de Lei

Em carta dirigida ao Presidente da República, EMI nº 00067/2019 MME ME CC [3], são apresentadas as razões que justificam a elaboração do projeto de lei de privatização da Eletrobras. Em relação ao cálculo tarifário, alguns pontos cabem ser destacados:

“O PL 5877/19 propõe um modelo de desestatização que ocorrerá por meio de aumento do capital social mediante subscrição pública de ações ordinárias, sem que a União acompanhe esta subscrição.

A capitalização da Eletrobras está condicionada à renovação dos Contratos de Concessão para Usinas Hidrelétricas da Eletrobrás alcançadas pelo regime de cotas criado pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, alterando o regime dessas Usinas para o Regime de Produção Independente de Energia.

Assim, as empresas controladas pela Eletrobras deixarão de comercializar compulsoriamente a energia elétrica gerada a um preço fixado pela Aneel para negociá-la livremente no mercado regulado ou no mercado livre. Em contrapartida, as empresas passam a assumir riscos dessa operação, tais como o risco hidrológico, cabendo a elas adotarem a melhor estratégia de comercialização.

A mudança no regime de comercialização de energia elétrica adiciona valor ao Contrato de Concessão já que a Empresa terá flexibilidade para vender sua energia no mercado regulado ou no mercado livre, podendo escolher os seus clientes, a preços e prazos definidos por ela e pelo mercado. Em contrapartida, para mitigar impacto tarifário propõe-se que um terço desse valor adicionado ao Contrato seja revertido à modicidade tarifária, por meio da destinação à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE.

Outra medida que se destaca da proposição é relativa a deduções a serem consideradas no cálculo do valor adicionado aos novos Contratos. Isso diz respeito a valores não reembolsados pela Conta de Consumo de Combustíveis - CCC referentes ao consumo de combustível na Região Norte, limitada ao montante de R$ 3,5 bilhões.”

3. Energia de Cotas

Em 2020, o valor médio das tarifas das usinas sob o regime de cotas foi aprovado pela Aneel em R$ 114,74 /MWh. Já a garantia física integral dessas usinas totalizou 13.298 MW médios, dos quais 56% dizem respeito a usinas hidrelétricas sob concessão da Eletrobras [4].

A Tabela 1 apresenta as tarifas finais por usina da Eletrobras, considerando as Receitas Anuais de Geração homologadas pela Aneel para 2020 [4]. A tarifa média das usinas da holding ficou em R$ 73,27 /MWh.

Tabela 1 - Usinas Hidrelétricas da Eletrobras alcançadas pelo regime de cotas

Fonte: TR Soluções, com base em informações públicas da Aneel [3]

4. Condicionantes: a energia de cotas e as Tarifas de Aplicação

Na regulamentação da Lei n. 12.783/2013, o risco hidrológico passou a ser reconhecido pela Aneel como exposição ao mercado de curto prazo decorrente de insuficiência de geração alocada no âmbito do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) das usinas hidrelétricas contratadas em regime de cotas, sendo os mesmos suportados com recursos da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT).

Em 2020, a energia proveniente das usinas sob o regime de cotas deve representar cerca de 21% do portfólio de contratação de energia das distribuidoras.

Fonte: TR Soluções, com base em informações públicas da Aneel

Figura 1 - Portfólio de contratação de energia das distribuidoras

A retirada, em 2021, das usinas da Eletrobras do regime de cotas elevaria em 64% o valor médio das tarifas desta modalidade de contratação, passando do valor de R$ 114,74 /MWh indicado no gráfico a seguir para R$ 188,11 /MWh.

Fonte: TR Soluções, com base em informações públicas da Aneel

Figura 2 - Preço Econômico Médio por modalidade de Contratação de Energia

Para fins de comparação e análise, ao custo da energia proveniente das usinas cotistas, deve-se somar o custo associado ao risco hidrológico das usinas. O resultado das despesas com risco hidrológico na composição do saldo da conta das bandeiras tarifárias totalizou R$ 2,23 bilhões em 2019. Considerando a garantia física total das usinas sob o regime de cotas, pode-se estimar que o preço médio associado ao risco hidrológico verificado naquele ano foi de R$ 24,10 /MWh.

Em junho de 2020, o preço médio final do conjunto total de contratos que explicam o portfólio de contratação, considerando as despesas econômicas e financeiras (componente energia da TE da Tarifa de Aplicação), era de R$ 225,93 /MWh para os consumidores do Grupo B1.

Tabela 2 - Composição média Brasil da Tarifa de Aplicação do Grupo B1

Fonte: TR Soluções, dados de junho de 2020

5. Resultados da simulação

A descotização das usinas da Eletrobras em 20211 resultaria em um impacto de 3 pontos percentuais (pp) nos reposicionamentos tarifários esperados devido à redução de 56% do volume de energia de cotas.

A Tabela 3 descreve o efeito da descotização sobre as principais componentes tarifárias. O impacto médio de 3 pp percebido na Tarifa de Aplicação (TUSD+TE) ocorre devido à elevação de 5 pp na TE, além de outros 4 pp na TUSD PERDAS.

Para quantificação do impacto da descotização foi considerado que os preços de curto prazo esperados para os próximos dois anos devem se aproximar dos valores observados em 2019. Além disso, foi adotado um cenário macroeconômico com as expectativas do Relatório Focus do Banco Central de 28/08/2020.

Tabela 3 - Impacto da descotização nas Tarifas de Aplicação

Fonte: TR Soluções

Em contrapartida, para mitigar o impacto tarifário, o Projeto de Lei 5.877/2019 propõe que um terço do valor adicionado ao contrato das novas detentoras das concessões das usinas seja revertido à modicidade tarifária, via CDE. Outra medida que se destaca na proposição é a relativa a deduções a serem consideradas no cálculo do valor adicionado aos novos contratos. Isso diz respeito a valores não reembolsados pela CCC referentes ao consumo de combustível na Região Norte, limitada ao montante de R$ 3,5 bilhões. Contudo, esses efeitos não foram tratados no cenário adotado pela TR Soluções.

Dado o contexto atual de sobrecontratação de energia, de cerca de 24% em 2021, as projeções da TR Soluções indicam que a descotização tem potencial de contribuir para que as sobras contratuais sejam reduzidas para aproximadamente 7%.

Em relação aos custos financeiros, haveria uma redução das despesas associadas ao risco hidrológico devido à redução do volume de energia. Isso porque a descotização implica uma redução de 56% da garantia física integral das usinas cotistas. Já o preço médio associado a esse risco, assim como os resultados possíveis com a liquidação das sobras de energia, ficam dependentes dos preços de curto prazo de 2021 e 2022.

É importante destacar que os valores indicados para as componentes tarifárias são médios. Cada distribuidora perceberá diferentes valores dependendo do balanço energético e da composição do seu portfólio de compra de energia.

6. Considerações finais

Em novembro de 2019, o Poder Executivo submeteu à deliberação do Congresso Nacional o texto do Projeto de Lei n. 5.877/2019 [1], que trata do modelo de desestatização da Eletrobras.

Considerando que a energia das concessões de geração hidrelétrica da Eletrobras representam cerca de 12% do portfólio dos contratos das distribuidoras de energia elétrica, e que o preço médio desta energia é de R$ 73,27 /MWh, a TR Soluções simulou valores possíveis para as componentes tarifárias considerando a "descotização" das usinas da Eletrobras.

A descotização das usinas da Eletrobras em 2021 resultaria em um impacto de 3 pontos percentuais (pp) nos reposicionamentos tarifários esperados. Esse impacto médio percebido na Tarifa de Aplicação (TUSD+TE) ocorre devido à elevação de 5 pp na TE e de 4 pp na TUSD PERDAS.

Os possíveis efeitos da Medida Provisória 998/2020 nos eventos tarifários esperados a partir de 2021 não foram considerados no cenário adotado. Além disso, os valores indicados para as componentes tarifárias são médios: cada distribuidora perceberá diferentes valores dependendo do balanço energético e da composição do portfólio de compra de energia em cada concessão.

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1 Como a dinâmica regulatória relacionada à Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas sob o regime de cotas se inicia em julho, os eventos tarifários considerados em um cenário COM e SEM descotização contemplou o período compreendido de junho/21 a julho/22

[1] Fonte: Projeto de Lei n. 5.877/19

[2] Fonte: Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia - SETE

[3] Fonte: EMI nº 00067/2019 MME ME CC

[4] Fonte: RAG 2020/2021