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18 de maio de 2020

Resumo

A TR Soluções estima que a crise da Covid-19 tenha um impacto no fluxo de caixa das concessionárias de distribuição de aproximadamente R$ 15 bilhões. Os cálculos consideraram a sobrecontratação de energia, o diferimento tarifário, as perdas associadas à Parcela B e o aumento da inadimplência. Em termos metodológicos, a análise foi feita com base nos efeitos da crise que poderiam ser percebidos nas tarifas em 2020 e 2021, considerando os procedimentos de regulação e cálculos tarifários definidos pela Aneel e adotando a hipótese de que as distribuidoras fossem capazes de assumir os custos financeiros de curto prazo. Essas projeções indicam que, em média, as tarifas teriam alta de 7% neste ano e queda de 1,4% em 2021. A capitalização das distribuidoras através de um empréstimo para que elas sejam capazes de suprir suas obrigações de curto prazo associadas à crise da Covid-19 deve reduzir tais variações tarifárias.

1. Introdução

A crise decorrente da pandemia causada pelo novo coronavírus e que começou a ser percebida pelo mercado brasileiro a partir de abril de 2020 tem desafiado todos os setores da economia a encontrar soluções capazes de mitigar os prejuízos.

O isolamento social e a interrupção de atividades econômicas consideradas não essenciais resultaram numa significativa redução do consumo de energia elétrica. Associada à crise econômica, a decisão administrativa [1] que impediu o corte do fornecimento de energia elétrica por três meses tem contribuído para um aumento expressivo da inadimplência e, consequentemente, o agravamento de dificuldades associadas ao fluxo de caixa das concessionárias de distribuição.

Os reposicionamentos tarifários previstos para acontecer em abril e maio estão sendo diferidos até o final de junho de 2020, o que pressiona o caixa das empresas, mesmo se consideradas as medidas temporárias de compensação pelo pagamento parcial, pelas distribuidoras, das quotas mensais da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

Um eventual repasse de recursos às distribuidoras via CDE já foi aprovado por meio da Medida Provisória n. 950/2020. O volume desse repasse e a estruturação da operação de crédito para viabilizá-lo estão em apuração pelo governo.

2. Objetivo e metodologia

Como forma de contribuir com o debate, a TR Soluções, empresa especializada e de tecnologia aplicada ao setor elétrico, fez um estudo técnico sobre o impacto da crise nas concessionárias de distribuição. O estudo foi embasado nos procedimentos de regulação e cálculos tarifários definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Adotando como hipótese que as distribuidoras assumiram desequilíbrios econômico-financeiros, especialmente com impacto no fluxo de caixa de curto prazo, a TR estimou os cenários tarifários de 2020 e 2021, lançando mão tão somente da regulação vigente.

As possíveis variações observadas nas tarifas neste e no próximo ano podem ser, na sua grande parte, explicadas a partir dos desdobramentos decorrentes da redução do consumo e do diferimento dos reposicionamentos tarifários de abril e maio de 2020.

Independentemente da qual seja a alocação dos riscos, a TR estima que o impacto da crise sobre o fluxo de caixa das distribuidoras de energia elétrica tem o potencial de alcançar o patamar de R$ 15 bilhões. As análises e os principais resultados do estudo são apresentados neste artigo.

3. Análises

3.1. Sobrecontratação de energia

Previamente à pandemia do novo coronavírus, já havia expectativa de que as distribuidoras observariam, em 2020, patamares de sobras contratuais de cerca de 8% em relação à energia injetada em seu sistema. Os efeitos da pandemia estão acentuando essas sobras, que devem alcançar a marca de 20% no ano, ou 8.109 MWm.

Em 2018, o PLD utilizado na liquidação das sobras contratuais no mercado de curto prazo foi 77% maior do que o mix médio de compra da energia elétrica das distribuidoras. Essa diferença entre o PLD e o mix de compra resultou em uma margem positiva em favor das distribuidoras de R$ 5 bilhões. Em 2019 a diferença ficou em 5%, o que representou R$ 400 milhões.

Tabela 1 - Estimativa de contratação de energia elétrica pelas distribuidoras

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

Considerando o PLD verificado até abril e as projeções de maio a dezembro da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em sua Apresentação do InfoPLD de maio de 2020, o PLD médio anual a ser utilizado na liquidação das sobras no mercado de curto prazo deverá ficar em R$ 107,00/MWh, 48% menor do que o mix médio de compra da energia elétrica das distribuidoras (R$ 206,00/MWh).

O resultado disso é que a sobrecontratação poderá representar um prejuízo de R$ 7 bilhões para as distribuidoras. Esse valor não considera cenários de novas reduções contratuais que venham a ser realizadas pelas distribuidoras por meio do Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE) ou do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD).

Em 2021, se os preços médios do mercado de curto prazo se aproximarem dos valores verificados em 2019, mesmo que o patamar de sobras se mantenha acima de 18%, os resultados devem ser favoráveis às concessionárias, da ordem de R$ 400 milhões.

3.2. Diferimentos dos reposicionamentos tarifários

A partir de abril de 2020, apesar de proceder ordinariamente aos processos tarifários e aprovar os novos reposicionamentos em reunião de diretoria, a Aneel suspendeu a aplicação das novas tarifas, mantendo em vigor, até 30 de junho, as tarifas homologadas em 2019.

A Aneel reconheceu, no entanto, o direito das distribuidoras aos valores totais referentes à não arrecadação das receitas tarifárias adicionais do período de suspensão. As parcelas, devidamente corrigidas, serão recompostas. A diferença de receita proveniente da tarifa a ser homologada e da tarifa anterior será ajustada pelo mercado verificado até 30 de junho de 2020, sendo considerada no processo tarifário posterior.

Tabela 2 - Estimativa dos montantes diferidos e efeito a ser percebido em 2021

Fonte: TR Soluções.

A TR Soluções simulou os montantes totais que seriam diferidos para as dez distribuidoras que têm eventos tarifários em abril e maio. Das dez empresas consideradas, apenas a Cemig ainda não teve seu reposicionamento aprovado, mas, para ela, também foi assumida a suspensão das tarifas até 30 de junho.

A suspensão da aplicação das novas tarifas das dez distribuidoras cujos eventos tarifários se dão entre abril e maio até o dia 30 de junho deverá implicar um custo de mais de R$ 500 milhões. O impacto definitivo dessa suspensão nos eventos tarifários de 2021 vai depender do volume não arrecadado no período. A estimativa da TR Soluções é que seja, em média, de 1 ponto percentual (pp) nos eventos tarifários das distribuidoras em questão.

3.3. Variações da Parcela A sobre a Parcela B

As perdas econômicas e financeiras das distribuidoras relativas à redução do consumo de energia devem representar um impacto de R$ 3,1 bilhões no ano. Os cálculos levaram em conta que, dentre as 38 distribuidoras (cerca de 98% do mercado) acompanhadas pela TR e que fizeram parte do presente estudo, metade está submetida ao Proret (Procedimento de Regulação Tarifária) e outra metade ao Proret A.

Distribuidoras cujos contratos de concessão foram prorrogados nos termos do Decreto n. 8.461/2015 ou que aditaram seus contratos nos termos do Despacho Aneel n. 2.194/2016 estão submetidas ao Proret A. As demais distribuidoras, cujos contratos de concessão ainda não foram prorrogados ou aditados, estão submetidas às regras anteriores, conhecidas simplesmente como Proret.

Quando da renovação das concessões de distribuição, em 2015, a Aneel entendeu que seria um momento oportuno para aperfeiçoar os contratos, principalmente no que diz respeito a aspectos relacionados às cláusulas econômicas. Foram várias as alterações promovidas no novo contrato com o objetivo de blindar a Parcela B e, assim, mitigar os riscos, principalmente aqueles associados ao efeito de variações da Parcela A[2] sobre a Parcela B[3].

Dentre as alterações, merecem destaque aquela que ampliou a neutralidade a todas as componentes da Parcela A e também aquela que passou a reajustar a Parcela B não mais por diferença, mas pela variação do mercado, dos preços e do fator-x.

O Tribunal de Contas da União (TCU) já havia tratado do tema nos Acórdãos n. 2.210/2007 e n. 3.438/2012, tendo determinado à Aneel ajustes nos contratos de concessão de distribuição de maneira a mitigar os riscos associados a variações de mercado.

No Despacho n. 2.194/2016, a Aneel decidiu “aprovar a minuta do termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, de caráter opcional, para as concessionárias que não tiveram os contratos prorrogados nos termos da Lei n. 12.783, de 2013.” (grifo nosso)

O submódulo 4.4A do Proret A, ao tratar das demais componentes financeiras, explica que “com exceção da neutralidade dos encargos setoriais, a neutralidade será calculada apenas a partir do último dia do mês de assinatura do aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016, limitado ao período de referência, ou seja, dos últimos 12 meses.”

3.3.1. Impactos das variações nos eventos tarifários de 2020

Nas atuais condições, a previsão é de que as tarifas de aplicação tenham um aumento médio de 7% em 2020. Os resultados dos eventos tarifários podem ser explicados basicamente pela variação do custo com a compra de energia, quota de CDE, Fio A[4] e Fio B[5]. A compra de energia é pressionada tanto pelos custos em dólar da energia de Itaipu como pela queda de receita com a liquidação das sobras de energia no mercado de curto prazo. Além disso, os processos tarifários deste ano têm tido forte impacto da elevação de 24% da quota de CDE para 2020 (estabelecida em dezembro de 2019 e sem qualquer relação com a pandemia).

Na mesma linha, é possível explicar a expectativa de elevação das despesas com a Rede Básica (Fio A) devido às novas instalações de transmissão que passam a compor a Receita Anual Permitida (RAP) de transmissão e à revogação de liminar das associações Abrace, Abividro e Abrafe. Em 2017, elas conseguiram na Justiça uma decisão liminar determinando que a Aneel excluísse do cálculo a parcela dita “remuneração”, devendo incidir apenas a “atualização”. Na impossibilidade de aplicar tal decisão apenas às autoras da petição, a diretoria da Aneel decidiu estender os efeitos da liminar a todos os usuários dos sistemas de transmissão. A decisão do regulador implicou uma redução anual da RAP de cerca de R$ 1 bilhão, ao longo dos oito anos de pagamento da parcela financeira associada à Rede Básica Sistemas Existentes (RBSE).

Com a revogação da liminar das associações, a Aneel deve considerar, a partir do ciclo 2020/2021, a íntegra do comando dado pela Portaria MME n. 120/2016. Pelos cálculos da TR Soluções, o passivo total desconsiderado pela Aneel em razão da decisão judicial é de R$ 9,2 bilhões, a valores de junho 2020. A TR assumiu que esse passivo deverá ser diluído na tarifa em uma série anual até o final do pagamento da parcela financeira da RBSE, ou seja, até o ciclo 2024/2025.

A Parcela B, por sua vez, pode ser fortemente pressionada pelas variações de mercado, impondo anualmente ganhos ou perdas econômicas, caso a distribuidora esteja submetida ao Proret. Já as tarifas correspondentes à componente Fio B das distribuidoras submetidas ao Proret A não são afetadas por variações de mercado nos eventos de reajuste tarifário.

O mesmo ocorre com os custos relacionados ao transporte e compra de energia. Empresas submetidas ao Proret A têm a neutralidade garantida, não obtendo qualquer ganho ou perda econômica com os referidos elementos de custo.

A regulação aplicada às distribuidoras submetidas ao Proret A reduz o risco de haver perdas econômicas e financeiras em momentos de redução de consumo. As perdas da Parcela B devidas à redução de consumo no período compreendido entre maio de 2020 e abril de 2021 para as empresas submetidas ao Proret A deverá ser de R$ 686 milhões. Já para as demais distribuidoras submetidas ao Proret, essas perdas deverão alcançar os R$ 2,4 bilhões.

Em relação às perdas econômicas relativas aos itens transporte e energia que compõem a Parcela A, os montantes são menos expressivos. Enquanto as empresas submetidas ao Proret A poderão repassar às tarifas R$ 53 milhões relativos à neutralidade, as empresas submetidas ao Proret devem totalizar perdas no mesmo período, que não podem ser repassadas às tarifas, de R$ 150 milhões devido à não neutralidade destes itens.

3.3.2. Impactos nos eventos tarifários de 2021

Apesar de intuitivamente se esperar para 2021 reposicionamentos tarifários elevados, os resultados obtidos com o cenário utilizado são surpreendentes: a expectativa da TR Soluções é de que as tarifas de aplicação apresentem um reposicionamento médio negativo de 1,4% em 2021.

É importante destacar que os reposicionamentos indicados para 2020 e 2021 são médios. Cada distribuidora perceberá diferentes variações dependendo das características intrínsecas de cada concessão.

O cenário macroeconômico adotado para 2021 considera as expectativas do Relatório Focus do Banco Central, de 08/05/2020. Apenas para 2020, a TR adotou a projeção de PIB do Banco Mundial [6], de queda do PIB brasileiro de 5%. Quanto aos preços praticados no mercado de curto prazo, a hipótese utilizada é que os mesmos se aproximem dos valores verificados em 2019.

Pressionam as tarifas para cima os custos com transmissão das empresas com evento tarifário a ser realizado no primeiro semestre, as sobras de energia e os diferimentos das tarifas de 2020 apontados anteriormente. No sentido inverso, destaca-se a quota de CDE.

A expectativa de redução da quota de CDE se deve ao Decreto n. 9.642/2018 que, a partir de 1º de janeiro de 2019, determinou a redução, à razão de 20% ao ano até a alíquota zero, dos subsídios concedidos a unidades consumidoras rurais; de água, esgoto e saneamento, irrigantes; e distribuidoras de pequeno porte. Em 2021, o impacto decorrente apenas da aplicação deste comando deve reduzir as despesas de CDE em R$ 2,6 bilhões frente ao orçamento aprovado para 2020 do item de despesa “descontos tarifários”.

Em um cenário de manutenção para 2021 dos indicadores econômicos e setoriais esperados para 2020, apenas as variações projetadas para os itens de custo Transporte, Diferimento e quota CDE já implicariam uma redução das tarifas médias de aplicação em 1,44 pp.

O efeito das sobras de energia, por sua vez, pode ser decomposto em dois momentos: os resultados das liquidações em 2020 e em 2021. A hipótese utilizada é que todas as sobras verificadas seriam tratadas pela Aneel nos eventos tarifários como sobras involuntárias.

Conforme mencionado anteriormente, as sobras contratuais esperadas para 2020 devem alcançar a marca dos 20%, em montante superior a 8.000 MWm, o que poderá representar um prejuízo para as distribuidoras de R$ 7 bilhões. Em função das datas de realização dos eventos tarifários, apenas R$ 1,5 bilhão desse total seria considerado nos eventos tarifários de 2020. O restante, R$ 5,5 bilhões, somente seria considerado nos eventos tarifários de 2021.

Para o ano civil de 2021, mesmo que o patamar de sobras contratuais se mantenha acima de 18%, o resultado decorrente da liquidação dessas sobras no mercado de curto prazo seria positivo e da ordem de R$ 400 milhões. Esse resultado considera que os preços médios do mercado de curto prazo para o ano se aproximem daqueles verificados em 2019. Mais uma vez, as datas de realização dos eventos tarifários explicarão quando esses resultados serão considerados na tarifa.

Com a elevação do mix médio de contratação de energia das distribuidoras em 2020, a diferença entre a cobertura tarifária e as despesas dos Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado modalidade Quantidade (CCEAR-Q) e dos Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF) aumenta, gerando saldos financeiros a serem reconhecidos nas tarifas de 2021, em favor dos consumidores, como detalhado na Tabela 3, a seguir.

Por fim, outro fator que contribui para uma variação média negativa das tarifas em 2021 é a redução, em 2020, dos custos variáveis relativos aos CCEAR-D (Disponibilidade). Isso ocorre porque a cobertura tarifária observa o limite do PLD da Bandeira Verde, de R$ 150,00 /MWh, enquanto que o PLD realizado em 2020 em vários meses deve ficar próximo ao patamar mínimo de R$ 40/MWh.

Tabela 3 - Expectativa para a CVA de Energia

Fonte: TR Soluções.

Diferentemente do que ocorre no mercado livre em relação ao pagamento das despesas associadas ao Encargo de Energia de Reserva (EER), para o mercado regulado, a Aneel projeta anualmente na tarifa uma cobertura econômica que corresponde aos custos decorrentes da contratação da energia de reserva de responsabilidade dos consumidores cativos. Os recursos não utilizados geram saldos financeiros em favor do consumidor no evento tarifário posterior. Em um cenário de PLD baixo, a expectativa de utilização dos recursos se eleva.

As componentes financeiras das tarifas de distribuição consistem em montantes (R$) apurados pela Aneel a cada período tarifário, e que são acrescentados ou subtraídos da receita das distribuidoras no âmbito dos processos tarifários. A Tabela 3 apresenta a expectativa da TR Soluções para os saldos das 38 distribuidoras analisadas da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela “A" (CVA)

3.4. Inadimplência

No âmbito do processo que trata do faturamento de demanda de consumidores do Grupo A durante a pandemia do novo coronavírus, a Aneel apresentou, na Nota Técnica nº 0018/2020-SRD/SGT (NT 18/2020), informações sobre a inadimplência das distribuidoras verificada em abril e a comparou com os valores do mesmo mês de 2019. A Aneel destaca que o índice de inadimplência mais do que triplicou, gerando uma redução de receita em abril de R$ 1,64 bilhão.

Em um cenário que considera a manutenção desse patamar adicional de inadimplência por três meses, a estimativa é de que o total acumulado nesse período alcance quase R$ 5 bilhões.

O modelo regulatório vigente não é capaz de reconhecer nas tarifas, de maneira ordinária, prejuízos causados por aumentos expressivos e conjunturais relacionados à inadimplência.

4. Considerações finais

Com base nos procedimentos de regulação e cálculos tarifários definidos pela Aneel e adotando a hipótese de que as distribuidoras fossem capazes de assumir os custos financeiros de curto prazo, a TR Soluções analisou e apresentou os principais efeitos da crise da Covid-19 que poderiam ser percebidos nas tarifas em 2020 e 2021.

Assumindo que a economia brasileira tenha uma retração de 5% em 2020, as sobras contratuais resultantes da redução do mercado das distribuidoras e liquidadas a um PLD 48% menor do que o mix médio de compra de energia das empresas poderiam resultar em prejuízo às distribuidoras de cerca de R$ 7 bilhões em 2020. É importante destacar que, apesar do fluxo de caixa ser inicialmente impactado, em se tratando de sobras involuntárias, elas teriam a recomposição, via tarifas, no próximo evento tarifário.

Considerando o diferimento, até 30 de junho de 2020, dos resultados dos processos tarifários das empresas com eventos tarifários em abril e maio de 2020, estima-se um impacto de R$ 500 milhões, que resultaria em um efeito, em 2021, de 1 pp na variação média das tarifas dos consumidores das dez distribuidoras analisadas.

Apesar da autorização de repasse, às distribuidoras, do fundo de reserva para alívio futuro do Encargo de Serviços do Sistema (ESS) e das alternativas que estão sendo estudadas pela Aneel e que foram apresentadas no âmbito da Nota Técnica n. 01/2020-GMSE/ANEEL, os resultados apresentados neste estudo não consideram qualquer recurso alternativo. Os cenários utilizados pela TR para as projeções tarifárias de 2020 e 2021 tampouco consideram qualquer aporte financeiro externo, como aquele que corresponderia à chamada Conta-Covid.

Neste sentido, ao se considerar um empréstimo às distribuidoras para que elas sejam capazes de suprir suas obrigações de curto prazo, as variações tarifárias esperadas tanto para 2020 como para 2021 devem ser menores do que as apresentadas neste estudo.

Ao se levar em consideração apenas resultados decorrentes da sobrecontratação de energia, do diferimento tarifário, das perdas associadas à Parcela B e do aumento da inadimplência, a TR Soluções estima um impacto no fluxo de caixa das concessionárias de distribuição em um valor global de aproximadamente R$ 15 bilhões. Vale lembrar que como as perdas na Parcela B e o aumento da inadimplência não são tratadas no âmbito do cálculo tarifário, apenas cerca de R$ 8 bilhões seriam reconhecidos nas tarifas via reposicionamentos tarifários ordinários, como indicado nos itens 3.3.1. e 3.3.2.

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[1] Resolução Normativa Aneel n. 878, de 24 de março de 2020.

[2] Corresponde aos custos não gerenciáveis associados à compra de energia, à transmissão (Fio A) e aos encargos setoriais. No caso das empresas submetidas ao Proret A, as receitas irrecuperáveis (inadimplência) também estão presentes na Parcela A.

[3] Corresponde aos custos de capital e operacionais de distribuição e são conhecidos como custos gerenciáveis.

[4] Componente tarifária que corresponde aos custos com transmissão de energia.

[5] Componente tarifária que corresponde à Parcela B (custos de capital e operacionais da distribuidora).

[6] https://openknowledge.worldbank.org/handle/10986/33555