ARTIGO SOBRE OS EFEITOS DA MEDIDA PROVISÓRIA Nº 1.232/2024

Para onde vão as tarifas com a Medida Provisória n. 1.232/2024?

Paulo Steele Helder Sousa Rodrigo Mota Gabriel Lemos

Resumo

A Medida Provisória n. 1.232/2024 (MP) altera de maneira significativa o orçamento da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e os gastos do setor elétrico com o Encargo de Energia de Reserva (EER). Este estudo analisa essas mudanças e apresenta projeções relativas a esses impactos nas tarifas de aplicação das distribuidoras calculadas por meio do Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE), da TR Soluções. Resumidamente, as análises indicam que os impactos podem variar de uma redução de R$ 5,79 por MWh a um aumento de R$ 4,35 /MWh.

Essa grande variação nos resultados se deve principalmente ao fato de que, embora a CCC tenda a diminuir com as mudanças na legislação definidas pela MP, o EER deve subir, mas seu comportamento está diretamente atrelado à evolução do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). Além disso, como se verá ao longo do artigo, os resultados efetivos dependem da região geográfica onde o consumidor se encontra e do nível de tensão da sua conexão, entre outros aspectos que agregam incerteza às previsões.

1. Contexto

As determinações estabelecidas pela MP, publicada em 12 de junho de 2024, modificam significativamente o orçamento da CCC e o gastos do setor elétrico com o EER. A seguir, são apresentadas a evolução recente e as atuais condições desses encargos.

1.1. CCC

A CCC é um dos itens mais representativos das despesas com políticas públicas de subsídios relacionadas ao setor elétrico suportadas pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). O orçamento proposto pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para este ano prevê que ela tenha uma participação equivalente a 31% do total da CDE Uso.

A CDE Uso é a parcela da conta que é dividida entre todos os consumidores, livres e regulados, exceto os consumidores beneficiados pela tarifa social e autoprodutores de energia, por meio da tarifa de uso dos sistemas de Distribuição (TUSD) e de Transmissão (TUST), e deve somar R$ 34,2 bilhões neste ano. Isso equivale a R$ 92,98/MWh nas tarifas dos consumidores residenciais das regiões Sul, Sudeste e Centro Oeste, e de R$ 48,68/MWh nas tarifas daqueles das regiões Norte e Nordeste1.

A evolução recente das despesas da CCC pode ser explicada principalmente por mudanças legais implementadas nos últimos anos, listadas a seguir:

No total, as despesas adicionais decorrentes das disposições da Lei n. 14.146/2021 impuseram custos adicionais para o orçamento da CCC da ordem de R$ 1,5 bilhão, que deveriam perdurar no seu orçamento da CCC até 2026. Saiba mais sobre esse assunto em artigo publicado pela TR Soluções sobre o tema em julho de 2023.

1.2. EER

A Energia de Reserva é uma modalidade de contratação de energia de longa duração, usualmente de 15 a 30 anos, por meio de leilões específicos com o objetivo de elevar a segurança do fornecimento de energia no SIN. O EER é destinado a cobrir os custos decorrentes desses contratos, que são rateados entre todos os usuários finais de energia elétrica do SIN.

Desde 2008, foram realizados onze leilões de Energia de Reserva. Em 2023, a receita fixa contratada até o 10º Leilão de Energia de Reserva (LER) estava em R$ 9,9 bilhões por ano, sendo que, a partir de 2022, as despesas decorrentes das contratações realizadas no âmbito do Procedimento Competitivo Simplificado (PCS) foram adicionadas aos custos ordinários que formavam o EER.

A definição do valor do encargo varia conforme o PLD. Isso porque toda a Energia de Reserva é liquidada no MCP, e a diferença entre a receita fixa total necessária para a operação de cada usina e a receita decorrente da liquidação dessa energia no MCP é o que de fato se converte no encargo. Assim, se o PLD subir, o valor do encargo diminui, podendo até resultar em saldo positivo. No entanto, se o preço cair, pode ser necessário cobrar o encargo para honrar os compromissos com os geradores de energia de reserva. Para saber mais sobre o EER, consulte artigo publicado pela TR Soluções sobre o tema em maio de 2023.

2. Medida Provisória n. 1.232/2024 e suas implicações

A TR Soluções analisou a MP para introduzir suas determinações no SETE, abrindo a possibilidade de os usuários do serviço simularem os impactos dessas condições nas tarifas de aplicação das distribuidoras. As implicações dessas mudanças são discutidas na sequência deste artigo.

A MP é composta basicamente por três artigos que determinam alterações nas leis n. 12.111/2009 e n. 12.783/2013

2.1. Contratos da CCC a serem convertidos em CER

As termelétricas cujas despesas com a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural são reembolsáveis pela CCC, que poderão ser convertidas em CER conforme o art. 1º da MP, são atendidas pela reserva de Urucu no Amazonas, por meio do gasoduto Urucu-Manaus. Existem três grupos de custos associados ao gás natural que compõem as despesas anuais da CCC, totalizando, em 2023, cerca de R$ 4,32 bilhões. São eles:

Dentre as usinas térmicas citadas, merece destaque a UTE Mauá 3 (591 MW), que foi vitoriosa no 20° Leilão de Energia Nova (20LEN), em 2014, com a contratação na modalidade por disponibilidade por 25 anos, até o final do ano de 2043.

Em decorrência do processo de desverticalização da Amazonas Energia e do prazo reembolsável pela CCC da contratação de gás natural (2030), foi emitida a Medida Provisória n. 855/2018 que em seu artigo 4° expressa: “O Poder Concedente, para garantir o aproveitamento ótimo de termoelétricas a gás natural que tenham entrado em operação ou convertido combustível líquido para gás natural, a partir de 2010, como alternativa à substituição da energia vendida por essas termoelétricas, poderá permitir a alteração do perfil de entrega e de prazos de contratos de energia lastreados em outras usinas termoelétricas de mesma titularidade, mantidas as condições de preço e de reembolso de despesas com recursos da CCC desses contratos, conforme regulamento do Poder Concedente.”

O Decreto n. 9.582/2018, que regulamentou a matéria, permitiu que a UTE Mauá 3 negociasse seus CCEARs para entrega de energia até 2030. Além disso, foi possibilitada a antecipação da entrega de energia contratada via CCEARs de 2030 a 2043. A antecipação foi alocada às termelétricas que já possuíam contrato com a Amazonas Energia e dividiam a infraestrutura de transporte dutoviário de gás natural. Dessa forma, foi realizada a substituição do contrato da UTE Aparecida (passando do CCVE existente para CCEAR), com prorrogação de outorga até final de 2030 e mesmas condições de contratação da UTE Mauá 3.

Portanto, os três grupos de custos associados ao gás natural apresentam a seguinte duração:

O art. 1º da MP determina ainda que os contratos convertidos em CER se encerrarão com o final do prazo de vigência do contrato vigente de compra e venda de gás natural cujas despesas sejam reembolsáveis pela CCC. As condições de preço unitário, de quantidade e de inflexibilidade, entre outras, e de reembolso de despesas, inclusive os tributos não recuperáveis, com os recursos da CCC aplicáveis aos contratos originais, deverão ser mantidas durante todo o prazo de suprimento.

Como o contrato de fornecimento de gás natural da reserva de Urucu se encerra em dezembro de 2030, uma possível interpretação seria que os contratos convertidos em CER também se encerrassem em 2030. Para modelar a duração dos contratos convertidos em CER no SETE, a TR Soluções assumiu que todos os contratos convertidos em CER se encerrarão em dezembro de 2030.

O tratamento a ser dado à UTE Mauá 3 ainda é uma incógnita. Apesar de o custo do combustível e do transporte do gás natural da usina ser pago com recursos da CCC, ela vendeu energia no 20LEN para diversas distribuidoras de energia do SIN. Neste contexto, surgem os seguintes questionamentos:

O conjunto de três grupos de custos associados ao gás natural que compõem as despesas anuais da CCC totalizaram em 2023 cerca de R$ 4,32 bilhões. Como 19% dessas despesas foram pagas por meio do ACR-médio naquele ano, o montante percebido na composição das despesas anuais da CCC em 2023 foi de cerca de R$ 3,5 bilhões.

Em 2024, o custo total dos CER é de R$ 16,6 bilhões, portanto, o impacto no orçamento anual dos CER, que considera a transferência de custos da CCC, depende do volume de custos que de fato será convertido em despesas desse tipo.

Considerando o conjunto de custos associados ao gás natural, a depender do tratamento adotado para a UTE Mauá 3, poderão ser convertidos, em CER, R$ 4,32 bilhões ou R$ 3,37 bilhões de contratos hoje cobertos com recursos da CCC.

Num cenário em que o conjunto de três grupos de custos associados ao gás natural que compõem as despesas anuais da CCC fosse convertido em CER, ter-se-ia uma elevação do EER em cerca de 26% (+R$ 4,32 bilhões). Uma vez realizada a conversão, esses custos adicionais devem perdurar como despesa de Energia de Reserva até dezembro de 2030, que é a data de término dos contratos de fornecimento do gás natural, como indicado no gráfico a seguir.

Figura 1 – Projeção do orçamento anual de receita fixa de Energia de Reserva

Fonte: TR Soluções, sistema SETE.

Além disso, como toda a energia dos contratos de reserva é liquidada no MCP, o volume de energia dos contratos a ser considerado na conversão para CER é determinante para a definição da receita fixa a ser recuperada e, consequentemente, para a cobrança do EER. Os volumes poderiam ser explicados com base na potência média vinculada às usinas:

Portanto, considerando-se esses valores médios de potência, poderão ser convertidos em CER 458 ou 797 MW médios, a depender do tratamento adotado para a UTE Mauá 3.

2.2. Despesas da CCC decorrentes das perdas, sobras contratuais e eficiência econômica e energética

No processo tarifário que homologou suas tarifas para 2024, a distribuidora AmE apresentou um volume de sobrecontratação de energia de 4,5 GWh, ou seja, 43% de sobrecontratação, com custos anuais para a CCC da ordem de R$ 1,1 bilhão. No entanto, com o vencimento dos contratos bilaterais das usinas Cristiano Rocha, Manauara, Ponta Negra, Tambaqui e Jaraqui, em maio de 2025, esse percentual de sobrecontratação passaria para 25%. Pode-se dizer ainda que, em 2026, a AmE se normalizaria em termos de sobras contratuais, tornando-se quase regulatoriamente equilibrada, uma vez que haveria uma nova redução do percentual para 7%, devido ao encerramento do contrato bilateral com a UHE Balbina.

Tendo em vista as condições da distribuidora, vale destacar as alterações promovidas na Lei n. 12.783/2013 a partir do art. 2º da MP, como listado a seguir:

§ 3º Com o objetivo de assegurar o reequilíbrio econômico-financeiro da concessão, o termo aditivo de que trata o § 1º poderá prever, por até três ciclos tarifários, a critério da Aneel, a cobertura da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC para:

  1. as flexibilizações temporárias em parâmetros regulatórios de eficiência, como os custos operacionais, o fator X, as perdas não técnicas e as receitas irrecuperáveis;
  2. a carência temporária para a aplicação de parâmetros de eficiência econômica e energética previstos no art. 3º, § 12, da Lei n.12.111, de 9 de dezembro 2009; (Incluído pela Medida Provisória n.1.232, de 2024)
  3. a não aplicação do fator de corte de perdas no reembolso da CCC;
  4. a extensão do prazo do ônus decorrente da sobrecontratação involuntária da concessionária, de que trata o art. 4º-C da Lei n. 12.111, de 9 de dezembro 2009. (grifos nossos)

Sendo assim, apesar de a MP determinar a manutenção da cobertura econômica pela CCC do ônus frente à sobrecontratação involuntária, devido ao volume de contratos da AmE convertidos em CER (2,8 GWh ao ano), a distribuidora não mais estará sobrecontratada tão logo ocorra a conversão dos contratos. Na prática, portanto, devem ser eliminados os custos desse item de despesa do orçamento anual da CCC.

Finalmente, do art. 3º da MP, pode-se destacar a alteração na Lei n. 12.111/2009, no sentido de revogar o § 16: “A quantidade de energia a ser considerada para atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados será limitada ao nível eficiente de perdas, conforme regulação da Aneel. (Incluído pela Lei n.12.783, de 2013)”.

A partir dessas constatações, foram feitos os seguintes ajustes no SETE relativos às distribuidoras AmE, Energisa RO, Roraima Energia, Energisa AC, Energisa MT, Neoenergia PE, Equatorial PA e Equatorial AP: 1) alocação das despesas com perdas não técnicas reais acima das perdas regulatórias para o conjunto de despesas da CCC em R$ 337 milhões/ano; e 2) não aplicação do fator de corte relativo à eficiência econômica e energética no reembolso da CCC, o que elevaria as despesas da CCC, de 2024, em R$ 544 milhões/ano.

Figura 2 – Projeção do orçamento anual da CCC considerando alterações da MP

Fonte: TR Soluções, sistema SETE.

Por fim, vale observar que, apesar de o art. 2º também ter estabelecido flexibilizações temporárias em parâmetros regulatórios de eficiência, como os custos operacionais, o fator X e receitas irrecuperáveis, os desdobramentos relacionados a estes parâmetros não foram tratados no âmbito deste artigo porque são muito sensíveis à regulação específica ainda a ser estabelecida pela Aneel.

3. Potenciais impactos na tarifa dos consumidores

Os efeitos tarifários decorrentes da conversão de contratos atualmente custeados pela CCC em CER dependem de diversos fatores, como abordado ao longo deste artigo. De qualquer forma, pode-se dizer que os principais deles estão ligados à região geográfica onde o consumidor se encontra, o seu nível de tensão de conexão, assim como das condições hidrológicas que exercem efeito sobre a definição do PLD.

Considerando-se as premissas assumidas pela TR Soluções e partindo do fato de que o sinal econômico aplicado na CDE e, consequentemente na CCC, varia conforme a região do país e o nível de tensão, e que o EER é rateado com base no mercado consumidor e depende diretamente do PLD, os impactos tarifários da conversão de CCC para CER estabelecido pela MP são apresentados na Tabela 1.

Tabela 1 – Projeção dos impactos tarifários da MP (em R$/MWh)

Fonte: TR Soluções, sistema SETE.

(A) Cenário úmido: PLD médio anual de R$ 66 /MWh, que corresponde ao percentil 10 dos valores de PLD realizados entre janeiro de 2016 e maio de 2024.

(B) Cenário mediano: PLD médio anual de R$ 157 /MWh, que corresponde ao percentil 50 dos valores de PLD realizados entre janeiro de 2016 e maio de 2024.

(C) Cenário seco: PLD médio anual de R$ 346 /MWh, que corresponde ao percentil 90 dos valores de PLD realizados entre janeiro de 2016 e maio de 2024.

Os impactos descritos na Tabela 1 resultam de um cenário em que os custos do combustível da UTE Mauá também são considerados (R$ 950 milhões/ano), mas a energia associada à usina (484 MW médios) não é convertida em CER. Neste cenário, haveria uma redução de R$ 3,71 bilhões na CCC e um acréscimo de R$ 4,32 bilhões em CER. Ou seja, somente sob preços de curto prazo em patamares relativamente elevados é que alguns consumidores observariam a vantagem da redução da CCC.

É importante ressaltar que os consumidores beneficiados pela tarifa social não participam do rateio da CDE, portanto, não são onerados com custos da CCC. No entanto, uma vez que se dê a conversão dos contratos em CER, os mesmos perceberão esse custo adicional em suas tarifas de energia entre R$ 5,38 /MWh e R$ 7,45 /MWh, a depender do PLD, dado que eles também participam do rateio do EER.

Pode-se concluir que os itens da MP considerados neste estudo não promoverão benefícios para todos os consumidores, mesmo nos momentos em que o PLD estiver bastante elevado. No entanto, nos momentos como os vividos em 2023, quando o PLD ficou no mínimo em todos os meses, o benefício somente seria percebido pelos consumidores das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste conectados em média e baixa tensão. Por outro lado, os consumidores mais afetados com elevações de custos seriam aqueles conectados em alta tensão e em distribuidoras ou transmissoras presentes no Norte e no Nordeste.

4. Considerações Finais

Resumidamente, as análises deste estudo indicam a expectativa de uma elevação de 26% na receita fixa anual de Energia de Reserva e uma redução de 31% do orçamento da CCC, ou de 9,6% no orçamento da CDE Uso. Além disso, do ponto de vista dos custos gerais para o setor elétrico e desconsiderando as flexibilizações que dependem de regulação futura, as alterações previstas na MP podem representar um aumento de cerca de R$ 600 milhões em relação aos valores de 2024.

A medida também promove alterações quanto ao rateio desses custos, uma vez que a CDE Uso possui sinalização econômica distinta por submercado e nível de tensão da conexão da carga ao sistema de distribuição, enquanto o rateio do EER é feito proporcionalmente à quantidade de energia consumida.

Diante das incertezas envolvidas nessas projeções, convidamos os usuários do SETE a simular cenários próprios de sensibilidade quanto à operacionalização da MP, podendo indicar, além da potência média, o preço e a duração dos contratos convertidos em CER. A ferramenta está disponível para o usuário do SETE em: Menu/Elementos de Custo/Energia de Reserva.

1Vale observar que, em 2030, os valores relacionados à CDE Uso nas tarifas devem se igualar em termos regionais e se diferenciar somente quanto aos níveis de tensão, conforme a transição estabelecida pela Lei n. 13.360/2016.

2Para as distribuidoras de energia elétrica prestadoras do serviço em Estados da Federação cujas capitais não estavam interligadas ao SIN em 9 de dezembro de 2009.

3Às concessionárias titulares das concessões de distribuição desestatizadas a partir de 2021 que prestam serviço em Estados da Federação cujas capitais não estavam interligadas ao SIN na data de 9 de dezembro de 2009.

4Às concessionárias da região Norte não alcançadas pelo disposto no inciso VIII do § 4º do art. 4º da Lei n. 5.655, de 20 de maio de 1971, e às concessionárias de que trata o § 1º-C do art. 8º da Lei n. 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

5Custo médio da potência e da energia comercializadas no ACR do SIN. Ou seja, montante pago pelos consumidores das distribuidoras que atendem aos Sistemas Isolados e que reduz a CCC paga por todos os consumidores do SIN.6No dia 10 de junho de 2024, a Eletrobras informou que, na véspera, concluiu, juntamente com suas subsidiárias Eletronorte e Furnas, a assinatura de acordos com o grupo Âmbar Energia S.A. para: alienação do portfólio termoelétrico da companhia por valor total de R$ 4,7 bilhões, dos quais R$ 1,2 bilhão de earn-out; e assunção imediata, pela Âmbar, do risco de crédito dos contratos de energia desse portfólio. Para saber mais sobre a venda das térmicas da Eletrobras consulte o material publicado sobre o tema.

6No dia 10 de junho de 2024, a Eletrobras informou que, na véspera, concluiu, juntamente com suas subsidiárias Eletronorte e Furnas, a assinatura de acordos com o grupo Âmbar Energia S.A. para: alienação do portfólio termoelétrico da companhia por valor total de R$ 4,7 bilhões, dos quais R$ 1,2 bilhão de earn-out; e assunção imediata, pela Âmbar, do risco de crédito dos contratos de energia desse portfólio. Para saber mais sobre a venda das térmicas da Eletrobras consulte o material publicado sobre o tema.

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