A privatização e a consequente mudança no modelo de comercialização das hidrelétricas do grupo Eletrobras resultariam em um impacto de 3 pontos percentuais nos reajustes tarifários esperados para 2021, uma vez que as concessões da estatal em regime de cotas representam cerca de 12% do portfólio de contratos das distribuidoras de energia elétrica, e que o preço médio desta energia é de R$ 73,27/MWh. Os cálculos foram realizados pela a empresa de tecnologia especialista em tarifas TR Soluções, divulgados nesta quarta-feira, 9 de setembro.
Em novembro do ano passado, o governo federal apresentou o Projeto de Lei 5.887 que trata do modelo de desestatização da Eletrobras, maior empresa de energia elétrica do país. O PL aguarda despacho do presidente da Câmara dos Deputados, Rodrigo Maia, para avançar na tramitação no Congresso Nacional.
A proposta do governo é aumentar o capital social da Estatal mediante subscrição pública de ações ordinárias, sem que a União acompanha a ordem, o que diluiria a participação do governo na companhia.
Como forma de aumentar o valor da empresa, as hidrelétricas da Eletrobras deixariam 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.
Em 2020, o valor médio das tarifas das usinas sob o regime de cotas (estabelecido pela lei 12.783/13) 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 sob concessão da Eletrobras. A tarifa média das usinas da holding ficou em R$ 73,27/MWh.
“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”, aponta o estudo realizado pela TR Soluções.
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.
Contrapartida Tarifária
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 Conta de Desenvolvimento Energético (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 (Conta de Consumo de Combustíveis) 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.
Fonte: Canal Energia Brasil – Wagner Freire
