
Nas últimas semanas, tem se verificado a publicação de artigos a respeito da capitalização da Eletrobras. As opiniões percorrem todos os matizes, como não poderia deixar de ser numa democracia saudável como a nossa, especialmente tratando-se de assunto tão relevante.
Assim, de modo a contribuir com o debate para a construção de uma legislação mais eficiente e ponderada, o MME vem trazer a sua visão acerca dos pontos acrescidos na aprovação da MP 1.031 pela Câmara dos Deputados. A proposta trouxe como principais inovações: a previsão de contratação de usinas termelétricas, na modalidade de reserva de capacidade, e PCHs em montantes específicos; a destinação de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), referentes à descotização apenas ao consumidor cativo (em especial o residencial); a possibilidade de prorrogação dos contratos de usinas do Proinfa; e a questão do excedente econômico de Itaipu. Busca-se, assim, demonstrar quais são os impactos tarifários vislumbrados com as alterações propostas.
Começando pela contratação de termelétricas, sob a forma de reserva de capacidade, tem sido divulgado na mídia que essa contratação teria um custo de R$ 31 bilhões (VPL@8%), aos quais seriam acrescidos R$ 10 bilhões de tributos, causando impacto de 10% nas tarifas dos consumidores. De acordo com tais divulgações, o montante de R$ 41 bilhões diria respeito aos custos de implantação de infraestruturas de gasodutos e de linhas de transmissão. Trata-se, porém, de premissa não condizente com as formas de contratação de geração no setor elétrico, uma vez que não ocorrem pelo custo de remuneração dos investimentos. Ao invés disso, essas são resultantes de leilões em que os projetos competem entre si, vencendo aquele que ofertar o menor preço para o consumidor, o qual deve ser suficiente para arcar com todos os custos, tanto de implantação quanto de operação. Além disso, o comando introduzido pela Câmara dos Deputados limita o preço dessa nova contratação ao valor máximo equivalente ao preço teto estabelecido para geração a gás natural do Leilão A-6 de 2019, atualizado.
Ainda, mesmo que o montante a ser arcado pelo consumidor fosse de R$ 41 bilhões, isso não representaria um impacto tarifário de 10%, o que se demonstra a seguir:

No valor do combustível, já incidem tributos, os quais são não-cumulativos, de modo que os geradores podem se creditar, reduzindo o repasse aos contratos;
O montante de R$ 41 bilhões se refere ao custo total de investimento, de modo que há uma diferença entre se calcular o impacto tarifário desse investimento em apenas um ano (como aparentemente foi considerado nas estimativas) ou ao longo do contrato. Para simplificação, pode-se avaliar o impacto em contratos no período de 15 anos;
É  necessário considerar que o volume de investimentos será pago por um mercado que cresce. Para se estimar o custo por MWh, deve ser incorporado o efeito do crescimento do mercado, ao longo dos 15 anos. Conforme informações do site da CCEE, o mercado atual é 63.646 MWmed[1]. Admitindo o crescimento do mercado à taxa de 3% a.a., chega-se, em 15 anos, a um consumo de 10,37 bilhões de MWh;
Dessa forma, o custo dos R$ 41 bilhões representaria, para os consumidores, o acréscimo de R$ 3,95/MWh em suas tarifas; e
Ao se medir esse aumento sobre a tarifa média residencial B1, atualmente em R$ 590,00/MWh sem impostos, e de R$ 767,00 com impostos (considerando 30% de tributos), tem-se que os R$ 41 bilhões representariam um impacto tarifário de 0,52% e não de 10%.

Ainda com relação à medida que propõe a contratação de 6.000 MW de usinas termelétricas, destaca-se que existem atualmente usinas termelétricas a óleo diesel, óleo combustível, carvão, gás natural e biomassa. Muitas delas com Custos Variáveis Unitários (CVU) elevados, cujos contratos por disponibilidade, suportados somente pelos consumidores cativos, se encerrarão no período de 2021 até 2028. Nesse universo, até 2024 serão descontratados 6.935 MW de capacidade, que correspondem a 3.762 MWmédios de contratos, a um preço médio de R$ 280,00/MWh, equivalente ao Índice de Custo-Benefício - ICB (custo para o consumidor) apurado em abril de 2021. O custo total dessa contratação para os consumidores cativos gira em torno de R$ 9,2 bilhões ao ano.
Utilizando-se por base o texto aprovado na Câmara dos Deputados, que prevê a adoção do preço teto do Leilão A-6 de 2019 corrigido pelos parâmetros associados, tanto ao preço do combustível quanto ao índice de inflação, tem-se uma correção de aproximadamente 26% no preço máximo de contratação das usinas termelétricas, passando de R$ 292,00/MWh para algo próximo a R$ 368,00/MWh. Assim, a contratação desses 6.000 MW de usinas termelétricas exigiria, no pior cenário de contratação a preço teto, algo como R$ 8,93 bilhões ao ano dos consumidores cativos. Ou seja, no pior cenário, que ocorre quando não há deságio no leilão, não haveria pressão tarifária positiva advinda dessa medida. Sendo que, pelo contrário, tende a ocorrer um decréscimo de 0,1% nas tarifas dos consumidores residenciais, uma vez que essa modalidade de contratação não prevê o reembolso com custos de combustível, como ocorre atualmente.
Ademais, caso ocorram deságios nos certames, que são bastante usuais, o efeito tarifário da substituição seria até melhor para os consumidores cativos, podendo ocorrer um decréscimo de 1,1% nas tarifas, caso haja um deságio de 20% nos leilões. Pode-se, ainda, ter uma diminuição de 1,8% nas tarifas, caso se verifique o mesmo deságio de 35,3%, ocorrido no Leilão A-6 de 2019.
Ressalta-se que a contratação na forma de reserva de capacidade, está alinhada com os princípios da Modernização do Setor Elétrico e foi viabilizada pela edição da MP 998/2020 (convertida na Lei 14.120/2021). A Modernização do Setor Elétrico é a política que visa atualizar as regras legais e infralegais do setor elétrico, buscando, entre outros fatores, à alocação correta dos custos da contratação de requisitos para garantir a confiabilidade e a segurança da operação do sistema, a serem pagos por todos os consumidores e não somente pelos consumidores cativos. Essa adequada alocação se obtém por meio da contratação de reserva de capacidade, mecanismo que pode evoluir para a separação de lastro e energia, objeto do PL 414/2021, ainda em apreciação no Congresso Federal.
Relativamente à contratação de PCHs e CGHs, cabe informar que, em leilões de energia nova, já têm sido destinados percentuais da demanda para o atendimento dessa fonte. Em 2019, foram contratados 385 MW de PCHs e CGHs a preços iguais ou inferiores ao preço teto do Leilão A-6 de 2019. Ademais, no PDE 2030, há a previsão de contratação de 1.800 MW provenientes dessa fonte.
Assim, no pior cenário, caso haja a contratação dos 2.000 MW de PCHs e CGHs ao preço teto atualizado do Leilão A-6 de 2019 de R$ 310,32 (R$ 285,00 com atualização pelo IPCA de outubro de 2019 até abril de 2021, de 8,88%), haveria um impacto tarifário adicional de 0,32% aos consumidores cativos, haja vista que a contratação em 2019 ocorreu a um preço médio R$ 231,85/MWh. Por outro lado, se ocorresse deságio semelhante ao visto no Leilão A-6 de 2019, a contratação ocorreria a um preço aproximado de R$ 252,45/MWh, de modo que o impacto tarifário adicional em decorrência dessa medida seria da ordem de 0,085%.
Em relação à descotização das usinas da Eletrobras, foram efetuadas, pelo MME, as estimativas de impactos tarifários, com base em informações disponibilizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
As estimativas foram realizadas observando as seguintes premissas:

Descotização das usinas em cinco anos;
Estimativas de preço futuro de energia, consideradas tanto para recontratação da energia no mercado quanto para fins de aporte de recursos na CDE:


Cenário base: R$ 167,00/MWh, que se refere ao preço médio de longo prazo da energia calculado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE);
Cenário conservador: R$ 155,00/MWh, que se refere ao preço utilizado no processo de privatização da Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE); e
Cenário arrojado: R$ 200,00/MWh, valor definido pelo MME.



Destinação do pagamento à CDE de 50% do valor adicionado à concessão pelos novos contratos aos consumidores cativos; e
Risco hidrológico de R$ 45,68/MWh (equivalente à média dos últimos 5 anos).

Realizando esses cálculos, chega-se à redução tarifária em qualquer cenário de descotização. Sendo que, no cenário base (R$ 167,00/MWh), haveria impacto de -0,30% na tarifa e, nos cenários conservador (R$ 155,00/MWh) e arrojado (R$ 200,00/MWh), chega-se a impactos tarifários de -0,51% e -0,18%, respectivamente.
Além disso, cabe destacar que, atualmente, a UHE Tucuruí não está contratada sob o regime de cotas e não possui energia contratada por meio de leilões regulados. Dessa forma, não há que se falar na sua descontratação, tampouco de impactos tarifários. Por outro lado, ressalta-se que a modelagem proposta para a capitalização da Eletrobras prevê que metade do excedente financeiro oriundo da concessão da usina será destinado à CDE, de forma a promover um impacto tarifário negativo. Caso fosse licitada, o processo se daria conforme o art. 8º da Lei 12.783, de 2013[2].
No que concerne à possibilidade de prorrogação dos contratos do Proinfa, a pedido dos geradores, essa prevê o atendimento de condicionantes para garantir que ocorra apenas se houver benefício tarifário ao consumidor, avaliado pela ANEEL.
O custo atual dos contratos do Proinfa, que consideram o IGPM como indexador, é de R$ 5,344 bilhões/ano e finalizam, em média, em 7,5 anos. O custo nesse período remanescente, considerando as novas bases de preço (referência do leilão A-6 de 2019) e condições de reajuste (troca de IGPM por IPCA), resulta em R$ 2,609 bilhões, o que representa impacto de -0,94% nas tarifas dos consumidores das distribuidoras.
Relevante considerar também que, dentre os condicionantes, além da redução dos preços atuais, com limitação baseada nos valores do leilão A-6 de 2019, está a retirada dos descontos nas tarifas de uso dos geradores, reduzindo o custo da CDE.
Dessa forma, considera-se que haverá impacto tarifário benéfico às tarifas dos consumidores na eventual prorrogação do Proinfa.
Quanto à tarifa de Itaipu, deve-se mencionar que o texto aprovado na Câmara dos Deputados prevê que 75% do eventual excedente econômico oriundo da revisão do Anexo C ao Tratado de Itaipu deve ser destinado à CDE. Essa determinação surge no contexto em que dois terços dos custos da usina, relativos à amortização da dívida, serão quitados. Conforme estabelecido no tratado, isso deve coincidir com a revisão do seu Anexo C, relativo às bases financeiras da operação da binacional. A tarifa cobrada pela Usina é aquela necessária e suficiente para arcar com seus custos. Como esses serão fortemente reduzidos a partir de 2023, com a quitação das principais dívidas, o dispositivo incluído na Medida Provisória tem o condão de alocar 75% do excedente ao consumidor.
Para a mensuração do efeito desse dispositivo, destaca-se que atualmente o consumidor paga, em média, R$ 349/MWh pela energia oriunda de Itaipu. Com a quitação das dívidas, a tarifa necessária para arcar com os custos da usina seria de R$ 124/MWh. Com a venda da energia de Itaipu, cuja parte brasileira é de aproximadamente 38 mil GWh, a preços de mercado, R$ 167/MWh, estimam-se os seguintes efeitos:

Redução do preço de R$ 349/MWh para R$ 167/MWh, representando um efeito negativo na tarifa média para o consumidor de 3,6%; e
75% do excedente econômico relativo à diferença entre o custo da usina R$ 124/MWh e o preço de venda R$ 167/MWh aplicados na CDE, representando uma redução média para o consumidor de 0,6%.

Dessa forma, o efeito total percebido pelo consumidor relativamente à tarifa de Itaipu seria de uma redução média de 4,2%.
Cabe ainda ressaltar que as simulações foram feitas considerando-se apenas metade da energia de Itaipu. Isso porque a outra metade é pertencente ao Paraguai e o modo como se dará a comercialização dependerá das tratativas com o outro país.
Assim, por todo o exposto, vislumbra-se que essa série de medidas terá efeito tarifário para os consumidores cativos de -6,34% no cenário base adotado pelo MME, considerando os efeitos decorrentes das medidas constantes da conversão da MPV 1.031 encaminhada ao Senado (substituição de termelétricas: -1,1%; contratação de PCHs: 0,2%; descotização das usinas da ELB: -0,3%; PROINFA: -0,94%; Itaipu – Dívida: -3,6% e Itaipu – CDE: -0,6%). Ademais, estima-se que os cenários de variação do efeito tarifário podem ir desde -5,10%, em um cenário conservador, até -7,365%, em um cenário arrojado.
Sobre os possíveis impactos ao mercado livre, deve-se considerar, primeiramente, que o custo da contratação da reserva de capacidade já seria repartido entre os consumidores do mercado livre e do mercado cativo, independente do dispositivo inserido no texto aprovado pela Câmara dos Deputados. A realização do leilão de reserva de capacidade já foi programada pelo MME, já tendo sido publicado o Decreto 10.707/2021, que regulamenta o tema, e estão em fase de consulta pública as diretrizes para o leilão. Um possível impacto seria a redução de competição no leilão de reserva de capacidade em decorrência das restrições regionais propostas.
Estima-se que, caso não ocorra deságio no leilão, o custo adicional dessa contratação para os consumidores livres pode ser de R$ 1,623 bilhão/ano. Porém, caso ocorra um deságio de 6%, o valor chega a R$ 1,344 bilhão/ano. Com 20% de deságio, o valor adicional é de R$ 0,703 bilhão. E, caso ocorra um deságio similar ao do leilão A-6 de 2019, de 35,3%, não haverá custo adicional aos consumidores livres.
Em relação à possível prorrogação do Proinfa, considerando as mesmas hipóteses utilizadas para avaliação do impacto aos consumidores regulados, ou seja, considerando as novas bases de preço (referência do leilão A-6 de 2019) e condições de reajuste (troca de IGPM por IPCA), verifica-se que, no período remanescente dos contratos, a redução de custos é de R$ 1,813 bilhão.
A destinação de 75% do eventual excedente econômico oriundo da revisão do Anexo C ao Tratado de Itaipu à CDE também traz benefícios aos consumidores livres, em torno de R$ 0,418 bilhão/ano.

Confira um resumo dos dados apresentados e os impactos tarifários avaliados pelo MME.
Confira aqui a Cartilha sobre a Capitalização da Eletrobras feita pelo MME 
[1]https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-fazemos/infomercado?_adf.ctrl-state=f0e3yig56_54&_afrLoop=563722628259397#!
[2] Art. 8º As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos termos desta Lei, serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos.
§ 7º O pagamento pela outorga da concessão a que se refere o inciso II do caput art. 15 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, será denominado, para fins da licitação de que trata o caput, bonificação pela outorga.
§ 9º Exclusivamente na parcela da garantia física destinada ao ACR, os riscos hidrológicos, considerado o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, serão assumidos pelas concessionárias e permissionárias de distribuição do SIN, com direito de repasse à tarifa do consumidor final.
 
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