MME defende proposta da MP da Eletrobras
Da Redação, de Brasília (com apoio do MME) —
O Ministério de Minas e Energia distribuiu um comunicado, nesta quarta-feira, 09 de junho, que é uma verdadeira ducha fria para os grupos que trabalham contra o PLC da Eletrobras no Senado Federal. Na visão do MME sobre os impactos da capitalização da estatal, o governo estima que os cenários de variação do efeito tarifário podem ir desde -5,10%, em um cenário conservador, até -7,365%, em um cenário arrojado.
“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”, assinalou o documento.
A avaliação feita pelo MME é bastante detalhada no sentido de demolir a tese dos que combatem a MP de privatização da Eletrobras., “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 , 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”, avaliou o MME.
Um estudo contratado por associações que são críticas à MP da desestatização da Eletrobras assinala que, se aprovada no Senado, haverá um impacto para o consumidor da ordem de R$ 41 bilhões. “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”, calculam os especialistas do governo.
“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. Admitindo o crescimento do mercado à taxa de 3% ao ano, 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%”.
Outra crítica feita pelas associações empresariais diz respeito à contratação de 6 mil MW de usinas termelétricas. Segundo o MME, 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”, sinaliza o documento preparado pelo MME.
Relativamente à contratação de PCHs e CGHs — outra crítica feita pelas associações, que classificaram a iniciativa como um jabuti plantado na MP — “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, segundo o MME, caso haja a contratação dos 2 mil 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%.
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.
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.
“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”.
