por Alexandre Bueno e Sergio Mourthé
Muito se fala sobre “abertura de mercado para a baixa tensão”, onde consumidores do Grupo B (Baixa Tensão), atualmente submetidos a tarifas monômias (só pagam pela energia consumida) poderão escolher livremente seu fornecedor de energia. A expectativa é de que a competição baixe os custos de energia, e os mais otimistas falam em até 25% de redução.
O Decreto nº 12.068 / 2024, que regulamenta a licitação e prorrogação das Concessões de Distribuição, prevê a separação dos serviços atualmente prestados pela concessionária, e que sejam passíveis de serem prestados em ambiente competitivo por outros agentes, e a MP 1300 prevê a desvinculação de parte dos custos associados à disponibilização de capacidade (Custo do Fio) do consumo de energia (TE).
O monopólio natural: A busca pela segregação de custos “do Fio” e da “da Energia” busca preparar o terreno para a abertura do mercado de BT. Como a duplicação dos ativos de distribuição (para que houvesse pelo menos dois competidores atuando em uma mesma área de concessão) levaria a uma perda de racionalidade econômica na prestação do serviço, há que se supor que a infraestrutura elétrica, o “Fio” será sempre monopólio natural.
Padrões de qualidade e continuidade estão associados ao “Fio”, isto é, à infraestrutura da rede elétrica e à qualidade da sua manutenção, e não se alterarão com a migração de clientes para o mercado livre. Esses padrões já são definidos, acompanhados e fiscalizados pelo regulador, submetendo a distribuidora a penalidades no caso do seu descumprimento.
Logo, a competição se dará exclusivamente no segmento não monopolista, a comercialização de energia.
A tarifa do mercado regulado: Atualmente, a tarifa da distribuidora contém os custos da energia entregue (TE), custos de transmissão e encargos setoriais, o custeio do serviço de distribuição e o custo dos ativos (remuneração de investimentos e recomposição dos ativos depreciados), além de impostos como o ICMS e contribuições como a CIP (Contribuição para a Iluminação Pública). Todos esses custos, exceto o custo da energia, estão no segmento monopolista do negócio ou são simplesmente arrecadados e repassados a terceiros (como encargos e impostos) e continuarão a ser cobrados pelas distribuidoras.
Perdas: O regulador reconhece que existem perdas – técnicas (PT) e não técnicas (PNT – desvios de energia e “gatos”) – inerentes à prestação do serviço, e repassa à tarifa valores considerados razoáveis para essas perdas. No caso das PNT, o regulador enfrenta o dilema das perdas: reconhecê-las em sua integralidade significa onerar o consumidor cativo (do Grupo B) com seu custo; negar sua existência significa onerar o investidor com a integralidade desse custo, restringindo severamente investimentos em expansão e modernização das redes elétricas, ou mesmo inviabilizando o negócio. Para lidar com o esse dilema, o regulador estabelece uma trajetória regulatória que pressupõe a redução gradativa das PNT, e repassa seu custo às tarifas, via TUSD, pagas por todos os consumidores.
Excesso de oferta renovável: Políticas de incentivo à produção de energia renovável eólica e solar têm resultado em excesso de oferta renovável, risco de instabilidade na rede e até de desligamentos acidentais. Assim, a Aneel e o ONS anunciaram protocolos para garantia da segurança operativa, que implicam em cortar a geração de algumas usinas (principalmente eólicas e solares centralizadas) e, em seguida, da mini e microgeração distribuída (MMGD) – o chamado “curtailment”. Esses cortes de geração resultam em redução de faturamento dessas usinas, o que tende a se tornar mais um custo para o sistema a ser rateado entre todos os usuários.
A MMGD opera pelo Sistema de Compensação – SCEE: a energia injetada vira créditos utilizáveis em horários e unidades consumidoras distintos, desde que de mesma titularidade e na mesma área de concessão. Os consórcios de GD remota costumam ofertar descontos entre15 a 25% da fatura de energia, em casos extremos chegando a 30% de desconto, fazendo da GD um competidor importante no cenário do mercado livre de BT.
Contratação de energia para o mercado cativo: As distribuidoras prestam ainda alguns serviços, bem como mitigam alguns riscos para o mercado cativo, cujos custos estão diluídos nas tarifas. Como exemplo, contratam energia e MUST, inclusive em quantidade suficiente para atender ao crescimento do mercado dentro da vigência dos contratos, e garantem sua entrega ao mercado, independentemente da fonte acionada e respectivo custo; também absorvem variações do preço de compra da energia, via conta CVA – Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A”, mecanismo financeiro regulado pela Aneel usado para equilibrar os custos das distribuidoras de energia quando há variações em itens que elas não controlam diretamente – que são repassadas à tarifa apenas no próximo reajuste tarifário. Como principal risco, cita-se o risco hidrológico, compartilhado entre agentes de geração e distribuição.
A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, criada por meio da Lei 10.438 de 2002, é um encargo setorial que se destinava originalmente a promover o desenvolvimento energético do país e garantir a modicidade tarifária, ou seja, manter as tarifas de energia acessíveis aos consumidores. Quando se observa seu crescimento a partir de 2003, cujo valor foi de 2,5 bilhões, até 2025, que deverá fechar em algo em torno de 49,2 bilhões, encarecendo em 17% os custos com energia dos consumidores brasileiros, vê-se que o objetivo de garantir a modicidade tarifária há muito foi esquecido. Hoje a CDE é um encargo que financia políticas públicas (baixa renda, rural/irrigante, sistemas isolados/CCC, GD etc.). Sua cobrança alcança clientes cativos e livres por meio das tarifas de uso da rede (TUSD/TUST). O que muda é o canal: no Ambiente Regulado (ACR) vem embutida na tarifa integral; no Ambiente Livre (ACL) aparece na cobrança pelo uso da rede.
O Condomínio: Sistema elétrico é um condomínio, e todos os usuários (condôminos) devem pagar pela utilização, na proporção do seu uso. Os custos contidos nas tarifas de distribuição, exceto a TE, mais os encargos e o custo das perdas, deverão ser cotizados entre todos os usuários do sistema elétrico, e não ficarem restritos apenas ao mercado cativo (consumidores que permanecem na base de clientes da distribuidora).
Analisando o custo ACR × ACL: Embora as distribuidoras comprem energia via leilões regulados, supostamente eficientes, a tarifa para o mercado cativo reflete um portfólio legado (contratos antigos, atributos e inflexibilidades) e mecanismos de neutralidade que elevam o custo médio – o custo do modelo atual do setor elétrico. No ACL, o consumidor contrata produtos sob medida (fixo, indexado, híbrido/horário) na curva de preços vigente, com competição entre ofertantes. Assim, o componente energia do consumidor livre tende a ser mais baixo que a TE regulada. No período de transição dos modelos, a TE do consumidor cativo vai ainda carregar o custo legado do ACR até os vencimentos/realocações dos contratos.
A necessidade de se promover uma justa distribuição de custos onerando a “energia do mercado livre” com custos de perdas, encargos setoriais, riscos mitigados e outros serviços prestados pelas distribuidoras, segundo formulação e regulamentação ainda não definidas no Brasil, associada ao possível nível de complexidade de um modelo de duplo fornecedor (energia e potência), à necessidade de assumir riscos adicionais na contratação bilateral de energia e ao baixo nível cultural médio do consumidor de energia no Brasil, possivelmente criará um cenário complexo e desafiador para as comercializadoras.
A partir dessas considerações e olhando o que aconteceu em países que já abriam o mercado de BT, a princípio não se vislumbra uma grande migração de clientes do Grupo B para o mercado livre, pois a energia no Brasil, apesar de cara para o consumidor final, representa um valor relativamente pequeno no orçamento, já que o consumo médio é baixo.
A questão que permanece é: a abertura do mercado de baixa tensão será um instrumento de democratização da energia ou apenas um novo campo de disputa regulatória, cujo custo final ainda recairá sobre o consumidor?
O que queremos é Energia com Qualidade, Tarifa com Justiça.
“O que queremos é energia com qualidade, tarifa com justiça. Um sistema elétrico eficiente, sustentável e regulatoriamente equilibrado, no qual a abertura de mercado beneficie de fato o consumidor e não apenas reestruture a cobrança dos mesmos custos sob novos rótulos”.
Alexandre Bueno é engenheiro eletricista pela UFMG, pós-graduado em Engenharia Econômica pela FDC, possui MBA em Finanças pelo Ibmec e MBA em Especialização em Gestão de Negócios pela FDC e Institut Europeen D’Administration Des Affaires, Insead. É professor da FGV em Distribuição de Energia, coordenador da Comissão de Energia da Sociedade Mineira de Engenheiros – SME e representante da SME na Câmara de Atividades de Infraestrutura da Copam.
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