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Na última quinta-feira (30), o Congresso Nacional aprovou a Medida Provisória (MP) 1.304, como parte de uma reforma mais ampla do setor elétrico.
O texto passou por três etapas durante o dia, sendo aprovado pela Comissão Especial, seguida pela Câmara dos Deputados e pelo Senado. O texto agora segue para sanção (ou veto) presidencial.
No geral, entre as mudanças feitas pelos deputados, destacam-se a exclusão da cobrança de R$ 20 por 100 kWh para uma parcela dos usuários entrantes enquadrados na geração distribuída, e a ampliação do ressarcimento por cortes de geração.
Na Câmara, foram analisados oito destaques (votações separadas de trechos da matéria), dos quais apenas um foi acolhido — a exclusão da cobrança mencionada para parte dos usuários da geração distribuída.
Também foi aprovada uma emenda aglutinativa que ampliou o ressarcimento por cortes de geração de energia, que ocorrerá via encargos de serviço do sistema, embutidos na conta de luz.
A MP ainda altera regras de cálculo do preço de referência do petróleo, visando aumentar a arrecadação da União no setor, além de limitar a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Contudo, há acordo com o governo para veto desse trecho, conforme o senador Izalci Lucas (PL-DF).
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Os analistas do Morgan Stanley consideram a aprovação da Medida Provisória como tendo um resultado misto para o setor.
Do lado positivo, a remoção da proposta de captura de incentivos fiscais regionais (ou seja, SUDAM/SUDENE) representa uma redução significativa de riscos para a Equatorial (EQTL3) e a Energisa (ENGI11), pelo menos por enquanto, aponta o Morgan.
Enquanto isso, a possibilidade de renovação das concessões hidrelétricas concedidas antes de dezembro de 2003, sujeita à aprovação do governo, representa uma alternativa interessante para empresas expostas a esse tema, o que inclui Cemig (CMIG4), Auren Energia (AURE3) e Engie (EGIE3).
A medida também introduz compensação financeira para parte da redução retroativa e prospectiva de energia (por exemplo, por indisponibilidade externa e/ou confiabilidade do sistema), o que, em condições normais, é inicialmente positivo para os agentes de energia renovável.
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“No entanto, a ausência de soluções políticas estruturais para desacelerar a expansão da geração distribuída (GD) – que tem sido o principal fator da maior parte da redução da produção de energias renováveis (ou seja, energética, devido à menor demanda de energia) – significa que a maioria dos riscos atuais desta redução provavelmente persistirá no futuro próximo”, avalia.
Além disso, a introdução de um limite para o fundo setorial (CDE) pode ter impactos negativos nas energias renováveis, uma vez que pode reduzir os benefícios que esses projetos recebem atualmente (como descontos nas tarifas de transmissão). Uma alteração inesperada abre caminho para a compensação financeira retroativa e prospectiva de parte da redução de geração.
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A alteração, apresentada e aprovada ontem, autoriza a compensação por restrições de geração (curtailment) ocorridas a partir de setembro de 2023, bem como por eventos futuros. No entanto, a compensação não se aplicará se o curtailment for causado por falta de demanda (ou seja, para fins energéticos) — que tem sido o principal fator para essas restrições recentemente.
O Itaú BBA ressalta que a maioria dos tópicos do documento do relator, Eduardo Braga (MDB-AM), foi mantida. O texto final, no entanto, inclui mudanças específicas, sendo a mais significativa a completa remoção da contratação obrigatória de 4,25 GW (gigawatt) de usinas termelétricas a gás natural.
“Uma das proposições mais controversas do relatório do relator foi removida. Consideramos isso positivo, pois a versão mais recente do texto exigiria que o sistema contratasse mais de 4 GW de usinas termelétricas a gás natural com uma inflexibilidade mínima de 50%. Isso poderia ter potencialmente reduzido o volume endereçável para o próximo leilão de capacidade de reserva, especialmente para projetos greenfield, e impactando ainda mais o corte de geração”, destaca.
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O texto final aprovado ainda removeu completamente a cobrança de R$ 20 por 100 kWh de energia compensada por unidades consumidoras participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).
O BTG Pactual ressalta que o texto correções relevantes: exclusão do repasse dos benefícios fiscais de Sudam/Sudene às distribuidoras e retirada de 4,25 GW de térmicas a gás inflexíveis. Houve melhora marginal para renováveis, com emenda que transfere parte do corte energético aos consumidores, enquanto a geração distribuída (GD) ficou inalterada, devendo continuar crescendo e aumentando a volatilidade do sistema.
Além disso, apesar da criação de um teto para a CDE, novas cobranças (ESS) podem elevar tarifas. O texto final determina que cortes elétricos históricos (desde setembro de 2023) sejam compensados e pagos via encargos setoriais.
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A ANEEL deverá criar mecanismos de compartilhamento de risco e gestão de demanda, mas sem medidas que reduzam o apelo econômico da GD. Também foram retiradas novas térmicas inflexíveis, mantidos 4,9 GW em PCHs e 3 GW em biomassa, além da renovação de contratos de Proinfa e carvão. Hidrelétricas acima de 50 MW poderão renovar concessões por 30 anos ou ser relicitadas.
“Outros pontos permanecem: abertura do mercado livre, redistribuição de custos, teto para CDE em 2027, exigência de 30% de participação em autoprodução e incentivos fiscais para baterias. O texto final ajuda parcialmente as renováveis, mas mantém risco de aumento tarifário e expansão desordenada da GD”, aponta.
Próximos passos e preferências
Ao olhar para os próximos passos, o Morgan ressalta que, dentro de 60 dias a partir da publicação da Lei, o operador da rede (ONS) quantificará os volumes de curtailment a partir de setembro de 2023 e enviará os dados à câmara de comercialização (CCEE), que calculará os reembolsos correspondentes e processará todas as compensações em até 90 dias. O banco cita as empresas mais afetadas: AURE3, EGIE3, CPFL (CPFE3) e Equatorial (EQTL3).
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A medida provisória introduz um amplo conjunto de medidas com o objetivo de modernizar o setor elétrico brasileiro, avaliam. Eles destacam: i) abertura do mercado livre: o texto aprovado estabelece um cronograma para que os consumidores de baixa tensão possam migrar para o mercado livre — até 24 meses para consumidores industriais e comerciais e até 36 meses para os demais consumidores; ii) diretrizes gerais para sistemas de armazenamento de energia em biogás (SAEB), incluindo mecanismos de leilão e incentivos fiscais (Reidi); iii) leilões de reserva de capacidade para pequenas centrais hidrelétricas (até 50 MW) totalizando até 4,9 GW, com critérios de alocação regional, bem como a contratação de 3 GW de usinas termelétricas a biomassa; iv) teto para a conta de desenvolvimento energético (CDE), a partir de 2027; v) novas opções para renovação de concessões hidrelétricas, entre outras.
As ações de preferência do Morgan para o setor de utilities (energia e saneamento) são: Sabesp (SBSP3), Copel (CPLE6), Eletrobras (ELET3) e Equatorial (EQTL3).
E as petroleiras?
A MP também trouxe mudanças para o setor de óleo e gás. Entre as alterações, a MP visa modificar a base de cálculo dos royalties sobre petróleo bruto, gás natural e condensados, determinando:
- O cálculo do valor dos royalties será baseado no valor de mercado do petróleo, gás natural ou condensado, definido como a média dos preços publicados por agências de informação de preços reconhecidas internacionalmente que reportam os preços finais das transações entre partes independentes.
- Na ausência desse tipo de informação, serão adotadas as seguintes metodologias:
* A metodologia estabelecida pela Lei nº 14.596, de 14 de junho de 2023, que visa equiparar o cálculo do imposto aos preços de mercado, a fim de impedir a utilização de vendas entre empresas a preços artificialmente reduzidos para diminuir a base de cálculo e, consequentemente, o pagamento de impostos.
*O preço de referência a ser regulamentado por decreto presidencial, que levará em consideração: os preços de mercado do petróleo, gás natural ou condensado, as especificações do produto, e a localização do campo.
Para o petróleo bruto em particular, o BBI acredita ser provável que as vendas exijam a utilização de preços de referência, visto que cada tipo de petróleo tem preços diferentes que dependem de fatores como: (1) o grau API do petróleo, que determina sua densidade – geralmente, o petróleo mais leve é negociado com um prêmio em relação aos tipos mais pesados; e (2) o teor de enxofre do petróleo, que determina se o petróleo é azedo ou doce – geralmente, o petróleo com baixo teor de enxofre (doce) é negociado com um prêmio em relação aos tipos azedos, o que é semelhante à metodologia atual, baseada em preços de referência determinados pela ANP.
“Assim, ainda não está claro quais serão as mudanças efetivas resultantes do MP. O sentimento geral é de que será negativo para os produtores de petróleo, já que a mudança visa aumentar a receita do governo”, avalia.