Mercado livre: novela de duas décadas próxima de um final feliz
Setor aguarda a decisão do governo pelo ritmo de abertura do ACL para uma gama maior de consumidores 23 anos depois da lei que criou as bases do mercado atacadista
Há mais de um mês encerrou-se o período de recebimento das contribuições para a consulta que tem como objetivo o aprimoramento do marco regulatório do setor elétrico. Uma das grandes expectativas é de como será definida a abertura do mercado livre. O ponto de partida foi o indicado na CP 33, que estabelece um prazo de 10 anos para que toda a alta tensão acesse o ACL. A discussão está ao redor da dose a ser aplicada, há opiniões favoráveis à abertura irrestrita imediata, outras que apontam 2024 para todo o mercado e há quem defenda a proposta original. Apesar das diferenças acerca da dosimetria ideal, a convergência é de que abrir a possibilidade de consumidores migrarem para o ambiente livre de contratação é factível e não causaria desequilíbrio no setor elétrico nacional.
Independente do posicionamento, outro fator em comum é a necessidade de que a transição seja feita com previsibilidade e com o atendimento de condições precedentes para não haver sobressaltos de nenhuma natureza, seja do lado das distribuidoras com a sobrecontratação ou dos geradores por falta de contratos, principalmente aqueles que são utilizados como garantia de financiamento junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social.
De acordo com um estudo da PSR, há uma série de pré-requisitos para a liberalização do mercado. Entre esses pontos estão a busca pela eficiência do mercado de curto prazo e formação de preços, desenvolver a financiabilidade dos projetos com uma menor participação do BNDES, a introdução de mecanismos facilitadores para a negociação do produto energia e o estabelecimento de uma figura chamada de provedor de última instância.
Contudo, a consultoria fluminense ressalta que não se pode esquecer que há uma incerteza quanto ao cronograma ideal e o ritmo de migração de consumidores para o mercado livre. Estabelecer esse cronograma tem variáveis que não são controláveis como o crescimento da demanda, um fator fundamental para o movimento. Essa incerteza está baseada diretamente no desenvolvimento econômico e na melhoria da qualidade de vida da sociedade e é a partir da expectativa de crescimento econômico que se projeta a demanda por energia no país.
De acordo com o diretor técnico da PSR, Bernardo Bezerra, nada impede a antecipação do cronograma que está proposto na CP 33. Mas, ressaltou, na visão da consultoria essa liberalização do mercado só funciona se outro aspecto da consulta também for adotado: a separação entre lastro e energia. Dessa forma, seria possível coordenar a expansão do sistema por meio do ACL. “Sem essa medida, a liberalização não funciona”, definiu.
Essa separação deve ser adotada por conta da migração ao mercado livre um fator que a distribuidora, cuja obrigação é ter 100% de sua demanda contratada, não tem o controle. Ele destaca que essas concessionárias devem ser ‘blindadas’ para que se evite a sobrecontratação ou mesmo a subcontratação. Aliás, no estudo da PSR e que é um dos dois nos quais a Associação Brasileira de Comercializadores de Energia baseia sua contribuição à CP 33, é apontado que apesar de haver a possibilidade de migração, a experiência internacional mostra que não são todos os consumidores que optam pela mudança de ambiente. Um cenário conservador de alta migração aponta que 33% da baixa tensão mudam de ambiente se permitido de forma não compulsória.
Esse é um dos motivos que justificam a necessidade da distribuidora permanecer como a contraparte para a manutenção do financiamento dos projetos de geração que estão em vigor. Ao mesmo tempo, destacou a PSR, devem ser estabelecidos mecanismos mais claros para que essas concessionárias possam vender energia para o mercado livre ao passo que se verifica a migração de consumidores. Nesse caso, explicou Bezerra, como pode haver diferença de preços entre a cobertura tarifária e o preço da energia vendido, é necessário um ajuste que pode ser para mais ou para menos.
“Se o preço de venda estiver mais elevado que a cobertura tarifária de uma distribuidora, os consumidores devem receber o benefício. Mas se por outro lado a energia estiver mais barata que a cobertura, a equação se inverte e é necessária cobrança de um encargo a ser pago pelo consumidor para manter o equilíbrio econômico financeiro da distribuidora”, apontou.
O financiamento é apontado como o maior problema que uma abertura do mercado livre a todos os consumidores pode trazer. Por isso, argumentou a presidente executiva da Associação Brasileira da Energia Eólica, Élbia Gannoum, há um tripé que deve ser estabelecido para o setor elétrico vivenciar uma liberalização do ACL bem sucedida. Os pilares são: financiabilidade dos projetos novos, estabelecimento de mecanismo de preços para sinalização da curva futura do valor da energia e a separação de lastro e energia.
“Esses itens são casados e estão interconectados”, definiu Élbia. “A financiabilidade é o grande problema para a expansão da oferta no ACL e isso não é apenas para a fonte eólica, vale para todos, pois o prazo de contratos no ACL é muito inferior do que o payback dos projetos e para financiar usamos o PPA como garantia. Essa é a principal explicação do não crescimento de projetos dedicados ao mercado livre”, afirmou.
Justamente pelo fato de que o BNDES já vem indicando que reduzirá sua participação na expansão do setor e ao passo que abre-se o mercado livre é que o sinal de preços futuro é importante, pois assim os bancos podem avaliar o risco de crédito para o financiamento de mais longo prazo. “Só a abertura do mercado sem mexer no mecanismo de formação de preços não dá o sinal futuro e isso prejudica a financiabilidade”, disse. Para a executiva, o governo precisa atentar para a sinalização correta da expansão, se esse fator não for atacado pode gerar problemas de suprimento no futuro.
Quanto ao cronograma, Élbia posiciona-se como favorável à abertura gradual até 2028, quando chegará à carga de 75 kW. “Acabei sendo convencida de que o prazo é adequado porque compatibiliza a geração e dá a visão de longo prazo. Temos contratos de térmicas que sairão do sistema em 2022 e hoje estamos com o spread muito alto no mercado livre por conta da alta migração. Temos que ter cuidado para evitar escassez de energia”, relatou.
Outros pontos que levaram à defesa do cronograma é a questão das distribuidoras e o impacto que acelerar essa migração poderia causar. Com o prazo apontado na CP 33 seria possível concatenar a saída de usinas, a chegada de novas já contratadas à dinâmica do consumo, e assim, manter o equilíbrio do setor.
Na avaliação da Thymos Energia, em 15 anos, desde a primeira grande onda de migração não se chegou ao esgotamento do potencial atual de migração do mercado livre. Hoje, basicamente está em 30% da carga com quase 4 mil consumidores e há um potencial com as regras atuais que poderia chegar a 38%. Com a reforma proposta esse indicador chegaria a cerca de 45% da carga.
De acordo com o diretor da Thymos, Ricardo Savoia, a possibilidade de liberalização do mercado livre é positiva sim, mas também alerta que há questões estruturantes para a abertura realmente sair do papel. Entre essas está a sinalização correta de preços e a divisão entre lastro e energia. E lembra ainda que a situação das distribuidoras não pode ser ignorada, mesmo com a visão de que a migração deverá ocorrer de forma gradual. Ele defende a possibilidade dessas empresas ajustarem seu mix de compra a fim de reequilibrar a energia disponível nos dois ambientes. A meta é evitar a repetição de problemas da exposição involuntária como a vista nos dois últimos anos.
“Para uma primeira tranche de 75 kW de limite no ACL é satisfatório, pois na alta tensão são quase 180 mil consumidores, temos ainda 15% da carga para migrar”, acrescentou.
Para a abertura à baixa tensão, há uma série de medidas que devem ser tomadas com a alteração regulatória. Entre elas a tarifa binômia, a tarifa branca e mais a micro e mini geração distribuída, que permite ao consumidor conectado à distribuidora ser livre mesmo no ambiente regulado. E concorda com a necessidade de adoção de medidas apontas como um tripé para a abertura do mercado, fornecendo suporte e mais segurança para o futuro.
Já a associação que representa o setor de comercializadores, a Abraceel, defende que essa abertura proposta na CP 33 deveria ser mais célere, mas ressaltou a necessidade de que não sejam impostos custos às distribuidoras ou aos consumidores. Já no primeiro dia em que foi revelada a Nota Técnica da consulta o presidente executivo da entidade, Reginaldo Medeiros, afirmou que o cronograma era extremamente tímido e havia espaço para ampliar essa liberalização. Afirma que não se propõe nada compulsório, simplesmente abre a possibilidade de os consumidores poderem optar livremente pelo seu fornecedor de energia elétrica.
“Na prática a consulta veta a possibilidade de que 80 milhões de consumidores residenciais no País possam optar pelo seu fornecedor de energia elétrica. Para se ter uma ideia, até 2028, um período de 11 anos, portanto, das 182.600 unidades consumidoras que constituem o Grupo A, será permitido que apenas 24 mil possam adquirir livremente sua energia elétrica, perfazendo uma migração potencial de apenas 4.338 MW médios do total de 63.500 MW médios do mercado brasileiro em 2017”, apontou.
Como consequência dessa abertura proposta, a Abraceel indica que é difícil fazer uma estimativa de quanto poderá ser a expansão do setor que representa. Reforça os números citados pela Thymos, de passar dos atuais 30% da carga para muito mais em 2024. E ressalta que, em outros países, muitos consumidores de baixa tensão optam por não migrar. Entre os fatores que influenciarão a decisão dos consumidores e estão os preços envolvidos, pacotes de serviços diferenciados e outras vantagens propiciadas pela livre competição.
Pelo lado das comercializadoras, essa perspectiva de abertura – e aumento da demanda – não parece representar um grande desafio. Muitas já se dizem preparadas para esse crescimento exponencial. A opinião é diversa sobre a celeridade de abertura, mas em comum está o fato de que 2028 é um prazo extenso demais para uma discussão que começou há 22 anos com a lei no. 9.074/1995.
Uma das empresas que consideram o cronograma conservador é a Comerc, que detém 17% de participação do mercado. Uma sugestão é avaliar como se dará a migração do ACR para o ACL e não fechar a questão, com a possibilidade de acelerar a liberalização após uma análise do resultado da migração. Se os problemas que podem aparecer com a medida estiverem sanados, não há porque manter o cronograma estático.
Segundo o presidente da empresa, Cristopher Vlavianos, uma das dúvidas que estão abertas com o atual texto da CP 33 e que pode gerar problemas é a questão da exigência de cargas até 1 MW estarem atrelados ao comercializador varejista, uma modalidade que, apesar de regulamentada, não decolou por diversos problemas como a questão das garantias exigidas.
A Comerc entrou no primeiro grupo de comercializadores varejistas, em julho de 2016. Segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, há mais outras quatro empresas habilitadas para atuar nessa mesma modalidade 14 meses depois que as primeiras conseguiram essa autorização. Atualmente há outras nove empresas em processo de habilitação.
“Logicamente não é uma carga desprezível, mas de todo o jeito tem que ser feita uma análise de risco de crédito para os consumidores que estiverem sob o varejista”, ressaltou Vlavianos que lembrou ainda da inadimplência como um ponto delicado a ser considerado nessa discussão, uma vez que acaba ficando com a comercializadora.
Em paralelo a essas questões, o executivo afirmou que a empresa vem se preparando para adequar sua estrutura à nova dimensão do mercado livre. Contudo, esse movimento vem desde a expansão que se deu a partir de 2015, com o aumento das migrações que estavam represadas desde 2012 e representaram uma disparada no volume de consumidores especiais ativos.
Segundo ele, a Comerc estaria pronta para dobrar em número de clientes em dois anos. “Hoje contamos com 800 clientes em 1.400 pontos de medição e mais 100 unidades de geração que realizamos a gestão. Com nossa estrutura poderíamos chegar a 1.600 clientes daqui a 24 meses”, comentou.
O presidente de Ecom, Paulo Toledo, é crítico à proposta da CP 33. Ele destacou que não faz sentido retomar o cronograma que foi originalmente apresentado no governo FHC para a abertura do mercado e foi interrompido em 2002. Em sua avaliação, ao acelerar o processo ante o que está na consulta não se tem impacto profundo, o mercado vai se acomodar. Mas, é outro agente que lembra também que são necessários ajustes para a expansão da geração e a criação de produtos financeiros, pontos que são encontrados em mercados de energia em países de economia madura.
Segundo o executivo, o segmento no qual atua verá um volume maior de negócios e de menor porte sim. Esse fator deverá levar a uma maior profissionalização das empresas que deverão ter maior estrutura financeira e operacional. Inclusive, ele vê espaço até mesmo para uma consolidação do setor envolvendo comercializadoras de menor porte para aumentar sua capacidade financeira.
“Na minha visão o mercado deverá se profissionalizar mais e nada impede que talvez vejamos uma consolidação, pequenas comercializadoras devem se juntar para ter estrutura mais robusta”, prevê. “Além disso, deveremos ter novos players, inclusive do mercado financeiro a partir do momento que tenhamos a separação de lastro e energia e contratos financeiros”, apontou.
Já na avaliação da Tradener o momento é de acelerar a liberalização do mercado de energia a todos os consumidores. Esse posicionamento decorre dessa medida estar prevista desde 1995. Segundo o presidente da empresa, Walfrido Ávila, não há justificativa econômica para impor esse cronograma de apenas a alta tensão estar apta daqui a 10 anos. Ele lembrou que essa decisão está permitida e depende apenas de decisão política. Uma diretriz plausível poderia ser a elegibilidade de acesso ao ACL não por carga, mas por classe de consumo. “Em primeiro lugar toda a indústria, depois o comércio e, finalmente, o consumidor residencial, mas por limite de carga não”, sugeriu.
Em sua opinião o mercado tem a capacidade de se adequar e ao passo que problema ou disputas aparecerem podem ser atendidos por meio da regulação para os ajustes necessários. “O mercado livre como conhecemos hoje deu certo, o resultado é uma economia de cerca de 25% para a indústria. As pessoas que estão lá no governo atualmente entendem e são pró-mercado, deveriam implantar logo para não corrermos o risco de ver a mudança de governo e perdermos essa oportunidade”, afirmou o executivo.
Ávila comentou que a mudança é progressiva, por isso não teríamos uma migração em um grande bloco de uma vez. Por isso, completou Luís Gameiro, diretor da companhia, o cronograma de incluir a carga de 75 kW até 2028 é modesto demais para o país. “O poder concedente poderia mudar os critérios de elegibilidade, bastaria o MME publicar um decreto, pois essa prerrogativa está na lei 9.074”, reforçou.
Em paralelo a posicionamentos diversos está a CCEE. Segundo o presidente do Conselho de Administração da câmara, Rui Altieri Silva, a preocupação da instituição é a de que houvesse a divisão clara entre o mercado varejista e o atacadista. Na avaliação dele a consulta pública, da forma que está, delimita esses ambientes ao determinar que consumidores cuja carga está acima de 1 MW acessem o ACL diretamente como um agente da câmara. E até esse volume sendo representado por um agente, seja ele varejista ou não.
Segundo o texto original da CP a ideia é de que a partir de 1º de janeiro de 2018 esses limites passam a valer. Quem aderir à ACL até 31 de dezembro ainda tem a opção de ser um agente direto da CCEE. Para o executivo, o cronograma é adequado, restaria uma questão que é o agregador de carga dos clientes. Dentro da CCEE, o executivo afirmou que abrir o mercado livre não representa um problema em termos de aumento de volume de contratos. “A falta de divisão entre o que é varejo e atacado era a questão mais importante e a CP 33 estabeleceu esse marco de forma precisa”, apontou.
Toledo, da Ecom, opina que a desvinculação de consumidores de menor porte da CCEE é outra correção do que foi pensada lá atrás, em 1995. O mercado era atacadista e, como o nome diz, deveria estar restrito a grandes volumes. Atualmente, a exigência de ser um agente CCEE para qualquer consumidor livre leva a um mercado varejista. Segundo ele, se não houvesse essa divisão a câmara cresceria demais. “Seria criado um monstro com um custo operacional gigantesco e teríamos uma complexidade enorme para essas empresas pequenas e que não estão preparadas para atuarem como agentes”, comentou.
Financiamento
A solução para o financiamento de novos projetos, como foi já expressada, é um ponto de preocupação e é incerto, uma vez que os CCEARs são dados como garantia para o empréstimo de longo prazo junto ao BNDES e aos bancos repassadores de recursos. A Abraceel lembra que o modelo de expansão financiado pelo banco de fomento federal, como existe hoje, está esgotado. Em sua avaliação, para contornar essa questão, é preciso falar – novamente – na separação de lastro e energia, medida prevista na consulta pública.
Segundo a entidade, a adequação da expansão por meio da separação do lastro da energia é uma solução que permite uma participação isonômica e equilibrada de todos os consumidores na expansão, reduz a indexação econômica do preço da energia no Brasil, põe fim às crises de papel e permite a competição entre geradores pelo recebimento de lastro que passa a ser atrelado aos atributos técnicos de cada fonte.
“Nós da Abraceel temos discutido há algum tempo com o BNDES o conceito de garantias rolantes que, com a credibilidade dos preços e mecanismos de bolsa de energia, podem ser uma das soluções para financiar a expansão da geração no setor. Seria um modelo composto de duas partes. A primeira seria a proposta que prevê a apresentação de um PPA inicial de três a cinco anos após a operação comercial e os recebíveis rolantes. Em adição, um pool de comercializadoras e/ou consumidores poderia entrar com um PPA de suporte pelo período restante do financiamento”, reafirmou Medeiros.
Apesar dos diversos caminhos para esses novos projetos, outra questão importante – já abordada essa reportagem pela PSR – é como ficam os acordos já assinados caso essas garantias sejam perdidas pelos geradores. Na visão de Rodrigo Leite, sócio do escritório LVA Advogados, o governo, por ser o controlador do banco, poderia determinar uma alteração na exigência de garantias.
Ele lembra, porém, que mexer em acordos passados representa o desrespeito ao chamado ato jurídico perfeito. Além de levar a um aumento de risco por parte do financiador cria insegurança jurídica. Outro fator que deve se atentar é que nesses acordos firmados via project finance há cláusulas de execução da dívida em caso de perda de garantias, que nesse caso é a quebra de contrato entre distribuidoras e geradoras. Mas, lembrou ele, “se houver uma execução de dívidas para projetos estruturantes, principalmente, quem vai conseguir pagar essa dívida, que em muitos casos está em mais de R$ 10 bilhões”? Em sua visão a meta não é a de quebrar grandes geradores.
Para os novos projetos aponta a necessidade de aprimorar sinais de preços. Em sua opinião é possível que a modelagem financeira possa ser feita de forma diversa da atual. Nesse caso, lembrou, a garantia corporativa, característica do project finance brasileiro ganharia mais peso no financiamento de longo prazo, mas essa característica poderia ser modificada ao passo que o mercado amadureça. Um mecanismo mais claro e transparente para a descontratação de energia no ACR para sua venda no ACL pode ser um caminho.
Ele analisa que nem sempre não estar contratado é ruim, afinal em caso de preços mais elevados o cenário é positivo para o empreendedor com energia descontratada já que ao ser colocada no mercado à vista melhora o fluxo de caixa.