Os dispositivos adicionados na Medida Provisória 1.031/21, que estabelece a privatização da Eletrobras, devem gerar uma redução média de 2,94% nas tarifas de energia elétrica de todo o país a partir de 2022. No entanto, em 2027, a tendência deve se inverter, resultando em altas relativamente expressivas em particular a partir de 2028, chegando a 7,31% em 2030.
As projeções estão entre os principais resultados de simulação dos efeitos da MP nas tarifas realizada pela TR Soluções por meio do Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (Sete) considerando informações das 53 distribuidoras de energia no país.
Por outro lado, o fim de contratos de térmicas a diesel e a óleo combustível combinado ao término do pagamento da dívida relativa à Itaipu e às demais condições do setor elétrico pode compensar em parte tais aumentos, reduzindo os reposicionamentos tarifários médios esperados na maior parte dos próximos anos.
Na simulação da TR, a prorrogação dos contratos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) por 20 anos deve resultar na cobrança de encargo na faixa de R$ 8 por MWh, a partir de 2022.
Já em relação à agenda para contratação de 8 GW de termelétricas a gás natural para compor o Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP) foram considerados na formação da componente de energia da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).
Considerando a contratação dessas usinas de 2026 a 2030, a TR Soluções adotou um deságio de 15% no preço teto de contratação do leilão A-6 de 2019, de 312 R$/MWh e um fator de capacidade dos empreendimentos em 70%. Com isso, o valor médio nas tarifas relativo às usinas contratadas por modalidade de reserva de capacidade deve evoluir de R$ 3,24 por MWh em 2026 para R$ 46,96/MWh em 2031.
Quanto à descotização da energia das usinas da Eletrobras com Contratos de Cota de Garantia Física (CCGF), a TR adotou o valor de 167 R$/MWh para a recontratação desta energia em leilões de energia existente A-1, ao longo de cinco anos.
Já a definição de novas fontes de receita para a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é esperada uma receita econômica adicional de R$ 2,1 bilhões ao ano no encargo. Como os benefícios desta nova fonte de receita para a CDE só serão percebidos, para fins de modicidade tarifária, pelos consumidores cativos do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), na simulação realizada pela TR Soluções o montante foi associado à TE.
Outros fatores também influenciarão as tarifas, como apresentou a consultoria. Considerando os leilões já realizados até 2020, a energia de usinas térmicas a óleo combustível e a óleo diesel praticamente deixarão de compor a cesta dos contratos regulados das distribuidoras. Esse movimento deverá reduzir em até 11% o preço médio da energia desses contratos.
Quanto à Itaipu, mantidos constantes os demais fatores de custos não associados ao financiamento, como GSF (81%) e a cotação do dólar (R$ 5), o valor da energia deve se estabilizar em torno de R$ 250/MWh com o término do pagamento do custo da dívida em 2023. Além do repasse de potência, esse valor considera o custo de transporte e o risco hidrológico.
