Qual o saldo da aprovação da MP 1.304 para as elétricas e petroleiras da Bolsa?

Na última quinta-feira (30), o Congresso Vernáculo aprovou a Medida Provisória (MP) 1.304, uma vez que secção de uma reforma mais ampla do setor elétrico.

O texto passou por três etapas durante o dia, sendo confirmado pela Percentagem Próprio, seguida pela Câmara dos Deputados e pelo Senado. O texto agora segue para sanção (ou veto) presidencial.

No universal, 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 material), dos quais unicamente um foi asilado — a exclusão da cobrança mencionada para secção dos usuários da geração distribuída.

Também foi aprovada uma emenda aglutinativa que ampliou o ressarcimento por cortes de geração de vontade, que ocorrerá via encargos de serviço do sistema, embutidos na conta de luz.

A MP ainda altera regras de conta do preço de referência do petróleo, visando aumentar a arrecadação da União no setor, além de limitar a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Todavia, há congraçamento com o governo para veto desse trecho, conforme o senador Izalci Lucas (PL-DF).

Os analistas do Morgan Stanley consideram a aprovação da Medida Provisória uma vez que tendo um resultado misto para o setor.

Do lado positivo, a remoção da proposta de conquista 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 opção interessante para empresas expostas a esse tema, o que inclui Cemig (CMIG4), Auren Vontade (AURE3) e Engie (EGIE3).

A medida também introduz indemnização financeira para secção da redução retroativa e prospectiva de vontade (por exemplo, por indisponibilidade externa e/ou confiabilidade do sistema), o que, em condições normais, é inicialmente positivo para os agentes de vontade renovável.

“No entanto, a pouquidade de soluções políticas estruturais para desacelerar a expansão da geração distribuída (GD) – que tem sido o principal fator da maior secção da redução da produção de energias renováveis ​​(ou seja, energética, devido à menor demanda de vontade) – significa que a maioria dos riscos atuais desta redução provavelmente persistirá no horizonte próximo”, avalia.

Outrossim, 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 (uma vez que descontos nas tarifas de transmissão). Uma modificação inesperada abre caminho para a indemnização financeira retroativa e prospectiva de secção da redução de geração.

A modificação, apresentada e aprovada ontem, autoriza a indemnização por restrições de geração (curtailment) ocorridas a partir de setembro de 2023, muito uma vez que por eventos futuros. No entanto, a indemnização 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 originário.

“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 originário com uma inflexibilidade mínima de 50%. Isso poderia ter potencialmente reduzido o volume endereçável para o próximo leilão de capacidade de suplente, principalmente para projetos greenfield, e impactando ainda mais o golpe de geração”, destaca.

O texto final confirmado ainda removeu completamente a cobrança de R$ 20 por 100 kWh de vontade compensada por unidades consumidoras participantes do Sistema de Indemnização de Vontade 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 secção do golpe energético aos consumidores, enquanto a geração distribuída (GD) ficou inalterada, devendo continuar crescendo e aumentando a volatilidade do sistema.

Outrossim, apesar da geração de um teto para a CDE, novas cobranças (ESS) podem solevantar tarifas. O texto final determina que cortes elétricos históricos (desde setembro de 2023) sejam compensados e pagos via encargos setoriais.

A ANEEL deverá fabricar 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 supra de 50 MW poderão renovar concessões por 30 anos ou ser relicitadas.

“Outros pontos permanecem: buraco 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).

A medida provisória introduz um grande conjunto de medidas com o objetivo de modernizar o setor elétrico brasiliano, avaliam. Eles destacam: i) buraco do mercado livre: o texto confirmado estabelece um cronograma para que os consumidores de baixa tensão possam transmigrar 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 vontade em biogás (SAEB), incluindo mecanismos de leilão e incentivos fiscais (Reidi); iii) leilões de suplente de capacidade para pequenas centrais hidrelétricas (até 50 MW) totalizando até 4,9 GW, com critérios de alocação regional, muito uma vez que 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 (vontade 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 conta dos royalties sobre petróleo bruto, gás originário e condensados, determinando:

• O conta do valor dos royalties será fundamentado no valor de mercado do petróleo, gás originário ou condensado, definido uma vez que a média dos preços publicados por agências de informação de preços reconhecidas internacionalmente que reportam os preços finais das transações entre partes independentes.
• Na pouquidade 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 conta do imposto aos preços de mercado, a termo de impedir a utilização de vendas entre empresas a preços artificialmente reduzidos para diminuir a base de conta 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 originário ou condensado, as especificações do resultado, e a localização do campo.

  Para o petróleo bruto em privado, 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 uma vez que: (1) o intensidade API do petróleo, que determina sua densidade – geralmente, o petróleo mais ligeiro é ​​negociado com um prêmio em relação aos tipos mais pesados; e (2) o texto de súlfur do petróleo, que determina se o petróleo é azedo ou guloseima – geralmente, o petróleo com grave texto de súlfur (guloseima) 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 simples quais serão as mudanças efetivas resultantes do MP. O sentimento universal é de que será negativo para os produtores de petróleo, já que a mudança visa aumentar a receita do governo”, avalia.