Regulamentação das Tarifas de Energia

Elétrica

Regulamentação das Tarifas de Energia

Elétrica

Edvaldo Santana Diretor da ANEEL

Brasília, maio de 2008

Considerações iniciaisConsiderações iniciais

Aspectos mais relevantes na tarifa

• Energia Comprada;• Custos da rede de transmissão;• Base de Remuneração;• Empresa de Referência (Custos Operacionais);• Distribuição; • Encargos e Tributos.

• A ênfase aqui é nos aspectos mais questionados, que estão grifados

Regulação e tarifas: evolução (1)Período anterior a 1993 (até a Lei nº 8.631/93)Regulação e tarifas: evolução (1)Período anterior a 1993 (até a Lei nº 8.631/93)

Tarifa pelo custo do serviço• Remuneração garantida

Déficit tarifário de mais de US$ 25 bilhõesInadimplência generalizada

• Distribuidoras não pagavam pela compra de energiaElevado grau de endividamentoExpansão comprometida

• Muitas obras de geração em atrasoOu seja, era baixíssima a reputação do setor elétricoIsso exigiu soluções não convencionais

• Formação de consórcios• Em seguida, a privatização

Regulação e tarifas: evolução (2)Regulação e tarifas: evolução (2)

Lei de Concessões (Lei nº 8.987/95)• Tarifa não era mais pelo custo do serviço, mas sim

resultado de uma licitação (art. 9º)• Contrato de concessão incorpora mecanismo de

revisão das tarifas (§ 2º do art. 9º)• Criada a figura do equilíbrio econômico-financeiro

(art. 10) e das tarifas diferenciadas (art. 13)

Contrato de concessão• Traduz, em termos práticos, o que determina a Lei,

sobretudo no que se refere à revisão, ao reajuste da tarifa e à qualidade do serviço

• Processos de revisão e reajuste cumprem a Lei, o Contrato e as condições para isso, como mostro adiante

Regulação e tarifas: evolução (3)Lei nº 9.648/98 – Modelo que vigorou até dez/2003Regulação e tarifas: evolução (3)Lei nº 9.648/98 – Modelo que vigorou até dez/2003

• Criou a livre negociação na compra e venda de energia (art. 10)

• Definiu a transição dos contratos iniciais, que reduziriam 25% a.a. a partir de 2003

• Não definiu como as geradoras estatais venderiam a energia descontratada, o que só aconteceu em 04/2002

• Deu competência para a ANEEL estabelecer o limite de repasse dos custos da compra de energia para as tarifas (§ 2º do art. 10)

• A ANEEL exercitou isso criando Valor Normativo (VN), em 1998, que foi extinto em 2003

• O VN evoluiu para limites por fonte e levava em conta o IGPM, a taxa de câmbio e o combustível

Regulação e tarifas: evolução (4)Programa Prioritário de Termelétricas (PPT)Regulação e tarifas: evolução (4)Programa Prioritário de Termelétricas (PPT)

• No ano 2000, já com a expansão comprometida, o Governo criou o PPT (Decreto nº 3.371/2000)

• Tal Decreto assegurava o repasse dos custos tal como a regra do VN

• Compra de energia podia ser feita de empresas do mesmo grupo econômico (julho/2000), desde que limitado ao VN e até 2002

• Em maio de 2002 a ANEEL acabou com o VN por fonte e estabeleceu apenas o VN competitivo

• O CNPE determinou que a ANEEL permitisse o VN por fonte por mais um prazo e que a compra de empresas do mesmo grupo valesse até 2004, e não 2002

• Racionamento entre 2001 e 2002 e grave crise da economia; risco-país chegou a 2.500 pontos

Regulação e tarifas: evolução (5)Lei nº 10.848/04 – Novo modeloRegulação e tarifas: evolução (5)Lei nº 10.848/04 – Novo modelo

• Preços do 1º leilão de energia nova:• Hidrelétrica (2008-H30): R$ 117,24/MWh (abr/08)• Termelétrica (2008-T15): R$ 152,20/MWh (abr/08)

• Outros preços• Termopernambuco: R$ 117,68/MWh (abr/08)• Termofortaleza: R$ 141,44/MWh (mar/08)• Compras da Celesc: R$ 110,41/MWh (ago/07)• Compras RGE: R$ 117,64/MWh (abr/08)• Compras da Cemig: R$ 84,83/MWh (abr/08)

Distribuidoras só podem comprar energia por meio de leilões

• CVU médio de usinas da Petrobrás: R$ 211,93/MWh

• Preços do 2º leilão de energia nova:• Hidrelétrica (2009-H30): R$ 136,23/MWh (abr/08)• Termelétrica (2009-T15): R$ 146,50/MWh (abr/08)

Regulação e tarifas: evolução (6)Regulação e tarifas: evolução (6)

Resultados recentes:• Leilão de Santo Antônio: R$ 78,87 /MWh (dez/07)

• Preço-Teto: R$ 122/MWh, aprovado pelo TCU• Leilão da UHE Jirau: Preço-Teto: R$ 91,00 /MWh• Tarifas de energia elétrica, quando das revisões,

passam agora por reduções relevantes, em alguns casos acima de 15%

• Conclusões imediatas• Algumas empresas não têm contrato com usinas do

PPT (ou de parte relacionada), e as tarifas não estão entre as menores (CEMIG)

• Outras compram energia do PPT ou do mesmo grupo econômico e as tarifas estão na média (BA, PE e CE) ou entre as menores (Eletropaulo, Bandeirante)

• Custo da energia comprada não explica tudo

Quais os resultados?Composição da Receita das ConcessionáriasQuais os resultados?Composição da Receita das Concessionárias

Energia Transporte Distribuição Tributos Encargos setoriais

AMPLA 25,46% 6,94% 27,72% 33,25% 6,91% * 5ª

CEMIG 27,35% 6,03% 30,62% 26,33% 9,68% 12ª

COELCE 30,20% 2,90% 28,80% 32,40% 5,70% 16ª

SAELPA 27,08% 4,96% 35,20% 27,80% 4,96% 18ª

CELPE 26,47% 3,29% 26,03% 39,40% 4,81% 19ª

COELBA 30,96% 4,47% 31,19% 27,25% 6,13% 30ª

* Conseqüência da redução da disponibilidade de energia da Argentina – Portarias MME nº 294/2006

O que explica esses resultados?O que explica esses resultados?

Compatibilidade dos custos da energia comprada, apesar de elevados:

• Custos refletiam condições econômicas da época:• Elevado risco-país e elevada taxa de juros, o que exigia maiores retornos

• Racionamento, que sinalizava preços elevados (chegou a R$ 684/MWh)

• Desconfiança dos investidores, dado o passado de inadimplência e de incertezas regulatórias

• Necessidade e dificuldade de aumento da oferta, o que aumentou os riscos e os custos

• Essas condições ou ciclo vicioso permaneceram até depois de 2006, antes dos leilões do Rio Madeira

O que explica esses resultados? (2)O que explica esses resultados? (2)

Redução dos custos da energia comprada e das tarifas:• Melhoria das condições econômicas e regulatórias

permitiu a redução do custo de capital (de 11,26% para 9,95%)

• A firme disposição do Governo e da ANEEL de cumprirem a Lei e o Contrato criou um ambiente institucional com menor risco regulatório

• Essas melhores de condições asseguraram a redução do custo da energia comprada (ex.: Rio Madeira)

• São relevantes os incentivos para a redução dos custos operacionais, o que se observa no II ciclo

• Hoje a ANEEL reduz a tarifa em mais de 15% e não há contestações com argumentos defensáveis

• Em resumo, há um ciclo virtuoso em termos da tarifa

O que ainda precisa ser feito? O que ainda precisa ser feito?

Redução dos custos da energia comprada• Minimizar as “intervenções” nos projetos e na execução das

obras de geração:• Problemas ambientais• Imprevisibilidade de conclusão de obras

• Perdas não-técnicas de energia (fraude e furto):• Hoje equivalem às duas usinas do rio Madeira• Se não há pagamento não há racionalização do uso• Perdas técnicas e não técnicas representam um custo de

R$ 4,862 bilhões em 2007 (8% da receita de fornecimento)• Maiores perdas implicam mais necessidade de expansão

com usinas mais caras• Estados semelhantes têm perdas bem diferentes (ex.: PE

versus CE; e RJ versus SP)• Talvez pela incompreensão do tema por parte de

terceiros, a ANEEL enfrenta resistências em tal área

O que ainda precisa ser feito? (2)O que ainda precisa ser feito? (2)

Redução de outros custos:• Custos Operacionais (empresa de referência – ER)

• Aprimorar o método da ER, tornando-o mais próximo da realidade;

• Transparência no uso do método, de modo a torná-lo reprodutível pata todos (facilita o controle);

Redução do custo do capital:• Aprimorar o método de definição da Base• Atuar no sentido da melhora contínua do ambiente

institucional e de contratos, o que reduz o risco regulatório

• Cumprir normas e contratos; • Total transparência de seus atos; e• Deixar claro que corrige seus erros, quando

acontecem.

O que ainda precisa ser feito? (3)O que ainda precisa ser feito? (3)

Redução de outros custos:• Custos de transmissão:

• As novas usinas estão mais longe do centro de carga, o que requer relevante expansão;

• Os leilões de transmissão reduzem de maneira importante os custos de transmissão;

• Reforços são autorizados para transmissores já existentes;

• Contratos de transmissão também são objetos de revisão das tarifas.

O que ainda precisa ser feito? (4)O que ainda precisa ser feito? (4)

Redução de outros custos:• Encargos e tributos:

• Interligação dos sistemas isolados, mas com efeitos para a redução da CCC

• Apoio à ANEEL para a redução da CCC• Alguns estados cobram ICMS sobre subvenções ao

baixa renda (ex.: São Paulo)• Outros impedem a compensação de ICMS quando a

compra de energia ocorre de usinas ali instaladas (ex.: Ceará)

• Se não podemos reduzir, acho que pelo menos não deveriam ser criados novos encargos e tributos, que só são criados por Lei

• Caso CER Altas perdas de energia: 64,2% sobre mercado de venda

Compra de energia a preços de até : R$ 432,06/MWh

Limite de repasse aceito pela ANEEL: R$ 155,71/MWh (Nov/06)

Regulação e tarifas: evoluçãoSistemas IsoladosRegulação e tarifas: evoluçãoSistemas Isolados

• Não existe legislação específica que defina limites de contratação

• Sistemas e oferta de energia não são homogêneos, logo as tarifas são distintas

• Parte dos custos é paga por todos os consumidores do país, via CCC

• Interligação com o SIN pode minimizar custos

Considerações finais Considerações finais

• As tarifas passam por reduções relevantes, em um ciclo virtuoso, que decorre do cumprimento de contratos e leis;

• As tarifas foram calculadas, revisadas e reajustadas de forma a obedecer as Leis e os Contratos;

• Se erro é percebido, a ANEEL jamais deixa de corrigi-los;• O processo de decisão é público, com voto por escrito,

sustentado em argumentos técnicos e legais;• Os temas abordados (casos da compra de energia de PE,

CE e BA) já foram objetos respostas para TCU, MP, CPI em PE e ações que tramitam ou já tramitaram na Justiça;

• Atuar na modificação de contratos aumenta o risco regulatório, o que afeta os custos;