3o. Encontro de Conselhos de

Consumidores da Região Sul

PRIME ENERGIA, Consultoria e Serviços Ltda

Reni Antonio da Silva

Foz do Iguaçu, 21 de agosto de 2014

O Setor Elétrico Brasileiro

O mundo moderno não vive sem Energia Elétrica

A Energia Elétrica é um bem “sui generis”.

Impossibilidade de estocagem econômica em sua forma de uso

mais comum.

Hidráulicas e Térmicas admitem armazenamento de “insumo” e

“combustível”

Eólicas e Fotovoltaicas nem essa forma de armazenamento

admitem.

2

O Setor Elétrico Brasileiro 3

PRODUÇÃO CONSUMO EQUILÍBRIO

NÃO HÁ COMO PRODUZIR SE NÃO HOUVER CONSUMO

NÃO HÁ FORMA DE ESTOCAGEM VIÁVEL

O Setor Elétrico Brasileiro

A Energia Elétrica é imprescindível à vida moderna.

A indústria da energia elétrica é complexa.

A cadeia da Produção ao Consumo não é simples.

A indústria é de capital intensivo e longo prazo de retorno.

O Modelo Institucional é complexo… por consequência!

4

Principais Atores do Setor Elétrico Brasileiro 5

Assessoramento à Presidência da República para formulação de políticas e

diretrizes de energia CNPE

MME Ministério da Minas e Energia – representante do Poder Concedente perante o setor

CMSE Órgão monitoramento das condições de equilíbrio entre oferta e demanda de energia

EPE Empresa encarregada de estudos e pesquisas para subsidiar o Planejamento Energético

ANEEL Regulação, fiscalização e supervisão das relações entre os agentes e setor elétrico

ONS Planejamento e Programação da operação e Despacho Centralizado da Geração

CCEE Contabilização e liquidação das operações de compra e venda de energia

AGENTES Empresas de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização de Energia

Governança do Setor Elétrico Brasileiro 6

Conselho Nacional de Política

Energética

CNPE

ANEEL ANEEL CMSE

ANEEL

Agência Nacional de Energia

Elétrica

ANEEL

MME

Ministério das Minas e Energia

MME

EPE

Empresa de Pesquisa Energética

CMSE ANEEL

Comitê de Monitoramento do

Setor Elétrico

CMSE

Agentes de

Comercialização

Agentes de

Distribuição

Agentes de

Geração

Agentes de

Transmissão

ONS ANEEL

Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica

CCEE CCEE ANEEL

Operador Nacional do

Sistema

ONS

A estrutura comercial do Setor Elétrico Brasileiro

Geração Transmissão Distribuição Comercialização

7

A Lei 10848/2004 determinou a desverticalização dos negócios

do setor elétrico isolando cada segmento de atividade.

A regulação do Setor Elétrico Brasileiro 8

Livre Livre PREÇO Regulado Regulado

Comercialização Geração SEGMENTO Transmissão Distribuição

Competição Competição REGIME Monopólio Monopólio

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A organização da Comercialização da Energia

GERADOR

Produção independente – Auto Produção – Serviço Público

(ACR) – Ambiente de Contratação

REGULADA

(ACL) – Ambiente de Contratação

LIVRE

Consumidor

CATIVO Distribuidora Comercializadora

Consumidor

LIVRE

10

Ambiente de Comercialização

(ACL) – Ambiente de Contratação

LIVRE

Comercializadora

Consumidor LIVRE

Geradora

PR

EÇ

OS

(ACR) – Ambiente de Contratação

REGULADA

Consumidor

CATIVO

Distribuidora

TAR

IFAS

Os mecanismos de atualização das tarifas 11

Reajuste

Tarifário

Anual

Revisão

Tarifária

Extraordinária

É aplicada quando algum

fato extraordinário

desequilibra o contrato de

concessão.

Revisão

Tarifária

Periódica

Realizada em média a cada 4

anos e visa redefinir o nível das

tarifas e capturar ganhos de

produtividade

Reajuste

Tarifário

Anual

Realizado anualmente e visa

preservar o equilíbrio

econômico-financeiro da

concessão.

Reajuste

Tarifário

Anual

Os mecanismos de atualização das tarifas 12

Revisão

Tarifária

Periódica

Realizada em média a cada 4

anos e visa redefinir o nível das

tarifas e capturar ganhos de

produtividade

Reajuste

Tarifário

Anual

Revisão

Tarifária

Extraordinária

É aplicada quando algum

fato extraordinário

desequilibra o contrato de

concessão.

Reajuste

Tarifário

Anual

Realizado anualmente e visa

preservar o equilíbrio

econômico-financeiro da

concessão.

Reajuste

Tarifário

Anual

Revisão Tarifária Periódica

O Objetivo da RTP é redefinir o nível das tarifas de energia elétrica, e calcular o “Fator X” para capturar ganhos de eficiência estimado entre as revisões.

Obtida pela aplicação das

tarifas vigentes ao mercado

estimado para o ano teste da

distribuidora

RECEITA VERIFICADA

CUSTOS OPERACIONAIS “EFICIENTES"

REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS

INVESTIMENTOS PRUDENTES

ENERGIA COMPRADA + TRANSMISSÃO +

ENCARGOS SETORIAIS

RECEITA REQUERIDA

13

RT

A Revisão Tarifária Periódica

O Índice de revisão tarifária, chamado Reposicionamento Tarifário, é

calculado conforme a equação:

14

RR-OR

RV 1 RT =

RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);

RR: Receita Requerida;

OR: Outras Receitas; e

RV: Receita Verificada.

O “Fator X” destinado a capturar ganhos de eficiência entre as revisões

tarifárias é calculado para cada Distribuidora com base em estimativa de

ganhos de eficiência do conjunto das distribuidoras entre os dois ciclos

de Revisão Tarifária

A Revisão Tarifária Periódica

A Receita Requerida (RR) é composta de duas parcelas:

•Parcela A – Custos não gerenciáveis pela Distribuidora

•Parcela B – Custos Gerenciáveis

A parcela Outras Receitas (OR) é composta por:

•Receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica

•Receitas de outras atividades empresariais

15

A Formação das Tarifas

PARCELA A

Custos não gerenciáveis

75% a 82%

COMPRA DE ENERGIA

TRANSMISSÃO

ENCARGOS SETORIAIS

PARCELA B

Custos gerenciáveis

25% a 18%

CUSTOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO

REMUNERAÇÃO DOS INVESTIMENTOS

QUOTA DE REINTEGRAÇÃO (DEPRECIAÇÃO)

16

Os componentes da Parcela A

Compra de Energia

Custo da energia comprada para atendimento ao mercado do “ano teste” com valores atualizados

Transmissão

Custo do uso da Rede Básica, das conexões à Rede Básica e das demais instalações de Transmissão

Encargos Setoriais

CDE, CCC, PROINFA, ESS, RGR, TFSEE, P&D e ONS, …

17

Os componentes da Parcela B

Custos de Operação e Manutenção (O&M)

• Nível eficiente de custos para execução dos processos comerciais relacionados às unidades consumidoras, atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, além de direção e administração,”

Remuneração do Capital e Quota de Depreciação

• Corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital (WACC), calculado a cada ciclo de Revisão Tarifária

18

Revisão Tarifária Periódica

Obtida pela aplicação das tarifas

vigentes ao mercado estimado para

o ano teste da distribuidora

CUSTOS OPERACIONAIS “EFICIENTES"

REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS

INVESTIMENTOS PRUDENTES

ENERGIA COMPRADA + TRANSMISSÃO +

ENCARGOS SETORIAIS

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RV

RR

ANO TESTE são os doze meses que

antecedem a data da Revisão Tarifária

Custos previstos para atender o

mercado de referência

Estimativa com base no benchmarking

das empresas do setor

Valor resultante da aplicação do

WACC à base de ativos

Os mecanismos de atualização das tarifas 20

Reajuste

Tarifário

Anual

Revisão

Tarifária

Extraordinária

É aplicada quando algum

fato extraordinário

desequilibra o contrato de

concessão.

Revisão

Tarifária

Periódica

Realizada em média a cada 4

anos e visa redefinir o nível das

tarifas e capturar ganhos de

produtividade

Reajuste

Tarifário

Anual

Realizado anualmente e visa

preservar o equilíbrio

econômico-financeiro da

concessão.

Reajuste

Tarifário

Anual

A Revisão Tarifária Extraordinária

É aplicada quando algum fato extraordinário desequilibra o contrato de concessão, afetando de forma importante e imprevisível as receitas ou custos da Distribuidora

Exemplos:

1 – Redução de tarifas devido às cotas determinadas pela Lei 12783/12

2 – Aumento de custos provocado pela subtcontratação e hidrologia crítica (Revisão Tarifária Extraordinária evitada por aportes da CDE e empréstimos à conta ACR)

3 – Redução de receita provocada por racionamento determinado pelo Poder Concedente. (Adotada após o racionamento de energia em 2001/2002)

21

Os mecanismos de atualização das tarifas 22

Reajuste

Tarifário

Anual

Revisão

Tarifária

Extraordinária

É aplicada quando algum

fato extraordinário

desequilibra o contrato de

concessão.

Revisão

Tarifária

Periódica

Realizada em média a cada 4

anos e visa redefinir o nível das

tarifas e capturar ganhos de

produtividade

Reajuste

Tarifário

Anual

Realizado anualmente e visa

preservar o equilíbrio

econômico-financeiro da

concessão.

Reajuste

Tarifário

Anual

Reajuste Tarifário Anual 23

VPA Valor da Parcela A para os próximos

doze meses

VPBo Valor da Parcela B verificada nos

doze meses anteriores

IVI IGPM

X Fator X definido na Revisão Tarifária

anterior

RA Receita Verificada nos doze meses

anteriores

IRT Indice de Reajuste Tarifário

IRT = VPA + VPB x (IVI – X)

RA

0

O Impacto nas Tarifas 24

Por que a tarifa de energia tem subido em 2014?

Energia Hidrelétrica CCEAR Disponibilidade (térmica)

Custo fixo

Variável (PLD

Custo fixo

Variável (PLD

Fonte: ANEEL

25

Perspectivas – Custo da energia

Regime hidrológico dentro da

normalidade, com desligamento das

térmicas mais caras

Entrada de quotas de energia

existente (mais de 4 mil MWm)

Mais máquinas de Santo Antonio e

Jirau

Menor (ou nenhuma) exposição ao

Mercado de Curto Prazo

Energia de reserva

Novo regime hidrológico

atipicamente adverso

Decisões judiciais que exponham o

consumidor ao mercado de curto

prazo

Conta ACR (empréstimos)

Aportes financeiros

Fonte: ANEEL

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Perspectivas – Custo da energia

Novo regime hidrológico

atipicamente adverso

Decisões judiciais que exponham o

consumidor ao mercado de curto

prazo

Conta ACR (empréstimos)

Aportes financeiros

Fonte: ANEEL

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Novos atrasos de obras

Manutenção de algumas

concessões

Frustração de leilões

Inflação

Manutenção de despacho de

térmicas para recuperar

reservatórios

Custo de Transmissão

Modelo Institucional – Situação Atual

A atração de investimentos para segmentos de capital intensivo depende basicamente de uma taxa

de retorno compatível com os riscos a serem assumidos, da existência de regras claras e da

estabilidade dessas regras.

Se os dois primeiros requisitos, taxa de retorno adequada e regras claras, são consenso, já o

terceiro requisito, a estabilidade das regras, depende de alguma interpretação.

Estabilidade não significa imutabilidade ou engessamento.

Acontecimentos circunstanciais, eventos não controláveis, e mutações importantes do ambiente de

negócios, podem exigir intervenção legislativa, normativa e regulatória para recolocar nos “trilhos”

o que tiver sido descarrilhado.

Assim, regras estáveis são aquelas que se mantém inalteradas enquanto não houver circunstâncias,

mutação do ambiente de negócios ou eventos que exijam intervenção.

A existência dessa motivação, entretanto, e a intervenção propriamente dita, não garantem que o

resultado seja o esperado e que efeitos colaterais importantes e indesejáveis possam aparecer.

28

Modelo Institucional – Situação Atual

Devido à complexidade do setor elétrico brasileiro, efeitos colaterais podem afetar toda a cadeia

de produção, desestabilizando o setor e comprometendo sua robustez.

O setor elétrico vem passando por uma série de intervenções recentes, em tese, motivadas, mas

cujos efeitos estão a exigir novas intervenções.

A situação de instabilidade em que se encontra o setor não tem uma causa única, e como em todos

os grandes problemas, é resultado de um conjunto de causas, eventos e circunstâncias que nos

trouxeram ao quadro atual.

O evento de vencimento das concessões de geração e transmissão, previsto para 2015, motivou

uma intervenção, materializada pela MP 579/12, convertida na Lei 12783/13.

A decisão (previsível, a meu ver) de não antecipação do fim do contrato, tomada por algumas

empresas, agravou a sub contratação das Distribuidoras que, em sua maior parte, havia sido

provocada por atraso ou não execução de obras de geração e transmissão (contratadas em Leilões

conduzidos pela EPE e ANEEL).

Leilões, que pretendiam contratar energia para o pleno atendimento do mercado, não lograram

êxito e as Distribuidoras ficaram expostas ao mercado de curto prazo.

29

Modelo Institucional – Situação Atual

Hidrologia crítica, deplecionamento acelerado dos reservatórios e o despacho de térmicas de alto custo

de operação, levaram o PLD ao limite e afetaram as finanças das Distribuidoras que sustentam os

CCEARs, que pagam os financiamentos das obras de expansão da Geração.

O despacho contínuo das térmicas e a necessidade de preservar reservatórios implicou em redução de

geraçãodas hidroelétricas e expôs essas Geradoras ao PLD pela redução de sua garantia física (GSF).

E não para por aí, o risco do MRE das usinas cujas concessões foram renovadas foi transferido para as

Distribuidoras pelo sistema de cotas .

Enfim, o modelo é complexo e as intervenções que buscam resolver problemas também podem gerar

outros problemas, às vezes até maiores.

Mas não significa que não se deve fazer as intervenções, quando necessárias, nem, que não estão sendo

feitas as intervenções.

No momento, temos acompanhado, o empenho da ANEEL, e particularmente de seu Diretor Geral, junto

aos demais segmentos do Governo, na busca de solução para esses efeitos indesejáveis.

Entretanto, entendemos que, além das medidas emergenciais que têm sido tomadas é necessário ir além.

30

É necessário aprofundar a discussão, envolvendo os agentes setoriais, para

encontrar soluções mais duradouras.

Embora haja quem entenda que trata-se de uma crise conjuntural, o cenário atual

faz crer que é necessária uma revisão mais profunda do modelo do setor, e a

adoção de medidas de longo prazo, que garantam a estabilidade setorial.

E como contribuição à necessária reflexão daqueles que estarão discutindo os

rumos do setor elétrico, lembramos alguns temas que tem aflorado em discussões

nos vários fóruns setoriais.

31

Modelo Institucional – Situação Atual

Temas para aperfeiçoamento do modelo setorial

1) O processo de licenciamento ambiental e o atraso das obras de geração e transmissão;

2) A restrição a reservatórios de grande porte e a necessidade de aumentar o volume de

armazenamento e o prazo de deplecionamento em períodos hidrológicos críticos;

3) A estratégia de menor preço nos Leilões e a necessidade de aproveitar melhor as

alternativas de geração existentes, realizando leilões por fonte e por região;

4) A política tarifária e o sinal econômico para induzir o consumo racional permanente de

energia;

5) As taxas de retorno da Parcela B das Distribuidoras e a necessidade de estimular

investimentos em renovação e modernização da infraestrutura para melhoria da qualidade;

6) O custo de carregamento da Parcela A, o fluxo de caixa das Distribuidoras de energia e o

impacto na financiabilidade do setor;

7) A valoração e alocação do risco do MRE em vista da alteração da Matriz Energética e do

aumento velocidade de deplecionamento dos reservatórios;

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3o. Encontro de Conselhos de Consumidores da Região Sul

PRIME ENERGIA, Consultoria e Serviços Ltda

Reni Antonio da Silva

Foz do Iguaçu, 21 de agosto de 2014

Obrigado !!! 41