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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
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.
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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!
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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
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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
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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
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RT
A Revisão Tarifária Periódica
O Índice de revisão tarifária, chamado Reposicionamento Tarifário, é
calculado conforme a equação:
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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
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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)
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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, …
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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
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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)
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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