Regulamentação das Tarifas de Energia Elétrica

1. Regulamentação das Tarifas de Energia Elétrica Edvaldo Santana Diretor da ANEEL Brasília, maio de 2008

2. Considerações 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

3. 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 bilhões • Inadimplência generalizada • Distribuidoras não pagavam pela compra de energia • Elevado grau de endividamento • Expansão comprometida • Muitas obras de geração em atraso • Ou seja, era baixíssima a reputação do setor elétrico • Isso exigiu soluções não convencionais • Formação de consórcios • Em seguida, a privatização

4. 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

5. Regulação 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

6. 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

7. Regulação e tarifas: evolução (5) Lei nº 10.848/04 – Novo modelo • Distribuidoras só podem comprar energia por meio de leilões • 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) • 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) • CVU médio de usinas da Petrobrás: R$ 211,93/MWh • 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)

8. 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

9. Quais os resultados? Composição da Receita das Concessionárias * Conseqüência da redução da disponibilidade de energia da Argentina – Portarias MME nº 294/2006

10. 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

11. 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

12. 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 custode 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

13. 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.

14. 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.

15. 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

16. Regulação e tarifas: evolução Sistemas 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 • 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)

17. 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;