ASSIMETRIA TARIFÁRIA : ALGUMAS REFLEXÕES
EM BUSCA DA SOLUÇÃO
Seminário GESEL - Grupo de Estudos do Setor Elétrico “Cinco Anos do Novo Modelo do Setor Elétrico”
Rio de Janeiro, 23 de Março de 2009.
1
Caracterização do
Problema
Assimetria Tarifária: Introdução
 Adequado tratamento desse tema é vital para garantir condições
de desenvolvimento às regiões de população rarefeita !
Características comuns às chamadas “Concessões Periféricas:
 grandes distâncias entre pontos de consumo e, por
conseqüência,
 elevados custos de atendimento,
 rebatendo em tarifas de energia elétrica muito elevadas !!
 Entende-se que este tema deveria estar entre os assuntos a
merecer grande atenção por parte do Governo.
Círculo Vicioso: Tarifas altas não atraem a indústria e assim não se
produz desenvolvimento !!!
Assimetria Tarifária: Foco do
Grupo EDP Energias do Brasil
 Particularmente no caso do Grupo Energias do Brasil:
 em função do conhecimento do problema adquirido no período em
que o Grupo deteve a concessão da Enersul,
 empresa que apresenta características muito peculiares e
representativas do problema em tela,
 o Grupo tem todo interesse em sublinhar este fato e sugerir
solução, ou pelo menos atenuação do problema que vem sendo
vivenciado.
Minimizar a assimetria tarifária é vital para que uma região não venha a ter seu
desenvolvimento econômico e social inibido, com o afastamento da possibilidade de
criação de indústria local !! Resolver o problema é uma questão de Justiça Social !!
Assimetria Tarifária :
Alternativas de Solução
Assimetria Tarifária: Proposta de Solução
Aplicação de revisões e reajustes tarifários normais, isto é,
na ótica da regulação por incentivos, como hoje, aferindo-se :
 uma Base de Remuneração Regulatória – BRR que contemple
os investimentos prudentes;
 uma Empresa de Referência - ER para o reconhecimento dos
custos operacionais eficientes;
 um fator “X” para a captura dos ganhos de produtividade
decorrentes de escala, que surgem com o crescimento do
mercado da área de concessão.
Assimetria Tarifária: Proposta de Solução
i. As tarifas de fornecimento seriam calculadas definindo-se o nível
tarifário na ótica individualizada, para cada uma das empresas
Distribuidoras.
ii. A diferença em relação ao “statu quo” vigente é que as tarifas de
aplicação estariam contidas, por exemplo, em um "túnel” ou,
iii. no limite, seriam mesmo equalizadas, com a criação de subsídio
cruzado explícito e transferência de recursos entre empresas
Distribuidoras, de modo a que cada operador perceba por ano a
receita que foi definida pela Aneel.
As datas de aniversário distintas de cada concessão podem representar uma
dificuldade a ser equacionada, mas certamente existem formas de contornar o
problema, com instrumentos semelhantes à CVA e uma conta de compensação
entre empresas.
Assimetria Tarifária: Proposta de Solução
A idéia aqui é estabelecer um teto tarifário, a se aplicar para as
concessões periféricas, de tal forma que:
 sempre que um nível tarifário fosse calculado pelo Regulador e estivesse
acima da envoltória superior do túnel, a tarifa de aplicação seria definida
como sendo esse limite superior (por exemplo, média nacional adicionada a
um percentual de assimetria admissível, a ser estabelecido).
 Tarifas calculadas na ótica do “price cap” e que resultassem abaixo de um
limite inferior, também seriam alteradas no momento de estabelecer a tarifa
de aplicação, elevando-se o valor da tarifa média da empresa em tela para o
limite inferior do túnel.
Ao final: Calcula-se a compensação entre empresas (CAT – Conta de Assimetria
Tarifária) para que cada empresa receba a Receita Requerida definida pela Aneel e o
Consumidor pague a tarifa definida para sua empresa !!
Assimetria Tarifária: Proposta de Solução
Assimetria Tarifária: Proposta de Solução
Vale frisar que na sistemática proposta, o Concessionário de
Distribuição teria exatamente os mesmos incentivos de
eficiência que tem hoje, já que:
 sua Receita Requerida, que define o patamar tarifário nas
Revisões ou Reajustes, seria aquela definida por
metodologia de regulação por incentivos.
 A diferença estaria na distribuição do peso dos
reposicionamentos sobre os consumidores, limitando-se a
parcela a ser alocada sobre os consumidores das
chamadas “concessões periféricas”.
Problemas Operacionais existem ? Sim, a inadimplência,
por exemplo, mas isso não inviabiliza a proposta !!
Parêntesis:
Renovação / Prorrogação
de Concessões
PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES
Considerações Sobre a Implementação
Rendas Passíveis de Captura:
 Geração Hidrelétrica: dado que boa parte dos ativos já estarão
amortizados, existe a renda a ser capturada, quando da extensão do
prazo de concessão, pois a continuidade do serviço não requer
investimentos (“CAPEX”) e o “Opex” (O&M) é muito reduzido.
 Transmissão: há parcela da receita, blindada das revisões tarifárias,
passível de captura. Essa parcela corresponde aos ativos existentes
antes da assinatura dos atuais Contratos de Concessão.
 Distribuição: em razão das revisões a cada quatro anos, não existe
renda a ser capturada.
PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DE
GERAÇÃO: Opções de Implementação
Opção 1: Preço de Mercado
No caso da opção pela venda da energia a preço de mercado, a renda
poderá ser capturada por meio de uma “taxa de prorrogação”.

A taxa poderá ser calculada para cada usina, em função da sua
estrutura de custos, sendo definida antes da prorrogação.
Risco: A taxa pode ser capturada pelo Tesouro para finalidades
estranhas à modicidade tarifária, desvirtuando o princípio da
modicidade tarifária .
Fundo não !!!!!!
PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES
Opções de Implementação
Opção 2 : Tarifa Regulada

Definição de uma tarifa inicial média por empresa, sujeita a revisão
tarifária periódica.

Definição dos beneficiados pela tarifa regulada (modicidade tarifária):
Hipótese 1: Toda a energia destinada ao ACR.
Hipótese 2: Parcela pré-definida reservada ao ACL.
Hipótese 3: Repartição da energia para todos os consumidores,
livres e cativos, proporcionalmente ao respectivo consumo.
PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES:
Análise das Opções Aventadas
Tarifa Regulada para Geração com Concessão Prorrogada
 Opção trafega na contra mão do Modelo Institucional “Competição
onde possível; Regulação onde Necessário”, que adota competição
plena no segmento de geração, independente do controlador ser
Agente Privado ou o próprio Estado.
 Agentes estão solicitando e o Poder Concedente está sensibilizado
para que todas as concessões sejam transformadas em PIE’s.
 Opção não traz nenhum incentivo para investimentos associados, pois
a venda de grande parte do “lastro” das plantas está comprometida.
PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES:
Análise das Opções Aventadas
Prorrogação Onerosa com definição e captura da “Renda Associada”
 Opção totalmente aderente com os princípios do Modelo Institucional.
 Agente Gerador com Concessão prorrogada paga a “taxa de
renovação” (método do fluxo de caixa descontado) e está livre para
competir no mercado e vender a quem quiser, a preços livremente
pactuados.
 Opção traz incentivo para investimentos associados, pois não há
“lastro” das plantas comprometido.
E o destino da Renda capturada ???
Prorrogação das Concessões
e a Assimetria Tarifária
PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES:
Análise das Opções Aventadas
Prorrogação Onerosa com definição e captura da “Renda Associada”
 A retrospectiva histórica não recomenda o direcionamento da Renda
capturada para um Fundo Setorial ( “Fundo; teu passado condena ...”).
 Por outro lado, o valor arrecadado pode mensalmente ser vinculado à
CDE / CCC de Sistemas Isolados, em prol da modicidade tarifária e
reduzindo a CVA das Distribuidoras. Pode contribuir para viabilizar
geração renovável, antecipando leilões A-5 com nicho eólico, p. ex.
 Finalmente, recursos podem mensalmente ser adicionados à CAT
“Conta de Assimetria Tarifária”, reduzindo transferências !!!
Vale a pena amadurecer a
sugestão ???
OBRIGADO !!!
Assimetria Tarifária: Aspectos
Complementares a Requerer Atenção
Inadimplência :
 O repasse das distribuidoras arrecadadoras para as distribuidoras com
tarifa subsidiada deveria ser feito com base nos valores efetivamente
recebidos e não com base no faturamento, evitando que se aloque o
risco da inadimplência às distribuidoras que serão meros agentes de
arrecadação. Esse cuidado também evitará, certamente, maior
resistência à idéia do subsídio, resistência essa que em alguma medida
inevitavelmente existirá.
Assimetria Tarifária: Aspectos
Complementares a Requerer Atenção
Operacionalização do repasse:
 Uma alternativa possível seria criar uma conta similar à CDE como
instrumento de arrecadação, certamente incluída nas tarifas como uma nova
componente da Parcela “A” (pass-through).
 Nesse âmbito de hipótese, os cálculos globais seriam feitos considerando
ano civil para todas as distribuidoras, com a Aneel estimando a necessidade
de arrecadação anual para o conjunto, sendo posteriormente o repasse às
tarifas feito nas datas de aniversário das tarifas de cada empresa.
 O que irá ocorrer será, provavelmente, que as Distribuidoras arrecadadoras
terão diferenças acumuladas ao longo do ano entre o que tem que recolher à
“CAT” e o efetivamente arrecadado, diferenças essas que terão que ser
atualizados monetariamente, nos moldes de uma CVA, para a data de
repasse às tarifas (Reajuste Tarifário Anual ou Revisão Tarifária).
Assimetria Tarifária: Aspectos
Complementares a Requerer Atenção
Instrumentos de Controle de Arrecadação e
Repasse :
 Outro desafio a ser enfrentado é a criação dos instrumentos
regulatórios para controle dos montantes arrecadados e repassados, o
que certamente é da competência da Aneel.
Diploma Legal :
 Possivelmente a viabilização de uma solução, qualquer que seja, irá
exigir uma Lei, acrescentando uma dificuldade adicional ao processo,
caracterizada pelo prazo necessário para tramitação e aprovação de um
Projeto de Lei no Congresso Nacional. Além disso, sempre pode haver o
uso politicamente oportunista de um Projeto desse tipo para adicionar
outros itens, que não tem a ver com o objetivo original, amplificando
discussões e prazos.
Propostas Adicionais
Recriar alguma forma de subsídio nacional às
concessões periféricas:
Suportar o impacto da O&M resultante do LpT com CDE, principalmente porque a
pressão sobre a conta estará aliviada após 2010.
Calibrar o nível de qualidade exigido em função do
nível tarifário que se pretende.
No caso do MS: ampliar a rede básica que supre o
Estado, aproximando o ponto de suprimento da
carga.
Transformar as redes de 138kV que tem função de
transmissão em rede básica, de forma a mitigar os
elevados custos de perdas (caso típico Enersul).