Agência Nacional de Energia Elétrica
3ª EDICION DEL CURSO DE REGULACION ENERGETICA
DE ARIAE SOBRE REDES ENERGETICAS
Experiência Brasileira com as
Revisões Tarifárias Periódicas
22 DE NOVEMBRO DE 2005
CARTAGENA DE INDIAS – COLÔMBIA
CONTEÚDO
 I – Características do Setor Elétrico Brasileiro
 II – Segmentação das Atividades
 III – Características da Função Reguladora
 IV – Mecanismos para alterar as tarifas
 V – Metodologia para Revisão das Tarifas
 VI – Regulação por incentivos
 VII – Composição das Tarifas
 VIII – Considerações Finais
I – Características do Setor Elétrico Brasileiro
Principais Características
Segmento de Geração:
Térmica
20%
Nuclear
2%
Hidráulica
70%
Importação
8%
Usina Hidrelétrica
69.223 MW
PCH (< 30 MW)
1.391 MW
Usina Termelétrica
18.030 MW
Usina Nuclear
2.007 MW
Eólica
29 MW
SUBTOTAL
90.680 MW
Importações (com Itaipu)
8.170 MW
Usinas Emergenciais
1.703 MW
TOTAL
100.553 MW
Principais Características
Segmento de Distribuição:
Nº Consumidores = 55.437.740
Nº de Concessionárias = 65
Faturamento = US$ 23,5 bilhões (receita do serviço)
= US$ 8,3 bilhões (tributos)
= US$ 31,8 bilhões
Mercado = 270.285.881 MWh
Principais Características
Segmento de Transmissão:
Tensão entre 230 kV e 750 kV
80.007 Km de linhas
815 circuitos de transmissão
321 Subestações
36 Empresas Transmissoras
US$ 2,8 bilhões de Receita anual
II – Segmentação das Atividades
Segmentação das Atividades
Regulação voltada
para a competição
G
Competição
T
Monopólio
Natural
Forte Regulação
D
Regulação voltada
para a competição
C
Competição
Segmentação das Atividades
Segmentação das atividades (G, T, D e C)
Competição na geração e comercialização
Produção independente de energia
Livre acesso e uso das redes elétricas
Serviços de transmissão e distribuição
fortemente regulados
Liberdade de escolha (consumidor livre)
III – Características da Função Reguladora
Caracterização da função
Reguladora
O grau de interferência do Estado, por meio da
regulação, depende da intensidade do interesse
público envolvido e da capacidade do mercado
em atendê-lo com efetividade.
Mercados competitivos – menos intervenção
Monopólios naturais – forte intervenção
Por que Regular?
 Os mercados falham em produzir a otimização do bem
estar:
 Poder de mercado: falhas na ação da concorrência
(efetiva ou potencial)
 ofertante tem poder sobre os preços, que são
superiores aos competitivos
 menos consumidores participam do mercado
 os que participam têm de deixar de consumir ou
reduzir o consumo de outros produtos
 Condições de produção nas quais a sociedade
perde ou gasta mais recursos para satisfazer um
menor nível de bem estar.
Como se Regula?
 conjunto de instrumentos pelos quais o Estado interfere
direta ou indiretamente na atividade econômica e na
alocação dos recursos, alterando o livre jogo dos
mecanismos de mercado para realizar o interesse público.
 proteger e estimular a concorrência onde ela existe
 controle de estruturas (Lei antitruste)
 repressão a condutas infrativas à concorrência
 simular a concorrência onde ela não é viável
 quantidade de ofertantes
 preços
 qualidade
Qual é o objetivo?
 Produzir os efeitos da competição onde ela não
existe:
 regulação serve como substituto do mercado
 Equilíbrio entre os interesses privados e públicos:
 operação eficiente
 justa e eficiente alocação de custos entre
consumidores
 atrair investimentos
objetivos obtidos espontaneamente em
mercados competitivos
Como se Regulam as Tarifas?
Utilizando-se as técnicas disponíveis dentro da lei
para replicar a ação da concorrência
regimes tarifários:
 Custo do serviço (taxa de retorno)
 Regulação por incentivos (preços máximos)
Custo do Serviço
 Os preços são fixados a qualquer tempo, por
solicitação da empresa ou por iniciativa do regulador,
com o objetivo de manter uma “taxa de retorno
adequada”.
 Os preços são fixados com base em custos razoáveis,
incluindo os custos de operação e de investimentos.
 O enfoque é o controle dos lucros da empresa regulada
(não pode ganhar demais!).
Custo do Serviço: Problemas
 falta de incentivos para alcançar operação eficiente e
minimização dos custos;
 falta de incentivos para inovações;
 incentivo ao excesso de investimentos;
 assimetria de informações;
 alto custo regulatório.
Como superar essas
limitações?
Regime de Regulação por
Incentivos (Preços Máximos)
Regulação por incentivos –
O que é?
 conjunto de regras regulatórias concebido para
promover inovação, eficiência e redução de custos;
 regime tarifário que permite o compartilhamento
de eficiência entre a empresa regulada e os
consumidores;
 variante da regulação pelo custo do serviço.
Regime de Preços Máximos
 empresa se defronta com tarifas máximas
estabelecidas inicialmente, em geral, com base no custo
do serviço.
 regras de variação previamente estabelecidas:
 Reajuste anual: tarifas máximas reajustadas por um
índice de preços a cada ano (manter o valor real).
 Revisão tarifária: em intervalos de tempo definidos
as tarifas são revistas de acordo com os custos e são
fixadas metas de eficiência que se refletirão nos reajustes
futuros.
Preços Máximos
Como é no Brasil?
Regime de Preços Máximos Brasil
 Preços máximos fixados inicialmente foram as
tarifas vigentes na asinatura do contrato de concessão.
 As tarifas (preços máximos) são reajustadas
anualmente mediante fórmula específica, que separa
os custos em “gerenciáveis” e “não-gerenciáveis”.
 A cada intervalo de 4 ou 5 anos as tarifas são
revistas de acordo com os custos e são fixadas metas
de eficiência que se refletirão nos reajustes seguintes
(Fator X).
 Cláusula de revisão extraordinária.
IV – Mecanismos para Alterar as Tarifas
Contratos de Concessão de
Distribuição
 Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND;
 Criação da ANEEL: 1997 – Implementar as
disposições estabelecidas nos contratos de
concessão;
 Mecanismos de alteração das tarifas previstos nos
contratos (cláusula econômica)
 reajuste tarifário anual
 revisão tarifária extraordinária
 revisão tarifária periódica
Contrato de Concessão
Mecanismos para alterar as tarifas
D
Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica
Reajuste anual
Revisão Extraordinária
Revisão Periódica
O contrato de concessão
define a fórmula de reajuste
anual das tarifas
Em qualquer data, desde
que comprovado o
desequilíbrio econômico
financeiro
O contrato de concessão
estabelece diretrizes gerais
Mecanismos de Alteração das
Tarifas
Assinatura
do contrato
Reajuste tarifário
anual
Revisão tarifária
periódica
2000
2002

1996
1999
2001
Revisão tarifária
extraordinária
2003
Contrato de Concessão
Mecanismos para alterar as tarifas
Reajuste Tarifário Anual (IRT)
Receita
= Parcela A
+
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Parcela B
IGP-M
Contrato de Concessão
Mecanismos para alterar as tarifas
Reajuste Tarifário Anual (IRT)
Parcela A
Despesas não
gerenciáveis
pela
distribuidora
Define a nova PA
na data do
reajuste
+
Parcela B
Receita da
= Distribuidora (RA0 )
Despesas
que variam
conforme a
gestão da
distribuidora
A nova PB é
atualiza por
índice de
variação da
inflação +oufator X
PA1 + PB0 (IVIX)
IRT =
RA0
Reajuste tarifário anual Fórmula dos Contratos de Concessão
IRT =
PA1 + PB1
RA0
=
RA1
RA0
PB 1 = PB0 (IGPM +/- X)
PB0 = RA0 - PA0
Fator X = 0
(até a ocorrência da primeira revisão tarifária periódica)
Reajuste tarifário anual Fórmula dos Contratos de Concessão
VPA1  VPB0 IGPM  X 
reajuste(%) 
RA0
reajuste(%) 
RA1
RA0
VPB0  RA0  VPA0
VPB1  VPB0 X IGPM
RA1  VPA1  VPB1
RA = Receita Anual
VPA = Valor da Parcela A
VPB = Valor da Parcela B
Contrato de Concessão
Mecanismos para alterar as tarifas
Diretrizes para a Revisão Tarifária Periódica
No momento da Revisão Tarifária as tarifas são reconstruídas e o
Fator X é calculado.
Devem ser considerados:
 alteração na estrutura de custos;
 alteração na estrutura de mercado;
 nível das tarifas em empresas similares no contexto
nacional e internacional;
 estímulo à eficiência; e
 estímulo à modicidade tarifária.
Revisão tarifária periódica
Reposicionamento Tarifário
Objetivo: redefinir o nível das tarifas de fornecimento de
energia elétrica, considerando:
 custos operacionais eficientes;
 adequada remuneração sobre investimentos prudentes.
Fator X
Objetivo: compartilhar com os consumidores os ganhos
de produtividade derivados do crescimento do mercado
do serviço regulado previstos para os períodos
compreendidos entre as revisões.
Revisão Tarifária Periódica
RECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Compra de Energia
+
Transporte de Energia
+
Encargos Setoriais
Custos Operacionais
+
Remuneração
+
Depreciação
V – Metodologia para Revisão Tarifária
Metodologia para Revisão
Tarifária
custos
operacionais
+
remuneração
do capital
Perspectiva do prestador do serviço
Como estabelecer
tarifas justas ?
Sustentabilidade
Eficiência
TARIFA
Perspectiva do consumidor
qualidade
universalização
modicidade
competitividade
Equidade
Conciliar as perspectivas
do consumidor e da
distribuidora
Evitar os problemas da
assimetria de
informações
RECEITA DO SERVIÇO
RECEITA
DO SERVIÇO
=
PARCELA A
+
PARCELA B
Custos
Custos
Não Gerenciáveis Gerenciáveis
Parcela B
Base de
Remuneração
Líquida
x
Base de
Remuneração
Bruta
Taxa de
retorno
Remuneração (R$)
+
x
Quota de
Reintegração
Parcela B
Empresa de
Referência
Taxa de
Deprec.
+
Custos de
operação
Metodologia para Revisão
Tarifária
custos
operacionais
remuneração
do capital
Depreciação
Metodologia da Empresa
de Referência
Metodologia para definir a
estrutura do capital
Metodologia para definir
Custo do Capital
Metodologia para definir
Base de remuneração
Metodologias para
Revisão Tarifária
Metodologia da Empresa de Referência - ER:
 Defini-se uma empresa com gestão eficiente considerando
as características da área de concessão (particularidades de
cada região, ex: concentração da população, áreas rurais,
número de cidades, etc)
 As atividades do serviço de distribuição de energia elétrica
são mapeadas (ex: atendimento ao público, manutenção de
linhas, entrega de faturas, etc.)
 A cada atividade são associados parâmetros que
representam custos eficientes (ex: salários, custo de m2
alugado, despesa com material de escritório por empregado,
etc)
 Fica estabelecido o “custo operacional eficiente” para a
empresa de referência. Este é o custo reconhecido na tarifa
Metodologias para
Revisão Tarifária
Metodologia da Empresa de Referência - ER:
 O Regulador minimiza o problema da assimetria de
informações (não usa os dados da empresa)
 Para algumas empresas são necessários ajustes nos
parâmetros considerados, devido a particularidades da área de
concessão não capturadas.
Exemplo da aplicação da ER no cálculo da tarifa de uma distribuidora
ER
Distribuidora
1o Resultado
$ 142.173.696
$ 257.359.512
Resultado
após ajustes
$ 145.601.583
$ 158.936.943
Metodologias para
Revisão Tarifária
Metodologia da Base de Remuneração:
O conceito chave da Resolução ANEEL no 493/2002 é refletir
os investimentos prudentes na definição das tarifas dos
consumidores.
 Investimentos requeridos para que a concessionária possa
prestar o serviço de distribuição cumprindo as condições do
contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade
exigidos), avaliados a “preços de mercado” e “adaptados”
através dos índices de aproveitamento definidos na referida
Resolução.
Metodologias para
Revisão Tarifária
Metodologia da Estrutura de Capital:
Objetivo: definir qual a melhor proporção de capital próprio e de
capital de terceiros.
 É considerada a melhor proporção aquela que reflete o
menor custo do capital empregado na concessão.
 Premissa: as empresas buscam o grau ideal de alavancagem.
 Para isso são considerados:
• o custo de utilizar o capital de terceiros (mais barato); e
• o custo por utilizar o próprio capital da empresa (mais caro).
ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL
CAPITAL PRÓPRIO
CAPITAL DE TERCEIROS
50%
50%
Metodologias para
Revisão Tarifária
Metodologia do Custo do Capital:
Objetivo: definir qual o custo de oportunidade do investidor.
 Premissa para a definição do custo do capital próprio:
Atrair e manter o investidor no negócio de distribuição de energia
elétrica (percepções de riscos, alternativas de investimento, ativos
livres de risco, prêmio exigido pelo risco do investimento).
 Método: CAPM - Capital Asset Pricing Model
 Custo do capital próprio considerado: 14,72%
Metodologias para
Revisão Tarifária
Metodologia do Custo do Capital:
 Premissa para a definição do custo do capital de terceiros:
Similar ao custo do capital próprio considerando os riscos do
negócio, outras alternativas de investimento e adicionalmente
associado ao risco do empréstimo.
 Método: CAPM - Capital Asset Pricing Model
 Custo do capital próprio considerado: 13,05%
Metodologias para
Revisão Tarifária
Metodologia do Custo do Capital:
 Definição da Taxa de Retorno do Capital Investido
Considera o custo de capital próprio e o custo de capital de
terceiros ponderados pela estrutura ótima do capital
 Método: WACC – Weighted Average Cost of Capital
 Retorno do capital investido: 11,26%
(taxa real depois de impostos)
Outros Mecanismos
para a Regulação Econômica
FATOR X
O Fator X é calculado na data da revisão tarifária periódica
para aplicação nos reajustes anuais subseqüentes
Objetivo:
Compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade
da distribuidora obtidos em função do aumento da demanda
na área servida (maior consumo e/ou maior número de
consumidores)
Fator X
1º período tarifário:
X = 0; Inflação = 0
2º período tarifário:
X > 0; Inflação = 0
Ganhos de eficiência
efetivos
Tarifa
T1
Ganhos de produtividade
T2
T3
Custos de operação e
remuneração do capital
(Parcela B)
Custos não-gerenciáveis
(Parcela A)
1998
1999
2000
2001
2002
Ganhos de
eficiência
2003 2004
2005
2006
2007
Fator X
Fator X = f(Xe , Xc , Xa)
Xe = Ganhos de produtividade derivados da mudança na escala do
negócio por incremento da demanda da área servida (tanto
por maior consumo dos clientes existentes, como pela
incorporação de novos usuários)
Xc = Avaliação dos consumidores sobre a sua concessionária,
obtido como resultado da pesquisa IASC. (entre –1% e 1%)
Xa = Estabelecido pela Resolução CNPE n.º 1, de 04/04/03. O
Fator X deve considerar, para o componente mão-de-obra
da Parcela B, índice que reflita a remuneração deste recurso.
VI – Regulação por Incentivos
Regulação por Incentivos
 Limite de repasse para o preço da energia comprada
Valor Normativo - VN e Valor de Referência - VR: incentivo
para que as compras de energia sejam feitas por valores inferiores
ao VN ou VR (é o próprio limite). A diferença entre o preço da
compra e o valor repassado às tarifas fica para o investidor.
O&M da Empresa de Referência
Incentiva a gestão da empresa com custo inferior ao
reconhecido para a Empresa de Referência. Nesta situação, a
diferença é do investidor.
Regulação por Incentivos
 Tratamento regulatório para a inadimplência
O problema da inadimplência dos consumidores é reconhecido
nas tarifas como parte dos custos operacionais. No entanto, a ANEEL
considera uma trajetória descendente, partindo de 0,5% do
faturamento bruto até o patamar de 0,2%.
Perdas não técnicas: limite e trajetória descendente
As perdas não técnicas não são consideradas na totalidade
pleiteada pelas empresas. São admitidos limites máximos definidos
por análise do histórico, comparação com distribuidoras similares.
Para os casos mais graves é estabelecida trajetória descendente.
VII – Composição das Tarifas
Componentes das Tarifas
TUSD – FIO B
Remuneração + Depreciação+O&M
TUSD – FIO A
TUSTRB + TUSTFR + Conexão + Uso Redes outras D’s + PERDASRB
TUSD – ENCARGOS DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO
RGR + TFSEE + P&D + ONS
Componentes das Tarifas
TUSD – DIVERSAS
TUSDPERDAS TÉCNICAS + TUSDPERDAS NÃO TÉCNICAS
+ TUSDCCC + TUSDCDE + TUSDPROINFA
TE – Tarifa de Energia
Compra de Energia + Geração Própria
+ ITAIPU + ESS
Formação da Receita do
Distribuidor
Receita do Serviço
Consumidores cativos
A2 A3
A4
TUSD
TUSD FIO
TUSD
ENCARGO
B1
B2
B3
Consumidores livres
B4
A2
A3
A4
TUSD
TE
TUSD FIO
TUSD
ENCARGO
TUSD – Tarifa de uso dos sistemas de distribuição
TE – Tarifa de Energia (exclusiva para o consumidor cativo)
Composição das tarifas (%)
Geração
Transmissão
31,77%
7,80%
Distribuição
26,43%
Encargos/Tributos
34,00%
Composição da Receita (%)
ITENS
COMPOSIÇÃO %
RECEITA NECESSÁRIA
100
PARCELA “A”
48,14
ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA
32,29
ENCARGOS SETORIAIS
8,05
TRANSPORTE DE ENERGIA
7,80
PARCELA “B”
26,43
PIS/COFINS e ICMS
25,95
MODICIDADE
0,52
VIII – Considerações Finais
Experiência no Brasil
 61 empresas com contrato de concessão terão
passado por processo de revisão tarifária ao final de
2005
 56 já passaram pelo 1º processo de revisão tarifária
periódica
 Estão sendo estudados aprimoramentos
metodológicos para o segundo ciclo que inicia em
2007.
Considerações Finais
 O regime de regulação por incentivos estimula as
concessionárias de distribuição a buscar eficiência e redução de
custos ao longo do primeiro período tarifário. Em face das
abordagens adotadas pelo regulador na revisão tarifária, o
reposicionamento tarifário e o Fator X obrigam-nas a prestar o
serviço com eficiência para não incorrerem em prejuízos no
segundo período tarifário;
As abordagens adotadas pela ação regulatória podem afetar
interesses setoriais específicos. Contemplar tais interesses foge
ao escopo do regime regulatório, pois que constitui objetivo de
políticas de governo;
Considerações Finais
 Tais abordagens têm gerado algumas manifestações contrárias
por parte de agentes no setor elétrico em diferentes instâncias;
 Alguns porque tinham expectativa de receber uma remuneração
sobre o valor pago na privatização e ter cobertura tarifária sobre
custos reais ou mesmo uma estrutura de capital incompatível com a
prestação do serviço público de forma eficiente;
Outros porque tinham expectativa de redução considerável das
tarifas de energia elétrica.
Considerações Finais
 Ao regulador compete cumprir as disposições da legislação e dos
contratos de concessão e garantir de forma equilibrada os direitos
dos consumidores e das concessionárias do serviço público de
distribuição de energia elétrica.
Agência Nacional de Energia Elétrica
www.aneel.gov.br
0800-727-2010
Fone: (61) 2192-8803
[email protected]
MUITO OBRIGADA