Regulamentação das
Tarifas de Energia
Elétrica
Edvaldo Santana
Diretor da ANEEL
Brasília, maio de 2008
Considerações iniciais
Aspectos mais relevantes na tarifa
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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
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
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
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
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
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)
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
Quais os resultados?
Composição da Receita das Concessionárias
Energia Transporte Distribuição Tributos Encargos
setoriais
AMPLA
25,46%
6,94%
27,72%
33,25%
6,91% * 5ª
CEMIG
27,35%
6,03%
30,62%
26,33%
9,68% 12ª
COELCE 30,20%
2,90%
28,80%
32,40%
5,70% 16ª
SAELPA
27,08%
4,96%
35,20%
27,80%
4,96% 18ª
CELPE
26,47%
3,29%
26,03%
39,40%
4,81% 19ª
COELBA 30,96%
4,47%
31,19%
27,25%
6,13% 30ª
* Conseqüência da redução da disponibilidade de energia
da Argentina – Portarias MME nº 294/2006
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
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
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 custo de
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
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 tornálo 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.
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.
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
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)
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;