03 de Junho de 2016

Medida Provisória n 706, de 2015

Já o inciso XI é diferente, ele estabelece que: “prover recursos para as despesas de que trata o art. 4º-A da Lei nº 12.111, de 2009”. O artigo 4º - A foi criado na própria MP 706, ele estabelece que:

Art. 4º - A. As concessionáris titulares das concessões de distribuição que prestam serviço em Estados da Federação,
cujas capitais não estavam interligadas ao Sistema Interligado Nacional - SIN na data de 9 de dezembro de 2009, terão
reconhecidos os custos com a compra de energia, para fins tarifarios, e o custo total de geração, para fins de reenbolso
da CCC, necessários para atender a diferença entre a carga real e o mercado regulatório, sendo que:


I - a carga real a ser utilizada no processo tarifário de 2016 considerará as perdas técnicas e não técnicas efetivas realizadas em 2015; e

II - para os anos subsequentes, de 2017 até 2015, a carga real será calculada considerando um redutor anual de dez por cento da diferença
entre as perdas tecnicas e não técnicas efetivas realizadas em 2015 e o percentual regulatório estabelecido pela ANEEL no processo tarifário
do ano de 2015.

......................................................" (NR)


Aparentemente este artigo permite que sejam repassadas aos consumidores das concessionárias Amazonas Energia (Amazonas), Cea (Amapá), Boa Vista e CERR (Roraima) as perdas reais das distribuidoras e não as perdas regulatórias.

No caso da AME, empresa que o SETE acompanha, as perdas não técnicas regulatórias para 2015 eram de 41,54%, calculadas sobre o mercado de baixa tensão.

Já as perdas não técnicas reais em 2015 eram de cerca de 115% 1 , também calculadas sobre o mercado de baixa tensão.

Com a aplicação do artigo 4º-A o volume de perdas não técnicas consideradas nas tarifas em 2016 irão praticamente triplicar em relação ao volume considerado em 2015.

Também foi estabelecida uma transição entre as perdas reais e as perdas regulatórias. Apenas em 2025 serão novamente consideradas as perdas não técnicas regulatórias nas tarifas das unidades consumidoras atendidas pelas distribuidoras da região norte do país.

Não está completamente claro a origem dos recursos relativos a consideração das perdas reais. Para a TR Soluções fica a interpretação que existe uma duplicidade na origem de recursos: uma proveniente da inserção destas perdas nas tarifas de aplicação, tal qual descrito anteriormente; e outra proveniente de recursos da conta CDE.

A ANEEL no Ofício nº 150/ 2016-DR, página 14, calcula que o impacto nas despesas da CDE em não considerar o nível eficiente de perdas será de R$ 423 milhões por ano.

O artigo 3º da MP 706 também estabelece que haverá uma transição em relação ao rateio da quota de CDE, de forma que em 2035 não haverá mais diferença no valor da quota de CDE entre os submercados Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

Essa transição, no entanto, só se inicia em 2018. Considerando os valores das tarifas atuais de quotas de CDE, a TR Soluções quantificou que o efeito isolado da transição se daria da seguinte forma: a cada ano a tarifa de quota de CDE da região norte/nordeste subiria cerca de R$ 1,40/MWh, enquanto as tarifas das demais regiões reduziriam em cerca de R$ 0,40/MWh.

Art. 4º Este artigo define a forma para se quantificar o preço da energia no Ambiente de Contratação Regulada – ACR médio. A variação do ACR médio define o reajuste das tarifas dos contratos bilaterais e das tarifas de geração para fins do reembolso da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC.

O artigo 4º da MP 706 estabelece que até 2020 o valor do custo médio da energia e potência comercializadas pelos agentes de distribuição no ACR não deverá considerar os encargos setoriais.

No caso da AME, o valor do ACR considerado no reajuste tarifário de 2015 foi de R$ 278,02/MWh. Com a aplicação na nova legislação esse valor passaria para R$ 186,49/MWh.

Também foi estabelecido uma transição referente ao cálculo do valor do ACR médio. A partir de 2021, será considerado 1/15 dos encargos, no ano seguinte 2/15, e assim por diante até chegar em 2035, quando o ACR médio será calculado da mesma forma que é hoje, considerando os encargos.

O impacto desse artigo ocorre nas despesas com compra de energia das distribuidoras e nas despesas da CCC.

No Ofício 150, página 10, a ANEEL explica que o ACR médio de 2016, calculado em R$ 295/MWh, seria reduzido a R$ 223/MWh, se desconsiderados do cálculo os encargos.

A ANEEL ainda no Ofício nº 150, página 14, calcula que o impacto da redução do ACR médio será de R$ 245 milhões por ano.

A TR Soluções avalia que esse impacto pode ser de cerca de R$ 800 milhões por ano. Para calcular o impacto adicional decorrente da redução do ACR médio, foi quantificado a diferença entre R$ 295/MWh e R$ 223/MWh, ou seja, R$ 72/MWh, para posteriormente aplicar ao montante de energia coberta pela CCC.

TR Soluções avalia que esse montante é de 1,2 GW médios (450 MW dos Sistemas Isolados, 550 MW das térmicas de Manaus, 130 MW da usina de Balbina e mais 70 MW de outras térmicas pequenas). O que resultaria em R$ 757 milhões por ano (1200x8760x72), e não R$ 245 milhões.

Diante dos pontos destacados anteriormente, as despesas da CDE teriam os seguintes ajustes:

  • Uma nova despesa por não considerar o nível eficiente de perdas de R$ 423 milhões por ano;
  • Uma nova despesa anual devido a redução do ACR médio de R$ 757 milhões por ano;

No entanto, como existe uma incerteza no que diz respeito aos valores dos itens anteriores, a TR Soluções optou por estabelecer um cenário no SETE, na versão 10.41, considerando:

  • Despesa adicional na conta CDE de R$ 980 milhões;
  • Redução do valor do ACR Médio já em 2016 para quantificar as despesas com compra de energia da distribuidora AME;
  • Elevação do volume de perdas não técnicas para quantificar a energia requerida da distribuidora AME.

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1 Existe uma incerteza no cálculo deste valor devido a não publicidade das informações relativas às energias injetadas nos sistemas de distribuição