10 de Outubro de 2016

Análise da Audiência Pública n. 058/2016: Regulamentação das novas concessões de distribuição

Até o dia 8 de novembro de 2016, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) recebe contribuições à Audiência Pública n. 058/2016 (AP 58), que tem como objetivo regulamentar os procedimentos tarifários daquelas distribuidoras que tiveram suas concessões prorrogadas, conforme Decreto n. 8.461/20151, bem como das distribuidoras que assinarem, em caráter opcional, termo aditivo com novas regras, conforme Despacho Aneel n. 2.194/20162.

Com o objetivo de manter seus clientes sempre atualizados sobre eventuais alterações regulatórias que tenham impacto significativo nas tarifas de distribuição de energia elétrica, a TR apresenta a seguir uma análise da proposta de regulamentação de que trata a AP 58.

Dos pontos descritos nesta audiência pública, a TR identificou um conjunto de medidas, elencadas conforme os itens (ou parágrafos) da Nota Técnica nº 294/2016-SGT/SRM/ANEEL, que podem alterar as atuais expectativas para as projeções tarifárias. São eles:

  • Item 17: estabelece que todos os ciclos tarifários se alteram para 5 anos;
  • Item 18: alteração do índice de variação da inflação de IGP-M para IPCA;
  • Itens 21 e 25: estabelece novo procedimento para a determinação do valor da Parcela B em eventos de reajustes tarifários ordinários;
  • Item 37: estende a neutralidade para todos os itens de custo da Parcela A, minimizando o efeito da variação de mercado da distribuidora. Atualmente a neutralidade só se aplica aos encargos setoriais;
  • Item 87: define a possibilidade de o regulador estabeler custos econômicos projetados para itens de custo da Parcela A;
  • Item 107: determina que o Fator X será calculado de forma ex-post;
  • Item 111: permite alterações da estrutura tarifária a qualquer tempo, não somente em eventos de revisão tarifária;
  • Item 114: determina que os custos com Receitas Irrecuperáveis sejam alocados, em R$/MWh, entre os grupamentos tarifários, da mesma forma adotada para o rateio das Perdas Não Técnicas;

Os itens de 18 a 25 da NT 294 detalham os novos procedimentos de cálculo da Parcela B nos processos de reajuste tarifário. Fica estabelecido que a nova Parcela B não contemplará mais custos com Receitas Irrecuperáveis, sendo as mesmas tratadas agora como item de custo da Parcela A. Por outro lado, os atuais custos com ONS, tratados como Parcela A, passam a compor a Parcela B. Assim, o encargo ONS deixa de ser tratado como um componente tarifário. Também, pelas novas regras, as receitas oriundas de Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos passarão a ser apuradas anualmente no período de referência, de forma a determinar a cada ano a nova Parcela B.

A possibilidade de atualizar anualmente os faturamentos com Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos melhora a aderência entre esses faturamentos e os montantes econômicos considerados para a modicidade tarifária. Além da composição da Parcela B ter sido alterada quando dos processos de reajuste tarifário, também ocorreu uma mudança no fator de correção monetária utilizado.

Além da questão relativa à composição da Parcela B a título do reajuste tarifário, também ocorreu uma mudança no fator de correção monetária utilizado, ao invés do atual IGPM será adotado o IPCA.

Ainda no que diz respeito à formação da Parcela B em anos de reajuste tarifário, a Parcela B0 não será mais calculada pela diferença entre a Receita Verificada e os custos da Parcela A0. O valor da Parcela B0 será obtido pela aplicação da Tarifa Fio B vigente ao mercado de referência. Essa alteração permite que o valor da Tarifa Fio B não sofra mais influência das variações anuais de mercado.

Em relação à ampliação da neutralidade, conforme item 37 da NT 294, os atuais elementos de custo da Parcela A relativos aos custos com EUST, EUSD, Compra de Energia e Receitas Irrecuperáveis se somam aos encargos TFSEE, CDE, ESS, EER, PROINFA, e CDE ENERGIA na composição do conjunto de custos com neutralidade tarifária.

O item 87 é sem dúvida a maior inovação no cálculo tarifário, uma vez que permite ao regulador estabelecer provisoriamente, a título de projeções de custos em situações excepcionais, valores econômicos que possam vir a ser publicados ao longo do próximo período tarifário. Essa medida anteciparia receitas para as distribuidoras, o que evitaria a formação de desequilíbrios financeiros. É importante lembrar que os desequilíbrios financeiros são inevitavelmente, em algum momento, repassados às unidades consumidoras ou aos contribuintes.

Da forma que está descrito na AP 58, o item 87 se caracteriza como sendo de natureza extremamente discricionária. Sua operacionalização, como descrita, implicaria em uma maior incerteza quanto aos valores esperados para as tarifas reguladas. Sob a ótica da estabilidade e previsibilidade tarifária, o ideal seria que o regulador definisse as condições mínimas de contorno que resultariam na determinação prospectiva de um custo econômico da Parcela A.

A TR faz algumas indagações e reflexões sobre o tema:

  • O que são custos excepcionais? O regulador exemplifica o reajuste esperado da RAP em 20173 como um evento excepcional. O ideal é que parâmetros de controle fossem estabelecidos para caracterizar o que vem a ser um evento excepcional. Uma alteração esperada para um determinado custo que resulte em um impacto tarifário maior do que X% poderia facilmente caracterizar um evento como sendo excepcional;
  • Com quanto tempo de antecipação as distribuidoras poderão ter a cobertura econômica de custos excepcionais? Distribuidoras cujos reajustes ocorressem com uma antecedência de 1 a 4 meses de um evento excepcional provavelmente teriam expectativas de custos antecipadas nos eventos tarifários. Qual seria o tratamento adotado às distribuidoras cujos reajustes ocorressem com uma antecedência de mais 10 meses, por exemplo? Elas também seriam contempladas com esse procedimento?
  • As variações acentuadas de custos econômicos que sejam esperadas, mas com natureza negativa, ou seja, que reduziriam as tarifas de distribuição, também serão tratadas como custos excepcionais? A NT 294 cita apenas exemplos de eventos excepcionais de aumento de custos.

Enfim, a TR considera fundamental o estabelecimento de regras claras sobre quais custos serão considerados excepcionais para serem antecipadamente incluídos nas tarifas. A previsibilidade no tratamento a ser dado pelo regulador nos eventos tarifários representa maior transparência do processo, o que é essencial à maturidade regulatória.

Outra novidade é apontada no item 111 da NT 294. A partir de agora, a Aneel permitirá que sejam feitas alterações na estrutura tarifária em qualquer processo tarifário, não somente nos de revisão. De fato, a nova regra estabelece uma maior flexibilidade quanto ao desenho tarifário, uma vez que o critério de alocação de custos entre as unidades consumidoras pode ser continuamente revisado. No entanto, é importante que essas modificações sejam precedidas de debates com as unidades consumidoras afetadas pela alteração da estrutura tarifária. Neste sentido seria oportuno que o rito regulatório para a proposição de novos desenhos tarifários contemplasse audiências públicas específicas.

Outra alteração proposta na AP 58 é tratada no item 107, comparativamente menos impactante que os demais itens. A nova regra insere uma volatilidade anual ao cálculo do Fator de Produtividade (Pd), que compõe o Fator X. Isso se dá pelo fato do cálculo do Fator de Produtividade passar a ser quantificado anualmente a partir das variações (ex-post) de mercado e de unidades consumidoras. No entanto, aplicação de Fator X ex-post poderá acontecer apenas a partir da próxima revisão tarifária de cada concessionária (em 2017 ocorrerão 17 revisões tarifárias). Já alterações na metodologia empregada hoje, que leva em conta a Produtividade Total dos Fatores, somente poderão acontecer em 2019, quando a metodologia de cálculo do Fator X será totalmente revisada.

Por último, a adoção de um novo critério de rateio das Receitas Irrecuperáveis entre os níveis de tensão, seguindo a mesma estrutura hoje adotada para o rateio das Perdas Não Técnicas, tende a pressionar para cima as tarifas das unidades consumidoras conectadas em baixa tensão. É importante lembrar que atualmente as Receitas Irrecuperáveis são alocadas entre as unidades consumidores segundo a estrutura tarifária baseada nos custos marginais de capacidade, que é o atual critério de alocação do custo de Fio B entre as unidades consumidoras. Ao se alterar o critério de alocação das Receitas Irrecuperáveis, será criado um novo componente tarifário, sem sinalização horária, a ser incluído na Tarifa de Uso dos Sistema de Distribuição e cobrado com base no consumo energia, em R$/MWh.

As distribuidoras que ainda não aditivaram seu contrato ou que ainda poderão ter seus contratos renovados (ano de vencimento e a respectiva distribuidora) são:

  • 2025: ESCELSA;
  • 2026: AMPLA e LIGHT;
  • 2027: AES-SUL, COELBA, COSERN, CPFL-Paulista, EMT, ESE e RGE;
  • 2028: BANDEIRANTE, CELPA, COELCE, ELEKTRO e ELETROPAULO;
  • 2029: CAIUÁ, ETO, CFLO, CNEE, COPEL, EDEVP, BRAGANTINA, EMG e FORCEL;
  • 2030: CELPE, CEMAR, CERR, EBO e JARI;
  • 2031: EPB;
  • 2032: CPFL-Piratininga;

___________________

1 Decreto n. 8.461/2015: regulamenta a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, de que trata o art. 7º da Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e o art. 4º-B da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995.

2 Despacho n. 2.194/2016: aprova minuta de termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, de caráter opcional, para as concessionárias que não tiveram os contratos prorrogados, permite a optarem por aderir a todos os itens do contrato de concessão, resultante da Audiência Pública ANEEL 038 de 2015, e estabelece que, em caso da concessionária fazer a opção de aderir os itens, o contrato, que poderá contemplar nova data para realização das revisões e dos reajustes tarifários periódicos, e os indicadores previstos, devem ser objeto de audiência pública especifica para cada concessionária.

3 O início do pagamento pela indenização das transmissoras da RBSE entrará em vigor a partir da vigência do ciclo da RAP de 2017 (1º de julho). Segundo as regras atuais, apenas as distribuidoras cujos processos tarifários ocorrem no segundo semestre de 2017 é que perceberiam o aumento de cerca de 300% da RAP em 2017. As demais distribuidoras, apenas em 2018. A partir das novas regras propostas no âmbito da AP 58, uma vez conhecendo o impacto futuro da tarifa de transmissão, a Aneel poderia antecipar para os processos tarifários do primeiro semestre de 2017 custos com a indenização de transmissão que entram em vigor no segundo semestre.