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O reajuste tarifário extraordinário realizado em janeiro de 2013 reduziu, em média, 17% as Tarifas de Aplicação* praticadas em 2012. O efeito médio desta redução percebido pelo consumidor foi da ordem de -19%.

O “Reajuste Médio” explica o quanto as tarifas econômicas devem ser reposicionadas de forma a permitir que as distribuidoras arrecadem receita suficiente para fazer frente aos seus novos custos econômicos e financeiros.

O “Efeito Médio percebido pelo Consumidor” mede a variação das Tarifas de Aplicação decorrente do evento tarifário. Basicamente indica o quanto vai variar a fatura de energia após um evento tarifário, seja ele um reajuste ou uma revisão.

Quando as Tarifas de Aplicação se distanciam das Tarifas Econômicas** também se distancia o “Reajuste Médio” do “Efeito Médio percebido pelo Consumidor”.

Obs* Tarifas de Aplicação - As Tarifas de Aplicação são as tarifas que de fato são utilizadas no cálculo das faturas dos consumidores. Estas tarifas englobam os custos econômicos e os custos financeiros anuais das distribuidoras de energia.
Obs** Tarifas Econômicas - As Tarifas Econômicas são as tarifas de base para os reajustes tarifários. Estas tarifas englobam apenas os custos econômicos anuais das distribuidoras de energia.

O reajuste da AES-SUL em 2014 exemplifica o quanto podem variar esses índices. Enquanto o “Reajuste Médio” foi de 16,42%, o “Efeito Médio percebido pelo Consumidor” foi de 29,54%.

No cenário de novas despesas desenhado pela TR Soluções para as distribuidoras de energia elétrica, os “Reajustes Médios” para os próximos anos deverão ser de 12% em 2015; 15% em 2016; 8% em 2017; 5% em 2018 e 0% em 2019.

Já os “Efeitos Médios percebidos pelo Consumidor” frente a estes reajustes médios deverão ser de 9% em 2015; 1% em 2016, -7% em 2017, 0% em 2018 e -4% em 2019.

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Os resultados médios indicam que em termos de aumento na Conta de Luz são esperados para os próximos dois anos elevações maiores aos valores já verificados em 2014. Ainda é possível observar que as Tarifas de Aplicação devem cair a partir de 2017.

Este cenário de despesas considera basicamente três fatores:

  • Toda a Energia proveniente do Regime de Cota será alocada ao Mercado Cativo;
  • O Tesouro fará um aporte a CDE em 2015 de R$9 bilhões;
  • Os preços anuais médios do mercado de energia de curto prazo (PLD***) devem evoluir tal qual indicado no deck de saida newave de agosto de 2014.

Obs*** Os valores do PLD médio anual são obtidos dos valores oficiais do deck de saída do Newave referente ao PMO de agosto/2014;

Cenários em 2015 e 2016:

  • Pagamento anual de 20% dos Empréstimos de 2013 – do passivo da CDE;
  • Pagamento anual de 50% dos Empréstimos de 2014 – da Conta ACR;
  • Entrada de Energia Regime de Cotas 4913 MW médios a R$ 38,00 /MWh;
  • Aporte do Tesouro na CDE de R$9 bilhões em 2015 e de R$6 bilhões em 2016;
  • PLD em 2015 de R$ 350,00/MWh e em 2016 de R$ 210,00/MWh.

Cenário em 2017:

  • Pagamento de 20% dos Empréstimos de 2013 – do
    passivo da CDE;
  • Entrada de Energia Regime de Cotas 466 MW médios
    a R$ 40,00/MWh;
  • Aporte de R$ 6 bilhões pelo Tesouro na CDE;
  • PLD em 2017 de R$ 165,00/MWh.

Cenários em 2018 e 2019:

  • Pagamento de 20% em 2018 e em 2019 dos
    Empréstimos de 2013 – do passivo da CDE;
  • Aporte de R$ 6 bilhões pelo Tesouro na CDE;
  • PLD em 2018 e em 2019 de R$ 150,00/MWh.

Em condições normais de operação, em que os leilões no Ambiente de Contratação Regulada – ACR são realizados regularmente e o regime pluviométrico é normal, as diferenças entre as Tarifas de Aplicação e as Tarifas Econômicas são mínimas. Isso porque as componentes financeiras, que são somadas às componentes econômicas, devem ser meras coadjuvantes no cálculo tarifário, de forma a contemplar apenas pequenos ajustes decorrents de variações ocorridas nos doze meses anteriores ao evento tarifário.

A combinação da não realização do Leilão A-1 em 2012 com a redução das chuvas na região Sudeste a partir de 2013 resultou na elevação dos custos de compra de energia das distribuidoras, o que mudou dramaticamente a relação entre as Tarifas de Aplicação e as Tarifas Econômicas.

Para amenizar o impacto dos custos de compra de energia nos reajustes das tarifas, após a Revisão Extraordinária das tarifas, realizada em 24 de janeiro de 2013 (MP 579/2012), a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) emprestou em 2013 às distribuidoras cerca de R$ 10 bilhões. Como a pressão sobre os custos de compra de energia se manteve ao longo do primeiro semestre de 2014, foram realizados novos empréstimos às distribuidoras via CCEE por meio da chamada Conta-ACR. Oficialmente já foram alocados para a Conta-ACR recursos da ordem de R$ 17,7 bilhões.

O que esperar dos reajustes para os próximos anos? De concreto, sabe-se que a partir de 2015 iniciam-se os pagamentos destes empréstimos. Felizmente, soma-se também a este calendário a entrada de mais energia sob o Regime de Cotas ao portfólio de compra de energia das distribuidoras. Se os preços da energia no mercado de curto prazo (PLD) caírem nos próximos anos e o Tesouro mantiver anualmente aportes da ordem de R$ 9 bilhões à CDE, espera-se que a partir de 2017 as Tarifas de Aplicação deixem de roubar a cena do cálculo tarifário ao voltarem a se aproximarem mais uma vez das Tarifas Econômicas.

Resumindo, se as suas tarifas já foram fortemente reajustadas em 2014, é provável que sofram novos aumentos em 2015 e 2016, voltando a cair somente a partir de 2017.

No entanto, é sempre bom lembrar ao leitor que a análise apresentada pela TR Soluções considerou valores tarifários médios, tanto para os reajustes publicados como para os reajustes esperados. Neste sentido, os valores tarifários específicos de cada distribuidora podem divergir dos valores médios apresentados.

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A TR Soluções continua atuando em desenvolvimento de programas de computador customizáveis voltados para as necessidades dos setores de energia elétrica, água e gás.

Já a TR Soluções WEB atua na prestação de serviços para consolidação, simulações e análise de dados do setor elétrico relacionados ao cálculo tarifário.