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As tarifas do Setor de Energia Elétrica no Brasil foi um dos temas da terceira oficina do curso promovido pelo Fórum em parceria com o Sebrae

A composição das tarifas do setor elétrico brasileiro foi um dos temas da terceira oficina do curso promovido pelo Fórum de Energias Renováveis de Roraima e pelo Sebrae Roraima durante toda esta semana.

A terceira oficina foi dividida em duas partes, sendo uma sobre tarifas do setor elétrico e suas composições e a outra a respeito dos direitos dos consumidores. Os instrutores foram Anton Schwyter, especialista em tarifas do setor elétrico e Clauber Leite, do IDEC, respectivamente.

Anton Schwyter começou a sua aula falando sobre o que integra a tarifa de energia elétrica, como as Parcelas A e B, os encargos e impostos. Também explicou o que são os processos de revisão das tarifas periódica, extraordinária e reajuste tarifário anual.

Em seguida Anton mostrou como é composta a receita da concessionária distribuidora, que os custos das concessionárias são divididos em Parcela A, que são custos não gerenciáveis pela Distribuidora e Parcela B, que são os custos gerenciáveis pela Distribuidora.

“A soma das Parcelas A e B corresponde à receita requerida ou receita da distribuidora, exceto impostos”, disse. Ele falou dos componentes da Parcela A, que são os custos de compra de energia, de transmissão e da conexão ao SIN, mais os encargos tarifários e os da Parcela B, que são os custos operacionais (O&M) eficientes, remuneração dos investimentos prudentes e receitas irrecuperáveis.

Segundo Anton os custos que compõem a receita da distribuidora incluem a tarifa de fornecimento, que deve cobrir os custos envolvidos em toda a cadeia  produtiva, englobando a produção, a  transmissão, a distribuição e a  comercialização de energia.

De acordo com Anton Schwyter, a parcela A é composta pelas perdas elétricas, pelos custos com compra de energia, custos de transmissão e dos encargos setoriais, além dos componentes financeiros (CVA).

Numa aula com termos muito técnicos, o instrutor deu continuidade e explicou como a distribuidora compra a energia e quais os mecanismos usados. “Elas se utilizam de contratos bilaterais (CB), que são os contratos firmados a partir da livre negociação entre os agentes e antes da Lei nº 10.848/2004, os contratos de leilões (CL), que são os contratos de compra e venda de energia anteriores ao Decreto nº 5.163/2004, decorrentes de leilão público no MAE, por meio de contratos da Itaipu (IT) e contratos decorrentes de leilões definidos pelo Decreto nº 5.163/2004. Além desses ainda há os contratos com Angra I e II e os de cotas da garantia física das usinas com Contratos Renovados”, esclareceu.

Depois Anton Schwyter  falou sobre os tipos de contratos de compra de energia, como os de Leilão de Energia Existente (A-1) + MCSD, que é o mecanismo de Sobra e Déficits e troca de energia, os contratos de Leilão de Ajuste, de Leilão de Energia Nova A-4, de Leilão de Energia Nova A-6, os contratos de Leilão de Fontes Alternativas (eólica, solar, etc.), contratos de Geração Distribuída e contratos de Leilão de Projetos Estruturantes (Belo Monte, Jirau, Santo Antônio).

Outro ponto levantando pelo instrutor foi a conta de compensação de variação de valores de itens da Parcela A. Essa conta registra as variações ocorridas no período entre reajustes tarifários de itens de custo da Parcela A, como a tarifa de potência de Itaipu, o transporte de Itaipu, CCC, CDE, Proinfa, TUST, CFURH, ESS, RGR, TFSEE, Encargo Conexão e variação dos custos de aquisição de energia.

“O saldo da CVA é o somatório das diferenças entre o valor da data do último reajuste tarifário e o valor do item na data de pagamento acrescido de remuneração financeira (taxa selic)”. Já o saldo CVA é compensado nas tarifas nos 12 meses após a data do reajuste tarifário anual.

A tarifa do uso do sistema de transmissão foi item seguinte da aula de Anton Schwyter. Ela advém do uso das instalações do sistema de transmissão disponibilizadas pelas transmissoras. Esse valor é pago em função da demanda de potência, multiplicada pela tarifa de uso do Sistema de Transmissão (TUST), estabelecida pela ANEEL.

A TUST, por sua vez, é função da Receita Anual Permitida (RAP) e da parcela de custeio do ONS a serem cobertas por essa tarifa.

Já os encargos de transmissão são pagos pelas concessionárias distribuidoras às transmissoras pelo uso de instalações de conexão não integrantes a Rede Básica e pertencentes às Transmissoras. Anton lembrou que os geradores e autoprodutores também pagam quando utilizam os ativos classificados como Demais Instalações.

O uso do sistema de distribuição refere-se aos valores pagos a outras distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Distribuição, celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição e calculada com base nos valores de demanda de potência contratada, multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada.

Depois Anton explicou quais são os encargos setoriais e mostrou um gráfico com a nova sistemática da CDE, que previu o aporte de recursos da União, o que garantiu a redução de 20% nas tarifas propostas pela MP 579. No entanto, com o agravamento da crise fiscal, os repasses da União cessaram em 2015, culminando no aumento das tarifas.

O instrutor também falou sobre os subsídios e como a ANEEL os classifica , como parte despesas. CCC (caso de Roraima), Carvão Mineral, universalização caso de parte da região Norte.

Os subsídios considerados como descontos tarifários são para irrigação, Fonte Incentivada Consumidor, Fonte Incentivada Gerador, Água e Saneamento, Consumidor Rural, pessoas de baixa renda e para as distribuidoras.

Anton Schwyter esclareceu que na compra de energia estão incluídas as perdas na rede básica e na rede de distribuição (técnicas e não técnicas). “As perdas na rede básica são perdas técnicas que ocorrem no transporte da energia do ponto de produção até o ponto de entrega no sistema de distribuição. Essa despesa é rateada igualmente entre geradores e consumidores. As perdas de distribuição correspondem àquelas que ocorrem dentro do sistema de distribuição e podem ser técnicas, no caso da energia dissipada no seu transporte e perdas não técnicas, no caso de roubo de energia”, destacou.

As perdas não técnicas integram as da distribuição, sendo que a partir do 2º ciclo, os níveis máximos de perdas admitidos para cada concessionária passou a ter como base o desempenho das empresas que se destacaram na gestão das perdas não técnicas.

Para isso, criou-se um índice de complexidade que é o resultado da comparação, quando controlada para as especificidades, e que a eficiência entre as empresas no combate as perdas passa a ser o único fator que explica a diferença das perdas praticadas.

Nesse caso, a empresa que pratica a menor perda é considerada a mais eficiente no combate às perdas, empresa ‘benchmark’, e a empresa que pratica a maior perda tem o seu referencial de perdas baseado na perda da empresa ‘benchmark’.

A Parcela B é composta por anuidades regulatórias, custos operacionais, quota de reintegração, receitas irrecuperáveis e remuneração do capital. As revisões tarifárias ocorrem num ciclo de quatro ou cinco anos e o reajuste tarifário é de forma anual.

Na sequência Anton Schwyter  falou dos componentes tarifários, da estrutura tarifária e da receita da concessionária e sobre as razões da oscilação das tarifas, como a alteração significativa na matriz elétrica brasileira para garantir a expansão da geração; que a expansão foi realizada com aproveitamentos hidrelétricos, de térmicas a gás e óleo com custo variável unitário (CVU), na maioria das vezes, bem superior a R$ 300,00/MWh e fontes de energia renováveis eólicas e biomassa.

Segundo Anton Schwyter, outro ponto relevante, é que a formatação dos leilões que indicariam concorrência entre os investidores e levariam à modicidade tarifária, está sendo prejudicada pela não consideração correta dos atributos de cada fonte. A criação subsídios, financiamento feito pelo Tesouro, e a partir de 2015, financiamento passou para as tarifas (realismo tarifário) e o grande montante de indenizações resultando da MP 579, depois Lei 10.438.

Por Nei Costa

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