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Page 1: NOTA DE ESCLARECIMENTO Sobre a Resolução Aneel nº … · 2002-07-26 · e por conseguinte fazer sua opção de compra a qualquer concessionário. ... consolidadas na Portaria MME

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

NOTA DE ESCLARECIMENTO

Sobre a Resolução Aneel nº 22/2001

VALOR NORMATIVO

DATA: 06/02/2001

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1. INTRODUÇÃO

A necessidade de controle do repasse dos custos de energia comprada pelasdistribuidoras a seus clientes cativos sempre foi um ponto de grande relevância para oPoder Concedente, tendo sido inclusive objeto de exaustivas discussões durante odesenvolvimento do projeto de reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, PROJETORE-SEB, no período 1995-1998.

A Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 apresenta, dentre outros, a nova forma derelacionamento entre concessionários e autorizados de geração e concessionários epermissionários de distribuição onde a compra e venda de energia passa a ser de livrenegociação, observadas as condições de transição no período 1998-2005. A partir de2003, os volumes de energia inicialmente contratados serão gradativamente reduzidos,na proporção de 25% ao ano, e liberados para contratação no ambiente de mercado.Essa lei também determina que a ANEEL estabeleça critérios que limitem os repassesdo custo da compra de energia elétrica, bilateralmente negociada, para as tarifas defornecimento aplicáveis aos consumidores cativos. A Lei 9.074, de 1995, estabeleceque, após julho de 2003, o Poder Concedente poderá vir a diminuir os limites de carga etensão que caracterizam os consumidores cativos, podendo estabelecer que todo equalquer consumidor de energia elétrica venha a ser classificado como consumidor livree por conseguinte fazer sua opção de compra a qualquer concessionário.

O processo regulatório para estabelecimento desses limites iniciou-se com a publicaçãoda Resolução ANEEL nº 266/98, de 13 de agosto de 1998, na qual foram estabelecidosos procedimentos para o cálculo do repasse, onde o Valor Normativo é o custo dereferência para cotejamento entre o preço de compra e o preço a ser repassado àstarifas. Após processo de Audiência Publica, a ANEEL emitiu a Resolução nº 233, em29 de julho de 1999, onde foram estabelecidos os valores normativos para referênciade repasse, discriminados por fonte de geração, sujeitos a fatores de ponderação efórmula de reajuste.

A legislação retro-citada já previa a revisão dos valores de repasse na ocorrência demudanças estruturais relevantes na cadeia de produção de energia elétrica e naspolíticas e diretrizes do Governo Federal, entre outros. A fixação de preços e condições,por parte do Governo Federal, quanto à utilização do gás natural para geração deenergia elétrica, consolidadas na Portaria MME nº 215, de 26 de julho de 2000, acrescente demanda mundial ao mercado fornecedor de máquinas e equipamentostermelétricos, assim como a evolução nos custos de operação e manutenção,acarretaram em necessidade de atualização dos valores normativos até então vigentes.

Outro aspecto de fundamental importância para o estabelecimento de critérios quelimitem o repasse dos preços livremente negociados para as tarifas é a característica denecessidade de expansão da oferta de energia no setor elétrico brasileiro. É esperadoum crescimento do mercado de energia elétrica a uma taxa de 4,3% ao ano nohorizonte decenal, sendo necessário um acréscimo de potência da ordem de 30.000MW, o que significa investimentos da ordem de R$ 33 bilhões no período 2002-2008.De um modo geral, considerando o cronograma de obras de geração em curso, faz-se

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necessário no curto prazo a celebração de novos contratos de compra de energiavinculados aos empreendimentos de geração, visando a expansão a partir de 2002.

Os Valores Normativos estabelecidos trazem as condições necessárias a distribuidorese geradores para a celebração desses contratos de longo prazo (PPA´s), garantindo aexpansão do parque gerador e também a modicidade das tarifas. Para tanto, oestabelecimento desses valores baseou-se nos custos de expansão da geração,observando-se o mercado competitivo de geração e aquelas fontes ainda emdesenvolvimento.

2. REAJUSTE TARIFÁRIO

Os contratos de concessão de distribuição prevêem reajustes anuais de tarifas, comrevisões no caso de equilíbrio econômico-financeiro. Para fins de reajuste tarifário, oscustos de uma distribuidora são divididos em duas partes - a Parcela A que abrange oscustos não gerenciáveis e a Parcela B que envolve os custos remanescentes. AParcela A é composta das cotas da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, dacota da Reserva Global de Reversão - RGR, Taxa de Fiscalização, CompensaçãoFinanceira e Compra de Energia.

Os reflexos na tarifa de fornecimento da variação dos custos da Parcela A, onde seinclui os custos de compra de energia, são calculados comparando-se os custosincorridos na data de referência anterior – DRA e na data de referência emprocessamento – DRP. As datas DRA e DRP são específicas de cada contrato deconcessão e estão vinculadas à data de assinatura do mesmo.

3. LIMITE DE REPASSE E CUSTO DE COMPRA DE ENERGIA

O dispêndio com compra de energia – CE, conforme apresentado no item anterior, éanalisado em dois momentos, DRA e DRP, devendo as parcelas que o compõe seremconsideradas referidas às mesmas datas, observando o que se segue:

CE = (MCI x PCI) + TCI + (Σ MCEi x PCEi ) + (∑MCRi x PCRi) + (MCP x VNC ) +TCE,

Onde:1. MCI x PCI - Volume de compras de energia elétrica dos contratos iniciais valorado

pelas tarifas dos mesmos;2. TCI - Encargos de uso dos sistemas de transmissão e distribuição referentes aos

contratos iniciais;3. Σ MCEi x PCEi - Volume de compras de energia elétrica através de contratos

bilaterais valorado pelo preço de repasse de cada contrato;4. ∑ MCRi x PCRi - Volume de compras de energia elétrica de concessionárias de

serviço público valorado pela tarifa correspondente ao contrato bilateral;5. MCP x VNC - Volume de compras de energia elétrica no curto prazo valorado pelo

valor normativo de curto prazo;6. TCE - Encargos de uso dos sistemas de transmissão e distribuição

complementares aos contratos iniciais.

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No cálculo do custo das compras de energia livremente negociadas (Σ MCEi x PCEi ) éque temos a aplicação dos limites de repasse. O preço de repasse das compras deenergia elétrica (PCEi) será decorrente da comparação entre o preço contratado entre adistribuidora e a geradora (PBi) e os valores normativos, na forma apresentada naTabela 1:

Tabela 1Para VNi = 1,0Preço de Compra de Energia–

PBi comparado ao ValorNormativo-VNi

Preço de Repasse-PCEi

CompraPBi

Repasse

PCEi

Ganho/(Perda)

PBi ≥ 1,15 x VNi 1,115 x VNi 1,150 1,115 (0,035)1,10 x VNi ≤ PBi < 1,15 x VNi 0,5 x PBi + 0,54 x VNi 1,125 1,103 (0,023)1,05 x VNi ≤ PBi < 1,10 x VNi 0,8 x PBi + 0,21 x VNi 1,075 1,070 (0,005)0,95 x VNi ≤ PBi < 1,05 x VNi PCEi = PBi 1,000 1,000 -0,90 x VNi ≤ PBi < 0,95 x VNi 0,8 x PBi + 0,19 x VNi 0,925 0,930 0,0050,85 x VNi ≤ PBi < 0,90 x VNi 0,5 x PBi + 0,46 x VNi 0,875 0,898 0,023PBi ≤ 0,85 x VNi 0,885 x VNi 0,850 0,885 0,035

É importante observar que tanto os preços de compra de energia (PBi) quanto osvalores normativos (VNi), para efeito do cálculo da tarifa de fornecimento, deverão estarreferenciados às datas DRA e DRP.

4. VALOR NORMATIVO

Na atualização dos valores normativos, a ANEEL analisou diferentes projetos degeração hidro e termelétricos, adotando parâmetros econômicos-financeiros coerentescom as atuais estruturas de financiamento e preços praticados pelos empreendedoresem instalações de energia elétrica.

A Portaria MME Nº 215, de 26 de julho de 2000, estabeleceu os preços e formas dereajuste dos gás para utilização em centrais geradoras de energia elétrica, a saber:

a) preço médio equivalente em reais a US$ 2,26/MM btu, na base de setembro de1999, reajustado trimestralmente , de acordo com a política de gás natural nacional ecom as demais condições de comercialização constantes nos contratos firmadospara o gás natural importado;

b) preço equivalente em reais a US$ 2,475/MM btu, na base de abril de 2000, deacordo com a política de gás natural nacional e de acordo com as demais condições decomercialização constantes nos contratos firmados para o gás natural importado,reajustado anualmente com base na variação percentual do Índice de Preços aoAtacado nos Estados Unidos, publicado pelo U. S. Department of Labor, Bureau ofLabor Statistics.

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Os projetos de geração que utilizam como combustíveis carvão nacional, as pequenascentrais hidrelétricas e naturais renováveis – foram analisados considerando ascondições de implantação locais e parâmetros internacionais.

Apresenta-se, a seguir, os valores normativos reposicionados para janeiro de 2001:

Tabela 2 – referência janeiro/2001Valor NormativoFonte

R$/MWh US$/MWhCompetitiva 72,35 36,85Termelétrica a Carvão Nacional 74,86 38,13Pequena Central Hidrelétrica 79,29 40,39Termelétrica Biomassa 89,86 45,77Eólica 112,21 57,15Solar Foto-voltáica 264,12 134,53

Cabe ressaltar que preços de compra de energia até 5% maiores que O valornormativo das respectivas fontes (Vni), serão integralmente repassados para as tarifasdo consumidor final, como pode ser visto na tabela abaixo:

Tabela 3 – referência janeiro/2001Preço Máximo com Repasse

Integral (VNi x 1,05)Fonte

R$/MWh US$/MWhCompetitiva 75,96 38,69Termelétrica a Carvão Nacional 78,60 40,04Pequena Central Hidrelétrica 83,26 42,41Termelétrica Biomassa 94,35 48,06Eólica 117,82 60,01Solar Foto-voltáica 277,33 141,26

Um contrato bilateral ao ser firmado, terá a ele associado o Valor Normativo em vigor nadata da assinatura e permanecerá com o mesmo valor de referência durante todo oprazo contratual. Esse valor de referência será atualizado para as datas DRA e DRPquando do reajuste tarifário do concessionário de distribuição através de uma fórmulaque contempla três índices: inflação interna, preços do combustível e variação cambial,mostrada a seguir:

VNi = VN0i x [K1i x IGPM1i + K2i x COMB1i + K3i x IVC1i] IGPM0i COMB0i IVC0iOnde:• IGPM = índice geral de preços ao mercado – Fonte : Fundação Getúlio Vargas• COMB = preço do combustível• IVC = cotação de venda do dólar norte-americano – Fonte : Banco Central do Brasil• K1+K2+K3=1• K2+K3<0,75

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O valor mínimo estabelecido para o K1 ( fator de ponderação do índice IGP-M) é de25%, considerando as novas estruturas de investimento adotadas pelo setor. Os valoresde K1,K2 e K3 serão submetidos à apreciação da Agência Nacional de Energia Elétrica,podendo ser após o décimo ano de vigência contratual serem flexibilizados conforme anova estrutura do empreendimento. Após o décimo ano estes fatores poderão serrevistos a cada cinco anos.

Pontos relevantes

Ø O valor normativo – VN definido para um dado projeto é mantido por todo o prazo docontrato com atualização (reajustes) anuais.

Ø Para cada novo projeto de geração, o valor normativo – VN é atualizado para o mêsde assinatura do contrato.

Ø O reajuste dos valores normativos considera a variação do preço do combustívelutilizado pela central termelétrica, variação cambial (equipamento importado oufinanciamento) e a inflação interna (IGPM).

Ø O reajuste da parcela combustível – COMB é realizado para diferentes energéticos– gás natural, carvão nacional e carvão importado e manutenção de reajuste dosdemais combustíveis pelo IGP-M.

Ø Os valores normativos incluem as parcelas de custo de transporte de energia ealocação de perdas, uma vez que os mesmos são referidos ao ponto de referênciado submercado onde se situa o concessionário de distribuição.

Ø Para efeito de comparação com o VN, os geradores deverão realizar seus cálculosconsiderando todos os custos incorridos até o ponto comum de referência dosubmercado comprador, inclusive impostos e encargos. Com relação aos impostosnão foi considerado na definição dos valores normativos, a incidência de ICMS,tendo em vista que para o suprimento de energia elétrica este imposto é diferido.

Ø A predominância de geração hidráulica no Brasil implica em grandes variações nospreços da energia de curto prazo, expondo as distribuidoras, que forem obrigadas arecorrer ao mercado de curto prazo, a dispêndios excessivos que só serãoconsiderados nos cálculos do custo da compra de energia a um preço de longoprazo (VNC=VN), na data de seu reajuste anual de tarifas. A exposição dasdistribuidoras a esses riscos será eliminada com o estabelecimento de contratos delongo prazo e por conseguinte acontecerá um estímulo à expansão da oferta deenergia, garantindo o atendimento ao consumidor final.

Ø As compras a concessionárias de serviço público de geração estão sujeitas a preçosregulados pela ANEEL, ou seja tarifas, portanto não estão sujeitas a limites derepasse – VN, uma vez que fazem jus a repasse integral às tarifas de fornecimento.

Ø A fonte “Termelétrica a Biomassa e Resíduos” engloba as centrais geradoras queutilizem, no mínimo, 75% de tais combustíveis.

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Ø Os fatores de ponderação – K1, K2 e K3 poderão ser revistos após um período devigência de 10 anos de um contrato bilateral, e a partir daí, a cada cinco anos.

Ø O valor mínimo para o fator de ponderação K1 dos valores normativos -obrigatoriedade de reajuste em IGP-M – é de 0,25.