ALOCAÇÃO DOS RISCOS DE MERCADO E MECANISMOS DE

Expostos todos os riscos de mercado, bem como os seus respectivos mecanismos de mitigação, associados a uma empresa de distribuição de energia, é possível que fazer uma análise crítica bem mais apurada quanto à contratação de energia pela distribuidora.

Para tal, é importante a elaboração de ferramentas que facilitem a identificação e análise dos principais riscos envolvidos nesse processo, como por exemplo, a montagem de gráficos e tabelas comparativa mostrando os principais momentos e riscos de contratação de energia.

Figura 7 - Momentos de Contratação de Energia

Analisando-se a figura apresentada, pode-se notar que existem vários momentos em que a distribuidora pode contratar energia para atender o seu mercado, sendo que o primeiro deles inicia-se a 5 anos do início do ano de suprimento, e o ultimo deles ocorre já no momento da contabilização do mercado de curto prazo, realizada pela CCEE, que ocorre mensalmente.

A partir dessa figura, é possível ter um panorama geral dos momentos de contratação e dos riscos que podem estar envolvidos nesse processo, fazendo com que as distribuidoras comecem a traçar as suas estratégias, contratando todo o montante de energia necessária logo nos leiloes de A-5 ou deixando para contratar uma parcela da energia mais próximo do ano de suprimento, por exemplo.

No entanto, isso não é o suficiente. São necessárias outras ferramentas de apoio para traçar uma estratégia adequada. E para isso, pode-se utilizar uma tabela- resumo que apresente os principais momentos de contratação associados aos riscos de volume de contração, como por exemplo, a tabela abaixo.

Tabela 2 – Restrições ao Volume de Contratação de Energia

A tabela acima apresenta num mesmo quadro as formas possíveis de contratação de energia pela distribuidora, associando informações dos mesmos e as principais restrições de volume de energia contratada.

É importante ressaltar que a partir de uma tabela-resumo como essa a distribuidora já tem condições de traçar a sua estratégia de atuação quanto a contratação de energia, analisando os montantes a serem contratados em cada mecanismo, utilizando-os como mecanismos de mitigação de riscos de mercado. No entanto, para finalizar a análise de contratação de energia e utilização dos mecanismos de mitigação de riscos de mercado, a distribuidora precisa elaborar uma outra tabela-resumo semelhante a acima apresentada, porém com riscos de repasse tarifário, pois, conforme a legislação vigente, o custo associado a aquisição de energia não é automaticamente repassado as tarifas dos

consumidores finais e o montante a ser repassado tem que se submeter ao crivo de critérios de enquadramento.

No capítulo 7, onde será discutido em maior detalhe o repasse dos custos de aquisição de energia à tarifa dos consumidores finais, será apresentada a tabela com os riscos de repasse tarifário associados à aquisição de energia.

Por sua vez, no capítulo 9, será elaborado um estudo de caso onde serão utilizadas todas as ferramentas apresentadas.

6 TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA

Segundo o contrato de concessão de cada distribuidora, a receita inicial da concessionária é dividida em duas parcelas: parcela A e parcela B. A parcela “A” envolve os chamados “custos não gerenciáveis” pela concessionária, explicitamente indicados no contrato. São custos cujo montante e variação escapam à vontade ou influência da concessionária, como a energia elétrica adquirida para atendimento aos clientes, os custos de transmissão e os encargos setoriais. A parcela “B” compreende o valor remanescente da receita, envolvendo os ditos “custos gerenciáveis”, que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária – ou seja, os custos de operação (pessoal, material e serviços de terceiros), manutenção e remuneração do capital.

O contrato de concessão determina que, anualmente, sejam repassadas integralmente as variações anuais de custos observadas na parcela “A”. Já a parcela “B” é reajustada anualmente pelo IGP-M, com vistas à sua atualização monetária, sendo que o referido índice de preços é ajustado por um Fator “X”, determinado pela ANEEL na revisão tarifária periódica. Tais regras estimulam a concessionária a reduzir os custos de operação (cobertos pela Parcela B da receita) ao longo do período anterior à revisão tarifária, uma vez que custos menores para um mesmo nível real de tarifas, implicam em maiores benefícios para a concessionária, sob a forma de maior remuneração do capital. Portanto, a remuneração da concessionária não está garantida, mas depende de uma gestão eficiente dos chamados custos gerenciáveis.

Resumindo, anualmente é realizado o reajuste tarifário das empresas de distribuição e, na maior parte dos casos, a cada quatro (4) anos é realizada a revisão tarifária periódica.

O gráfico abaixo ilustra o efeito do regime de preços máximos sobre as tarifas. Para simplificar, supõe-se que as variações do índice que reajusta anualmente a parcela “B” (IGP-M) e dos custos da parcela “A” sejam iguais a zero ao longo do

primeiro período tarifário. A tarifa (ou “preço máximo”), inicialmente fixada em T1, permanece com seu valor fixo (em termos reais) no primeiro período tarifário, ou seja, até a primeira revisão tarifária periódica. Isso significa que a concessionária tem a oportunidade de reduzir custos de operação e, assim, aumentar sua remuneração ao longo desse período. Se a concessionária for eficiente, poderá se apropriar do aumento da remuneração resultante de sua gestão ao longo desse período.

Fonte: ANEEL, 2008

Figura 8 - Revisão Tarifária

Ao final do primeiro período tarifário ocorre a primeira revisão tarifária periódica. A primeira etapa é o reposicionamento tarifário, no qual se busca estabelecer tarifas compatíveis com a cobertura dos custos operacionais eficientes – para um dado nível de qualidade do serviço – e com a obtenção de um retorno justo e adequado sobre investimentos realizados com prudência. Essa equação requer a definição, pelo regulador, das seguintes variáveis: i) custos operacionais eficientes; ii) taxa de retorno; iii) estrutura de capital; e iv) base de remuneração (investimento a ser remunerado). A segunda etapa consiste no Fator X, que é o estabelecimento de metas de eficiência para o segundo período tarifário que serão expressas na tarifa.

Nas seções seguintes serão mais detalhados os processos de revisão e reajuste tarifários das empresas de distribuição de energia.