Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal promulgou o Decreto n.º 5.163, que regulamenta a comercialização de energia elétrica nos Ambientes de Contratação Regulada e Livre, e dispõe sobre o processo de outorga de concessões e autorizações para geração de energia elétrica. Suas principais disposições versam sobre regras gerais de leilões de energia elétrica; contratos de comercialização de energia elétrica, métodos de repasse de custos ao consumidor final, entre outras coisas.
Sob as novas regras, todo agente consumidor de energia elétrica contratar a totalidade de sua carga nos termos do novo modelo do setor. Todo agente vendedor de energia elétrica apresentar o correspondente lastro físico para a venda de energia (mediante Energia Assegurada por empreendimento de geração próprio ou de terceiros). Os agentes que descumprirem esta obrigação ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL.
As regras sobre a comercialização de energia elétrica no ACR estabelecidas pelo Decreto se referem à forma pela qual as distribuidoras devem cumprir a obrigação de atender à totalidade de seu mercado, principalmente por meio dos leilões de compra de energia. Adicionalmente, as distribuidoras poderão adquirir a energia elétrica para atendimento de seu mercado por meio de aquisição de energia proveniente (1) de geração distribuída, (2) de usinas participantes da primeira etapa do PROINFA, (3) de contratos de compra e venda de energia firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (4) de Itaipu.
Caberá ao MME a definição do montante total de energia a ser contratado no ACR e a relação de empreendimentos de geração aptos a integrar os leilões a cada ano.
11/01/2007 16:18:16 Pág: 69
nos leilões. Além disto, as distribuidoras devem especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a consumidores potencialmente livres.
Leilões no Ambiente de Contratação Regulada
Os leilões de compra, pelas distribuidoras, de energia proveniente de novos empreendimentos de geração serão realizados: (i) cinco anos antes do início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”); e (ii) três anos antes do início da entrega (denominados leilões “A-3”). Haverá, ainda, leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes (i)
realizados no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões “A-1”); e (ii) para ajustes de mercado, com início de entrega em até 4 meses posteriores ao respectivo leilão. Os editais dos leilões serão elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento.
Os vencedores de cada leilão de energia realizado no ACR deverão firmar os CCEAR com cada distribuidora, em proporção às respectivas declarações de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste, onde os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição. Os CCEAR provenientes dos leilões “A-5” ou “A-3” terão prazo de 15 a 30 anos, enquanto que os CCEAR provenientes dos leilões “A-1” terão prazo de 5 a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste terão prazo máximo de dois anos.
Para os CCEAR decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, o Decreto estabelece três possibilidades para redução permanente das quantidades contratadas, quais sejam (i) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres, (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4% ao ano do montante contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva compra e (iii) adaptação às variações de montantes de energia estipuladas nos contratos de geração firmados até 17 de março de 2004.
O Valor Anual de Referência
No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica dos leilões às tarifas dos consumidores finais, o Decreto estabeleceu um mecanismo denominado Valor Anual de
Referência - VR, que é uma média ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica decorrentes dos leilões “A-5” e “A-3”, calculado para o conjunto de todas as distribuidoras. O Valor Anual de Referência é um estímulo para que as distribuidoras façam a aquisição das suas necessidades de energia elétrica pelo menor preço, nos leilões “A-5”, e a energia contratada em leilões “A-3”. O distribuidor que comprar energia por um preço menor que o Valor Anual de
Referência, sendo permitido repassar este valor durante os três anos posteriores à disponibilização da energia, registrando, portanto, ganho neste período. O Valor Anual de Referência também será aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos três primeiros anos de vigência dos contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. A partir do quarto ano, os custos individuais de aquisição serão repassados integralmente. O Decreto estabelece as seguintes limitações ao repasse dos custos de aquisição de energia pelas distribuidoras: (1) impossibilidade de repasse dos custos referentes à contratação de energia elétrica correspondente a mais de cento e três por cento de sua carga anual; (2) quando a contratação ocorrer em um leilão “A-3” e a
09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃO
contratação exceder a demanda em dois por cento, o direito de repasse deste excedente estará limitado ao menor dentre os custos de contratação relativos aos leilões “A-5” e “A-3”; (3) caso a aquisição de energia proveniente de empreendimento existente seja menor que o limite inferior de contratação (correspondente a 96% da quantidade de energia elétrica dos contratos que se extinguirem no ano dos leilões, subtraídas eventuais reduções), o repasse do custo de aquisição de energia proveniente de novos empreendimentos correspondente a esse valor não contratado será limitado por um redutor; (4) no período compreendido entre 2005 a 2008, a contratação de energia proveniente de empreendimentos existentes nos leilões “A-1” não poderá exceder a um por cento da demanda das distribuidoras, observado que o repasse do custo referente à parcela que exceder a este limite estará limitado a setenta por cento do valor médio do custo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes para entrega a partir de 2005 até 2008. O MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica proveniente de
empreendimentos existentes que façam parte dos leilões de venda de energia às distribuidoras e, caso as distribuidoras não atendam a obrigação de contratar a totalidade da sua demanda, a energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo será repassada aos consumidores ao menor valor entre o Preço de Liquidação de Diferenças ou PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação de penalidades.
Convenção de Comercialização de Energia Elétrica
Em 26 de outubro de 2004, a ANEEL promulgou a Resolução Normativa n.º 109, que estabelece a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica. Esta Convenção disciplina a organização e administração da CCEE , bem como , as condições de comercialização de energia elétrica . Também define, entre outras coisas , (1) os direitos e obrigações dos agentes da CCEE , (2) as penalidades a serem impostas aos agentes inadimplentes , (3) a estrutura para a solução de litígios, (4) as normas de comercialização dos Ambientes de Contratação Regulada e Livre e (5) o processo para contabilização e liquidação das operações de curto prazo.
As normas de comercialização de energia elétrica mencionadas na Convenção situam-se na Resolução Nº 210, que foi promulgada pela ANEEL em 13 de fevereiro de 2006.
O Leilão de 2004
Em 07 de dezembro de 2004, a CCEE conduziu o primeiro leilão com base nos procedimentos previstos pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras e geradoras de energia elétrica entregaram, até o dia 2 de dezembro de 2004, suas estimativas de projeção de demanda de energia elétrica para os cinco anos subseqüentes e os montantes a serem adquiridos para atendimento de suas demandas em relação a contratos com início de suprimento nos anos de 2005, 2006 e 2007. Baseado nessas informações, o MME estabeleceu o montante total de energia a ser negociado no leilão de 2004 e a lista de empresas geradoras participantes do leilão. O leilão ocorreu em duas fases, por meio de um sistema eletrônico. A energia negociada no leilão é gerada pelas empresas geradoras já em operação e os contratos possuem prazo de oito anos, com disponibilização inicial prevista para o início de 2005, 2006 e 2007.
11/01/2007 16:18:16 Pág: 71
seus serviços de distribuição) em garantia do pagamento devido às geradoras através dos CCEAR. Em 2005, A CCEE conduziu o segundo, o terceiro e quarto leilões com base nos procedimentos do BID e os CCEAR aprovados pela Resolução nº 164, os quais foram promulgados pela ANEEL em 22 de agosto de 2005.
Restrição de Atividades das Distribuidoras
As distribuidoras integrantes do Sistema Interligado Nacional não poderão (1) desenvolver atividades relacionadas à geração ou transmissão de energia elétrica, (2) vender energia elétrica aos consumidores livres, com exceção dos situados em sua área de concessão e segundo as mesmas condições e tarifas relativas a consumidores cativos no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, (3) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, sociedade anônima ou limitada ou (4) desenvolver atividades que não tenham relação com suas respectivas concessões, com exceção das permitidas por lei ou no contrato de concessão pertinente. As geradoras não poderão ser coligadas ou controladas de distribuidoras. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu período de transição de dezoito meses para as empresas adaptarem-se a essas regras, podendo a ANEEL prorrogar tal prazo por mais dezoito meses na hipótese de as empresas não conseguirem atender às exigências dentro do prazo prescrito.
Eliminação do Direito à Auto-contratação
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a consumidores cativos será efetuada no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, a chamada auto-contratação, a
autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica adquirida de partes relacionadas, não será mais permitida, exceto no contexto de contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Contratos celebrados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico expressamente determina que os contratos celebrados pelas distribuidoras de energia elétrica e aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não poderão ser alterados para refletir qualquer prorrogação de seus prazos ou aumento de preços ou quantidades de energia elétrica já contratadas, com exceção dos Contratos Iniciais, conforme descrito abaixo. Durante o período de transição para o mercado de energia elétrica livre e competitivo (1998-2005), estabelecido pela Lei do Setor Elétrico, as compras e vendas de energia elétrica entre concessionárias geradoras e distribuidoras devem ocorrer de acordo com os Contratos Iniciais. O objetivo do período de transição é permitir a introdução gradual da concorrência no setor.
De acordo com a Lei do Setor Elétrico (1998) , a energia elétrica contratada sob os Contratos Iniciais foi reduzida em 25% a cada ano, de 2003 a 2005. As geradoras tiveram permissão para comercializar sua energia elétrica excedente não contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR ou no Ambiente de Contratação Livre - ACL, realizando leilões públicos para
09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃO
comercializar qualquer quantidade não contratada com consumidores livres ou comercializadores de energia elétrica. Com o término dos Contratos Iniciais em 2005, toda a energia elétrica agora será negociada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR ou no Ambiente de Contratação Livre - ACL. Contudo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que geradoras públicas alterassem os Contratos Iniciais que estivessem em pleno vigor em março de 2004.
Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem, atualmente, sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal recorreu argüindo que as ações diretas de inconstitucionalidade haviam perdido o objeto uma vez que a medida provisória que estabelecia o novo modelo do setor elétrico já havia se convertido em lei. A decisão final sobre o mérito da questão depende dos votos da maioria dos membros do Supremo Tribunal Federal, em sessão cujo quorum mínimo seja de oito Ministros. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito e, portanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em vigor. Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, a Companhia espera que certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição de atividades não atinentes à distribuição de energia elétrica pelas distribuidoras, de venda de energia elétrica para consumidores livres, e a eliminação do direito à auto-contratação, continuem em vigor.
Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia, gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor elétrico.
Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica
Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor elétrico. Dentro destes limites, com exceção de empresas que participem do Programa Nacional de Desestatização (que precisarão somente atender tais limites quando sua reorganização societária for concluída), nenhuma empresa de energia elétrica (inclusive suas controladoras e controladas) poderá (1) deter mais do que 20% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada da região Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% da capacidade
instalada da região Norte/Nordeste, salvo no caso de tal porcentagem corresponder à capacidade instalada de uma única usina geradora, (2) deter mais do que 20% do mercado de distribuição brasileiro, 25% do mercado de distribuição do Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% do mercado de distribuição do Norte/Nordeste, salvo no caso de aumento da distribuição de energia elétrica que exceda as taxas de crescimento nacionais ou regionais ou (3) deter mais do que 20% do mercado de comercialização brasileiro para consumidores finais, 20% do mercado de comercialização brasileiro para consumidores não finais ou 25% da soma dos percentuais anteriores.
11/01/2007 16:18:16 Pág: 73 TUSD
A TUSD é paga por geradoras e consumidores livres pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual estejam conectados. O encargo mensal a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/KW. A TUSD possui dois componentes: (i) a remuneração da concessionária pelo uso da rede utilizada, denominada TUSD – Serviço, sendo variável conforme a energia utilizada por cada cliente, e (ii) os encargos
regulatórios aplicáveis à utilização da rede, denominada TUSD – Encargos, sendo, por sua vez, fixada pela autoridade regulatória.
TUST
A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres pela utilização da Rede Básica e é reajustada anualmente de acordo com (i) a inflação; e (ii) as receitas anuais permitidas para as empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL. Segundo os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão principal transferiram a coordenação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados dos usuários de sistemas da transmissão. Os usuários de rede assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de utilizar a rede de transmissão em troca do pagamento de tarifas publicadas. Outras partes da rede detidas por empresas de transmissão mas que não são consideradas parte integrante da rede de transmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica.
Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica
As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas a revisão pela ANEEL, que tem poderes para reajustar e revisar tarifas em resposta a alterações de custos de compra de energia elétrica e condições de mercado. Ao reajustar ou revisar as tarifas de fornecimento de energia elétrica, a ANEEL divide os custos entre (1) custos não-gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela A, e (2) custos gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela B. O reajuste de tarifas baseia-se em uma fórmula que leva em consideração a divisão de custos entre as duas categorias.
Os custos da Parcela A incluem, entre outros, os seguintes itens:
• custos de aquisição de energia elétrica para revenda de acordo com Contratos Iniciais; • custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;
• custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as partes; e
• custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
A partir de 2005, os custos relacionados à receitas provenientes de pesquisa e desenvolvimento e do consumo eficiente de energia elétrica, serão considerados como Parcela A.
Os custos da Parcela B são determinados subtraindo todos os custos da Parcela A das receitas da distribuidora.
09.02 - CARACTERÍSTICA DO SETOR DE ATUAÇÃO
O contrato de concessão de cada distribuidora prevê um reajuste anual de tarifa. Em geral, os custos da Parcela A são totalmente repassados aos consumidores. Contudo, os custos da Parcela B são corrigidos monetariamente em conformidade com o IGP-M.
As concessionárias distribuidoras de energia elétrica também têm direito a revisões tarifárias periódicas a cada quatro ou cinco anos. Essas revisões visam (1) assegurar as receitas necessárias para cobrir custos da Parcela B, os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada com relação a investimentos considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora e (2) determinar o fator X, que é baseado em três componentes: (i) ganhos previstos de produtividade proveniente de aumento em escala, (ii) avaliações por parte de consumidores (verificadas pela ANEEL) e (iii) custos de mão-de-obra.
O fator X é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais. Por conseguinte, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar seu equilíbrio financeiro e a compensá-las por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
A partir de outubro de 2004, na data de seu subseqüente reajuste tarifário ou revisão tarifária, as companhias distribuidoras necessitarão executar contratos separados para conexão e uso do sistema de distribuição, e para venda de eletricidade aos seus potenciais consumidores livres. Com a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico, o MME reconheceu que variações ocorridas nos custos de aquisição de energia elétrica , em relação aos custos estabelecidos no
reajuste/revisão tarifário, serão incorporados na CVA e repassados no próximo reajuste/revisão.
Incentivos para fontes alternativas de energia
Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das Usinas Hidrelétricas. Os benefícios conferidos às Usinas Termelétricas nos termos do PPT incluem (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos; (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo de acordo com a regulamentação da ANEEL; e (iii) acesso garantido a programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico. Em 2002, o Governo Federal estabeleceu o PROINFA com o objetivo de criar certos incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, Pequenas Centrais Hidrelétricas e projetos de biomassa. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás comprará a energia gerada por essas fontes alternativas durante o período de 20 anos. Em sua fase inicial, o PROINFA está limitado a uma capacidade contratada total de 3.300 MW. Projetos que busquem se qualificar para os benefícios oferecidos pelo PROINFA deverão estar em
11/01/2007 16:18:16 Pág: 75
Encargos setoriais
Fundo RGR e UPB
Em certas circunstâncias, empresas de energia elétrica são indenizadas em caso de revogação ou encampação da concessão. Em 1971, o Congresso brasileiro criou a RGR destinada a prover fundos para tal indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL revisou a metodologia de cálculo da taxa que todas as distribuidoras e certas geradoras que operem em regimes de serviço público são obrigadas a efetuar a título de contribuição mensal ao Fundo RGR, a uma alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos da empresa em operações, sem exceder, contudo, 3% das receitas
operacionais totais em qualquer exercício. Nos últimos anos, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, tendo a RGR sido utilizado principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. A RGR deverá ser extinta até 2010 e a ANEEL deverá revisar as tarifas de energia elétrica de maneira tal que o consumidor receba algum benefício em função da extinção da RGR.
O Governo Federal impôs uma taxa sobre os PIE(s) que utilizam recursos hídricos, com exceção das Pequenas Centrais Hidrelétricas, similar à taxa cobrada de empresas de serviço público com