Enquanto as distribuidoras aguardam a decisão final do novo WACC regulatório do terceiro ciclo de revisão tarifária, a ser definida após audiência pública da Aneel em dezembro, nos debruçamos sobre os dados acerca do ambiente regulatório, agentes e metodologias, para entender melhor a lógica do setor elétrico brasileiro. Nossa análise se deteve sobretudo nas geradoras e distribuidoras, em função do maior apelo das empresas desses dois segmentos em bolsa.
O que temos é um ambiente regulado pela Aneel, monitorado pela CMSE, ambos subordinados ao Ministério de Minas e Energia. Esses agentes fazem a coordenação das distribuidoras, transmissoras, geradoras e comercializadoras.
Não há fixação de tarifas para as geradoras, nem o processo de reajuste e revisão tarifária, que ocorre para as distribuidoras. A venda de energia se dá por dois meios de contratação distintos, o ACR e o ACL. O ACR é o formato regulado, de leilões públicos, com a condução feita pela Aneel, e a operacionalização pela CCEE. Os principais leilões são o A-5 e A-3, ambos de energia nova, para entrega em 5/3 anos, com duração de contrato de 15 a 30 anos; e o A-1, para entrega em um ano, com duração do contrato de 5 a 15 anos. Na prática, isso significa que as geradoras vendem energia para as distribuidoras no leilão em um mercado regulado. Já no ACL, os preços podem ser negociados livremente, ou pelas vendas no mercado spot -com maios volatilidade de preços, e onde além das distribuidoras, a energia também pode ser vendida para clientes livres e comercializadoras – ou por contratos bilaterais de longo prazo (como o contrato entre AES Tietê e AES Eletropaulo, por exemplo).
A regulação no setor de distribuição é muito maior. A Aneel controla todas as distribuidoras, através da definição de i) WACC regulatório, que impacta no IRT, índice de revisão tarifária ii) reajustes anuais e iii) ciclo de revisão tarifária periódica, a cada três ou cinco anos, que difere para cada distribuidora. Há ainda a possibilidade de revisão tarifária extraordinária, para assegurar o equilíbrio financeiro dos contratos no caso de mudanças imprevistas na estrutura de custos de uma distribuidora específica.
No total, são 64 concessionárias - 19 estatais e 45 privadas - fazendo a distribuição, conforme o mapa abaixo. Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das áreas de concessão.
A lógica da atuação da Aneel no segmento de distribuição parte da premissa que o ambiente das empresas é semelhante a um monopólio natural. Ele se caracteriza quando há grades custos fixos necessários e os custos marginais são pequenos - no caso do setor elétrico, para que houvesse concorrência, a infraestrutura teria que ser duplicada. Neste ambiente, o preço seria determinado de forma endógena pela firma e, naturalmente, estaria acima do preço que equilibra oferta e demanda em um cenário competitivo, gerando maior lucro para a distribuidora, maior preço para o cliente, além de um peso morto para e economia. Teorias microeconômicas à parte, para evitar esse cenário monopolista, a Aneel entra como um agente que simula a concorrência, através da definição da receita requerida (RR), que garante o equilíbrio financeiro e econômico da concessão.
A receita requerida é composta pelos custos da parcela A (custos não gerenciáveis) e parcela B (custos gerenciáveis, obtidos residualmente fazendo a subtração da parcela A da receita total do período, a cada reajuste). A parcela A compreende custos de aquisição de energia elétrica (nos leilões e nos contratos bilaterais), encargos setoriais e o transporte de energia. Na Parcela B, entram os custos que estão sob controle das concessionárias, ajustadas pelo IGP-M menos o fator X, índice que captura os ganhos de produtividade. É definida uma base de remuneração sobre a qual incide o WACC e a depreciação; para completar, soma-se a esses dois componentes o PMSO, que é a estrutura de custos operacionais eficientes determinado pela Aneel. O índice de reajuste tarifário é calculado dividindo a soma da receita do próximo ano (definida como a parcela A dos doze meses futuros (após o reajuste) + Parcela B dos doze meses passados reajustados pelo IGPM – fator X) pela soma corresponde à receita do próximo ano; a esse número, soma-se ainda os montantes financeiros já pagos pela empresa.
A cada revisão tarifária, os custos da parcela B (incluindo o WACC regulatório), são recalculados para assegurar que ela consiga cobrir os custos operacionais, remunerar os investimentos essenciais e determinar o fator X - que faz com que os ganhos de produtividade sejam compartilhados com o consumidor final. Na prática, qualquer melhoria que leve a enxugamento de custos, diminuição das despesas, ou alguma forma de aumentar a produtividade da distribuidora, é analisada e deve ser repassada para o cliente via redução de tarifas.
Fonte: Empiricus Blog
