Os Impactos da MP 579 no Mercado de Energia Elétrica Brasileiro

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1 Os Impactos da MP 579 no Mercado de Energia Elétrica Brasileiro João Carlos Mello - CEO Novembro de 2012

2 Objetivo Esta é uma síntese do impacto da Medida Provisória nº 579 (MP 579) no setor elétrico nacional As avaliações aqui realizadas adotaram as informações públicas disponibilizadas pelo governo, sempre que possível, e onde não disponível se utilizou os dados da Andrade & Canellas (A&C) Existem ainda algumas incertezas de critérios e metodologia no detalhamento da MP 579, que neste trabalho a A&C assumiu como premissas próprias, onde necessário Se considera aqui a MP 579 como divulgada pela presidência e não se considerou o conjunto de emendas e possíveis mudanças na MP original O tratamento das concessões enquadra um conjunto específico de ativos (não se considerou a perpetuidade)

3 ASPECTOS GERAIS

4 MP 579 Principais Aspectos A prorrogação das concessões poderá ser feita pelo prazo máximo de 30 anos, uma única vez: As hidrelétricas com o regime de concessão de serviço público deverão se submeter à remuneração por tarifa calculada pela ANEEL e a comercialização de energia elétrica em regime de cotas para o ACR; A transmissão deverá se submeter à remuneração por nova receita calculada pela ANEEL; A distribuição será renovada sem novos condicionantes dado que as mesmas são submetidas periodicamente ao processo de revisão tarifária A redução dos encargos setoriais será feita com a extinção de alguns e aporte do tesouro Nota: as térmicas com regime de concessão de serviço público e as hidrelétricas no regime de autoprodução terão tratamento específico

5 MP 579 Principais Aspectos O vencimento das concessões de geração coincide com o vencimento dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) dos leilões de energia existente e esta é motivação para antecipação da prorrogação VENCIMENTO CCEAR EXISTENTE Vencimento 2012 Vencimento 2013 Vencimento 2014 Vencimento 2015 Vencimento Total: MW.méd

6 Cronograma MP 579 Data Evento 11/09/2012 Medida Provisória nº 579 (MME) 17/09/2012 Decreto de Regulamentação (MME) 15/10/2012 Manifestação de interesse pelas empresas 1º/11/2012 Publicação das tarifas de Geração e das receitas de Transmissão (MME) 04/12/2012 Assinatura dos Aditivos contratuais de Geração e de Transmissão 11/12/2012 Aprovação dos valores da TUST (ANEEL) 19/12/2012 Resolução provisória das cotas de energia ACR (ANEEL) 1º/01/ /01/2013 Novas Receita Anual Permitida (RAP) das Transmissoras, TUST e Tarifas de Suprimento Resolução definitiva das cotas de energia para as distribuidoras (ANEEL) 05/02/2013 Revisão extraordinária das distribuidoras (ANEEL)

7 CONCESSÕES DE TRANSMISSÃO

8 Transmissão efeito MP 579 RAP Total Transmissão R$ 13,8 Bi - Reduçao RAP R$6,43 47% Nova RAP R$ 2,80 20% Novas Licitações R$4,53 33% O efeito da MP 579 reduzirá a RAP em cerca de R$ 6.5 Bilhões por ano. Onde será alocada essa redução na tarifa de transmissão?

9 Transmissão Alocação da Redução O padrão é a alocação 50%/50% entre geração e consumo Alguns defendem a alocação apenas no consumo como efeito mais objetivo da redução tarifária ANEEL está sugerindo em AP a alocação da redução apenas no consumo e nos geradores com prorrogação (cotas)

10 Transmissão Alocação da Redução R$12 R$10 Demanda Geração Cotas Geração R$ / MWh R$8 R$6 R$4 R$2 R$- RAP Atual GD 50% Tudo D AP ANEEL

11 MP 579 Nova Receita Transmissão As novas receitas da transmissão das concessões prorrogadas cobrirão apenas o custo caixa das empresas Cobertura de O&M, encargos, impostos. A diferença de receita cria uma perda de R$ 6.5 Bilhões/ano A reversão dos ativos não depreciados com a RGR pode atenuar este ponto no instante inicial. Principais afetadas CHESF, FURNAS, ELETROSUL e CTEEP. A capacidade de recuperação da perda de receita não é homogênea. A ANEEL calculou o residual de cada ativo com base no VNR (valor novo de reposição) e vida útil dos ativos (não contábil) e alcançou cerca de R$ 13 Bilhões.

12 CONCESSÕES DE GERAÇÃO

13 MP 579 Geração Os condicionantes de prorrogação implicam que o concessionário seja remunerado apenas pelo custo caixa (O&M, encargos, impostos, etc.) Os custos serão verificados pela ANEEL. A reversão dos ativos com base no VNR de R$ 7 Bilhões será feita com a saldo acumulado da RGR Rede Básica Distribuição (R$/MWh) (R$/MWh) A2 69 kv O&M R$ 8,61 R$ 15,74 R$ 27,41 Encargos R$ 7,00 R$ 7,00 R$ 1,50 TUST R$ 1,73 TUSDg R$ 6,50 R$ 8,70 Custo Caixa R$ 17,34 R$ 29,24 R$ 37,61 Impostos (9,25%) R$ 1,60 R$ 2,70 R$ 3,48 Total R$ 18,95 R$ 31,94 R$ 41,09 Capacidade (MW) Cotas (MW.med) Valor Médio da Cota (R$/MWh) R$ 19,95 Nota: valores médios e TUST / TUSDg conforme AP ANEEL

14 MP 579 Ativos Identificados A opção de adesão aos condicionantes de prorrogação da concessão da MP 579 ocorre imediatamente para aqueles ativos com concessão vincenda já identificados (vencimento até 2017). Hidro Controlador Capacidade (MW) Federal Estadual Privado 85 Municipal 15 Total Térmica Controlador Capacidade (MW) Federal Tipo GF (MW.med) Cotas H Cotas ACR Estadual 482 Total Cotas Energia Reserva A colocação das cotas mais nucleares (Angra I e II) no ACR (~13 GW.médios) desde 2013 é menor que o compromisso total do CCEAR existente (19.7 GW.médios), porém as distribuidoras estão sobrecontratadas. Não necessitarão manter CCEAR existentes e devem fazer cessão compulsória entre elas e devolução, conforme Decreto MME 7.805/12 (hipótese limite A&C)

15 MP 579 Cotas versus CCEAR / ACL MW.médio Balanço Cotas x GF Existente x CCEAR Sobras estruturais Problemas conjunturais Chesf Furnas Cesp Cemig Copel GF Existente CCEAR Atual Cotas H Nota: As térmicas da MP 579 e não estão inclusas no balanço

16 Balanço ACL Visão Geral MW.médio oferta líquida demanda LEN H, Descontratação Selfdealing, Ajuste LEN T, Cessão integral dos CCEARs atuais (Decreto 7805/12) Contratação atual com 100% recontratação, falta de lastro conjuntural MP579, eletrointensivos NE, bilaterais de longo prazo (> 2020), autoprodução - Sem crescimento do mercado

17 MP 579 Cotas versus CCEAR / ACL Atualmente existe um volume significativo de energia existente alocada em CCEAR no ACR Preço médio ACR: R$ 97/MWh As novas cotas hidro serão dedicadas ao ACR A diferença do valor das cotas e o preço médio ACR cria uma perda de receita de R$ 7,7 Bilhões/ano Principais afetadas CHESF, FURNAS, CESP/EMAE, CEMIG e CEEE. A capacidade de recuperação da perda de receita não é homogênea. A reversão dos ativos não depreciados com a RGR pode atenuar este ponto no instante inicial (R$ 7 Bilhões) O importante para o ACL é o balanço de energia existente que estará livre para ser negociado em ambos os ambientes ACR e ACL Este balanço é a primeira constatação de sustentabilidade do ACL A A&C calcula que o balanço é positivo para o ACL dado a sobrecontratação no ACR A segunda constatação é a formação de preço vis a vis o balanço e o novo break-even do ACR para migração e economia no ACL Nota: As térmicas da MP 579 serão convertidas em energia de reserva (principais afetadas CGTEEE e Furnas)

18 ENCARGOS E APORTE DO TESOURO

19 Resumo da Proposta para os Encargos Setoriais Fim da arrecadação da CCC, redução do recolhimento da RGR e redução na arrecadação da CDE com o aporte do Tesouro. Impacto no Consumidor Final Sistema Atual MP 579 CDE CCC Total CDE CCC Total S / SE /CO R$ 12,46 R$ 8,54 R$ 21,00 R$ 3,12 R$ - R$ 3,12 N / NE R$ 2,75 R$ 8,54 R$ 11,29 R$ 0,69 R$ - R$ 0,69 = -17,88 R$/MWh = -10,70 R$/MWh

20 IMPACTO NAS TARIFAS E PREÇOS

21 Composição da TE PROINFA 2% Nova 23% Existente 44% Foco da MP 579 Itaipu 15% Bilaterais 16% A tarifa de energia (TE) das distribuidoras é uma referência para a migração dos consumidores cativos para o mercado livre

22 Redução na TE com cotas Hidro 143 Valores em R$ / MWh 123 Hoje MP 579 (média 8 anos)

23 CONCLUSÕES

24 Meta do Governo Federal - Modicidade Tarifa Média de Fornecimento Brasil Industrial / Comercial DATA BASE: SETEMBRO % 23% Redução da Tarifa de Energia Elétrica através de Ações de Modicidade Tarifária Ações Distintas TUSD - 3º Ciclo Revisão Tarifária TUST - Concessões Vincendas (MP 579) 31 10% Extinção / Redução de Encargos (MP 579) % Energia do Atacado (Energia Comprada para Revenda) Concessões Vincendas (MP 579) Impostos Fio Encargos Preço de Energia Nota: Os valores médios acima são calculados pela A&C e incorporam a média das 25 maiores distribuidoras, sendo que 10 já passaram pelo 3º ciclo de revisão tarifária

25 Efeitos da MP 579 Modicidade no ACR Tarifa Média de Fornecimento Brasil Industrial/Comercial (-23%) Impostos Fio Encargos TE Hoje MP 579 Nota: Os valores médios acima são calculados pela A&C e incorporam a média das 25 maiores distribuidoras, sendo que 10 já passaram pelo 3º ciclo de revisão tarifária, e uma expectativa do impacto da MP 579 na TE das distribuidoras

26 CONCLUSÕES - ACL A redução de encargos e da TUST são benefícios diretos para o ACL Embora o direcionamento exclusivo das cotas hidro ao ACR seja não isonômico O mercado livre continua ativo, porém com tendência de baixa nos PREÇOS; Geradores e Comercializadores precisão ser mais competitivos já em 2013 para se adequar a redução de preços imposta pelo ACR; Este efeito será percebido nos contratos do ACL com vencimento após a MP 579 Alternativa: A possível alocação de cotas no ACL (emenda) onera pouco o ACR (2 a 3 R$/MWh) O processo pode ser no padrão PROINFA e com a venda de excedentes no ACL os contratantes se ajustam

27 CONCLUSÕES O foco da MP 579 foi reduzir o custo dos consumidores finais No ACR é uma redução mais objetiva (cerca de 20%) No ACL a redução é colateral no preço da energia e objetiva nos demais parâmetros A tentativa de isonomia ACR e ACL está colocada nas emendas setor industrial busca esta meta A MP 579 provoca uma redução de receita de várias empresas do setor elétrico: Geração CHESF, CESP/EMAE, FURNAS, CEMIG Transmissão CHESF, ELETROSUL, FURNAS, CTEEP Distribuição neutra Perda estimada de R$ 14,2 Bilhões/ano A capacidade de recuperação no futuro não é homogênea entre as empresas afetadas (balanço ativo existente/novo, alavancagem, etc.) A reversão dos ativos pode atenuar o efeito na receita Os efeitos na expansão podem ser potencialmente significativos Redução da capacidade de alavancagem das estatais Apenas o setor privado talvez não seja capaz de assumir esta lacuna

28 CONSIDERAÇÕES FINAIS A visão do governo federal é que as empresas afetadas deveriam já estar esperando o impacto do vencimento das concessões Pela regra legal usual as concessões seriam licitadas, o que implicaria no risco de perda da concessão ou redução da receita ou maior aplicação de capital próprio dos acionistas A prorrogação nos moldes da MP 579 é visto como um benefício de extensão da receita, mesmo que reduzida A reação do mercado nas empresas de capital aberto foi considerada exagerada pelo governo A MP 579 deverá sofrer apenas alterações marginais no seu conceito no legislativo O governo federal já deixou claro que não pretende recuar nos conceitos básicos de modicidade tarifária A capacidade de influencia do executivo no legislativo é uma peça-chave para alcançar esta meta

29 Escritório São Paulo Rua Alexandre Dumas, º andar Chácara Sto. Antonio São Paulo SP CEP Tel.: Fax: Filiais Rio de Janeiro e Florianópolis

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