GRUPO DE ECONOMIA / FUNDAP

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1 Tarifas de Energia Elétrica: Evolução nos Últimos Anos e Perspectivas Mario Roque Bonini Engenheiro e Mestre em Economia pela Unicamp. Técnico em Planejamento e Gestão da Fundap Introdução Após ter sido submetido a dois processos de reestruturação institucional nos últimos 15 anos, o Setor Elétrico Brasileiro (SEB) apresenta hoje uma situação no mínimo intrigante: ao mesmo tempo em que está assentado em um sistema de produção de energia (geração) de baixo custo operacional e de suprimento garantido, dada a participação expressiva de hidrelétricas na formação de sua capacidade instalada, o setor está organizado sob um modelo que impõe tarifas excessivamente altas de fornecimento de energia elétrica aos consumidores. O exame dos vários diagnósticos sobre os determinantes do patamar elevado das tarifas de energia elétrica evidencia a enorme complexidade da questão. Os elementos explicativos envolvem aspectos tanto estruturais como a incorporação de custos advindos dos processos de transformação do modelo institucional (tanto o ocorrido nos anos 90 como a chamada reforma da reforma de 2004) e a forte carga tributária imposta ao setor quanto conjunturais, em especial os impactos decorrentes das variações do câmbio, do comportamento da inflação e da maior frequência das secas características do período recente. O debate atual, fortemente influenciado pelos interesses dos grandes grupos que atuam no setor (grande consumidores industriais, empresas privadas e estatais, bem como os governos estaduais e a União, pela condição de controladores dessas últimas), produziu uma série de avaliações e propostas voltadas ao barateamento das tarifas, um indicador de que há consenso com relação à necessidade de o modelo proporcionar maior modicidade tarifária. Este artigo, sem a pretensão de esgotar a questão, objetiva elencar e descrever alguns dos fatores que contribuíram para a atual configuração do SEB, que combina tarifas elevadas com geração temas setoriais 19

2 barata, bem como tecer alguns comentários sobre as perspectivas futuras de mudança desse quadro. A próxima seção apresenta uma breve caracterização sobre a situação de oferta e demanda da energia no Brasil e a situação das tarifas de fornecimento de energia elétrica em perspectiva comparada. A seção seguinte mostra a trajetória das tarifas nos últimos anos, bem como apresenta seus principais determinantes. Por fim, a última seção levanta algumas questões sobre as perspectivas de evolução das tarifas e as possibilidades de se baratear ou pelo menos minimizar seu crescimento. Atendimento da Demanda e Tarifas de Fornecimento em Perspectiva Comparada (1) Órgão responsável pela operação e planejamento de curto prazo do SEB. Como se sabe, os anos 90 marcaram um período de intensas reformas no SEB, processo que se intensificou fortemente com a privatização do segmento de distribuição, ocorrida a partir de As dificuldades do novo modelo em criar uma lógica de programação dos investimentos para o atendimento prospectivo da demanda acabaram culminando na crise de abastecimento de 2001/02, a qual ensejou a chamada reforma da reforma, em 2003/04. Esse processo procurou recuperar o planejamento de longo prazo e introduziu, entre outras medidas, a criação de leilões de energia que passaram a sinalizar a demanda futura do mercado cativo aos produtores, aumentando a segurança do abastecimento e estancando a queda na confiabilidade do setor. Isso pode ser comprovado pelos números apresentados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) 1 (Gráfico 1), em que se demonstra que nos próximos anos não existirá problema de oferta de energia no setor. Gráfico1. Evolução da Oferta e Demanda de Energia Elétrica MWMédios OFERTA TOTAL CARGA Fonte: ONS (2) Órgão responsável pelo planejamento da expansão do SEB Outro aspecto importante, também equacionado pelo planejamento de longo prazo da reforma da reforma, diz respeito ao tipo de fonte utilizada para a geração de energia. A Tabela 1 mostra os dados apresentados pela Empresa de Planejamento Energético (EPE) 2 em seu último plano decenal. Nota-se que apesar do aumento de fontes não renováveis e mais caras, a base hídrica e de outras fontes renováveis, que com o tempo passaram a ser mais competitivas (como, por exemplo, eólica), 20 temas setoriais

3 deverão manter participação elevada na formação da capacidade instalada do parque gerador brasileiro. Ou seja, pelo menos na teoria, o Brasil está conseguindo e deverá manter, até 2020, sua base de produção de energia elétrica assentada em fontes com custos operacionais bem mais reduzidos que a maioria dos países desenvolvidos ou em desenvolvimento. Tabela 1. Evolução da Capacidade Instalada por Fonte de Geração (MW) Fonte Tx Média de Crescimento Geometrico a.a. MW MW MW 2015/ / /2011 HIDRELÉTRICA ,7% 4,2% 3,5% UHE (a) ,6% 4,1% 3,5% PCH ,2% 5,4% 4,9% TERMELÉTRICA ,4% 1,8% 4,7% URÂNIO ,0% 11,2% 6,1% GÁS NATURAL ,6% 0,0% 2,4% CARVÃO ,6% 0,0% 2,9% ÓLEO COMBUSTÍVEL ,8% 0,0% 9,9% ÓLEO DIESEL ,0% 0,0% -3,2% GÁS DE PROCESSO ,0% 0,0% 0,0% BIOMASSA ,8% 5,7% 6,0% EÓLICA ,0% 13,2% 27,6% TOTAL (b) ,1% 5,0% 4,5% Fonte: EPE Nota: Os valores da tabela indicam a potência instalada em dezembro de cada ano, considerando a motorização das UHE. (a) Inclui a estimativa de importação da UHE Itaipu não consumida pelo sistema elétrico Paraguaio. (b) Não considera a autoprodução, que, para os estudos energéticos, é representada como abatimento de carga. A evolução da participação da autoprodução de energia é descrita no Capítulo II. Porém, ao comparamos nossas tarifas de fornecimento de energia com as praticadas em outros países, observa-se que as tarifas brasileiras encontram-se em patamares bastante elevados, na direção oposta ao que deveria ocorrer dadas as vantagens comparativas que a princípio a matriz de oferta de energia elétrica brasileira possui em relação àqueles países, que dependem essencialmente da queima de combustíveis fósseis (carvão, óleo combustível, gás natural) ou de energia nuclear. Tomando como referência o ano de 2009, observa-se que o Brasil se encontra na quarta posição em relação à tarifa industrial e em décimo lugar em termos de tarifa residencial (Gráficos 2 e 3) 3. No que diz respeito à tarifa industrial, segundo dados da Firjan, essa tarifa praticada no Brasil em 2011 é mais elevada do que em qualquer país que compõem os chamados Brics e do que aquela praticada por nossos vizinhos latinos (Tabela 2 e 3). Essa configuração contraditória do SEB, expressa na combinação insólita de base geradora barata e de tarifas elevadas, é reconhecida por vários segmentos que atuam no setor elétrico. No entanto, no debate sobre as causas do problema e as formas de resolvê-lo, cada um desses segmentos tende a colocar um peso explicativo diferente nos distintos elementos que, de alguma forma, contribuem para o quadro atual. (3) Cabe ressaltar que, nessas comparações internacionais, além do peso do dólar devemos levar em consideração dois aspectos que podem minimizar ou maximizar a distância entre as tarifas praticadas pelos países: o primeiro diz respeito à matriz energética de cada país como fator determinante do preço, pois países dependentes de usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis ou nucleares têm maior custo de operação de suas usinas do que países baseados em hidrelétricas. O segundo refere-se ao fato de ser comum a prática de subsídios cruzados para as tarifas industriais, o que encarece as tarifas residenciais. No primeiro aspecto, todos os países dependentes da queima de combustíveis fósseis para geração de eletricidade sofreram com a elevação do preço do petróleo na última década, e assim mesmo praticam tarifas abaixo da brasileira. No segundo, o fato é que o Brasil, na última década, devido ao processo de realinhamento tarifário (que discutiremos depois), reduziu bastante esse tipo de subsídio, o que sem dúvida encareceu a tarifa industrial e reduziu a residencial. Essa última pelo menos deveria ocupar uma melhor posição em relação aos outros países. temas setoriais 21

4 Gráfico 2. Tarifas Médias Residenciais USD/KWh 1USD=R$1,80 Fonte: IEA e Aneel Gráfico 3. Tarifas Médias Industriais USD/KWh 1USD=R$1,80 USD 0,2761 USD 0,1948 USD 0,1690 USD 0,1657 USD 0,1597 USD 0,1578 USD 0,1477 USD 0,1410 USD 0,1376 USD 0,1363 USD 0,1350 USD 0,1274 USD 0,1197 USD 0,1139 USD 0,1106 USD 0,1067 USD 0,0974 USD 0,0935 USD 0,0846 USD 0,0827 USD 0,0745 USD 0,0684 USD 0,0587 USD 0,0578 Fonte: IEA e Aneel Tabela 2. Brics Tarifa Média Industrial Países Tarifa Média (R$/MWh) Brasil R$ 329,00 Índia R$ 188,10 China R$ 142,40 Rússia R$ 91,50 Média de Rússia, Índia, China R$ 140,70 Fonte: Elaborado a partir de dados da Aneel (2011) e da Agência Internacional de Energia (2011). Texto FIRJAN temas setoriais

5 Tabela 3. Países Latino-americanos Tarifa Média industrial Países Tarifa média (R$/MWh) Brasil 329,00 Chile 320,60 México 303,70 El Salvador 295,30 Colômbia 190,70 Uruguai 179,70 Equador 117,40 Argentina 88,10 Paraguai 84,40 Média dos vizinhos latinos 197,50 Fonte: Elaborado a partir de dados da Aneel (2011) e da Agência Internacional de Energia (2011). Texto FIRJAN 2011 Evolução das Tarifas de Fornecimento no Brasil O valor das tarifas médias de fornecimento de energia elétrica no Brasil, entre 1995 e 2010, aumentou 4,5 vezes em termos nominais ou 1,65 vezes em termos reais (descontada a inflação medida pelo IPCA) (Tabela 4). Ao compararmos a evolução de dois índices de preços (IPCA e IGP-DI) com a das tarifas de fornecimento, ao longo desse mesmo período (Gráfico 4), podemos observar que as tarifas se distanciaram continuamente dos índices de preços, ou seja, apresentaram um crescimento que não corresponde ao crescimento de nenhum componente de custo com reajustes próximos aos índices de inflação (salário, materiais e equipamentos, etc.). Tabela 4. Brasil Tarifas Médias de Fornecimento por Classe de Consumo Valores correntes em R$/MWh Classes de Consumo Residencial R$ 76,26 R$ 259,38 R$ 304,02 Industrial R$ 43,59 R$ 137,00 R$ 233,43 Comercial, Serviços e Outras R$ 85,44 R$ 236,27 R$ 285,98 Rural R$ 55,19 R$ 152,95 R$ 202,51 Tarifa Média Brasil R$ 59,58 R$ 194,76 R$ 268,38 Fonte: ANEEL Cabe ressaltar que esse distanciamento, apesar de contínuo, não apresentou um comportamento homogêneo ao longo do período analisado. Observando a Tabela 5, nota-se que, entre 1995/2003, tanto as tarifas como os índices de inflação apresentaram taxas médias anuais de crescimento bem superiores àquelas verificadas no período subsequente, e que o comportamento das tarifas por classe de consumidor foi distinto entre um período e outro. Outro aspecto é que, entre 1995/2003, têm-se taxas de crescimento maiores para as tarifas residenciais e comerciais do que para as tarifas industriais. Essas trajetórias se invertem completamente entre 2003/10, devido ao processo de realinhamento tarifário, como dito anteriormente. temas setoriais 23

6 Gráfico 4. Evolução das Tarifas Médias de Fornecimento 1995/ Indice de Evolução 1995= Residencial Industrial Tarifa Media Brasil IPCA IGP-DI Fonte Aneel, IBGE e FGV Tabela 5. Taxa Média Geométrica Anual de Crescimento 2003/ / /1995 Residencial 19,1% 2,3% 9,7% Industrial 17,8% 7,9% 11,8% Comercial 18,4% 2,8% 8,4% Rural 9,6% 4,1% 9,1% Tarifa Média Brasil 18,4% 4,7% 10,6% IPCA 9,6% 5,3% 6,9% IGP-DI 13,5% 5,8% 8,9% Fonte: Elaboração do autor, com base em dados da Aneel Em suma, os dados anteriores reafirmam que o distanciamento entre tarifas e índices de inflação foi bem mais significativo na primeira metade do período analisado, coincidindo com o período de implementação da primeira fase dos processos de mudanças institucionais do SEB e com a crise de 2001/02, reforçando a idéia de que, além dos componentes tradicionais dos custos que impactam o valor das tarifas, outros elementos devem ser considerados como fatores explicativos de seu crescimento. Um desses elementos está relacionado à incorporação dos custos advindos da implantação do novo modelo institucional do SEB, que, dentre outras mudanças, promoveu a desverticalização das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização, privatizou parcela significativa do setor (concentrada mais na distribuição) e alterou o regime econômico do custo do serviço para o regime de preço-teto. Apesar da dificuldade em quantificar o impacto, nas tarifas, dessa incorporação de novos custos, o que se pode afirmar é que a implantação do novo modelo no Brasil trouxe a obrigação de se simular, a um custo elevado, um sistema concorrencial de um bem público como a energia, num modelo apoiado em base hidrelétrica integrada. Isto, sem dúvida, teve impacto sobre os preços de todos os componentes que formam o valor final da tarifa (compra de energia, transmissão, distribuição e encargos setoriais). 24 temas setoriais

7 Segundo técnicos do BNDES, esse custo não surge de despesas administrativas mais elevadas, mas principalmente de uma exagerada disponibilidade de espaço para erros de previsão, acidentes financeiros e jurídicos e de disputa feroz por lucros especulativos e monopolísticos abusivos 4. Ou seja, podese afirmar que a parcela mais significativa seria o custo econômico do novo modelo, e não despesas relacionadas à criação de novos órgãos como a Aneel, ONS, MAE/CCEE, EPE, embora essas não sejam desprezíveis e tenham sido repassadas aos consumidores finais de energia elétrica. Reforçando essas afirmações, é bom lembrar que, na época da introdução dessas mudanças, havia pouca experiência acumulada no Brasil, inclusive junto aos mentores e operadores dessas transformações 5. As regras eram incipientes (ou até mesmo inexistentes), sendo que grande parte foi criada após fatos consumados. Além disso, o nosso aparato jurídico é totalmente distinto daquele vigente nos países originários das idéias que embasaram o modelo (Inglaterra e EUA). Como uma análise mais profunda dos aspectos acima citados foge do escopo deste artigo, passaremos à analise dos componentes de custos que são incorporados ao valor final das tarifas de fornecimento de energia elétrica. Para tanto, é preciso compreender a composição dessas tarifas. O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica cobrada dos consumidores finais é estabelecido de forma a remunerar os custos de seus componentes: compra de energia, custos atrelados ao uso dos sistemas de transmissão e de distribuição, custos da comercialização, custos dos encargos setoriais e custos dos impostos incidentes sobre a tarifa. Segundo dados da Aneel, a tarifa média de fornecimento aplicada aos consumidores finais, em 2010, apresentava a composição mostrada no Gráfico 5. (4) Para maiores detalhes, ver: Galvão dos Santos et al. Por que as Tarifas Foram para o Céu? Propostas para o setor elétrico brasileiro. In: Revista do BNDES, v. 14, n. 29, , jun./2008. (5) Essa falta de experiência não era privilégio do Brasil, pois os principais propagadores da mercantilização do setor elétrico, mundo afora, também vivenciavam problemas resultantes da aplicação desses modelos em seus respectivos países. Ou seja, eles também não tinham um modelo acabado e cometerem muitos erros em sua implementação. Dois exemplos clássicos dessa aventura foram a crise do setor elétrico da Califórnia e a necessidade de reformar a reforma do setor elétrico na Inglaterra alguns anos após a sua implementação Gráfico 5. Brasil Composição das Tarifas médias de fornecimento 2010 Impostos; 25,9% Geração; 31,0% Encargos setoriais; 10,9% Transmissão; 5,7% Distribuição; 26,5% Fonte: Aneel Ou seja, de cada R$ 100,00 cobrados na conta de luz de um consumidor, R$ 31,00 foram destinados ao pagamento dos custos da compra de energia, R$ 5,70 aos custos da transmissão, R$ 26,50 aos custos da distribuição, R$ 10,90 à cobertura dos encargos setoriais e R$ 25,90 ao pagamento de impostos (ICMs, PIS/Cofins e CIP). No Gráfico 6, observa-se que essa composição de custos varia de empresa para empresa, particularmente no quesito geração, cujo preço é dado pelo mix de compra de energia de cada distribuidora. temas setoriais 25

8 Gráfico 6. Estrutura das Contas de Luz Pagas pelos Consumidores Cativos de Energia Elétrica em 2009 por Empresas 22,4% 25,1% 21,7% 24,4% 30,3% 29,3% 28,1% 32,0% 25,2% 24,3% 23,4% 26,8% 26,5% 10,2% 9,2% 9,5% 10,1% 20,0% 20,0% 22,8% 21,2% 6,3% 8,6% 10,2% 8,7% 8,4% 9,4% 9,5% 9,5% 22,6% 24,4% 27,9% 21,7% 6,7% 7,0% 5,2% 5,9% 7,2% 9,2% 8,5% 6,1% 5,5% 19,0% 21,7% 31,7% 30,1% 32,6% 7,8% 8,2% 6,0% 4,6% 4,9% 41,1% 37,1% 35,8% 35,7% 32,1% 29,9% 29,3% 30,9% 40,8% 36,6% 30,5% 32,4% 30,5% Geração Transmissão Distribuição Encargos Setoriais Tributos Fonte: Montalvão, E. Impacto dos Tributos, Subsídios e Encargos Setoriais sobre a Conta de Luz. In: Textos para Discussão, Senado Federal, set./2009 (6) O exercício original trata apenas dos anos de 2001 e Para 2010, utilizamos a tarifa média Brasil (Aneel) acrescida dos impostos (25,9%), e a segregamos com base na estrutura informada pela Aneel para Para ilustrar a evolução desses componentes da tarifa ao longo da última década, tomou-se como base um exercício realizado pela Aneel para os anos de 2001, 2007 e Esse exercício, visualizado no Gráfico 7 e na Tabela 6, mostra que entre 2001/2010 os custos associados a encargos setoriais e impostos foram os que apresentaram taxas anuais médias de crescimento mais elevadas. Em seguida, encontram-se os custos de transmissão, cujas taxas de crescimento superaram a dos encargos, impostos e geração entre 2001/2007. Gráfico 7. Brasil Evolução dos Componentes da Tarifa Média de Fornecimento R$ 400,00 R$/ MWh a preços medios de 2010 IPCA R$ 350,00 R$ 300,00 R$ 250,00 R$ 200,00 R$ 150,00 R$ 100,00 R$ 50,00 R$ 124,82 R$ 107,84 R$ 136,08 R$ 17,80 R$ 22,36 R$ 21,08 R$ 109,58 R$ 103,17 R$ 113,77 R$ 124,81 R$ 114,64 R$ 0, Geração Distribuição Transmissão Encargos e Impostos Fonte: Aneel. Elaboração do autor. 26 temas setoriais

9 Tabela 6. Taxa Média Geométrica de Crescimento Anual 2007/ / /2001 Tarifa Média no Brasil 1,2% -0,5% 0,6% Geração 1,6% -2,8% 0,08% Transmissão 3,9% -1,9% 1,9% Distribuição -1,0% -1,7% -1,2% Encargos e Impostos 2,5% 2,9% 2,6% Fonte: Gráfico 7. A seguir discutiremos esses movimentos e seus determinantes, que irão impactar a evolução das tarifas na última década. Transmissão Anteriormente ao processo de mudanças institucionais do SEB ocorridas nos anos 90, o custo da transmissão era remunerado juntamente com o da geração, pela chamada tarifa de suprimento de energia. Com a desverticalização do SEB e a introdução do conceito de livre acesso à rede de transmissão, tornou-se necessária a criação de novos aparatos regulatórios para a transmissão, dentre os quais uma mudança na metodologia para o cálculo das tarifas desse segmento da indústria de energia elétrica. Essa nova metodologia foi estabelecida pela Aneel em 1999 e trouxe duas ordens de impacto nas tarifas cobradas aos consumidores finais. O primeiro relaciona-se com a substituição do antigo sistema de remuneração pelo custo do serviço, que funcionava de maneira integrada, agregando os custos do binômio geração/transmissão em um único componente, a tarifa de suprimento. O desmembramento desse componente, imperativo da verdade tarifária que passou a caracterizar o novo modelo, fez com que custos que até então estavam embutidos, não eram cobrados ou nem mesmo eram conhecidos passassem a ser cobrados. A agregação de todos os custos relativos ao uso da rede de transmissão, característica do formato proposto pelo novo modelo de funcionamento da rede básica, resultou em aumento de tarifa para o consumidor final. O segundo diz respeito aos custos adicionais advindos do tipo de metodologia adotada pela Aneel, a qual foi copiada do modelo utilizado na Inglaterra, cujo setor elétrico se caracteriza por uma realidade completamente distinta da do SEB. Ao longo do tempo, essa metodologia vem sendo criticada por vários especialistas. Segundo Lima (2007), essa metodologia funcionou bem na Inglaterra, onde existe um grande centro de carga num país do tamanho do Estado de São Paulo. Mas em países com dimensões continentais como o Brasil, a utilização dessa metodologia gera sinais econômicos incorretos tanto para os agentes de geração como de consumo de energia elétrica. A sinalização econômica correta permitiria a racionalização dos gastos com investimentos e a melhoria ou expansão do sistema de transmissão, impedindo uma disparidade muito grande entre a evolução da Receita Anual Permitida (RAP) do conjunto das transmissoras (fruto direto das tarifas do uso de transmissão e do custo de expansão do sistema), da potência instalada de geração (oferta de energia) e da demanda por energia. temas setoriais 27

10 Em um país de dimensões continentais como o Brasil, e que deverá assistir, nos próximos anos, a um crescimento acentuado da demanda, associado ao processo de crescimento econômico, os efeitos de uma sinalização equivocada para a expansão da oferta tendem a ser extremamente danosos. Ainda segundo Lima (2007), o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica (PDEE), elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), prevê um crescimento pouco inferior a 100% para a RAP até o ano de 2015, frente a um crescimento de apenas 30% da potência instalada de geração e da potência contratada de carga. Ou seja, na ausência de algo que permita uma enorme otimização do processo de transmissão de energia, essa disparidade tenderá a gerar uma apropriação de renda indevida sob a forma de tarifas excessivamente elevadas vis-à-vis o serviço efetivamente prestado. O Gráfico 8 dá a dimensão da evolução da RAP das transmissoras que, como dito anteriormente, é formada diretamente pelas tarifas de transmissão e a compara com a evolução dos índices de preços (IPCA e IGP-DI). Gráfico 8. Evolução da Receita Anual Permitida da Transmissão Indice de evolução 2000= Receita Anual Permitida IPCA IGP DI Fonte: Aneel, IBGE e FGV É verdade que parte desse movimento de crescimento acelerado das receitas anuais permitidas da transmissão se deve à expansão das linhas de transmissão por todo o país, as quais cresceram cerca de 40 mil km nos últimos 10 anos. Contudo, a maior parte da rede básica de transmissão não passou por nenhum processo de revisão tarifária ao longo desse período, ausência que nunca foi de fato esclarecida pela Aneel. Esse aspecto é grave, dado que é justamente no momento das revisões tarifárias que o consumidor pode apropriar-se de parcela dos ganhos de produtividade auferidos pela empresa monopolista. Nesse sentido, a expansão ocorrida poderia aparentemente ter sido feita a um custo sensivelmente mais baixo, caso fossem minimizadas as ineficiências da modelagem de precificação. Tributos e Encargos Setoriais O aumento de custos associados aos tributos e encargos setoriais tem sido alvo de severas críticas. 28 temas setoriais

11 Com relação aos tributos na conta de luz dos consumidores, após a contabilização dos custos da geração, da transmissão e da distribuição incidem o ICMS, o PIS/Cofins e a Contribuição para Iluminação Pública (CIP). O peso desses tributos gira atualmente em torno de 27% a 30%, em média 7. O tributo mais relevante é o ICMS, que representa, em média, cerca de 70% desse custo. Apesar de seu peso relativo ser significativo, não houve, ao longo do período em análise, nenhuma alteração de alíquota ou de metodologia de cálculo do ICMS. Já o PIS/Cofins teve suas alíquotas aumentadas em 2003, bem como sofreu alterações em sua metodologia de cálculo, conforme quadro abaixo. (7) Essa variação é devida às alíquotas do ICMS definidas em cada estado da federação. Alíquota Base de Cálculo Alíquota Efetiva Impacto do Aumento na Tarifa Até jan./03 PIS Cofins Até jan./03 PIS Cofins Até jan./.03 PIS Cofins 3,65% 0,65% 3,00% 4,65% 1,65% 3,00% 9,25% 1,65% 7,60% Receita Bruta 3,65% Receita Bruta Compra de energia Depreciação Despesas Financeiras Outras Entre 3,84% 3,94% Entre 5,00% e 5,27% 0,24% Receita Bruta Compra de energia Depreciação Despesas Financeiras Outras 1,62% Fonte: Abradee No caso dos encargos setoriais 8, esses sim apresentaram crescimento mais significativo, ao longo do período analisado. O crescimento dos custos relativos a esse item se deve basicamente à criação de novos encargos, particularmente no biênio 2002/03, e à ampliação de outros, como a Conta de Consumo de Combustível (CCC) e os Encargos de Serviços do Sistema (ESS). Além disso, deve-se considerar que a Reserva Global de Reversão (RGR), que deveria acabar em 2010, foi prorrogada até A Figura 1 mostra a cronologia da criação desses encargos, deixando claro que a maioria deles foi estabelecida a partir da introdução de mudanças institucionais no SEB e, principalmente, após a crise de abastecimento de 2001/02. Figura 1. Linha do Tempo da Criação dos Encargos Setoriais CDE P&D PROINFRA CCC Taxa CCEE ECE EER Ampliação Prorrogação RGR Transporte ITAIPU CFURH TSFEE Taxa ONS ESS EAE ESS ampliado da CCC da RGR Fonte: Elaboração do autor. Esses encargos foram, em boa parte, criados com o propósito de desenvolver a expansão da oferta de energia, regular de modo adequado o setor e garantir maior segurança do abastecimento. Porém, a sua implementação e/ou tempo de durabilidade tem sido objeto de duras críticas. Em especial, com o passar do tempo, vários deles tiveram seus recursos direcionados para finalidades distintas daquelas para as quais foram criados, e outros já não se justificam em termos técnicos ou econômicos 9. (8) Os encargos setoriais que incidem na tarifa de fornecimento de energia elétrica são: CCC: Conta de Consumo de Combustível; CDE: Conta de Desenvolvimento Energético; CFURH: Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos; ESS: Encargos de Serviços do Sistema; EER: Encargo de Energia de Reserva; TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica; RGR: Reserva Global de Reversão, P&D: Pesquisa e Desenvolvimento; Proinfra: Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de Energia; Contribuição a CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica; e Contribuição ao NOS. (9) Como foge ao escopo deste artigo aprofundar questões relativas a origem, finalidade, críticas e proposta de revisão dos encargos setoriais, indicam-se os seguintes textos para uma discussão mais detalhada sobre o assunto: Encargos Setoriais, Abrace, 2009; Tributos e Encargos Setoriais na Conta de Luz, White Papers, Instituto AcendeBrasil, Nov./2010; e Impacto dos Tributo, Subsídios e Encargos Setoriais sobre a Conta de Luz, de Edmundo Montalvão, in: Textos para Discussão, Senado Federal, set./2009 temas setoriais 29

12 Em termos de sua evolução ao longo do período analisado, os Gráfico 9 e 10 mostram o expressivo crescimento do conjunto dos encargos setoriais, que atingiram o montante de R$ 16,7 bilhões em 2010, e o quão distante seu crescimento ficou do crescimento dos índices de preços (IPCA e IGP-DI). 18 Gráfico 9. Evolução do Custo dos Encargos Setoriais 16 Valores Correntes em R$ bilhões Fonte: Abrace 900 Gráfico 10. Evolução dos Encargos Setoriais 800 Indices de Evolução 1998= IPCA IGP-DI Encargos Setoriais Fonte: Abrace, IBGE e FGV Geração e Distribuição No caso da geração, vale ressaltar que os impactos dos custos da compra e venda de energia sobre as tarifas de fornecimento foram minimizados, a partir de 2005, com a implementação do novo modelo de comercialização de energia e a introdução dos leilões tanto para a energia existente como para compra de energia nova para atender o mercado voltado aos consumidores cativos. Esse expe- 30 temas setoriais

13 diente tornou mais módico o mix de compra de energia das concessionárias de distribuição, dado o peso significativo dos contratos de energia existente, com preços bem inferiores aos daqueles referentes à energia nova, no total do referido mix. O Gráfico 11 mostra bem esse efeito, dado que os leilões de energia existentes foram comercializados com valores bem inferiores aos obtidos nos leilões de energia nova. Gráfico 11. Evolução da Quantidade de Energia Comercializada nos Leilões por Fonte e dos Preços Médios Anuais* R$ 160, R$ 131,98 R$ 142,40 R$ 138,93 R$ 137,28 R$ 133,50 R$ 133,23 R$ 140, R$ 120, R$ 95,13 R$ 90,41 R$ 86,09 R$ 84,27 R$ 78,54 R$ 104,67 R$ 108,83 R$ 101,42 R$ 100,00 R$ 80,00 R$ 60, R$ 40, R$ 20, R$ 0,00 Energia Existente Hid a ser recontratada Energia Nova Termica Energia Existente Hidraulica Energia Nova Eólica Energia Nova Hidraulica Preço Médio (R$/MWh)* Fonte: CCEE (*) Preços valorados em R$/MWh, atualizados pelo IPCA de dezembro de Quanto aos custos do segmento de distribuição, o qual é regulado pelas cláusulas econômicas constantes de seus contratos de concessão, os seus impactos sobre as tarifas de fornecimento foram minimizados somente a partir da realização de dois ciclos de revisão tarifária 10 e, principalmente, a partir do segundo ciclo (2007/2009), quando se pode dizer que houve uma pequena distribuição de (10) Diferentemente do ocorrido com o segmento de transmissão, todas as concessionárias de distribuição passaram por dois processos de revisões tarifárias. temas setoriais 31

14 (11) Para uma discussão mais detalhada sobre o processo de regulação econômica das concessionárias de distribuição de energia elétrica (reajustes e revisões tarifarias) ver: Bonini, Ferreira e Levi. O Modelo Regulatório do Setor Elétrico de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil: Questões colocadas a partir dos processos de revisões tarifárias. In: Boletim de Economia (1), Fundap, jan./2011 parcela dos ganhos de produtividade das empresas para os consumidores 11. O efeito desse processo sobre a evolução das tarifas de fornecimento pode ser observado no Gráfico 4, que aponta queda da tarifa média entre 2007/2008. Finalmente, outro fator merece destaque no processo de crescimento das tarifas, especialmente no que diz respeito à elevação das tarifas industriais. Trata-se do já mencionado processo de realinhamento tarifário introduzido pela Aneel, a partir de Esse processo teve como objetivo minimizar os efeitos dos subsídios cruzados implícitos existentes entre as tarifas de baixa tensão (por exemplo, residenciais) e as de alta tensão (basicamente as industriais). Para tanto, foi feita a chamada abertura das tarifas de fornecimento para explicitar cada um de seus componentes: energia, transporte (sistema de transmissão/distribuição e perdas) e encargos e tributos. Esse procedimento visou a garantir que os custos da energia comprada e os encargos/ tributos fossem distribuídos igualmente para todas as classes de consumidores de uma distribuidora e que o custo de transporte da energia fosse diferenciado por nível de tensão, refletindo a proporção que os consumidores (livres ou cativos) ligados em baixa ou alta tensão utilizam o referido sistema. Cabe lembrar que esse processo de ajuste durou de 2002 a 2007, quando a estrutura tarifária deveria estar realinhada. A resultante desse processo, esperada desde a sua implementação, foi o aumento mais acelerado das tarifas industriais no período de sua implementação, como demonstra o Gráfico 12. Cabe ressaltar que essa medida buscou corrigir uma distorção existente há muito tempo no sistema de tarifação do SEB, e acabou sendo pouco criticada justamente em função do reconhecimento de sua necessidade. Gráfico 12. Evolução das Tarifas Residenciais e Industriais R$ 450,00 R$/MWh a preços de agosto de 2011 IPCA R$ 400,00 R$ 350,00 R$ 300,00 R$ 250,00 R$ 200,00 R$ 150,00 R$ 100,00 R$ 50,00 Realinhamento Tarifario R$ 0,00 Residencial Industrial Fonte: Aneel Em suma, percebe-se que a evolução das tarifas de fornecimento de energia elétrica nos últimos anos foi condicionada por elementos diversos, tais como: os custos econômicos associados ao novo modelo, que tiveram impactos especialmente intensos no segmento de transmissão, e os encargos que elevaram sua participação na composição do custo final das tarifas. Elementos esses que são particularmente importantes para explicar a configuração insólita que combina geração relativamente barata com tarifas caras de fornecimento. 32 temas setoriais

15 Perspectivas Futuras para o Comportamento das Tarifas de Fornecimento As perspectivas futuras não são muito animadoras na direção de um barateamento nas tarifas de fornecimento de energia elétrica. Os principais determinantes da trajetória futura das tarifas são discutidos a seguir. Em relação à geração de energia, é certo que pelo menos no médio prazo haverá uma elevação do preço da energia nova que será incorporada ao sistema, independentemente do êxito alcançado nos leilões das grandes usinas hidrelétricas que estão sendo construídas e deverão entrar em operação plena nos próximos anos. Dentre os fatores que tendem a aumentar o preço desse componente da tarifa podemos listar: o esgotamento dos melhores aproveitamentos para a realização de novas hidrelétricas e, dadas as restrições ambientais, a diminuição da capacidade dos reservatórios plurianuais para atender o sistema elétrico brasileiro em plena expansão. Esse elemento implica o aumento da utilização de termoelétricas flexíveis e daquelas fora da ordem do mérito de preço, resultando na necessidade de acionar, com maior freqüência, fontes extremamente caras, a fim de evitar o desabastecimento. Além disso, a partir de 2003 entrarão no sistema as termelétricas contratadas nos leilões de 2008 e 2009, o que seguramente impactará a tarifa; o aumento dos custos da transmissão, dada a necessidade de expandir o sistema por meio da construção de novas e imensas linhas para atender a nova geração, em grande parte vinda da Amazônia; e o aumento de custos para ampliar e modernizar as redes de distribuição. No caso do preço da energia negociada em leilões para o mercado cativo que, apesar de representar somente cerca de 40% de toda a energia vendida no mercado brasileiro, é um bom sinalizador de preços, projeções realizadas pela PSR Consultoria mostram que esse custo passará dos R$ 115,00 praticado em 2010 para R$ 144,00 em 2015 (Gráfico 13) 12. A contratação de energia nova, principalmente termelétricas, respondem por 60% do aumento estimado; os 40% restantes ficam por conta da renovação dos contratos de energia existentes. Portanto, o único elemento que poderá minimizar esse crescimento é o preço que será alcançado nos futuros leilões de recontratação da energia existente que deverão ser efetivados a partir de 31/12/2012, quando vencem os contratos anteriores 13. O problema é que a maior parte desse bloco de energia pertence a usinas cujos contratos de concessão vencem em 2015 e até agora o governo não definiu o que será feito em relação a essa questão, o que impõe um grande grau de incerteza para esse tipo de negociação. Quanto às possibilidades reais de haver, no futuro, redução mais significativa das tarifas, há três questões ainda em fase de discussão que devem ser consideradas: (a) renovação de concessões de geração, transmissão e distribuição que vencem a partir de 2015; (b) aplicação de novas metodologias de revisão tarifária das concessionárias de transmissão e de distribuição; e (c) implementação de uma política para reduzir o peso dos encargos setoriais e os impostos sobre as tarifas. Quanto às concessões cujos contratos deverão findar a partir de 2015, estão em jogo a capacidade de um conjunto de usinas hidrelétricas, que representa cerca de 20% da garantia firme atual do país ( MWmédios), e cerca de 73% de todas as linhas de transmissão, bem como 41 concessionárias de distribuição de energia elétrica 14. Em termos de valores, o volume de energia produ- (12) Nessa projeção, a PSR utilizou uma amostra com 17 concessionárias de distribuição de grande porte, (13) Nessa estimativa, o valor do bloco de energia existente foi estimado em R$ 117,00; atualmente esse valor gira em torno de R$ 91,00. (14) Maiores detalhes sobre a questão de renovação das concessões ver: Bonini, Mario Roque. Setor Elétrico Brasileiro: O problema do prazo das concessões. In: Nota Técnica, Fundap, 2009; Veiga, Mario. Concessões: Prorrogar ou Licitar?, PSR, Enase, out./2011; e Abrace. Concessões de Energia Elétrica Uma contribuição dos consumidores ao debate, Abrace, set./2011. temas setoriais 33

16 Gráfico 13. Brasil Evolução da Tarifa Média de Fornecimento 160 Tarifa Media de Energia no ACR R$/MWh Fonte: PSR (15) Segundo estimativa da Abrace zido pelo conjunto de usinas com contratos de concessão a vencer, precificado pelo custo médio dos contratos de energia do Ambiente de Contratação Regulada (cerca de R$ 91,00/ MWh), equivaleria a aproximadamente R$ 13,8 bilhões por ano 15. As concessões de transmissão com vencimento previsto para 2015 geram uma receita anual permitida em torno de R$ 8,2 bilhões. Cabe ressaltar que são justamente essas concessões de serviço público de geração e transmissão que, nos próximos anos, poderão abrir espaços para a redução do custo da energia elétrica. Já no caso do vencimento das concessões de distribuição, o benefício para os consumidores não teria a mesma natureza, pois, em tese, a regulação conduzida pela Aneel, particularmente no que diz respeito às revisões tarifárias, já deveria assegurar tarifas justas. Segundo estimativas feitas por associações de classe e consultores especializados, no caso das concessões de geração, por se tratar de empreendimentos construídos há mais de 50 anos, cujos investimentos já foram ou deveriam ter sido amortizados, a diferença entre o custo que refletiria essa realidade e os valores cobrados atualmente, e que devem ser revertidos para a modicidade tarifária, pode chegar a uma faixa que varia entre R$ 2,5 bilhões (segundo estimativa da PSR) e R$ 7 bilhões (estimativa da Abrace), dependendo do preço que está sendo imputado para esse bloco de energia quando ocorrer a renovação de suas concessões. A definição dos preços da energia, que deverão ser estabelecidos nos novos contratos de concessão quando ocorrer a renovação (via prorrogação ou licitação) das concessões, passa também pela decisão de se há ou não necessidade de remunerar investimentos não amortizados; e, caso haja necessidade, pela decisão de se esses devem ou não ser remunerados pelo valor contábil. Os que defendem a existência de investimentos ainda não amortizados, e que devem ser ressarcidos pelo seu valor contábil, argumentam que esse critério é o mais adequado por exprimir as compensações devidas pelos atrasos na construção da usina, pela subcorreção das tarifas das geradoras em função de políticas anti-inflacionárias, dentre outras questões. Esse argumento é defendido pelas entidades que representam os interesses de grandes geradores e por alguns governos estaduais, proprietários de ativos de geração significativos (por exemplo, o Estado de São Paulo). 34 temas setoriais

17 Aqueles que são contrários a essa linha de argumentação defendem que é preciso considerar as mudanças regulatórias efetuadas ao longo do período e o fato de os consumidores terem pago pela amortização dos investimentos durante muitas décadas, particularmente após 1995, quando os problemas acima citados deixaram de ocorrer. Esse argumento é defendido pelas entidades que representam os interesses dos grandes consumidores, como a Abrace, Fiesp e Firjan. A fim de verificar a existência ou não de pendência quanto à amortização dos investimentos dessas usinas, essas análises defendem a formulação de um novo conceito de depreciação regulatória que considere os períodos de vigência do sistema do serviço pelo custo e do serviço pelo preço, e que se defina a amortização caso a caso. Defendem, ainda, que esse novo tipo de depreciação deve considerar apenas investimentos prudentes. O acerto de contas ocorrido em 1993, que custou, na época, R$ 26 bilhões, deve ser descontado, pois já foi pago pelos consumidores e/ou contribuintes. Além disso, não pode ser imputado aos consumidores o ônus de arcar com os custos da manutenção do equilíbrio econômico-financeiro decorrentes de gestões ineficientes ou de acúmulos de resíduos dos processos de privatização 16. Para ilustrar essa questão e avaliar o peso que a decisão tomada terá sobre os preços da energia nos novos contratos, a Tabela 7 mostra os custos típicos de uma usina hidrelétrica nova e o custo médio das usinas hidrelétricas com contratos de concessão vencendo, de algumas empresas. Esses últimos vêm acrescidos dos investimentos não amortizados pelo critério contábil. (16) Para maiores detalhes, ver: Abrace. Concessões de Energia Elétrica Uma contribuição dos consumidores ao debate, Abrace, set./2011. UHE típica Nova* Tabela 7 (Em R$) Furnas* Chesf* Cesp* CEEE* Cemig* Fiesp/ Firjan O&M (Fixo e Variável) 9,2 18,0 11,0 14,0 22,0 13,0 Encargos Setoriais 6,3 7,0 6,0 8,0 9,0 6,0 TUST 11,7 11,0 14,0 9,0 9,0 8,0 Custo antes de impostos 27,3 36,0 31,0 31,0 40,0 27,0 PIS/COFINS 2,8 3,1 2,6 3,6 3,4 2,3 Custo após impostos 30,1 39,1 33,6 34,6 43,4 29,3 21,0 Investimento não amortizado contábil 0,0 24,0 27,0 48,0 15,0 26,0 PIS/COFINS 0,0 2,9 2,4 6,4 2,6 3,7 Custo Total 30,1 66,0 63,0 89,0 61,0 59,0 21,0 Fonte: (*) Mario Veiga /PSR - Enase Elaboração própria. No caso do segmento da transmissão, o que está em jogo é a renovação de nove contratos de concessão, dos quais quatro pertencem a empresas estatais federais (Chesf, Eletronorte, Furnas e Eletrosul), outras quatro pertencem a empresas estatais estaduais (Cemig, Copel, CEEE e Celg) e um pertence a empresa privada (CTEEP). Em termos do volume de recursos envolvidos, é estimado em R$ 8,2 bilhões, montante equivalente a cerca de 95% da RAP, arrecadada por esse conjunto de linhas de transmissão. Dado que quase 67% desse total corresponde a instalações que já existiam antes de 1995 (antes, portanto, da reforma do SEB) e que, de 1998 aos dias de hoje, receberam reajustes anuais pelo IGPM, sem passar por nenhum processo de revisão tarifária, torna muito difícil a elas argumentarem temas setoriais 35

18 ao fim de suas concessões que teriam direito a ressarcimento de investimentos não amortizados. Portanto, as tarifas a serem fixadas nos novos contratos de concessão podem ser compostas somente de custos de operação e manutenção. Em valores, isso representa o montante de R$ 5,5 bilhões, que pode ser reduzido significativamente a favor da modicidade tarifária. Muitas das propostas apresentadas por associações de classe e consultorias (Abrace, PSR e outros) estimam que haja espaço para se aplicar uma redução de até 60% nesse montante da RAP, o que resultaria em uma economia de R$ 3,3 bilhões, com reflexos diretos nas tarifas de fornecimento aos consumidores finais. Esse exercício é apresentado, abaixo, de forma esquemática. Volume de Receita Anual Permitida (RAP) com vencimento de concessões em 2015 = R$ 8,2 bi Volume de Receita Anual Permitida (RAP) com investimentos amortizados = 67% de R$ 8,2 bi = R$ 5,5 bi Redução de 60% de R$ 5,5 bi = R$ 2,2 bi Economia de R$ 5,5 bi R$ 2,2 = R$ 3,3 bi (17) No processo de revisão tarifária realizado de quatro em quatro anos, a Aneel (a) reposiciona a tarifa de cada concessionária a partir da reavaliação de seus custos operacionais sua base de remuneração, (b) fixa uma nova taxa de retorno, (c) define novos patamares para reduzir suas perdas técnicas e comerciais de energia, e (d) aplica um novo valor para o Fator X, que é o parâmetro que visa a distribuir aos consumidores parte dos ganhos de produtividade obtidos pela empresa no período entre revisões. (18) Para maiores detalhes, consulte, no site da Aneel ( a Audiência Pública nº 40/2010, com as Notas Técnicas nas quais estão descritas todas as etapas da metodologia proposta para o terceiro ciclo de revisão tarifária periódica, assim como uma série de documentos com críticas e sugestões apresentadas pelos participantes dessa audiência. Outra possibilidade de se alcançar a modicidade tarifária são os processos de revisão tarifária periódica. No caso das concessionárias de distribuição que já passaram por dois ciclos revisionais, o início do terceiro ciclo (2011/2013) foi interrompido devido às divergências entre a Aneel e as concessionárias sobre as mudanças na metodologia de cálculo dos elementos que fazem parte desse processo 17. Os pontos mais divergentes dizem respeito ao cálculo do Fator X, à introdução do fator de qualidade, ao valor da taxa de retorno fixado pela Aneel e o ponto de partida para a redução de perdas comerciais 18. Portanto, o impacto sobre as tarifas irá depender das decisões que forem tomadas para a aplicação dessa metodologia, que apesar de todo aparato técnico envolvido não deixa de ser também uma decisão política. Por fim, a questão da diminuição dos encargos setoriais e dos tributos sobre as tarifas talvez seja a mais exigida por parte dos agentes do setor e prometida pelos governantes em épocas eleitorais, mas a mais difícil de ser realizada, por embutir um viés essencialmente político. No caso de alguns encargos, a sua extinção passa pela decisão de quem ficará responsável por financiar algumas políticas sociais (por exemplo, o Programa Luz para Todos), de compensação tributária (como é o caso das novas obrigações impostas à CCC para ressarcir governos estaduais por perdas na arrecadação do ICMS devido à interligação de seus sistemas elétricos ao sistema integrado nacional), dentre outros. Ou seja, a extinção de certos encargos passa pela decisão do Tesouro Nacional de arcar com despesas que hoje são bancadas pelos consumidores de energia. Os demais, diretamente ligados à política setorial, deveriam, em alguns casos, ser revisados, particularmente no que tange à sua finalidade, à transparência de sua gestão e à aplicação de seus recursos. No caso dos tributos que incidem na conta de luz do consumidor, dado o peso significativo do ICMS, de competência estadual, sua redução passa pela construção de um novo pacto federativo, que leve, em último caso, à realização da tão esperada reforma tributária. 36 temas setoriais