Destaque Depec - Bradesco

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1 20/05/ /06/ /07/ /08/ /09/ /10/ /11/ /12/ /01/ /02/ /03/ /04/ /05/ /06/ /07/ /08/2017 Destaque Depec - Bradesco 20/09/ /10/ /11/ /12/ /01/ /02/ /03/ /04/ /05/ de junho de 2018 Reajustes tarifários manterão os preços de energia pressionados neste ano Mariana Silva de Freitas O cenário hidrológico desfavorável observado no ano passado tem aumentado os reajustes tarifários, o que deve pressionar os preços de energia elétrica no mercado regulado ao longo de Até maio, esses preços acumulam uma alta modesta, dado o melhor nível de chuvas nos primeiros meses do ano. Porém, os processos tarifários programados, juntamente com a piora esperada para o risco hidrológico, devem pressionar os preços ao consumidor nos próximos meses. O setor elétrico brasileiro dispõe de grande potencial energético, com elevada capacidade instalada proveniente de fontes renováveis. A despeito da maior diversificação da matriz energética nos últimos anos, resultante do aumento da participação das fontes eólicas e térmicas, a potência instalada advinda da geração hidráulica ainda representa mais de 60% do sistema. Nesse sentido, os preços desse mercado são altamente sensíveis às condições hidrológicas, que estão sujeitas à sazonalidade e às variações climáticas. No segundo semestre de 2017, o volume reduzido de chuvas e o nível historicamente baixo dos reservatórios levaram a um aumento importante do custo de energia. Em outubro daquele ano, o Custo Marginal de Operação (CMO), que representa o custo para se atender a um acréscimo de carga no sistema, atingiu o maior nível desde Com isso, os preços de energia no mercado de curto prazo, medido pelo PLD (Preço de Liquidação em Diferenças), chegou ao seu limite superior. Isso ocorreu por conta do maior despacho de energia proveniente de fontes termoelétricas, que têm um custo maior. Gráfico 1 Custo Marginal de Operação (R$/MWh) PLD (R$/MWh) CMO (R$/MWh) Limite Inferior Limite Superior Fonte: ONS, CCEE 1

2 Esse cenário de menor disponibilidade hídrica, que elevou o despacho térmico e aumentou o custo de aquisição de energia, tem contribuído para o aumento expressivo dos níveis de reajustes tarifários neste ano. Esses custos mais elevados já impactaram os reajustes ocorridos no final de 2017, mas como uma parte relevante dos processos tarifários ocorre no primeiro semestre, ainda estamos observando pressões. Os processos tarifários visam atualizar os custos das distribuidoras por meio de, basicamente, três processos: (i) reajuste da parcela A, que corresponde aos custos que não estão sob a esfera de controle das distribuidoras, como aqueles relacionados à aquisição e transmissão de energia, além dos encargos setoriais; (ii) atualização dos custos da parcela B, que são aqueles próprios da atividade de distribuição; e (iii) inclusão dos componentes financeiros apurados entre as datas de reajuste. Essa atualização é feita por meio dos reajustes anuais, que visam redefinir os custos da parcela A, atualizando a parcela B pela inflação, e das revisões tarifárias, que ocorrem em média a cada quatro anos, redefinindo os custos da parcela B. Ao analisar os resultados dos processos tarifários concluídos nas principais capitais brasileiras (1), temos um impacto importante dos custos com compra de energia, que afetam diretamente a chamada parcela A da estrutura tarifária. Além disso, o componente financeiro é outro vetor de impacto altista nos reajustes correntes. Isso porque esses componentes estão relacionados ao mecanismo de compensação dos custos da parcela A (CVA). Ou seja, se entre as datas de reajustes os custos de compra de energia diferem do projetado, essa diferença é repassada no reajuste corrente. Como passamos por um período de alta relevante desses custos ao longo do segundo semestre do ano passado, esse item teve impacto altista em alguns processos tarifários. Já a atualização dos custos da parcela B teve impacto reduzido para algumas distribuidoras, a depender do tipo de processo tarifário. Para aquelas que passaram por processo de reajuste anual, como foi o caso da Light, da Celpe e da Enel-CE neste ano, os custos da parcela B foram corrigidos pelos índices de inflação, que têm apresentado evolução contida nos últimos doze meses (2). Já nas distribuidoras que passaram pelo processos de revisão periódica, como a Enel, EMS, RGE-Sul, RGE, Coelba e Cemig, essa parcela teve um peso mais relevante, uma vez que nessa revisão há uma redefinição desses custos, bem como da remuneração dos investimentos das concessionárias no período. Gráfico 2 Processos tarifários realizados em 2018: composição dos valores 25,00% Parcela B Componentes financeiros 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Parcela A - Custos de Aquisição de Energia Parcela A - Custos de Transmissão Parcela A - Encargos 8,3% 2,5% 3,7% 5,8% 2,6% 2,0% 2,2% 2,4% 2,2% 2,1% 2,7% 2,4% 1,7% -0,5% -1,1% -1,5% 4,8% 8,9% 10,9% 3,6% 3,4% 5,6% 2,3% 1,2% 2,9% 3,3% 2,3% 1,9% -0,4% 4,3% 6,1% 9,9% 5,0% 4,2% 5,5% 1,1% 3,3% 2,9% -5,00% Fonte: ANEEL Celpe Light Enel CE Coelba RGE Sul Enel EMS Cemig RGE (1) Consideramos, na avaliação, as 13 capitais incluídas (até abril/2018) no cálculo do IPCA: Belo Horizonte, Recife, Distrito Federal, Belém, Fortaleza, Salvador, Curitiba, Goiânia, São Paulo, Porto Alegre, Rio de Janeiro, Campo Grande e Vitória (2) Nessa correção, ainda são descontados os ganhos de produtividade, representados pelo fator X. 2

3 Vale destacar que, das dezoito distribuidoras que fornecem energia para as capitais consideradas no cálculo do IPCA (3), apenas oito concluíram seus processos tarifários. Para o consumidor de baixa tensão, que inclui os consumidores residenciais, observamos um aumento médio de 14,7% nas tarifas. Além dos custos elevados de geração e transmissão de energia, os próximos reajustes devem ser impactados pela aceleração do IGP-M, via atualização da parcela B. Somado a isso, a depreciação recente da taxa de câmbio deve afetar o custo de aquisição de algumas distribuidoras que compram a energia gerada em Itaipu, cotadas na divisa norteamericana. Tabela 1 Processos tarifários 2018 Região Metropolitana Data Concessionária Peso no IPCA (Energia elétrica)* Processo Alta tensão Rio de Janeiro 15/mar ENEL 2,3% Revisão -6,2% 21,5% -7,1% 19,9% 15/mar LIGHT 9,8% Reajuste 9,8% 9,1% 11,9% 13,4% Campo Grande 08/abr EMS 1,5% Revisão -1,6% 10,7% -2,7% 7,9% Fortaleza 22/abr ENEL CE 3,5% Reajuste -0,4% 3,8% 8,0% Salvador 22/abr COELBA 7,4% Revisão 2,8% 17,3% 3,5% 16,2% Recife 29/abr CELPE 5,1% Reajuste 8,9% 8,4% 4,9% 9,9% Belo Horizonte 28/mai CEMIG 10,9% Revisão -5,8% 18,6% -21,0% 35,6% 19/abr RGE-SUL 2,9% Revisão -5,7% 21,0% -7,6% 25,0% Porto Alegre 19/jun RGE 1,2% Revisão 5,8% 21,6% 3,8% 19,0% 21/dez CEEE 4,3% Reajuste 29,3% - 33,5% - Curitiba 24/jun COPEL 7,8% Reajuste 6,0% - 5,6% - 04/jul ELETROPAULO 25,7% Reajuste 5,4% - 2,4% - São Paulo 28/ago ELEKTRO 0,9% Reajuste 10,5% - 10,3% - 23/out BANDEIRANTE (EDP SP) 4,0% Reajuste 22,7% - 27,3% - Vitória 07/ago EDP ES 1,8% Reajuste 8,5% - 10,9% - Belém 07/ago CELPA 4,7% Reajuste 5,9% - 11,2% - Distrito Federal 22/out CEB 2,8% Reajuste 6,8% - 8,5% - Goiânia 22/out CELG 3,6% Reajuste 15,9% - 12,0% - Fonte: ANEEL (*) Peso da região multiplicado pela participação da distribuidora no fornecimento de energia da região Baixa tensão Além dos processos tarifários, os preços de energia ao consumidor neste ano também podem ser impactados pelas bandeiras tarifárias. Desde o final de 2017, os valores adicionais das faixas foram alterados, com aumento do custo da bandeira vermelha patamar 2 e queda da amarela. Além disso, a metodologia das bandeiras passou a incorporar, como critério de acionamento, uma análise conjunta entre o PLD e o risco hidrológico, medido pelo GSF (4). Com isso, foi possível reduzir o déficit da conta bandeiras, cujo saldo é repassado aos consumidores nos reajustes anuais. Para os próximos meses, as projeções mais recentes da CCEE sugerem um PLD em patamar elevado, o que, atrelado a um GSF baixo, é compatível com um cenário de bandeira vermelha por um período prolongado este ano. Porém, para o encerramento do ano, o mais provável é que tenhamos acionamento da bandeira amarela. Em 2017, terminamos o ano sob o regime de bandeira vermelha 1. Uma mudança para bandeira amarela ao final deste ano deve gerar um impacto baixista de aproximadamente 4% no preço de energia elétrica no ano, medido pelo IPCA. (3) Capitais consideradas até abril de (4) O GSF (Generation Scaling Factor) é o fator que mede a razão entre a energia produzida pelo conjunto do sistema e a Garantia Física total do mecanismo. Assim, um GSF inferior a 100% indica que a energia alocada a cada usina é inferior à sua garantia física, de forma que os geradores precisam recorrer ao mercado de curto prazo a fim de cumprir seus contratos. 3

4 PLD Destaque Depec - Bradesco Gráfico 3 Cenário para bandeiras tarifárias (2018) fev ,00 430,00 jun-18 jul-18 ago-18 mai-75 ago ,00 330,00 set-18 nov-65 fev ,00 230,00 180,00 130,00 fev-18 mar-18 jan-18 dez-18 mai-18 nov-18 out-18 abr-56 jul-01 out-46 80,00 30,00 1,33 1,31 1,29 1,27 1,25 1,23 1,21 1,19 1,17 1,15 abr-18 1,13 1,11 1,09 1,07 1,05 1,03 1,01 0,99 0,97 GSF 0,95 0,93 0,91 0,89 0,87 0,85 0,83 0,81 0,79 0,77 0,75 0,73 0,71 0,69 0,67 0,65 0,63 0,61 (*) Cenário considerando as projeções da CCEE para o PLD e o GSF Com isso, para 2018 projetamos elevação de 5,5% dos preços de energia elétrica para o consumidor. Se por um lado os reajustes tarifários seguirão elevados (ao redor de 10%), o término do ano em bandeira amarela deve trazer algum alívio para os preços neste ano, em relação ao anterior. Esse cenário pode ser impactado em caso de evolução mais desfavorável do quadro hidrológico, refletindo seus efeitos sobre as bandeiras tarifárias e os reajustes programados para o segundo semestre. Gráfico 4 IPCA - item Energia Elétrica (variação anual) 60,00% 50,00% 50,99% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% 8,07% 0,27% 1,11% 4,69% 3,05% 3,97% 2,93% 17,06% 10,35% 5,50% -10,00% -20,00% -6,16% -10,66% -15,65% * Fonte: IBGE No longo prazo, as mudanças estruturais da matriz elétrica têm o potencial de impactar de forma positiva o cenário de preços. O incremento de fontes alternativas deve reduzir a dependência do sistema hidrotérmico, aumentando o potencial de geração elétrica a custos variáveis mais baixos. O aumento da capacidade de geração das fontes eólicas e, mais recentemente, o crescimento da micro e minigeração distribuída são exemplos desse processo. Além disso, a consolidação do gás natural como uma das principais fontes de energia termelétrica, em detrimento de fontes mais caras como o diesel e o óleo combustível, pode contribuir para o barateamento dessa fonte, que tem um papel crucial para a segurança do fornecimento do sistema. 4

5 Equipe Técnica Diretor de Pesquisas e Estudos Econômicos Economistas Fernando Honorato Barbosa Andréa Bastos Damico / Constantin Jancsó / Daniela Cunha de Lima / Ellen Regina Steter / Estevão Augusto Oller Scripilliti / Fabiana D Atri / Igor Velecico / Leandro Câmara Negrão / Mariana Silva de Freitas / Myriã Tatiany Neves Bast / Priscila Pacheco Trigo / Rafael Martins Murrer / Robson Rodrigues Pereira / Thomas Henrique Schreurs Pires Estagiários Alexandre Stiubiener Himmelstein / Ana Beatriz Moreira dos Santos / Camila Medeiros Tanomaru / Felipe Yamamoto Ricardo da Silva / Isabel Cristina Elias de Souza Oliveira / Renan Bassoli Diniz / Thaís Rodrigues da Silva economiaemdia.com.br O DEPEC BRADESCO não se responsabiliza por quaisquer atos/decisões tomadas com base nas informações disponibilizadas por suas publicações e projeções. Todos os dados ou opiniões dos informativos aqui presentes são rigorosamente apurados e elaborados por profissionais plenamente qualificados, mas não devem ser tomados, em nenhuma hipótese, como base, balizamento, guia ou norma para qualquer documento, avaliações, julgamentos ou tomadas de decisões, sejam de natureza formal ou informal. Desse modo, ressaltamos que todas as consequências ou responsabilidades pelo uso de quaisquer dados ou análises desta publicação são assumidas exclusivamente pelo usuário, eximindo o BRADESCO de todas as ações decorrentes do uso deste material. Lembramos ainda que o acesso a essas informações implica a total aceitação deste termo de responsabilidade e uso. A reprodução total ou parcial desta publicação é expressamente proibida, exceto com a autorização do Banco BRADESCO ou a citação por completo da fonte (nomes dos autores, da publicação e do Banco BRADESCO) 5