O Brasil, dentro do atual modelo setorial, apenas realiza compra de energia nova por meio do mecanismo de leilão bem como somente expande o sistema de transmissão que compõe a rede básica através de licitação na modalidade de leilão. Os leilões de energia têm a tarifa teto fixada através do poder concedente enquanto na transmissão, as Receitas Anuais Permitidas Máximas (RAPmáxima) são definidas pela ANEEL e somente divulgadas junto ao
Edital do Leilão. Diferentemente da geração que exige licenciamento prévio ambiental para participar dos leilões de energia, o segmento de transmissão não exige LP deixando o risco21 e o custo totalmente ao encargo do empreendedor.
O mecanismo de competição para o leilão na geração constitui-se da seguinte forma: os agentes de mercado informam a demanda de energia no horizonte desejado pelo poder concedente (A-1, A-3 e A-5). O MME consolida a demanda final por energia e não informa o montante ao mercado. Os agentes de geração vão ao leilão sabendo apenas a receita teto e a quantidade de agentes, o total ofertado em capacidade instalada, tipo de fonte etc. Como não é conhecido o montante de energia a ser comprado e rateado pelas distribuidoras, cria-se o mecanismo de competição desejado para atingir-se a modicidade tarifária e o preço de equilíbrio fica estabelecido.
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O mesmo não ocorre com a transmissão de energia elétrica, com características precípuas de um monopólio natural, cuja definição da obra é determinística e estabelecida pelo MME, cabendo à ANEEL a execução do leilão e a definição da RAPmáxima. Os leilões de
transmissão são conhecidos pelos grandes deságios cuja média é, aproximadamente, 25% da RAPmáxima (a RAP é a parcela anual que o agente aceita receber ao longo da concessão e
sofre reajustes e revisões com periodicidades distintas).
Em suma, pode-se afirmar que os segmentos de geração e transmissão de energia elétrica são regulados por meio de preço-teto (price cap) e, o de distribuição segue o modelo regulatório do custo do serviço (com incentivo a eficiência direcionado pela Agência) submetido e uma forte regulação. Neste último caso, a agência reguladora permite o ganho de produtividade, do avanço tecnológico e outros que venham a ser identificados sejam incorporados temporariamente à remuneração da concessionária quando, no momento de revisão tarifárias esses ganhos de eficiência são repassados para aos consumidores, o chamado Fator X. Ainda, a ANEEL optou pela regulação por comparação (Yardistick competition), onde se estabelece um padrão de custos entre um agrupamento de concessionárias de características equivalentes, esta categorização gera grandes discussões no Brasil em função das diferentes características econômicas, sociais, geográficas e ambientais de cada região do País. Diante destas informações, segue a estrutura tarifária de energia elétrica utilizada no País, apresentada pela Figura 2.10:
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Os encargos setoriais responderam por cerca de 16,242 bilhões de reais (ANEEL, 2013) frente aos 9,6 bilhões de reais recolhidos em 2008 (ANEEL, 2008), reforçando o importante papel dessa componente no setor . Desmembrando a Parcela A da Figura 2.10 com maiores detalhes, tem-se:
- Conta de Consumo de Combustíveis (CCC): subsidia a geração térmica na região Norte do País (sistemas isolados);
- Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): propicia o desenvolvimento energético a partir das fontes alternativas. Promove a universalização do serviço de energia e subsidia as tarifas da subclasse residencial de baixa renda;
- Reserva Global de Reversão (RGR): indeniza ativos vinculados à concessão e fomenta a expansão do setor elétrico;
- Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos (CFURH): compensa financeiramente pelo uso do recurso hídrico e terras produtivas para fins de geração de energia elétrica;
- Pesquisa & Desenvolvimento e Eficiência Energética (P&D): promove investimentos em eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento em linhas de pesquisa de interesse do setor elétrico;
- PROINFA: subsidia as fontes alternativas de energia selecionadas pelo programa;
- Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE): provê recursos para funcionamento da ANEEL;
- Encargos de Serviços do Sistema: subsidia a manutenção da confiabilidade e estabilidade do sistema interligado nacional.
Avaliando a Figura 2.11, que apresenta a composição, em R$, da tarifa de energia elétrica brasileira, a principal conclusão consiste no fato de que os encargos setoriais e tributos superam em ordem de grandeza a remuneração dos investimentos em geração, transmissão e distribuição.
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Fonte: ANEEL, 2008.
Figura 2.11 Composição, em R$, da tarifa de energia elétrica no Brasil.
Em resposta, foi promulgada a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 que trata de medidas do governo visando a redução da tarifa de energia elétrica. Elas alteram alguns encargos setoriais e tratam da antecipação do término das concessões de geração e transmissão de energia elétrica. A renovação da concessão das distribuidoras ainda não foi tratada de forma direta e está em aberto. Contudo, para os primeiros segmentos mencionados, os agentes que renovarem os seus contratos de concessão terão direito a indenização dos ativos que ainda possuírem valor para depreciação contábil e receberão, a partir da assinatura dos novos contratos, tarifa reconhecendo apenas os custos necessários para a operação e manutenção (O&M) das instalações sob sua responsabilidade.
A lei mencionada anteriormente extingue o pagamento pela Reserva Global de Reversão (RGR), de novos empreendimentos concedidos e das distribuidoras de energia elétrica, bem como da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) além de reduzir a Conta de Desenvolvimento Energética (CDE). Deste modo, a manutenção dos programas sociais, tais como o Luz para Todos e a Tarifa Social, caberá ao governo federal, via Secretaria do Tesouro Nacional (STN), aportar, para 2013, cerca de R$ 3,3 bilhões na CDE.
Deste modo, a redução média em 7% da tarifa do consumidor final é esperada em função da redução da cobrança dos encargos. Outros 13% (MME, 2012c) decorrem da redução da tarifa média de geração e da transmissão, considerando que essas concessões não terão mais ativos a depreciar ou amortizar, apenas custos de O&M.
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