II Encontro Brasileiro de Regulação do Setor Elétrico · 2016-01-06 · realizaram o II Encontro...

Realização

II Encontro Brasileiro de Regulação do Setor ElétricoRelatório do EventoSão Paulo, 07 e 08 de Abril de 2015

Apresentação04

07

Programação Realizada

Conteúdo – Quem participou, Programação, Relatório das Apresentações

06

08

10

Sobre a Hiria e Sua Missão

Números do Encontro Brasileiro de Regulação do Setor Elétrico 2015

Apoiadores Institucionais, Realização do Evento33

Índice

4 II Encontro Brasileiro de Regulação do Setor Elétrico 2015

O setor energético brasileiro enfrenta grandes desafios: desequilíbrio entre oferta e demanda, altos custos de geração térmica e instabilidade regulatória. O paradoxo desenhado é que enquanto os consumidores são penalizados com os altos custos da energia elétrica, as concessionárias de distribuição lutam para honrarem seus compromissos financeiros e geradores sofrem com o MRE. Mesmo os geradores térmicos sinalizam dificuldades operacionais por conta do despacho ininterrupto de suas usinas.

Neste contexto, organizamos esta iniciativa cuja proposta foi debater em dois dias os principais pontos referentes ao modelo institucional do setor elétrico, à segurança energética, à segurança jurídica e ao retorno financeiro ao investidor e tem como objetivo desenvolver as ideias, iniciativas e ações necessárias para responder aos desafios atuais e emergentes. Esta plataforma só é possível porque reúne especialistas e executivos, representantes do governo, organizações nacionais e internacionais, universidades e sociedade civil em uma série de diálogos estratégicos que mapeiam as transformações fundamentais que remodelam a regulação do setor elétrico no Brasil.

Nesta linha, a consultoria regulatória LMDM e a organizadora de eventos de infraestrutura HIRIA realizaram o II Encontro Brasileiro de Regulação do Setor Elétrico, cuja segunda edição foi realizada em abril de 2015 em São Paulo, atraindo mais de 160 pessoas

incluindo os maiores especialistas e os maiores grupos investidores do setor. Como era de se esperar, os assuntos foram debatidos com brilhantismo, e o resumo destes debates poderá ser visto neste report. Agradecemos a todos os participantes, palestrantes e moderadores, e esperamos você para nossa próxima edição em 2016!

Vinnicius VieiracKO

Hiria

Julia caetanoGerente de conteúdo Hiria

diogo FariaSócio

LMdM consultoriaepresarial

ApreSentAçãO


www.hiria.com.br+55 (11) 5093-7847

ideiAS MuLtipLicAdAS. FuturO inteLiGente. Por meio de conteúdos informativos na forma de conferências, a Hiria® proporciona um ambiente ideal para a entrega e transferência de conceitos sobre a construção e a gestão da infraestrutura no Brasil e na América Latina.

Potencializamos as oportunidades de encontros de negócios entre as lideranças da iniciativa privada, poder público e do meio acadêmico, para a formatação e execução de decisões eficientes e sustentáveis.

Nossa missão é criar e multiplicar um acervo de conhecimento para soluções em cidades, energia, água e resíduos, na direção da construção de um amanhã mais inteligente.

ÁreAS de AtuAçãO

Energia

Logística

Água e Resíduos

Gestão da Administração

Cidades

Gestão da Infraestrutura


95| pessoas presentes

23|palestrantes especialistas

25|reuniões 1 to 1 realizadas

Fotos do II Encontro Brasileiro de Regulação do Setor Elétrico 2015

núMerOS dO ii encOntrO BrASiLeirO de reGuLAçãO dO SetOr eLétricO 2015


prOGrAMAçãO reALizAdA

SãO pAuLO, 07 de ABriL de 2015

Governo, concessionária e consumidor: visões e preocupações regulatórias

Diogo Mac Cord, Sócio da LMDM e professor da FGV José Carlos Miranda, Diretor de Estudos de Energia da EPE Camila Schoti, Coordenadora de Energia da ABRACE

renovação das concessões de distribuição de energia

Nelson Leite, Presidente da ABRADEE Vlademir Daleffe, Diretor Presidente da Copel Distribuição Julião Coelho, Ex-diretor da ANEEL Reni Silva, Consultor da Prime Energia

Operação do sistema elétrico: a segurança energética em uma matriz hidro-térmo-eólica

Leandro Domaredzky, Sócio da LMDM Elbia Silva Gannoum, Presidente da Abeeólica Francisco José Arteiro de Oliveira, Diretor de Planejamento e Programação da Operação do ONS

O futuro do setor elétrico: como garantir um mercado seguro e estável ao investidor e ao consumidor

Diogo Mac Cord, Sócio da LMDM e professor da FGV Ashley Brown, Diretor do grupo de Políticas Públicas de Energia Elétrica da Universidade de Harvard Britaldo Soares, Presidente da AES Brasil Rafael Lazzareti, Diretor de Estratégia e Inovação da CPFL

SãO pAuLO, 08 de ABriL de 2015

A vida pós-579 na Geração

Franklin Miguel, Superintendente de regulação da Copel Diogo Mac Cord, Sócio da LMDM e professor da FGV Afonso Henriques, Ex-diretor da ANEEL e professor da UNIFEI

estratégia regulatória: como ter sucesso em um ambiente regulado?

Carlos Lebelein, Sócio da LMDM e professor da FGV André Silva, Diretor de Regulação da Distribuição da AES Cristiane Fernandes, Diretora de Regulação da Elektro

Grandes reservatórios: solução ou problema? Ney Manoel, Sócio da LMDM Moara Giasson, Assessora Técnica da DILIC / IBAMA Tarcísio Borin, Ex-Diretor de Sustentabilidade da CPFL

Modelo institucional e segurança jurídica: análise da atual situação do setor elétrico

Frederico de Almeida Fonseca, Sócio do escritório RV&LC Advogados David Waltenberg, Sócio fundador da Advocacia Waltenberg Claudio Girardi, Advogado e sócio fundador da Girardi & Advogados Associados

projeções do preço da energia elétrica nos mercados livre e regulado

Carlos Lebelein, Sócio da LMDM e professor da FGV Ricardo Savoia, Diretor de Regulação da Thymos Energia Paulo Steele, Sócio da TR Soluções e professor da FGV


GOVernO, cOnceSSiOnÁriA e cOnSuMidOr: ViSõeS e preOcupAçõeS reGuLAtóriAS

terçA-FeirA, 07 de ABriL de 2015

JOSé cArLOS MirAndA diretor de estudos de energia da epe

Engenheiro Eletricista pela Universidade Federal de Pernambuco e Pós Graduado pela Universidade Federal do Rio de Janeiro em Planejamento Energético. É Diretor de Estudos da Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, desde fevereiro de 2005.

O palestrante iniciou sua apresentação falando sobre a existência de diferentes visões do cenário atual do Setor elétrico. Todo modelo está sujeito a melhorias. O governo tem trabalhado, buscando adotar medidas que garantam o abastecimento. Até o momento, o governo conseguiu administrar o sistema sem necessidade de medidas mais drásticas, como o racionamento.

Um dos pontos críticos é o fato da matriz elétrica brasileira ter predominância em hidroelétricas.

Atualmente, considerando a energia de Itaipu, 70% da produção é oriunda de fonte hidráulica, 15% de térmicas, 3% de eólicas, 4% de PCH, 9% de Biomassa e 1% de Nuclear.

O cenário ideal é que o percentual de hidráulica fosse maior, mas as térmicas existem justamente para suprir o país nos períodos de baixa hidrologia.

No segundo semestre a produção de eólica tende a aumentar, principalmente no Nordeste.

A capacidade de armazenamento dos reservatórios do Sudeste é quatro vezes maior do que a capacidade do 2º mercado, que é o Nordeste.

Os relatórios do CMSE mostram que a expectativa hidroelétrica é boa. O cenário econômico também favorece o Setor Elétrico, no entanto, não é uma situação desejável.

O sinal da bandeira tarifária ao consumidor ajuda a melhorar a resposta do consumo para o custo hidrotérmico (o custo poderá ser menor, dependendo do comportamento do consumidor).

Os investidores têm demonstrado interesse em investir na geração. J.P. Morgan emitiu nota recomendando o investimento no Setor Elétrico brasileiro. Em 2012 e 2013, não houve a contratação de usinas térmicas, devido à falta de gás e influência do acidente de Fukushima.

O cenário de hidrologia para este ano é otimista, levando em consideração o histórico do mês de abril.

Em 2014, o governo liberou empréstimos para mitigar o custo com a exposição involuntária das distribuidoras – empréstimo este que será pago pelo consumidor.

A construção de novos reservatórios seria bem vinda, para aumentar a Garantia Física das usinas, armazenar água e aumentar a capacidade de geração.

A energia eólica tem boa competividade, sendo a 2º mais barata.

A complementaridade com a geração oriunda da Biomassa é importante para aumentar a segurança do sistema.

A energia é um bem essencial, sendo extremamente importante para a sociedade.


Palestrante: Camila sChoti coordenadora de energia da ABrAce

Camila Schoti é Coordenadora Técnica das áreas de Energia Elétrica, Gás Natural e Economia da ABRACE – Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres - e Coordenadora - Executiva do Projeto Energia Competitiva (PEC) conduzido por seis associações industriais, que desenvolvem análises e propostas de aprimoramento para o mercado de energia elétrica.

A palestrante explica que o gráfico da tarifa industrial brasileira mostra que o preço aumentou muito acima da inflação. Entre 2012 até 2015, houve um aumento expressivo de encargos.

Sinal de preço: no ACL, é possível verificar o sinal de preço. No ACR, o consumidor não observa esse sinal.

Há uma socialização dos custos e riscos, sem levar em conta a eficiência. Agentes expostos ao Mercado de Curto Prazo x Agentes contratados e alocação do risco hidrológico ao consumidor.

- Custos e riscos devem dar o sinal aos agentes.

- Contratos perderam a característica de assegurar preços pré-estabelecidos

- Encarecimento de energia contratada (Leilão de Ajuste, Leilão de energia existente).

- Empréstimos da CDE

- Adoção de bandeiras e reconhecimento de custos exclusivos do ACR (exposição involuntária): foram aprimoramentos regulatórios importantes.

Cotas da CDE: ferramenta de política pública: fazia sentido que o governo aportasse esse recurso, no entanto, ao repassar para todos os consumidores, gera impacto financeiro elevado.

A regulação precisa criar regras que aloquem corretamente os riscos e custos do setor.


pALeStrAnte: neLSOn Leite presidente da ABrAdee

Membro do COINFRA - Conselho de Infraestrutura da CNI. Representante do setor produtivo (CNI) no Comitê Gestor do Fundo Setorial de Energia Ex Diretor de Assuntos Regulatórios e Projetos Especiais das Empresas Distribuidoras da Eletrobrás – de 17/08/2009 ate 01/06/2010.

O Sr. Nelson Leite apresentou alguns dados sobre o setor de distribuição no Brasil.

Setor tem 74 milhões de clientes, 181 mil colaboradores, 42 concessionárias associadas à ABRADEE.

Como falar em renovação sem regras definidas? Três aspectos relevantes:

1 – Estabilidade e previsibilidade

2 – Condições de prorrogação (a concessionária atual deve ter condições para avaliar se vale a pena renovar ou não)

3 – Governança de contratos (o contrato de concessão é um instrumento da política fixada em lei para que o regulador não precise emitir regras – definição prévia do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão)

A Lei 12.783/13, estabeleceu regras para a Geração e Transmissão, mas o segmento de distribuição ficou para depois.

Condicionantes:

Qualidade do serviço: quais indicadores, quais metas e quando auferir?

Saúde econômica e financeira – regras prospectivas

Renovação Onerosa: não há sentido, pois vai onerar a tarifa do consumidor.

O Brasil é heterogêneo, então é preciso levar em conta as particularidades de cada região.

Qualidade do Serviço como Condicionante à Prorrogação:

“ A melhor qualidade é ‘filha’ da boa saúde econômico-financeira”

Três pilares da ABRADEE:

- Plano de investimentos

- Garantia de sinais econômicos corretos para o setor

- Sustentabilidade econômico-financeira (evolução no modelo do negócio)

O Brasil ainda tem um setor em expansão, mais da metade dos investimentos são para expansão (sendo a menor parte para manutenção e substituição).

Os aumentos nas tarifas do Sul, Sudeste e Centro Oeste são maiores que os aumentos da região Norte e Nordeste, pois naqueles mercados, as empresas pagam um valor maior de CDE

Sinais contraditórios:

Condição para o investimento: EBTIDA

Demanda de investimento: Modernização, renovação e expansão

renOVAçãO dAS cOnceSSõeS de diStriBuiçãO de enerGiA


Trabalha na Companhia Paranaense de Energia – COPEL desde 1984, tendo ocupado diversos cargos, destacando-se: Assessor e Assistente de Diretoria, Superintendente Regional (em Cascavel por seis anos), Superintendente de Gestão, Superintendente de Engenharia da Distribuição e Superintendente da Coordenação para a Implantação de Tecnologia da Informação.

Concessão da Distribuição, Prorrogação? Vale a pena renovar?

O palestrante iniciou sua fala apresentado alguns dados sobre as concessionárias que passarão pelo processo de renovação da concessão nos próximos anos.

44 distribuidoras passam pelo processo de renovação até 2017. Mais de 20% do mercado de consumidores do Brasil.

O contrato de concessão prevê que para assegurar a qualidade dos serviços prestados, poderia haver a renovação para 20 anos. No entanto, a Lei 12.783/2013 permite a prorrogação por 30 anos.

Pagamento de Outorga: “o consumidor não pode ser mais onerado”. Não faz sentido, pois a Distribuidora não ganha dinheiro com a compra e venda de energia (Parcela A), mas sim com a gestão de ativos (Parcela B).

Expectativa em relação aos critérios:

- Planos quinquenais de investimentos

- Planos com metas verificáveis a cada 12 meses

- Foco na qualidade do fornecimento (este mecanismo já existe: Fator X)

- Penalizações caso as metas não sejam cumpridas

O Ministro Eduardo Braga não descarta a cobrança de outorga, defendida pelo Ministro Levy

Expectativas da Copel Distribuição: sustentabilidade econômica – qualidade do serviço.

- Prorrogação por mais 30 anos

- Não pagamento de outorga

- Contrato com metas factíveis

- Garantir neutralidade na Parcela A

- Remuneração adequada dos investimento

A Copel DIS investe duas vezes mais do que a cota de reintegração.

Em 2014, a Copel recebeu três prêmios de satisfação do cliente : ABRADDE, ANEEL E CIER.

pALeStrAnte: VLAdeMir dALeFFe diretor presidente da copel distribuição


pALeStrAnte: reni SiLVA consultor da prime energia

É Engenheiro Eletricista, formado em 1974 pela Universidade Federal de Juiz de Fora – MG; Possui cursos de especialização, em Gestão de Empresas de Distribuição na EDF/França, Competição no Mundo Globalizado na Escola de Administração de Negócios da Universidade do Texas, entre outros. Possui MBA Executivo no Instituto Superior de Administração - ISAD da PUC/Ctba 1996/1997, em parceria com a Escola de Administração de Negócios da Universidade do Texas, em Austin.

Exigência de Investimentos para melhoria da qualidade: tem reflexo na modicidade tarifária

- A remuneração é a razão de ser do investimento em Distribuição de Energia. O modelo do negócio e a regulação econômica impõem esta regra

- Sustentabilidade do negócio exige investimentos maiores que a depreciação dos ativos

- Modicidade tarifária requer investimentos proporcionais ao mercado

“Não há vácuo de poder, os espaços serão certamente ocupados” – diz, citando a intervenção do Ministério Público no processo de renovação das concessões de distribuição.

“O mercado precifica a incerteza”

A lei 12.783 prevê que os contratos de concessão podem ser renovados por mais 30 anos, como forma de preservar a continuidade no fornecimento do serviço, a eficiência na prestação e a modicidade tarifária.

A possibilidade de a renovação ser onerosa, representaria um custo de R$ 109,00 para cada consumidor e a remuneração da concessionária seria de R$ 16,00

Toda concessão deveria ser tratada de forma isonômica

Ninguém ganha com a postergação da definição das regras para renovar as concessões: “é um jogo de ‘perde-perde’”


OperAçãO dO SetOr eLétricO: A SeGurAnçA enerGéticA eM uMA MAtriz HidrO-térMO-eóLicA

pALeStrAnte : eLBiA SiLVA GAnnOuM presidente da Abeeólica

Doutora em Engenharia de Produção pela Universidade Federal de Santa Catarina (2003), mestre em Economia pela Universidade Federal de Santa Catarina (1999), e bacharel em Ciências Econômicas pela Universidade Federal de Uberlândia (1997). Presidente Executiva da ABEEólica – Associação Brasileira de Energia Eólica – desde Setembro de 2011. Membro da Diretoria da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica de junho de 2006 a Abril de 2011. Foi Economista-Chefe do Ministério de Minas e Energia (2003-2006), Coordenadora de Política Institucional do Ministério da Fazenda (2002-2003), Assessora de assuntos econômicos no Ministério de Minas e Energia (2001), Assessora na ANEEL (2001-2001), Prof. da Universidade Federal de Santa Catarina (1998-2000). Tem experiência na área de Economia, com ênfase em Economia Industrial. É especialista em Regulação, e Mercados de Energia Elétrica, tendo atuado nessa área desde 1998.

Em 2014, a capacidade instalada de fonte eólica era de 5,9 GW, dos quais 1,4 GW são usinas do PROINFA

A China é a líder mundial em capacidade instalada com 114,7 GW

No que se refere ao aumento da capacidade, o Brasil já é o quarto país. Esse aumento deve-se, principalmente, aos leilões regulados.

O PROINFA possibilitou maiores investimentos neste segmento. De 2009 para cá aumentou a evolução tecnológica, que por sua vez, aumentou a produtividade e baixou os custos.

Fator Brasil: ventos brasileiros são fortes e constantes, sem rajadas e estão entre os melhores do mundo.

É a segunda fonte mais competitiva e não há subsídios.

A previsão é que em 2019 a capacidade instalada seja de 17 GW e 2020, 20 GW

As eólicas predominam no Nordeste, no entanto o Rio Grande do Sul tem um potencial enorme, cujos ventos são mais parecidos com os ventos europeus.

A fonte eólica é limpa, renovável, competitiva.

A cadeia produtiva da eólica gera externalidade positivas, tais como:

- baixa emissão de CO2

- 6 milhões de residências atendidas

- 5 bilhões de ESS evitados

- 6,2 bilhões de investimentos em 2014

Em 2014 vários projetos entraram em operação.

A safra do vento é entre Julho e Novembro, com pico em Setembro/Outubro

Característica da fonte eólica: é intermitente: pouco controle sobre o recurso e para compensar deve existir reserva de potência

A operação de um sistema com fonte intermitente é mais complexa.

A previsão do vento acontece com 48 horas de antecedência

Leilão de Fontes Alternativas em 2015: exige que o gerador tenha determinadas características: Inércia sintética, subfrequência/sobrefrequência, subtensão/sobretensão

Apenas sete fábricas atendem esse requisito nos equipamentos. Isso diminui a competição e pode elevar o índice de “NO SHOW” nos leilões e elevar os custos.


Francisco José Arteiro de Oliveira, Diretor da Diretoria de Planejamento e Programação da Operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS desde 2012 foi Gerente Executivo de Programação da Operação de 2006 a 2012. Entrou no início da criação do ONS e até 2006 foi Gerente de Programação da Operação e trabalhou na Eletrobrás de 1985 a 2000.

Discutir eólicas é discutir opções de expansão. A proposta do operador é equacionar as questões que dificultam sua operação.

A inserção de nova fonte deve ser feita de forma controlável para evitar desequilíbrio no sistema.

O grande potencial da fonte eólica está no Nordeste.

Grandes desafios do operador: grandes usinas, interligações internacionais e penetração eólica.

Problema da eólica: desconexão por falta de ventos ou rajadas.

A matriz deve prever a entrada de eólicas, juntamente com térmicas de ciclo combinado. O suporte térmico associado à expansão das eólicas, como reserva de potência. A eólica é fonte de energia, mas não é fonte de potência. A usina térmica a gás tem resposta rápida para suprir o sistema no caso de falta na injeção eólica.

- Reservas para oferecer ou absorver potência reativa devido à característica de intermitência

- Aprimorar métodos e ferramentas usados no planejamento e na programação eletro energética.

- Entregar para o tempo real informações mais próximas do que vai ocorrer.

- Requisitos técnicos mínimos para centrais geradoras eólicas

- Manter a frequência do sistema entre 58,5 e 62,5 Hz

Pelo fato das eólicas estarem conectadas através de conversores, elas não contribuem com a inércia do sistema, isso vai determinar, ou não, a atuação do ERAC (esquema regional de alívio de carga).

pALeStrAnte: FrAnciScO JOSé ArteirO de OLiVeirA diretor de planejamento e programação da Operação do OnS


O FuturO dO SetOr eLétricO: cOMO GArAntir uM MercAdO SeGurO e eStÁVeL AO inVeStidOr e AO cOnSuMidOr.

pALeStrAnte: ASHLey BrOwn

diretor executivo do grupo de energia elétrica da universidade de Harvard

Ashley Brown is an attorney admitted to practice in Ohio, Massachusetts, and the District of Columbia. He is the Executive Director of the Harvard Electricity Policy Group at Harvard University's John F. Kennedy School of Government. It is a leading "think tank" on matters related to electricity restructuring, regulation, and market formation. He is an instructor in Harvard's Executive program on "Infrastructure in a Market Economy." Mr. Brown has also served as an arbitrator in matters relating to the evolution of competition in infrastructure industries.

O palestrante iniciou sua apresentação destacando dois pontos:

- Falta de diversidade dos recursos energéticos: é necessário pensar na diversidade

- O gás natural não está crescendo no mercado multinacional: Chile, Argentina

O Brasil está chegando ao seu limite com relação aos recursos hidrológicos. Reservatórios estão com níveis baixo.

A razão entre demanda e estoque está diminuindo. O Brasil precisa pensar sobre isso.

Opções para sair da hidro: térmicas. A nuclear é uma opção, mas é muito cara para construir, além do fato de que em caso de acidente, devasta a indústria.

Renovável: Solar e eólica são opções, mas são intermitentes, portanto há limites.

Diferenças entre capacidade existente e energia produzida.

A eficiência energética é um recurso que deve ser pensado

Gás Natural: o problema do gás natural vai além da Petrobrás. O processo de exploração do gás não atende plenamente. Acesso limitado aos gasodutos.

Exploração e transporte: Quem vai investir num gasoduto se não tem exclusividade na exploração?

tAKe or pAy: porque comprar gás se a usina não gera o tempo todo?

O combustível tem preço fixo e não variável.

Manter o mercado de gás como está não deverá trazer benefícios por muito tempo.

Do ponto de vista econômico, gás e óleo não podem ser explorados pela mesma empresa, eles devem concorrer – e o Brasil é o único país do mundo que dá o monopólio de ambos à mesma empresa.

O gás é um negócio secundário para a Petrobrás.

Sugestão: concessões não exclusivas, abrir o mercado de gás para desenvolver as térmicas que usam esta fonte.

Estabelecer mercados secundários para os gasodutos. Múltiplos players têm o direito de usar o gasoduto.

Remover as barreiras de entrada: porque precisa de concessão para construir um gasoduto?

Tentar desenvolver produtos diferentes no setor de geração. Pagar ao gerador pela sua capacidade.

Vantagens na reforma do mercado de gás: aumenta a competição, aumento da produção preços: qual o propósito do preço? Fluxo de receita para possibilitar às empresas prover serviços adequados.

Proteger os consumidores contra abuso do monopólio

Enviar sinais de preços ao consumidor. As bandeiras agora possibilitam esse sinal.

O sinal de preços pode facilitar o planejamento do consumo por parte do consumidor, evitando o uso em horários de pico.

É hora de se pensar em desenvolver equilíbrio adequado entre energia e capacidade.

O mercado brasileiro é bem dependente do planejamento, se comparado aos demais mercados.

É preciso sinalizar corretamente o preço das linhas de transmissão nos leilões de energia nova.

É preciso dar às distribuidoras um incentivo na prestação de serviços ancilares (não faz sentido a distribuidora ser estimulada a sempre aumentar seu mercado; ela precisa receber também pelo incentivo aos seus consumidores para serem mais eficientes e gastarem menos).


pALeStrAnte: BritALdO SOAreS

presidente da AeS Brasil

Diretor presidente do Grupo AES no Brasil desde 2007 (AES Eletropaulo, AES Tietê, AES Uruguaiana, AES Sul, entre outras). Foi vice-presidente de Corporate Bank e International Corporate Finance do Citibank/Citigroup; diretor financeiro da área de celulose das empresas Caemi/Jari e diretor presidente da Jari Celulose.

O palestrante inicia sua apresentação trazendo alguns dados da AES BRASIL:

35 GW de capacidade instalada

18,5 mil colaboradas

Olhar para os países que têm experiência e trazer esta experiência para o Brasil.

Como gerenciar recursos renováveis? Integração com mercados, como Uruguai e Argentina poderia ajudar.

Eventos recentes no Setor de Energia:

Perdas de valor

3º ciclo de revisão tarifária: dificuldades de caixa das Distribuidoras

de 2004 a 2012: curva de crescimento dos investimentos cai

Mp 579: instabilidade regulatória

Perda de valor na Bolsa de Valores

Efeitos nas Distribuidoras: desafios hidrológicos – subsídios do governo – CDE

Mecanismos da bandeiras sendo implantado: reduz o descasamento do fluxo de caixa das Distribuidoras

Revisão Tarifária Extraordinária para recuperar a parcela A

Na geração rebaixamento da energia assegurada com revisão da Garantia Física

Chega o 4º ciclo: oportunidade para reposicionar o setor e iniciar a se pensar num futuro diferente, mais sustentado.

Os acionistas, em geral, reagiram a este ciclo, vendendo seus papéis. O Setor elétrico perdeu 50 bilhões de reais.

como garantir mercado seguro e sustentável ao investidor e ao consumidor?

- Assegurar a transparência do marco regulatório; dialogar.

- Modicidade tarifária e qualidade

- Equilíbrio risco/retorno

- Uso de novas tecnologias e modernização da rede (ex: energy storage)

- Mercado de capitais como financiador de Longo Prazo do Setor elétrico

- Conduzir o Setor elétrico ao papel de indutor do desenvolvimento

O investidor deve sentir confiança para investir no mercado.

O Setor Elétrico tem capacidade técnica, falta disciplina, diálogo.


pALeStrAnte: rAFAeL LAzzAreti diretor de estratégia e inovação da cpFL

Rafael Lazzaretti é graduado em Engenharia de Controle e Automação pela UNICAMP (Universidade Estadual de Campinas) e em Administração de Empresas pela FACAMP (Faculdades de Campinas). Trabalhou na Roland Berger Strategy Consultants, de 2006 à 2009, como consultor de estratégia.

- A CPFL é o maior player privado do Setor Elétrico

- É necessário segurança para investir em energia

- Planejamento estratégico: ações de médio prazo com visão de longo prazo

Tripé:

- Diversificação da matriz

- Universalização do acesso

- Governança clara, onde os agentes têm seus papéis e responsabilidades claramente definidos: ANEEL, ONS, EPE.

O momento é desafiador para os agentes.

Na Distribuição: elevação do PLD, penaliza agentes descontratados

Na Geração: definição da GSF abaixo do previsto

Para o consumidor: elevação de tarifas

Isto demonstra que o setor elétrico tem pontos para evoluir .

FuturO: sistema isolado interligado tende a fazer com que a matriz diversifique (geração distribuída)

O consumo deverá ser mais eficiente

As redes interligadas serão mais eficientes

Novas tecnologias para acelerar o mercado

A expansão do setor foi viabilizado pelo modelo de contratos de longo prazo

A evolução para redes inteligentes, por exemplo, reque políticas públicas, evolução regulatória e evolução tecnológica

A reestruturação do gás no Brasil só vai ocorrer no longo prazo

As Distribuidoras devem investir em eficiência energética. As bandeiras tarifárias são um começo, mas é pouco

O sinal de preço do custo real da energia deve ocorrer no longo prazo.


A VidA póS 579: O prOceSSO de reViSãO tAriFÁriA dAS uSinAS renOVAdAS e A indenizAçãO dOS AtiVOS

QuArtA-FeirA, 08 de ABriL de 2015

pALeStrAnte: FrAnKLin MiGueL Superintendente de regulação da copel

Doutorando pela USP. Possui graduação em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Santa Catarina (1995) e em direito pela Faculdade Dom Bosco (2009). É mestre em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Santa Catarina (1997), com pós-graduação em Planejamento, Operação e Comercialização da Indústria de Energia Elétrica pela Universidade Federal do Paraná (2004) e MBA em Gestão de Energia pela Fundação Getúlio Vargas (2002).

O Sr. Franklin iniciou a apresentação falando sobre alguns dados da Copel:

A empresa tem 21 usinas, 19 hidros, 1 térmica e 1 eólica

Geração: Regulação mínima – competição

transmissão e distribuição: Regulação forte

Após Mp 579:

- geração passa a ser regulada

- cotas impostas pelo governo

- indenização dos bens não depreciados

- RAG: receitas iniciais

- Revisão Tarifária: previsto no contrato de concessão calculado pelo MME

- Entre a MP e a Lei, passaram-se apenas 4 meses, sem audiência pública

Na Revisão Tarifária está previsto um Fator X, mas não há regulação de como será calculado.

Questão: Existe ganho de produtividade numa usina isolada?

Importação de métodos usados na Transmissão e na Distribuição sem critérios de adequação para a Geração.

custos regulatórios: nt 385/2012:

- Quais usinas devem compor a amostra?

- Qual segregação deve ser utilizada? Barragem, turbina, potência, etc.?

- Variáveis ambientais

- Como tratar custos dos serviços ancilares?

- Como homogeneizar os dados contábeis?

- Como valorar investimentos realizados?

Cada usina tem seu “DNA”, não é viável banco de preços

Como relacionar CAPEX OPEX?

Quais os riscos elencados para definição do WACC?

- É adequado usar projetos de usinas novas para precificar usinas antigas?

- Valor dos custos socioambientais para a indenização

- Tratamento da depreciação baseada em critérios contábeis. A depreciação contábil não reflete a econômica.

- Existe alternativa ao VNR?

p&d: frente engenharia e frente regulação econômicaTem por objetivo estabelecer metodologia para recálculo dos investimentos, valor dos custos ambientais, verificar se existe coerência para aplicação do Fator X e caso exista, qual metodologia?


pALeStrAnte: AFOnSO HenriQueS

ex-diretor da Aneel e professor da unifei

Metodologia para definição e revisão tarifária para usinas geradoras sob o regime de cotas.

“Regulação, sem conceituação, é especulação”

Fundamentos para valoração de ativos:

Valor de entrada (Vnr): obtido no mercado de aquisição dos ativos

•Custo histórico

•Custo histórico corrigido

•Custo corrente de reposição

•Custo corrente de reposição corrigido

•Custo futuro de reposição descontado

Valor de saída: valor que o mercado pagaria pelo ativo

•Valor líquido realizável

•Valor de liquidação

•Equivalente de caixa corrente

•Valor presente do fluxo de benefícios futuros

•Fluxo de caixa descontado

•Avaliação relativa

•Avaliação de direitos contingentes

VNR é o valor de reposição de um ativo empregando a melhor técnica existente com preços de mercado

A falta de fluxo de caixa leva ao “empobrecimento” do setor e nesta caso, não há recursos para investimentos futuros.

Com a MP selecionou-se várias centrais geradoras e avaliou-se o custo de se instalar uma nova central naquele local.

projeto Básico: fazia-se com custo mais baixo possível para poder “emplacar” a usina. Trazendo este projeto a valor presente.

Depreciação contábil é diferente da amortização do capital investido.


Sócio de Regulação Econômica de Utilidades Públicas da consultoria LMDM e coordenador do MBA do Setor Elétrico da Fundação Getúlio Vargas – FGV. Engenheiro Mecânico formado pela PUC-PR, mestre em Tecnologias Energéticas pelo LACTEC/UFPR, doutorando em energia pela USP e especialista em infraestrutura pela Harvard Kennedy School.

Formas de prestação do serviço público e respectivas formas de tarifação:

- Contratação direta / Preço de mercado

- Concessão / Tarifa por regulação discricionária

- Concessão / Tarifa contratual

- Prestação direta

Tarifa discricionária: “mal necessário”, quando não é possível prever na licitação todos os riscos: risco de construção, de operação e de mercado.

Segmentos de Geração e Transmissão são competitivos por natureza, desta forma discricionarizar a tarifa não é o ideal pois o mercado consegue sinalizar o preço melhor que a ANEEL.

Na NT 385/12: custos operacionais:

Usinas geradoras cotistas: não há desembolso de CAPEX, apenas OPEX. Diferente na Distribuidora que investe em CAPEX durante todos os anos da concessão.

Desta forma, para as usinas cotistas, a remuneração do WACC é sobre o custo operacional. WACC de 10% sobre o OPEX

Os custos de OPEX calculados pela ANEEL não cobrem o custo real de nenhuma usina. Isso demonstra um erro na metodologia utilizada pela ANEEL. Muito provável pelo fato da amostra conter usinas mais novas do que aquelas alcançadas pela MP 579.

Fator X: Na Distribuição têm aumento de mercado, no caso das usinas não há esse aumento. Como fica?

Definição de uma Matriz de risco: definir quais são os riscos que não são gerenciáveis. A materialização destes riscos justificaria uma Revisão Tarifária Extraordinária.

pALeStrAnte: diOGO MAc cOrd Sócio da LMdM e professor da FGV


eStrAtéGiA reGuLAtóriA: cOMO ter SuceSSO eM uM AMBiente reGuLAdO?

pALeStrAnte: criStiAne FernAndeS diretora de regulação da elektro

O Setor Elétrico é o segundo serviço público melhor avaliado (correios é o 1º)

Qual a estratégia empresarial: homem econômico – segue princípios racionais e pretende ter um benefício econômico.

Regulação por incentivos: concentra-se nos custos gerenciáveis (Parcela B). Foco das decisões empresariais. É a menor parte dos custos da distribuidora (22%)

Riscos de glosa: motivos podem estar associados à conciliação físico-contábil.

Dificuldade de rastreabilidade, atraso na capitalização. Glosas não são consideradas no OPEX. É perda da BRR

Assimetria entre risco e oportunidade: Elevado risco de glosa, risco de operar ativos sem remuneração.

Fator X é desincentivo ao investimento

Modelo estimula redução dos investimentos em qualidade e modernização

Remuneração é maior quanto menor for o investimento (investimento relativo à modernização e não à expansão da rede).

Incentivos à qualidade buscam estimular melhora contínua, mas prejudicam as empresas que já fizeram a “lição de casa” e já tem ótima qualidade (muito difícil melhorar ainda mais). Portanto, há um fraco estímulo à melhoria da qualidade

Eficiência Operacional: as empresas têm conseguido atingir

Desafios de curto prazo:

- Custos operacionais eficientes

- Retorno dos investimentos

- Incentivos à melhoria da qualidade

- Perdas: O foco da regulação é a redução de níveis altos de perdas e traz mecanismos perversos para empresas com baixos índices


pALeStrAnte: André SiLVA diretor de regulação da distribuição da AeS

O aumento da eficiência operacional pode representar uma falsa eficiência, devido a redução da EBTIDA, ou seja, as empresas não puderam investir por falta de recursos.

Regulação por incentivos: Parcela B

Revisão Tarifária anterior estabeleceu nível de eficiência “ótimo”

Durante o ciclo há o ganho de eficiência

O novo ciclo captura os ganhos de eficiência

4º Ciclo: avanços:

- Remuneração de Obrigações Especiais

- Modelos de O&M com maior número de variáveis explicativas

- Prudência na trajetória de perdas

Ativos 100% depreciados: a ANEEL deve sinalizar sobre essa questão, pois manter um ativo 100% depreciado pode ser mais módico

Avaliar aspectos específicos (são 63 distribuidoras, não dá para comparar – há espaço para discussões)

As Distribuidoras podem fazer uma gestão mais forte em perdas não técnicas.

Base de Remuneração Regulatória_BRR:

Gestão de ativos

Avaliação pré-fiscalização: a Distribuidora ganha credibilidade com a ANEEL.

FAtO: regulação por incentivos pressupõe o compartilhamento dos ganhos com eficiência.

Na renovação das concessões a qualidade e nível de investimentos é extremamente importante. As regras devem estar claras por distribuidora. Tem que ter tarifa para dar suporte a isso.


GrAndeS reSerVAtóriOS: SOLuçãO Ou prOBLeMA?

pALeStrAnte: MOArA GiASSOn Assessora técnica da dilic/ibama

Por que estamos construindo usinas a fio d’ água? Questões técnicas e políticas.

Há espaço para grandes reservatórios? Vão perder espaço? Quais as alternativas?

A definição da concepção das usinas é feita no inventário do rio, portanto muito antes dos órgãos ambientais tomarem conhecimento. O órgão só toma conhecimento no momento da concepção do projeto.

PDE 2023: 70% do potencial hidráulico está no Sudeste/Centro Oeste

Reservatórios de acumulação são importantes para minimizar as incerteza hidrológicas (período seco/úmido).

Principais impactos dos reservatórios de regulação:

negativos:

- Interrupção do fluxo contínuo do rio

- População ribeirinha

- Inundações

- Impactos sobre a navegação

- Impacto à atividade pesqueira

positivos:

- Geração de energia

- Empregos

- Segurança energética

- Incremento da economia da região

As questões não são insolúveis e devem ser discutidas com a comunidade e os demais órgãos. Há 1866 processos em licenciamento no IBAMA, destes 359 são de Geração e Transmissão.

Lições sobre grandes reservatórios: as discussões são no âmbito do PDEE e inventários. Estas questões não devem ser avaliadas no momento do projeto. Planejamento do hidrograma a jusante. Respeitar necessidades ecológicas e sociais. O órgão ambiental vai atuar com foco nas análises dos impactos.


pALeStrAnte: tArcÍSiO BOrin consultor

Atua no setor elétrico há 27 anos nas Áreas de Sustentabilidade, Meio Ambiente; Responsabilidade Social; Patrimônio Imobiliário; Saúde e Segurança e Relações Institucionais, com especialização em Gestão Estratégica Socioambiental na FIA- Fundação Instituto de Administração. Foi Diretor de Sustentabilidade da CPFL Renováveis e da ERSA - Energias Renováveis S.A entre 2008 e janeiro de 2015, Ocupou diversas posições gerenciais em grandes empresas do Setor Elétrico, como CPFL Energia; Duke Energy e CESP, sempre relacionadas à viabilização socioambiental de grandes Usinas Hidrelétricas e, mais recentemente, de Complexos Eólicos; PCHs; UTEs a Biomassa e Solar Fotovoltaica. Atualmente é Consultor em Sustentabilidade"

Três questões:

1 – Usina com grandes reservatórios seriam a solução para garantir suprimento para os próximos 10 anos ou mais?

Há décadas a matriz elétrica brasileira está baseada na disponibilidade dos recursos naturais. As UHE sempre foram a melhor alternativa. Assim, as UHE continuam sendo melhor para geração renovável e oferecer maior segurança no suprimento. 70% da energia vem destes usinas. Construídas até o final da década de 90 por grandes estatais. Neste período, as questões ambientais não eram tão públicas e discutidas. A partir desta época, iniciam as discussões sobre esse tema e começam a planejar usinas a fio d’ água. A energia assegurada cai proporcionalmente. Isso não resolve as questões ambientais. Ainda há discussões intensas, mesmo para as usinas a fio d’ água.

2 – EPE considera a possibilidade de usinas com grandes reservatórios?

O PDE prevê que energia hidráulica sairá de 88,7 GW, em 2014, para 116,9 GW em 2023. Em termos relativos haverá perdas na participação, de 70% para 60%. Diminuição expressiva da participação de UHE com reservatório.

A expansão de usinas hidráulicas se dará principalmente no Norte do país, Des 12%(14,5GW) para 23%(45GW). Destes, 2 GW serão de projetos de usinas com reservatório.

3 – Desmistificar a imagem negativa dos grandes reservatórios?

É possível, mas deve–se discutir estas questões com a sociedade, de maneira antecipada. É melhor um modelo que predomine uma matriz renovável com usinas hidroelétricas com reservatório ou diversificar com fonte não renovável?

Hoje os projetos das usinas são uma caixa de surpresa. Os problemas começam a aparecer na fase de construção.

As fontes não renováveis não são competitivas. Dificilmente o Brasil vai abrir mão de um modelo misto.

As usinas a fio d’ água não acabaram com os problemas ambientais. Ainda há espaço para exploração de usinas com grandes reservatórios.


MOdeLO inStituciOnAL e SeGurAnçA JurÍdicA: AnÁLiSe dA AtuAL SituAçãO dO SetOr eLétricO

pALeStrAnte: FredericO de ALMeidA FOnSecA Sócio do escritório rVLc Advogados

Sócio do escritório RVLC Advogados. Mestre em Direito de Empresa pela Faculdade de Direito Milton Campos (BH/MG) e especialista em Regulação do Setor Elétrico pela Fundação Getúlio Vargas, Rio de Janeiro (FGV-RJ). Graduado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais (PUC Minas). Membro das Comissões de Direito Societário e Direito de Energia da OAB/MG. Associado ao Instituto de Estudos Fiscais (IEFi)

Elementos jurídicos que devem ser perseguidos, principalmente após a MP 579.

Anos 90: necessidade de expansão, aumento da produtividade

As concessões que vencem a partir de 2015: prorrogação automática ou por meio de licitação?

Equilíbrio entre os agentes envolvidos.

Set/12, a MP 579: prorrogar as concessões antecipadamente (G, T e D, por no máximo, 30 anos.

- Novo regime de remuneração

- Indenização dos ativos não depreciados

- Método de aferição do valor indenizável: VNR

VNR é adequado como método de valoração?

Qual a natureza jurídica deste pagamento? Tem impactos importantes - reflexos tributários desta indenização

Quais medidas jurídicas podem/devem ser adotados para proteger o concessionário, caso ele receba valor menor? Estas questões afetam o equilíbrio econômico e financeiro do contrato de concessão.

O VNR não considera a realidade prática de cada concessionária.

O termo “indenização” foi corretamente utilizado pelo regulador: Dano em razão de mudanças na regra do jogo.

STF conceitua a justa indenização: neste sentido, o valor recebido pelas concessionárias não é considerado renda, ainda que o valor extrapole o valor dos bens indenizados. A RFB não compactua desta opinião. Considera um ganho de capital.


pALeStrAnte: dAVid wALtenBerG Sócio fundador da Advocacia waltenberg

Advogado formado em 1974 pela Faculdade de Direito do Largo de São Francisco (Universidade de São Paulo – USP – São Paulo). Especialista em Direito Empresarial em 1985 pela Faculdade de Direito da Universidade Mackenzie (São Paulo). Foi Consultor Jurídico na elaboração dos Modelos Institucionais do Setor Elétrico Brasileiro.

Segurança jurídica: O princípio está explícito ou Implícito na Constituição Federal de 1988. “A lei não afetará o ato jurídico ou que está previsto em contrato”.

Proteção das cláusulas pétreas: direitos e garantias individuais que não podem ser alteradas nem com emenda constitucional.

Lei 9.784/99 regula o processo administrativo:

- Ambiente de previsibilidade e segurança

- Padrões de comportamento

- Legítimas expectativas dos administradores

- Repúdio às alterações surpreendentes, que desestabilize os agentes envolvidos.

Com a MP 579, nenhum destes princípios foi respeitado

Setor Elétrico Brasileiro: absoluta insegurança jurídica

Coação (i)legal: aceitar novas condições ou deixar o negócio

Alteração ao critério de avaliação: Custo histórico x VNR

Indenização dos ativos que entraram em operação anteriores a 2000: pagamento em 30 anos.

Renúncia abrupta a direitos pré-existentes. Cotejo entre o saldo da RGR e o valor dos ativos a serem indenizados no Setor Elétrico. A conta não fechava, então resolvem usar VNR, havendo controvérsias sobre o cálculo.

- Transferência compulsória das DITs da Transmissora para a Distribuidora

- Desconsideração do equilíbrio econômico-financeiro do contrato

- Desconsideração do interesse dos consumidores

- Desconsideração dos aspectos sociais e trabalhistas relativos aos empregados que trabalham nas DITs.


pALeStrAnte: cLAudiO GirArdi Advogado e Sócio fundador da Girardi e Advogados Associados

O advogado Claudio Girardi atua no Setor Elétrico Brasileiro há quarenta e três anos.Trabalhou 28 anos na Administração Pública Federal, dos quais onze anos no cargo de Procurador-Geral da Agência Nacional de Energia elétrica – ANEEL, coordenando todas as atividades de assessoramento jurídico da Agência, sendo responsável pelo exame e emissão de pareceres sobre questões jurídicas relacionadas às atividade de produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, e ainda de todos os atos administrativos expedidos pela ANEEL.

Propostas a serem levadas ao MME:

- Audiência pública para seus atos normativos

- Que os custos ambientais sejam arcados pelo tesouro nacional, pois meio ambiente é de interesse de toda a sociedade

- Que os recursos do BNDES seja direcionados apenas para projetos nacionais

Renovação das concessões: audiência pública; transparência e participação

Atrasos em obras e excludentes de responsabilidades: custos devem ser reconhecidos na tarifa.

Excessos de exigências ambientais: eleva o custo, perda no prazo da concessão.

- Independência da ANEEL

- REN CNPE 03/2013

Princípio da reversão: está vinculado à continuidade da prestação do serviço público.

A indenização dos bens reversíveis não amortizados ou não depreciados será calculada com base no Valor Novo de Reposição - VNR, considerando a depreciação e amortização acumuladas a partir da data de entrada em operação.

Estudos para definição do VNR dos agentes de geração serão elaborados pela EPE

Os estudos para a definição do VNR dos ativos de transmissão autorizadas pela ANEEL a partir de 31 de maio de 2000 serão realizados pela ANEEL

A motivação da MP 579: as concessões já haviam sido renovadas e os bens já estavam amortizados. O governo não deu opções para os agentes discutirem estas alterações.

A forma como a MP ocorreu foi um “desastre”, desnorteando os investidores.

A Lei 9.074 previu a renovação das concessões por 20 anos. As concessões de geração têm datas distintas de vencimento.


pALeStrAnte: JuLiãO cOeLHO Advogado

Ex-Diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Sócio fundador e administrador da Julião Coelho Advocacia Mestre em Direito de Energia e Tecnologia Limpa na University of California, Berkeley, School of Law, Berkeley, CA. Bacharel em Direito pelo Centro Universitário de Brasília – Uniceub, Brasília, Brasil.

Discurso da Presidente em 11 Set 2012: “Medida histórica”

Na data de Lei 12.783/2013, o custo de geração era 93% maior do que o custo refletido na tarifa das Distribuidoras. Mesmo assim, a tarifa foi reduzida, em média, 20%.

Sinal econômico invertido do custo de geração com redução da tarifa, eleva o consumo. Necessário despachar térmicas. A MP fez o consumo residencial aumentar, aumento de térmicas, aumento do PLD.

Resultado: R$59,6 bilhões: custo pelo pagamento das térmicas.

Resolução CNPE 03/2013: o custo das térmicas despachadas fora da ordem de mérito passa a ser rateado entre todos os agentes , inclusive entre comercializadores e gerados hídricos.

Os agentes foram à justiça e STF emitiu liminares a favor.

Reservatórios deplecionados para evitar despacho térmico.

Até Dez/14 o CMO de operação chega a R$ 822,00 (PLD)

ANEEL define novo PLD R$ 388,00, porém o CMO ultrapassa R$ 1.600,00.

Curva de custo de déficit: a partir dele é melhor diminuir o consumo, pois fica muito caro gerar.

Decreto 5.163/2004, art. 57 : o Valor máximo do PLD será calculado pelo custo variável de operação dos empreendimentos térmicos disponíveis.

GSF abaixo de 100% : não é risco hidrológico. O custo do déficit deve ser considerado.

“As decisões do setor elétrico são tomadas com base na curva do terror e do pavor”.


prOJeçãO de preçOS dA enerGiA eLétricA nOS MercAdOS LiVre e reGuLAdO

pALeStrAnte: pAuLO SteeLe Sócio da tr Soluções e professor da FGV

Engenheiro Eletricista (UNIFEI, 1996) com Pós D.Sc (UNIFEI, 2010). Como sócio da TR Soluções e Professor no MBA do Setor Elétrico da Fundação Getúlio Vargas – FGV, atua no desenvolvimento de sistemas WEB relacionados à regulação econômica do setor elétrico, tais como cálculo e projeções de tarifas de energia elétrica.

A exposição involuntária das distribuidoras geraram R$ 11 bilhões para o setor

O orçamento de 2015 da CDE elevação da cota em 1000%: repasse para os consumidores.

Bandeira Vermelha = R$ 55,00. Arrecadação esperada de R$ 17 bilhões, que serão arrecadados entre Mar/15 e Dez/15

Fatura Brasil dez/14 até Mar/15:

Reajuste + RTE + Bandeiras= aumento de 40,15%

Fatura região Sudeste dez/14 até Mar/15:


Fatura região nordeste dez/14 até Mar/15:


No Nordeste é menor, pois não tem cota de Itaipu e a CDE é em torno de 5%

Ao longo do ano de 2015, terão ainda os reajustes ordinários

Em 2016 o reajuste médio deve ser negativo, em média -7%. Isso se explica pela entrada da energia das usinas cotistas e redução das tarifas de Itaipu = risco hidrológico passou para as bandeiras.

“ O realismo tarifário implica também em realismo na qualidade do serviço”

“Prevendo mais inadimplência, distribuidoras tendem a passar perdas para os consumidores”

O aumento no consumo de energia é explicado pelos seguintes fatores:

Aumento das temperaturas

Aumento da renda per capta

Redução dos custos dos eletrodomésticos

Redução no preço da energia


eFeitOS dA criSe nO AMBiente de cOMerciALizAçãO LiVre

pALeStrAnte: ricArdO SAVOiA diretor de regulação da thymos energia

Possui graduação em Administração, MBE em Finanças pela FIPE/USP (2001) e Mestre em Energia pela IEE/USP (2009). Atualmente é Sócio Diretor da Thymos energia. Possui carreira de 18 anos nas áreas de Energia, Finanças, Economia, Administração e Comércio Exterior, sendo os últimos 15 anos na área de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica atuando em empresas de médio e grande porte do segmento industrial. Suas áreas de atuação são regulação, tarifas, análise econômico financeira de projetos e desenvolvimento de novos negócios.

Expectativa de preços para o Mercado Livre para os próximos anos.

evolução do AcL até 2015:

Aspectos positivos:

Maior controle e adequação das regras

Adequação da medição

Aperfeiçoamento das regras de garantias financeiras

Maior volume de contratos e comercialização de energia

Comercializador varejista

Aspectos negativos:

Regras privilegiam o ACR

Risco de novo racionamento

Necessidade de ampliar o ACL

Consequência para o mercado:

A crise terá impactos sérios no curto prazo

Maior despacho térmico

Aumento do custo marginal da expansão afeta ACR e ACL

Em 2014: aumento do número de consumidores, porém queda no consumo, que é reflexo da queda na atividade industrial.

Encargo de Serviços do Sistema (ESS) e Encargo de energia de Reserva (ERR), são pagos por todos os agentes de consumo.

Em 2015 e 2016, os preços no ACL serão influenciados pelos riscos de mercado e escassez de contratos.

Longos períodos de alta de preços causam instabilidade no mercado livre.

A exposição gerada pelas alterações da GSF, levará a aumentos de custos


ApOiAdOreS inStituciOnAiS

reALizAçãO dO eVentO

A LMDM é uma consultoria brasileira referência em regulação tarifária de concessões públicas, tendo participado nos últimos 3 anos do processo de Revisão Tarifária de mais de 30 concessionárias de energia e de saneamento básico em todo o país.

Hiria®, palavra originária do idioma basco, que significa reunião de povos, espaço de troca de conhecimento ou o que, atualmente, entendemos por cidade, local que favorece, por excelência, a comunicação, a conexão e o intercâmbio de ideias entre pessoas, grupos e organizações.

Por meio de conteúdos informativos na forma de conferências, a Hiria® proporciona um ambiente ideal para a entrega e transferência de conceitos sobre a construção e a gestão da infraestrutura no Brasil e na América Latina.

Potencializamos as oportunidades de encontros de negócios entre as lideranças da iniciativa privada, poder público e do meio acadêmico, para a formatação e execução de decisões eficientes e sustentáveis.

Nossa missão é criar e multiplicar um acervo de conhecimento para soluções em cidades, energia, água e resíduos, na direção da construção de um amanhã mais inteligente.

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II Encontro Brasileiro de Regulação do Setor Elétrico · 2016-01-06 · realizaram o II Encontro...

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