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ANEEL define Revisão Tarifária Extraordinária de distribuidoras
27/02/2015
 
   A Diretoria da ANEEL deliberou hoje (27/2) a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) de 58 concessionárias de distribuição. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores, ponderado pela receita das distribuidoras, é de 23,4% e os novos índices valem a partir desta segunda-feira (2/3). 

A CEA (AP) não solicitou a revisão. Amazonas Energia (AM), Boa Vista Energia e CERR (RR) não terão RTE por não participarem do rateio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e por terem impacto limitado da compra de energia, pois estão no sistema isolado. A Ampla (RJ) não passou pela RTE, pois seu processo tarifário ocorre em 15 de março, quando todos os efeitos serão considerados.

   A metodologia empregada na RTE foi discutida por meio da Audiência Pública 7/2015 e tem por objetivo reposicionar os dois itens em que havia maior distanciamento entre os custos efetivos e a cobertura tarifária: a CDE e os custos com compra de energia.

   Com relação à CDE, houve elevação substancial da cota (de R$ 1,7 bilhão em 2014 para R$ 22,06 bilhões em 2015), o que motivou a necessidade de reconhecer a cobertura tarifária compatível com as cotas homologadas.

   Itaipu. No que se refere à compra de energia, o efeito mais representativo foi a variação dos custos de Itaipu. A energia dessa usina é alocada na forma de cotas às distribuidoras que atuam nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e representa aproximadamente 20% da compra de energia dessas concessionárias. As tarifas a serem aplicadas por Itaipu em 2015 foram reajustadas em 46%, em dólar (Resolução Homologatória 1.836/2014). O efeito final ainda deve considerar a variação cambial.

   O principal motivo para a variação da tarifa de Itaipu foi o cenário hidrológico adverso de 2014. Em razão das vazões abaixo das médias históricas, as usinas que compõem o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) geraram 91% de sua garantia física (Gráfico 1). Ocorre que toda a garantia física de Itaipu é alocada às distribuidoras na forma de cotas. Por isso, a geração insuficiente é adquirida por Itaipu ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). A combinação de geração baixa e PLD elevado (Gráfico 2) gerou um custo que foi absorvido por Itaipu ao longo de 2014 e que deve ser repassado em 2015.



   Gráfico 1 – Geração e Garantia Física do MRE

   


Gráfico 2 – PLD médio mensal da região Sudeste (média de R$ 667/MWh)


 

   Leilão de ajustes. Outro fator que contribuiu para elevação dos custos com compra de energia foi o resultado do último leilão de ajuste. Esse leilão contribuiu para reduzir a exposição das distribuidoras, mas o custo médio da contratação foi superior ao preço médio de compra de energia definido nos reajustes de 2014.

   Ainda na compra de energia, os contratos por disponibilidade (térmicas, principalmente) foram dimensionados para um cenário favorável de geração, ou seja, um cenário no qual a bandeira tarifária é verde. Caso o cenário real seja menos favorável, os custos adicionais são cobertos pelo mecanismo de bandeiras e não pelas tarifas da RTE.

   Diferenças regionais.Os impactos da RTE são diferentes conforme a Região onde a distribuidora atua. Para as concessionárias que atuam nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, o impacto médio, ponderado pela receita das distribuidoras, será de 28,7% e, para as distribuidoras que atuam nas regiões Norte e Nordeste, o impacto médio será de 5,5%.

   Essa diferença ocorre, principalmente, por causa da CDE e de Itaipu. Por Lei, a cota da CDE cobrada nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste é 4,5 vezes maior que a cota cobrada nas Regiões Norte e Nordeste. Com relação à Itaipu, somente as distribuidoras das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste são cotistas da usina.

   O efeito percebido pelos consumidores depende do subgrupo, posto, modalidade tarifária e classe de consumo ao qual cada consumidor pertence. O Gráfico 3 apresenta esse efeito, por regiões. O Gráfico 4 mostra os efeitos médios para consumidores de Alta e Baixa Tensão entre as regiões e os Gráficos 5 e 6 apresentam as participações das diferentes classes de consumo nos mercados de Alta Tensão e Baixa Tensão, respectivamente. Por fim, a Tabela 1 apresenta o resultado médio para cada uma das 58 distribuidoras.
 


Gráfico 3 – Efeito RTE por regiões





Gráfico 4 – Efeito para consumidores da AT e BT entre as regiões








Gráfico 5 – Participação das classes do consumo no Mercado AT





Gráfico 6 – Participação das classes do consumo no Mercado BT


 

Tabela 1 – Efeito médio da RTE por distribuidora

Distribuidora

Efeito

 

Distribuidora

Efeito

CELPE

2,2%

 

CELESC

24,8%

COSERN

2,8%

 

BANDEIRANTE

24,9%

CEMAR

3,0%

 

ENF

26,0%

CEPISA

3,2%

 

ESCELSA

26,3%

CELPA

3,6%

 

CEMAT

26,8%

ENERGISA PB

3,8%

 

ENERGISA MG

26,9%

CELTINS

4,5%

 

EFLUL

27,0%

CEAL

4,7%

 

ELETROCAR

27,2%

COELBA

5,4%

 

CELG

27,5%

ENERGISA BO

5,7%

 

DME-PC

27,6%

SULGIPE

7,5%

 

ENERSUL

27,9%

ENERGISA SE

8,0%

 

CEMIG

28,8%

CPFL STA CRUZ

9,2%

 

CPFL PIRATININGA

29,2%

COELCE

10,3%

 

EDEVP

29,4%

MOCOCA

16,2%

 

CPFL PAULISTA

31,8%

CERON

16,9%

 

HIDROPAN

31,8%

CPEE

19,1%

 

CFLO

31,9%

JOAOCESA

19,8%

 

ELETROPAULO

31,9%

COOPERALIANÇA

20,5%

 

FORCEL

32,2%

ELETROACRE

21,0%

 

CAIUA

32,4%

SANTAMARIA

21,0%

 

DEMEI

33,7%

CHESP

21,3%

 

MUXFELDT

34,3%

CSPE

21,3%

 

COCEL

34,6%

CEEE

21,9%

 

CNEE

35,2%

LIGHT

22,5%

 

RGE

35,5%

CJE

22,8%

 

COPEL

36,4%

IENERGIA

23,9%

 

UHENPAL

36,8%

CEB

24,1%

 

BRAGANTINA

38,5%

ELEKTRO

24,2%

 

AES SUL

39,5%


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