Contexto

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AUMENTO NAS TARIFAS

O ano de 2015 foi marcado por eventos regulatórios de ajustes tarifários visando reestabelecer o realismo tarifário, considerando reais condições de geração de energia e encargos setoriais. As contas de energia elétrica da AES Eletropaulo tiveram um aumento acumulado de mais de 70% no ano, e a AES Sul, de 49,59%. Tais aumentos resultaram dos seguintes fatores:


BANDEIRAS TARIFÁRIAS

Em vigor desde janeiro de 2015, o sistema de bandeiras tarifárias foi criado para cobrir os custos adicionais que surgem a partir do acionamento de usinas termoelétricas, mais caras. A bandeira tarifária em vigor é sinalizada mensalmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), de acordo com informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), e depende da condição hidrológica dos reservatórios usados para geração hídrica.

Em janeiro de 2015, o valor da bandeira vermelha iniciou em R$ 0,030 por kWh consumido. Em março, este valor passou para R$ 0,055 por kWh consumido. Isto porque até fevereiro de 2015 as bandeiras tarifárias consideravam somente os custos variáveis das usinas térmicas que eram utilizadas na geração de energia. A partir de março de 2015, com o aprimoramento do sistema, passou a cobrir outros custos de geração que variam conforme o cenário hidrológico.

Em setembro de 2015, o valor da bandeira tarifária vermelha passou de R$ 0,055 por kWh consumido, para R$ 0,045. Essa redução foi definida após o desligamento de 21 térmicas no mês anterior.


REAJUSTES TARIFÁRIOS

O reajuste nas tarifas de energia elétrica está previsto nos contratos de concessão e é calculado anualmente pela ANEEL, exceto nos anos em que já ocorre a revisão tarifária periódica. A tarifa é composta por duas parcelas que definem o seu valor total. Quando aplicados os reajustes tarifários, as parcelas são alteradas com base nas seguintes regras:

  • Parcela A: tem o objetivo de restabelecer o poder de compra da receita da distribuidora para fazer frente às variações de custos, os quais não são gerenciáveis pela concessionária. O valor arrecadado é repassado para cobrir tais custos e não fica com a distribuidora.
  • Parcela B: corresponde aos itens de custos gerenciáveis pela distribuidora e é composta pela remuneração*, depreciação e custos operacionais. A parcela B é definida nas revisões tarifárias e reajustada considerando o IGP-M do ano deduzido do denominado “Fator X”, que tem como objetivos compartilhar os ganhos de produtividade com os consumidores e incentivar o aumento da eficiência e a melhoria da qualidade do serviço prestado.

* A remuneração é calculada aplicando-se o WACC (Weighted Average Cost of Capital, ou custo médio ponderado de capital) definido pela ANEEL para o setor na Base de Remuneração Regulatória líquida, esta última formada a partir da avaliação dos ativos da concessionária.


Reajustes extraordinário

Em março de 2015 a ANEEL determinou uma revisão tarifária extraordinária (RTE) para todas as distribuidoras do país. O índice médio desse RTE foi de 32% para os clientes da AES Eletropaulo e de 39,5% para os clientes da AES Sul. Esta medida da agência reguladora serviu para cobrir despesas já assumidas pelas distribuidoras, como custos com aumento de geração de energia – proveniente de fontes termelétricas –, alta da tarifa de energia produzida em Itaipu, e o aumento da Conta de Desenvolvimento Energético.


Revisão tarifária periódica  – AES Eletropaulo

Em 2015, a ANEEL homologou o 4º ciclo de revisão tarifária (4º CRTP) aplicado à AES Eletropaulo a partir do dia 04 de julho, com efeito médio para os consumidores de 15,23%. O processo de revisão tarifária foi de extrema importância por reconhecer nossas iniciativas na manutenção dos investimentos, eficiência no uso dos recursos e gestão de ativos.


Reajuste anual – AES Sul

O reajuste nas tarifas de energia elétrica está previsto nos contratos de concessão e é calculado anualmente pela ANEEL (exceto nos anos em que já ocorre a revisão tarifária periódica). A energia térmica é mais cara e passou a ser usada, em maior volume, em meados de 2014, devido à crise hídrica pela qual o Brasil passou. O reajuste médio para os clientes de baixa tensão da AES Sul, onde se incluem os residenciais, foi de 4,36%. Para os clientes de alta tensão, onde abrange a maioria dos industriais e comerciais, o reajuste foi de 6,95%. As novas tarifas vigoraram a partir de abril de 2015.


EVENTOS CLIMÁTICOS

Segundo especialistas da agência espacial norte-americana (NASA), o fenômeno meteorológico El Niño de 2015/2016 deve ser similar ao de 1997/1998, o mais forte já registrado até hoje. Em períodos de El Niño, as principais mudanças no padrão atmosférico da América do Sul acontecem nos meses de primavera e verão.


AES Eletropaulo

Uma das principais características da atuação do fenômeno meteorológico no Sudeste é a manutenção de uma atmosfera aquecida, o que deixa as chuvas irregulares, porém com nuvens de tempestade severa, que geram descargas elétricas e ventos fortes.

Em 2015, o número de eventos com rajadas de vento superiores aos 60 km/h – capazes de derrubar galhos ou árvores inteiras – foi 72% superior ao ano de 2013 na área de concessão da AES Eletropaulo.

Nossos investimentos consideram a adaptação necessária da rede elétrica para suportar os eventos 
climáticos e reduzir as interrupções no fornecimento de energia causadas por ventos, chuvas 
e descargas elétricas, assim como reduzir o tempo de restabelecimento.

Saiba mais sobre as ações no capítulo Satisfação do Cliente.


AES Sul

Localizado na região Sul do Brasil, o Estado do Rio Grande do Sul ocupa uma posição geográfica na qual se estabelece uma verdadeira fronteira climática, onde frentes frias vindas do Uruguai encontram-se com massas de ar quente sobre o estado e resultam em condições climáticas muito severas – e peculiares, quando comparamos com as demais regiões do território nacional. Essa conjectura proporciona fortes temporais na área de concessão da AES Sul, com formação de ciclones, precipitação de granizo, tornados, chuvas torrenciais e descargas atmosféricas (Fonte: METSul – Instituto de Meteorologia).

Em 2015, houve tempestades em maio e junho – fora do período habitual, que ocorre de outubro a março – com muita chuva e alagamentos. Entre os dias 7 e 21 de outubro, seis temporais foram registrados e causaram danos na rede elétrica, com destaque para os dias 14 e 15, quando três eventos climáticos causaram interrupção no fornecimento de energia para aproximadamente 493 mil clientes. Foram ventos acima de 130 km/h e mais de 20 mil raios que atingiram quase todos os municípios da área de concessão da AES Sul. Em dezembro, temporais severos castigaram, especialmente, a Região da Fronteira. Frente a estes eventos, mobilizamos mais de 1.500 eletricistas e técnicos de campo para o atendimento das ocorrências.

Em 2015, os desafios já conhecidos da nossa área de concessão, como a dispersão de clientes e a ampla extensão da área geográfica que cobrimos, ganharam dificuldades adicionais por conta dos alagamentos, que aumentaram o tempo médio para execuções de tarefas em campo e diminuíram a produtividade das nossas equipes.

Para enfrentar essa nova realidade climática no Rio Grande do Sul, investimos, de 2011 a 2015, 
R$ 1,3 bilhão em infraestrutura, procurando deixar a rede mais resiliente, e no reforço da produtividade 
e quantidade de equipes de campo. Em 2016 e 2017, investiremos R$ 565 milhões na troca de postes, 
automação de rede, novas equipes e poda de árvores.

Saiba mais sobre os esforços voltados para a qualidade do nosso serviço no capítulo Satisfação do Cliente.


QUALIDADE DAS DISTRIBUIDORAS

Em 2015, a ANEEL realizou um diagnóstico das 63 distribuidoras de energia do país e identificou oportunidades de melhorias em 16 delas nos indicadores ligados a atendimento, interrupções de energia (DEC e FEC), percepção do cliente (IASC) e segurança.

As distribuidoras selecionadas pela agência foram convocadas para discutir os itens apontados e apresentar um plano com medidas de aprimoramento do serviço.

Em resposta à solicitação da ANEEL, a AES Eletropaulo e AES Sul reforçaram seu plano 
de investimentos já previstos para os próximos anos na qualidade dos serviços. 

Saiba mais sobre as ações no capítulo Satisfação do Cliente da AES Eletropaulo e da AES Sul.


REGULAÇÃO DA GERAÇÃO HIDRELÉTRICA NO BRASIL

No Brasil, devido à predominância da fonte hidráulica na matriz energética (~62%1), adota-se o modelo de despacho centralizado, no qual o Operador Nacional do Sistema (NOS) determina o montante de energia a ser despachada para cada uma das usinas participantes do Sistema Interligado Nacional (SIN), com base em modelos de otimização do uso da água estocada nos reservatórios e considerando-se algumas restrições operativas, para assim atender de forma confiável e econômica a demanda do mercado.

1 Conforme Banco de Informações Gerenciais da ANEEL (Fevereiro/2016)

IMPACTOS DA RETRAÇÃO DE GERAÇÃO HIDROELÉTRICA NO MRE – GSF

Os geradores hidrelétricos devem manter suas usinas disponíveis para despacho pelo ONS e não têm controle sobre o nível de energia gerada. Desta forma, o risco resultante desse modelo de operação centralizada é compartilhado apenas entre os geradores hidrelétricos por meio do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)2.

No entanto, considerando a mudança da matriz energética, com maior participação de usinas termelétricas, geração de reserva (eólicas e biomassa, principalmente), ou então fatores fora do controle dos geradores, tais como o despacho fora da ordem de mérito, retração do consumo e a importação de energia de países vizinhos, os geradores hidrelétricos ficam expostos, de forma involuntária, a um risco hidrológico muito superior ao previamente considerado em suas estratégias de contratação.

Assim, desde o final de 2013, a geração das usinas hidrelétricas participantes do MRE tem sido menor do que as suas respectivas Garantias Físicas, resultando em uma variável das regras de comercialização do GSF3 (Generation Scaling Factor /Fator de Ajuste da Garantia Física) menor do que 1, que indica o nível de rebaixamento das garantias físicas para efeito da contabilização do mercado de curto prazo. A expectativa é que este valor possa trazer um impacto econômico de até R$ 22 bilhões no ano de 2015, desconsiderando o efeito de liminares, em função da hidrologia adversa e retração do consumo.

As recentes liminares obtidas por agentes do setor elétrico limitaram ou neutralizaram o impacto do deslocamento hidrelétrico para algumas usinas pertencentes ao MRE. A Associação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE) obteve, em 1º de junho de 2015, liminar favorável a todas as geradoras hidrelétricas abarcadas pela associação, entre elas a AES Tietê, que impede que tal deslocamento hidrelétrico seja alocado aos geradores detentores da liminar nas próximas liquidações. Ressalta-se que os resultados registrados pela empresa em 2015 possuem um impacto negativo do GSF, que totalizou 15,8% no ano.

2É direcionado a um pleno aproveitamento do parque produtivo, resultando num processo de transferência de energia entre geradores.

3O percentual de energia que todos os participantes do MRE estão gerando em relação ao total da sua Garantia Física.


REPACTUAÇÃO DO GSF

Havia duas propostas para repactuação do risco hidrológico: ACR (Ambiente de Contratação Regulada) e ACL (Ambiente de Contratação Livre). A AES Tietê se enquadrava no ACL, contudo, decidiu por não aderir à proposta, uma vez que não fez sentido econômico. É importante destacar que nenhum outro gerador aderiu à proposta ao ACL.

Foi questionada à ANEEL a possibilidade de a AES Tietê aderir à proposta no ACR, considerando a sua participação no Leilão A-1 em dezembro de 2015, com suprimento de energia a partir de janeiro de 2016. Entretanto, a ANEEL considerou que a empresa não seria elegível pois o contrato vendido no referido leilão iniciou em 2016, o que não assegurava o ressarcimento dos impactos do risco hidrológico referentes ao ano de 2015.

Os próximos passos incluem discussões com o regulador sobre a necessidade de expurgar do cálculo do GSF, o despacho térmico fora da ordem de mérito, de acordo com a Lei 13203/2015.


HIDROLOGIA E AFLUÊNCIA

O período de chuvas no Brasil, em particular nos submercados Sudeste/Centro-Oeste (“SE/CO”), Norte e Nordeste, ocorre entre o final do mês de novembro até abril. Desde o ano de 2012, a hidrologia tem se mostrado crítica e aquém da média histórica, em particular durante o período úmido.

A afluência registrada no SIN (também conhecida como Energia Natural Afluente – ENA) foi inferior à Média de Longo Termo (MLT) no ano de 2015, com exceção de julho, e entre os meses de setembro e dezembro de 2015, quando a afluência foi superior à média do SIN.

No acumulado do ano de 2015, a afluência no SE/CO apresentou um aumento de 15,1 p.p. em relação à MLT do período, quando comparado ao ano 2014 (84,5% da MLT no ano de 2015 vs. 69,5% da MLT no ano de 2014).


NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS DAS USINAS DA AES TIETÊ

O nível de armazenamento de energia equivalente nos reservatórios das usinas da AES Tietê encerrou o ano de 2015 em 65,4%, nível superior em 30,7 p.p. ao ano de 2014, quando os reservatórios encerraram o mês de dezembro em 34,7%. Tal desempenho foi superior ao do submercado em que as usinas da empresa estão localizadas (SE/CO), e superior ao desempenho do Sistema Interligado Nacional (SIN), que encerrou o ano de 2015 em 29,8% e 29,4% de sua plena capacidade, respectivamente.


GERAÇÃO TÉRMICA

Desde o final do ano de 2012, o ONS tem optado por manter a política de maior despacho térmico para preservar os reservatórios, em vista da baixa afluência verificada, reduzindo a geração hidrelétrica. No entanto, em função da retração do consumo no ano de 2015 e melhora da hidrologia, houve uma redução da geração térmica.

Apesar da elevação do nível de geração térmica no SIN ao longo de 2014, o nível dos reservatórios, a partir do segundo trimestre de 2014, sofreu uma redução expressiva, relacionada à hidrologia crítica do período, conforme anteriormente mencionado. A partir do quarto trimestre de 2014 houve uma recuperação nos níveis de reservatórios devido a melhora da hidrologia e isso se reflete na queda da geração térmica no mesmo período. Apesar de ocorrer uma pequena queda a partir do segundo trimestre de 2015, os níveis se mantém relativamente estáveis.