REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CONCESSIONÁRIA DE … · 2005-03-29 · CELPE. A CELPE foi...

SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA SRE

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

DA CONCESSIONÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Companhia Energética de Pernambuco - CELPE

Audiência Pública AP 03/2005

Nota Técnica nº 106/2005 – SRE / ANEEL

Brasília, 29 de março de 2005

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ÍNDICE

I - OBJETIVO_______________________________________________________________________________ 3

II – ANTECEDENTES_________________________________________________________________________ 3

III – ASPECTOS LEGAIS______________________________________________________________________ 7

IV - O REGIME DE REGULAÇÃO POR INCENTIVOS – UMA VISÃO GERAL ______________________________ 9

IV.1 - O REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO ___________________________________________________ 12

IV.2 – O FATOR X________________________________________________________________________ 13

IV.3 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO _______________________________ 15

IV.4 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA ________________________ 16

IV.5 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS RECEITAS EXTRA-CONCESSÃO_________________________ 17

V – A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CELPE _______________________________________________ 19

V.1 – CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA DA CELPE __________________________________________ 19 V.1.1 – Custos Operacionais Eficientes ____________________________________________________ 19 V.1.2 – Remuneração do Capital__________________________________________________________ 22

V.1.2.1 – Custo do Capital Próprio ______________________________________________________ 23 V.1.2.2 – Custo do Capital de Terceiros__________________________________________________ 27 V.1.2.3 – Estrutura de Capital __________________________________________________________ 28 V.1.2.4 – Custo Médio Ponderado do Capital (WACC)_______________________________________ 29 V.1.2.5 – Base de Remuneração Regulatória______________________________________________ 29 V.1.2.6 – Cálculo da Remuneração Bruta do Capital Próprio e de Terceiros _____________________ 31 V.1.2.7 – Quota de Reintegração Regulatória (Depreciação)__________________________________ 32

V.1.3 – Valor da Parcela A _______________________________________________________________ 32 V.1.3.1 – Compra de Energia Elétrica____________________________________________________ 32 V.1.3.2 – Encargos Tarifários __________________________________________________________ 40 V.1.3.3 – Tratamento Regulatório das Perdas de Energia Elétrica na Parcela A __________________ 39

V.1.4 – Total dos Tributos _______________________________________________________________ 44 V.1.5 – Total da Receita Requerida________________________________________________________ 45 V.1.6 – Receita Verificada _______________________________________________________________ 45 V.1.7 – Outras Receitas_________________________________________________________________ 45 V.1.8 – Cálculo do Reposicionamento Tarifário ______________________________________________ 45 V.1.9 – Análise de Sensibilidade do Reposicionamento Tarifário em Função do Custo de Capital ______ 47

VI – CÁLCULO DO FATOR X _________________________________________________________________ 47

VI.1 – CÁLCULO DO COMPONENTE Xe_______________________________________________________ 49

VI.2 – CÁLCULO DO COMPONENTE Xc ______________________________________________________ 51

VI.3 – CÁLCULO DO COMPONENTE Xa ______________________________________________________ 52

VI.4 – APLICAÇÃO DO FATOR X NOS REAJUSTES TARIFÁRIOS__________________________________ 54

VII – CONSIDERAÇÕES FINAIS SOBRE A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA___________________________ 54

VIII – COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO TARIFÁRIA__________________ 56

IX – ABERTURA DAS TARIFAS E REALINHAMENTO TARIFÁRIO ____________________________________ 61

IX.1 – A ESTRUTURA TARIFÁRIA ATUAL _____________________________________________________ 62

IX.2 – ADEQUAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ATUAL – ASPECTOS LEGAIS______________________ 63

IX.3 – ABERTURA DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA ______________________ 66

X – ANEXOS ______________________________________________________________________________ 68

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Nota Técnica n.º 106/2005-SRE/ANEEL Processo nº: 48500.000149/04-72

Em 29 de março de 2005.

Assunto: revisão tarifária periódica da concessionária de distribuição de energia elétrica Companhia Energética de Pernambuco - CELPE.

I OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar, em audiência pública, a metodologia e os

resultados preliminares da revisão tarifária periódica da concessionária de distribuição de energia elétrica Companhia Energética de Pernambuco - CELPE.

2. Na seção II apresenta-se uma breve caracterização da concessionária e de sua área de concessão, bem

como dos reajustes tarifários homologados desde a assinatura do contrato de concessão. A seção III apresenta os aspectos legais do processo de revisão tarifária periódica da CELPE, destacando-se a legislação pertinente e o contrato de concessão. A seção IV apresenta uma visão geral do regime de regulação por incentivos aplicável às concessionárias de distribuição de energia elétrica.

3. A revisão tarifária periódica da CELPE é apresentada nas seções V e VI, onde se explicita a metodologia

adotada e os resultados obtidos para o reposicionamento tarifário e para o Fator X, respectivamente. As conclusões do processo de revisão tarifária periódica da CELPE encontram-se na seção VII.

4. Na seção VIII são apresentados os cálculos dos componentes tarifários financeiros externos à revisão

tarifária periódica, que devem ser agregados às tarifas resultantes da revisão, isto é, a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA); a Revisão Tarifária Extraordinária e o passivo de PIS/PASEP e COFINS. Finalmente, na seção IX aborda-se a abertura das tarifas e o realinhamento tarifário.

II ANTECEDENTES

5. No início do Século XX, em Pernambuco, os serviços de distribuição de energia elétrica eram explorados

por empresas públicas e privadas. No Recife, a partir de 1914, a empresa Pernambuco Tramways and Power Company Limited, criada através de contrato assinado no dia 14 de outubro de 1913, com prazo de 50 anos, entre o Governo do Estado de Pernambuco e a firma britânica Bruce Peebles C. Limited, de Londres, começou a explorar os serviços de geração e distribuição de energia para residências, indústrias e iluminação pública.. No interior do Estado, as prefeituras, cooperativas e o Departamento de Águas e Energia (DAE) eram responsáveis pela distribuição de eletricidade.

6. No início da década de 60, a Lei Estadual nº 3.764, de 19 de novembro de 1960, transformou o DAE em

uma autarquia e atribuiu-lhe competência para organizar e participar de sociedades dedicadas à produção,

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transmissão e distribuição de energia elétrica. O Conselho de Coordenação do DAE, através da resolução 54/64, de 12 de outubro de 1964, autorizou a criação da Companhia de Eletricidade de Pernambuco - CELPE. A CELPE foi juridicamente constituída como Sociedade de Economia Mista em 10 de fevereiro de 1965, naquela época atendia a 156 localidades em Pernambuco. Em 17 de dezembro de 1986, a empresa mudou sua razão social para Companhia Energética de Pernambuco - CELPE.

7. Em 2000, a CELPE foi privatizada, sendo adquirido o controle acionário pelo Consórcio Guaraniana (atual

Neoenergia), formado pela Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil (Previ), Iberdrola Energia e BB Banco de Investimentos S.A.

8. Em 30 de março de 2000, foi assinado o Contrato de Concessão n° 26/2000 entre a União, por

intermédio da ANEEL, e a CELPE, tendo como objetivo regular a exploração do serviço público de distribuição de energia elétrica.

9. Atualmente, seu controle acionário é de 89,2% da NEOENERGIA; 4,4% da OPPORTUNITY; 1,6% da

ELETROBRÁS e o restante distribuído entre sócios minoritários. 10. Em dezembro de 2004, a CELPE atendia a 2.362.334 clientes, assim distribuídos por classe: 157.778 –

comercial; 246 – consumo próprio; 4.764 – iluminação pública; 10.415 – industrial; 16.650 – Poder Público; residencial – 2.040.414; 130.866 – rural; serviço público – 1.166.

11. A CELPE tem atualmente uma área de concessão de aproximadamente 102.745 km2 e uma cobertura de

todos os 185 municípios do Estado do Pernambuco, o arquipélago de Fernando de Noronha e o município de Pedra de Fogo no Estado da Paraíba, conforme se verifica no mapa abaixo:

Área de Concessão da CELPE

12. Os contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica foram assinados a partir de 1995,

portanto, antes da criação da ANEEL. Em cada um desses contratos foram estabelecidas as tarifas iniciais e os mecanismos de sua alteração: i) reajuste tarifário anual; ii) revisão tarifária extraordinária; e iii) revisão

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tarifária periódica. Tais mecanismos tiveram sua origem na política tarifária aprovada pelo Conselho Nacional de Desestatização (CND), em novembro de 1995.

13. Segundo o contrato de concessão, a receita inicial da concessionária é dividida em duas parcelas. A

Parcela A envolve os chamados “custos não gerenciáveis” pela concessionária, relacionados à atividade de distribuição de energia elétrica e explicitamente indicados no contrato. São custos cujo montante e variações escapam à vontade ou influência da concessionária, como a energia elétrica adquirida para atendimento aos clientes, os custos de transmissão e os encargos setoriais1. A Parcela B compreende o valor remanescente da receita, envolvendo, portanto, os ditos “custos gerenciáveis”. São custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária – ou seja, os custos de operação (pessoal, material e serviços de terceiros). Além destes, a Parcela B inclui a remuneração do capital e quota de reintegração. Os contratos de concessão contemplam procedimento específico para reajuste dessas parcelas durante cada ano do período tarifário.

14. Ao iniciar-se o primeiro período tarifário, cada concessionária tem estabelecido no respectivo contrato de

concessão a estrutura tarifária com seus valores iniciais que, aplicados ao seu mercado, definem a receita anual do primeiro ano do período tarifário (RA). Em cada reajuste anual do período tarifário, o valor da Parcela A (VPA) é obtido pelas condições vigentes de cada um dos itens que compõem a citada parcela (compra de energia e outros). O novo valor da Parcela B (VPB) é obtido pela diferença entre RA e VPA, corrigido pela variação do IGP-M observada nos 12 meses anteriores à data do reajuste. Tais regras estimulam a concessionária a reduzir os custos de operação (cobertos pela Parcela B da receita) ao longo do período anterior à revisão tarifária, uma vez que custos menores para um mesmo nível real de tarifas implicam em maiores benefícios para a concessionária, sob a forma de maior remuneração do capital. Portanto, a remuneração da concessionária não está garantida, mas depende de uma gestão eficiente dos chamados custos gerenciáveis.

15. Em cumprimento ao contrato de concessão, o Regulador, em cada ano do primeiro período tarifário,

aplicou estritamente o procedimento de reajuste tarifário anual estabelecido no contrato. Dessa forma, a evolução das tarifas, ao longo do primeiro período tarifário, foi uma conseqüência exclusiva da aplicação desse mecanismo contratual.

16. As participações relativas da Parcela A e da Parcela B na receita anual da concessionária modificaram-se

durante o primeiro período tarifário, na medida em que, enquanto a Parcela A foi atualizada de acordo com os valores vigentes de cada um de seus componentes, a Parcela B foi obtida por resíduo e, após, atualizada pelo IGP-M. Considerando que determinados itens da Parcela A se ajustaram acima do IGP-M, como foi o caso da energia de Itaipu, indexada à taxa de câmbio, o resultado foi o aumento da participação relativa da Parcela A na receita anual da concessionária ao longo do primeiro período tarifário.

17. Analisando-se o assunto do ponto de vista da concessionária de distribuição que recebe como receita a

Parcela B, a alteração das participações das Parcelas com relação à receita total da empresa não implica necessariamente em perda de remuneração. A evolução efetiva da remuneração depende dos seguintes aspectos: i) se o valor da Parcela B, determinado por resíduo no início do primeiro período tarifário era suficiente para cobrir os custos operacionais e assegurar um adequado retorno sobre o capital investido, e

1 Convém observar que, com o início da redução dos contratos iniciais e a conseqüente liberdade de aquisição de energia no mercado de preços livres, as concessionárias passam a ter capacidade de gerenciar a aquisiç ão da energia pelo menor preço.

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ii) se o ajuste anual da Parcela B – por diferença e pela variação do IGP-M – modificou, favoravelmente ou não, a condição inicial do contrato.

18. No caso particular do contrato de concessão da CELPE, foi assinado em 30 de março de 2000, sendo a

data de sua primeira revisão tarifária periódica estabelecida para 30 de março de 2005. A partir da assinatura do contrato de concessão, as tarifas de fornecimento de energia elétrica da CELPE foram reajustadas durante quatro anos consecutivos, de acordo com as regras acima mencionadas e apresentadas em detalhe mais adiante. A tabela a seguir apresenta os reajustes tarifários da CELPE e o comportamento das Parcelas A e B da receita ao longo do primeiro período tarifário.

Tabela I - A

Reajustes Tarifários da CELPE (%)

ANO 2000 2001 2002 2003 2004 Acumulado

Reajuste - 14,85% 14,48% 27,31% 10,42% 84,83%

Tabela I - B Evolução da Parcela A e da Parcela B da CELPE

Ano mar/00 – fev/01 mar/01 - fev/02 mar/02 - fev/03 mar/03 - fev/04

Mercado (MWh) 7.616.168 6.652.718 7.211.456 7.544.711

Parcela A

R$ 482.719.982,47 506.402.553,11 675.180.264,35 765.700.855,00

R$/MWh 63,38 76,12 93,63 101,49

US$ 236.025.807,97 215.655.631,17 189.487.052,19 262.784.286,84

US$/MWh 30,99 32,42 26,28 34,83

% da receita 53,01% 56,49% 54,14% 54,75%

Parcela B R$ 427.951.395,13 390.076.309,27 571.826.008,52 632.805.945,49

R$/MWh 56,19 51,22 75,08 83,09

US$ 209.246.721,66 166.117.157,51 160.481.030,68 217.175.490,94 US$/MWh 27,47 24,97 22,25 28,79

% da receita 46,99% 43,51% 45,86% 45,25%

R$/US$ 2,0452 2,3482 3,5632 2,9138

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II.1 – ALTERAÇÃO DA DATA CONTRATUAL DE REVISÃO TARIFÁRIA 19. Por meio da Carta PR nº 019/2005, de 04 de março de 2005, a CELPE pleiteou junto à ANEEL que a data

do reajuste tarifário, estabelecida no Contrato de Concessão nº 26/2000, fosse alterada, a partir deste ano, de 30 de março para 29 de abril.

20. Assim com base na legislação vigente e no que conta do Processo nº 48500.000149/04-72, a ANEEL

aceitou a alteração da data de reajuste tarifário da CELPE mediante assinatura do Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 026, de 30 de março de 2000, alterando a Subcláusula Sétima da Cláusula Sétima, conforme texto abaixo:

“Subcláusula Sétima - A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado nesta Subcláusula, procederá às revisões dos valores das tarifas de comercialização de energia elétrica, alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mercado da CONCESSIONÁRIA, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. Estas revisões obedecerão ao seguinte cronograma: a primeira revisão será procedida em 29 de abril de 2005, conforme previsto na Subcláusula Terceira; a partir desta primeira revisão, as subseqüentes serão realizadas a cada 4 (quatro) anos.”

21. De acordo com a documentação enviada pela CELPE, o Conselho de Administração da CELPE “decidiu solicitar a ANEEL o adiamento da publicação do índice de revisão tarifária periódica da CELPE por 30 (trinta) dias e, como conseqüência, aditar o contrato de concessão da CELPE no sentido de alterar a data de reajuste / revisão do contrato, na medida se avalia ser esse o prazo possível para construção de proposta alternativa, em conjunto com os diversos agentes envolvidos, que proteja os interesses da CELPE e minimize os riscos descritos anteriormente.”.

22. A alternativa a que refere o Conselho de Administração da CELPE está relacionada com o preço da

energia proveniente de Termopernambuco. Em 14 de março de 2005 a CELPE enviou a carta n° NEOENERGIA 2005/03 ao Ministério de Minas e Energia, onde apresenta as seguintes alternativas para o tratamento tarifário da energia de Termopernambuco:

“Alternativa 1 – redução no preço do gás nos primeiros dois anos (até 2007) em função de não aplicabilidade da parcela do transporte do gasoduto Brasil-Bolívia no preço do contrato de compra e venda de gás natural, em virtude da ausência de compressão necessária no gasoduto existente. Adicionalmente, os governos federal e estadual concedem redução na carga tributária da CELPE. Alternativa 2 – inclusão das usinas termelétricas do PPT no pool de energia criado pelo Governo.”

III ASPECTOS LEGAIS 23. A previsão de realização de revisão tarifária periódica está consignada em lei e nos contratos de

concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, portanto, trata-se de obrigação legal e contratual, cabendo à ANEEL sua implementação, conforme disposto no § 2º do art. 9º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995:

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“Os contratos poderão prever mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro”.

24. Da mesma forma, o art. 29 da referida Lei estabelece que:

Art. 29. Incumbe ao poder concedente:

V - homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas na forma desta Lei, das normas pertinentes e do contrato”.

25. À ANEEL, nos termos do art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com explícita remessa ao

art. 29 da Lei n° 8.987/95, cumpre regular o serviço público de distribuição de energia elétrica e efetuar as revisões tarifárias periódicas. Por sua vez, o art. 15 da referida lei define a remuneração do serviço pelo preço como:

“(...) o regime econômico-financeiro mediante o qual as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica são fixadas em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato”.

26. O inciso X, do art. 4º, do Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece a

competência da ANEEL para atuar, na forma da lei e do contrato, nos processos de definição e controle de preços e tarifas, homologando seus valores iniciais, reajustes e revisões, e criar mecanismos de acompanhamento de preços.

27. Os contratos de concessão para distribuição de energia elétrica estabelecem, na cláusula que trata das

tarifas aplicáveis na prestação dos serviços, que a ANEEL, de acordo com cronograma previsto no contrato, procederá às revisões dos valores das tarifas de comercialização de energia, conforme estabelecem os contratos de concessão da CELPE, em sua cláusula sétima:

“Subcláusula Sétima –A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado nesta subcláusula procederá às revisões dos valores das tarifas de comercialização de energia, alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mercado da CONCESSIONÁRIA, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Estas revisões obedecerão ao seguinte cronograma: a primeira revisão será procedida um ano após o quarto reajuste anual concedido, conforme previsto na Segunda Subcláusula; a partir desta primeira revisão, as subseqüentes serão realizadas a cada 4 (quatro) anos. Sexta Subcláusula - No processo de revisão das tarifas, estabelecido na Subcláusula anterior, o PODER CONCEDENTE estabelecerá o valor de X, que deverá ser subtraído ou acrescido na variação do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subseqüentes, conforme descrito na Quarta Subcláusula. Para os primeiros quatro reajustes anuais, o valor de X será zero.”

28. Assim, o atual modelo de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica estabeleceu o denominado regime de preços máximos, cuja finalidade precípua é a eficiência na prestação do serviço e a modicidade tarifária, com vantagens para os usuários do serviço. Dessa forma, a revisão tarifária periódica constitui o instrumento regulatório do novo regime econômico e financeiro mediante o qual se assegura que os ganhos de eficiência empresarial se expressem em modicidade tarifária. Assim, o art. 14

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da Lei n° 9.427/96 estabelece que o regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica compreende:

“IV - apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade”.

IV O REGIME DE REGULAÇÃO POR INCENTIVOS – UMA VISÃO GERAL 29. A missão essencial do Regulador de um serviço com características de monopólio natural (como é o caso

da distribuição de energia elétrica) é garantir que sejam respeitados os direitos dos clientes cativos e dos prestadores do serviço que atuam com eficiência e prudência. Os clientes cativos, isto é, aqueles que não têm a possibilidade de escolher o prestador do serviço, têm o direito de receber o serviço com os níveis de qualidade estabelecida na legislação aplicável – em especial, o contrato de concessão – e de pagar uma tarifa justa. O prestador do serviço que atua com eficiência e prudência tem o direito de obter cobertura dos custos operacionais e adequado retorno sobre o capital investido, dadas as características do negócio regulado.

30. Assim, são competências e obrigações fundamentais do Regulador, entre outras: i) determinar quais são

as tarifas justas; ii) evitar que se produzam situações de abuso de posição dominante, derivada da situação de monopólio; iii) verificar se os níveis de qualidade do serviço efetivamente recebido pelos consumidores são os estabelecidos na legislação aplicável.

31. Isso implica na realização de um monitoramento da qualidade do serviço para cada consumidor individual

e, no caso de serem constatadas situações de descumprimento dos níveis exigidos, aplicar penalidades ao prestador que funcionem como um forte desestímulo à repetição dessas situações. É desejável que os valores das penalidades sejam total ou parcialmente revertidos aos consumidores afetados por esses descumprimentos, já que são eles que sofrem suas conseqüências.

32. Para determinar as tarifas justas que devem pagar os clientes do serviço monopolista de distribuição de

energia elétrica, o Regulador deve levar em consideração que as tarifas são formadas por dois componentes fundamentais: i) custos operacionais vinculados à operação e manutenção dos ativos necessários para a prestação do serviço, gestão comercial dos clientes, direção e administração da empresa; e ii) remuneração dos ativos efetivamente necessários para a prestação do serviço, com os níveis de qualidade exigidos na legislação aplicável, de modo a assegurar a sustentabilidade econômica do negócio. O Regulador estará cumprindo com suas atribuições e obrigações essenciais na medida em que as tarifas que determine contemplem custos operacionais que atendam a critérios de eficiência e remuneração dos ativos efetivamente necessários para prestar o serviço com a qualidade exigida, considerando um retorno adequada às características do negócio.

33. Se as tarifas não contemplam simultaneamente esses dois aspectos, o Regulador não somente não

estará cumprindo sua missão fundamental, como também, adicionalmente, o setor poderá evoluir para condições inconvenientes. Assim, uma situação potencialmente perigosa é aquela em que as tarifas cobrem os custos operacionais eficientes, porém resultam insuficientes para remunerar os ativos. Nesse caso, onde o prestador não obtém as receitas tarifárias requeridas para remunerar os ativos, a conseqüência mais provável é uma progressiva deterioração da qualidade do serviço recebido pelos clientes. Como esse fenômeno não ocorre de forma instantânea, mas em geral se trata de um processo gradual, existe um sério risco de que o problema seja detectado quando seus efeitos tenham se tornado graves e irreversíveis. Se isso ocorre, os consumidores serão os principais prejudicados. A única forma de

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evitar que isso ocorra é fixar tarifas adequadas e realizar uma medição efetiva da qualidade do serviço prestado, aplicando as penalidades aplicáveis nos casos de descumprimento.

34. Ao final do primeiro período tarifário, de acordo com o contrato de concessão, o Regulador procede à

primeira revisão tarifária periódica. Trata-se da primeira oportunidade em que o Regulador pode atuar no âmbito das tarifas aplicáveis ao serviço de distribuição de energia elétrica. A essência da revisão tarifária periódica consiste em se definir um novo valor de receita para o serviço de distribuição (Parcela B). Esse valor deve ser determinado considerando-se que as tarifas reguladas devem refletir os conceitos fundamentais de custos operacionais eficientes e adequada remuneração. A determinação do valor da Parcela B, mediante a consideração desses conceitos, deve responder à seguinte questão: quais são os valores das tarifas pelos quais estaria disposto a prestar os serviços de distribuição, nas condições previstas no contrato de concessão, um hipotético distribuidor entrante eficiente que teria que construir toda a infra-estrutura de distribuição de energia elétrica necessária ao atendimento de uma determinada área de concessão? Com efeito, são esses valore s de tarifas que simulam uma competição entre a concessionária e um hipotético distribuidor entrante, e esses seriam os valores justos a serem pagos pelos clientes da concessionária.

35. O prestador de serviço de distribuição necessita que a tarifa cubra: i) custos operacionais eficientes e ii)

adequado retorno sobre capital investido para construir a infra-estrutura necessária para prestar o serviço de distribuição. O prestador precisa arrecadar, por intermédio da tarifa, ao longo do contrato de concessão, o valor total de seu investimento, mais uma adequada remuneração sobre o mesmo. Pode-se dizer que o prestador está disposto a realizar um empréstimo equivalente ao valor total investido, desde que receba uma taxa de retorno igual à obtida pela remuneração adequada (definida pelo Regulador). Os consumidores da concessionária pagarão esse empréstimo (amortização mais remuneração) por intermédio das tarifas.

36. Diferentemente do regime de custo do serviço, no regime de tarifa pelo preço as tarifas são estabelecidas

no momento da assinatura do contrato de concessão e permanecem constantes com base em indexador previsto nos contratos por um período de tempo previamente determinado, em geral quatro anos. Ao final desse período se procede à revisão tarifária. Esse intervalo no qual as tarifas permanecem fixas proporciona à concessionária oportunidade de aumentar seus benefícios mediante medidas de redução de custos e ganhos de eficiência, dado o nível de qualidade exigido na prestação do serviço.

37. No momento da revisão tarifária são estabelecidas novas tarifas com base em custos eficientes, de forma

que os consumidores sejam beneficiados pelas reduções de custos e pela maior eficiência que a concessionária teve a oportunidade de obter. Dessa forma, a remuneração do capital investido na prestação do serviço não é pré-determinada (como no regime de custo do serviço), mas pode ser acrescida como resultado da redução dos custos de operação, uma vez que os contratos prevêem mecanismos que procuram fazer as tarifas permanecerem constantes em termos reais. As atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos. Sua finalidade precípua é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço, atendendo ao princípio de modicidade tarifária, conforme estabelecido pelo art. 14 da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, o regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica compreende “IV - apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade”.

38. Pelas razões expostas, o valor da Parcela B resultante da revisão tarifária periódica é específico para

cada concessionária e não é correto afirmar que exista qualquer relação entre esse valor e o valor da Parcela B do último ano do primeiro período tarifário. Conforme exposto anteriormente, o contrato de

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concessão determina que sejam repassadas integralmente as variações anuais de custos observadas na Parcela A. Já a Parcela B – calculada por resíduo – é reajustada anualmente pelo IGP-M, com vistas à sua atualização monetária, sendo que o referido índice de preços é ajustado por um “Fator X”, determinado pela ANEEL na revisão tarifária periódica.

39. O Gráfico 1 tem a finalidade de ilustrar o efeito do regime de preços máximos sobre as tarifas. Para

simplificar, supõe-se que as variações do índice que reajusta anualmente a Parcela B (IGP-M) e dos custos da Parcela A sejam iguais a zero ao longo do primeiro período tarifário (1999-2003). A tarifa (ou “preço máximo”), inicialmente fixada em T1, permanece com seu valor fixo (em termos reais) no primeiro período tarifário, ou seja, até a primeira revisão tarifária periódica. Isso significa que a concessionária tem a oportunidade de reduzir custos de operação – o que está expresso pela área azul do Gráfico 1 – e, assim, aumentar sua remuneração ao longo desse período. Se a concessionária for eficiente, poderá se apropriar do aumento da remuneração resultante de sua gestão ao longo desse período.

40. Ao final do primeiro período tarifário, em 2004, procede-se à primeira revisão tarifária periódica da

concessionária. Essa revisão reveste-se de particular importância, tanto para a concessionária como para o consumidor. Até então, o consumidor pagou as tarifas históricas e essa revisão se apresenta como a primeira oportunidade dada ao regulador para estabelecer tarifas justas. A concessionária, por sua vez, teve a oportunidade de auferir ganhos mediante reduções de custos e, na revisão, serão discutidos os custos operacionais e a remuneração que deverão ter cobertura tarifária. Além disso, ela deverá cumprir metas de eficiência futuras que serão estabelecidas nesse processo.

41. O processo de revisão tarifária é realizado em duas etapas. Na primeira etapa, denominada

reposicionamento tarifário, são estabelecidas tarifas compatíveis com a cobertura dos custos operacionais eficientes – para um dado nível de qualidade do serviço – e com uma remuneração justa e adequada sobre investimentos realizados com prudência. As novas tarifas são estabelecidas no nível T2 do Gráfico 1. A segunda etapa consiste no cálculo do Fator X, que é o estabelecimento de metas de eficiência para o segundo período tarifário que serão expressas na tarifa.

Tarifa

Ganhos de eficiência efetivos obtidos no

período

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

1º período tarifário:

X = 0; Inflação = 0

Custos de operaçãoe remuneração do capital

(Parcela B)

Custos não-gerenciáveis(Parcela A)

Gráfico 1 – Regime de Regulação por Incentivos Preços máximos

T1


T2 Reposicionamento tarifário

12

42. A determinação das variáveis do reposicionamento tarifário e o cálculo do Fator X devem ser realizados

de forma a considerar que todos os procedimentos e análises fazem parte de um único processo, que é a revisão tarifária periódica. A inconsistência regulatória derivada de um tratamento fragmentado do conjunto de temas que integram a revisão tarifária periódica teria conseqüências negativas bastante significativas, podendo conduzir a resultados (níveis tarifários) totalmente diferentes dos objetivos fundamentais que se procura obter. É necessário, dessa forma, assegurar que exista total coerência entre o tratamento regulatório de cada componente da revisão tarifária e o aplicado aos demais componentes.

43. Em particular, deve-se assegurar a consistência entre o enfoque adotado para a definição e remuneração

dos ativos necessários para prestar o serviço e a determinação do que se consideram como custos operacionais eficientes associados a essa prestação. Não se pode falar de “custos operacionais eficientes” se não se vincula essa definição a uma determinada definição regulatória da remuneração dos ativos necessários para prestar o serviço de distribuição de energia elétrica, com o nível de qualidade requerido. Se o procedimento definido para a remuneração dos ativos permite à concessionária a reposição dos mesmos ao fim de sua vida útil, assim como um adequado retorno sobre o capital investido, nos “custos operacionais eficientes” se devem incluir todos os itens (manutenção preventiva, troca de componentes, etc.) necessários para assegurar que esses ativos mantenham inalterada sua capacidade para cumprir o serviço que se requer deles durante toda essa vida útil.

IV.1 - O REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO 44. Conforme mencionado, no reposicionamento tarifário se trata de estabelecer o nível de custos

operacionais eficientes e uma justa remuneração do capital a serem cobertos pelas tarifas. 45. A determinação dos “custos operacionais eficientes” constitui, efetivamente, um dos grandes desafios

da revisão tarifária. A análise dos custos da própria empresa sujeita o regulador aos efeitos da "assimetria de informação". Conceitualmente, a assimetria de informação se refere ao fato de que o prestador do serviço regulado é quem gerencia todas as informações (técnicas, operativas, financeiras, contábeis, etc.) vinculadas à prestação do serviço regulado. O Regulador, por sua vez, tem acesso parcial e limitado às informações, que, em geral, são fornecidas pela própria empresa regulada. Embora o regulador possa realizar auditorias permanentes nas informações recebidas, é evidente que a situação de ambas as partes no que se refere ao acesso e manejos dessas informações são totalmente assimétricos.

46. Os enfoques regulatórios baseados nas análises de informações fornecidas pelas concessionárias

potencializam os efeitos negativos dessa situação assimétrica e se desenvolvem, em geral, em condições prejudiciais para o Regulador e, conseqüentemente, para os clientes do serviço cujos direitos este deve proteger. Isso é particularmente evidente quando a análise se refere à informação contábil das empresas. Nesses casos, a possibilidade de manipulação ou “gaming” das informações pelas concessionárias do serviço é bastante elevada. Alg uns casos ocorridos recentemente em países desenvolvidos, amplamente difundidos em todo o mundo e que envolvem grandes empresas multinacionais, são exemplos muito eloqüentes dessa situação. Por outro lado, a assimetria de informação “contamina” a relação entre os agentes do processo regulatório. O Regulador, consciente da existência dessa condição, pode adotar uma atitude preventiva ou de suspeita, que se reflete no uso excessivo e até contraproducente do recurso das auditorias sobre a gestão empresarial. É óbvio que isso não contribui para criar um ambiente favorável entre as partes e, o que é mais grave, constitui um desvio do Regulador com relação ao que devem ser suas funções. Regulação econômica é um conceito completamente diferente de fiscalização, controle e

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auditoria. Ademais, no caso em que o Regulador comprove que um agente regulado tenha feito uso indevido do poder que lhe confere a condição de assimetria de informação, é claro que isso afetará o relacionamento futuro entre as partes, muito mais além do episódio concreto a que se refere.

47. Pelas razões expostas, existe uma marcada tendência para uma ação regulatória não baseada em

informações fornecidas pelas concessionárias e em auditorias das mesmas, mas na definição externa de parâmetros de eficiência que permitam determinar as tarifas dos serviços regulados e, ao mesmo tempo, constituam referências para orientar a gestão empresarial sem, contudo, incorrer em ingerências indevidas na empresa.

48. No que diz respeito à remuneração sobre o capital investido a ser incluída nas tarifas, há que se

considerar a necessidade de preservar a atratividade de investimentos para o setor, o que implica que a remuneração deve corresponder exclusivamente ao custo de oportunidade do capital do investidor. O cálculo da remuneração requer que se defina o valor do investimento a ser remunerado (ou base de remuneração) e a taxa de retorno adequada a ser aplicada sobre esse valor. Considerando ainda que as empresas podem financiar suas atividades com capital próprio e capital de terceiros (dívidas) e que o custo de cada alternativa de financiamento é diferente, há que se definir a participação desses capitais no financiamento das atividades da concessionária, isto é, a estrutura de capital – uma vez que distintas estruturas de capital possuem custos de capital diferenciados. Dessa forma, a taxa de retorno deve refletir o custo do capital próprio e o custo do capital de terceiros, ponderado pela participação desses capitais no capital total. Efetivamente, a definição de uma estrutura de capital adequada constitui um tema regulatório da maior importância. A premissa aqui se baseia no fato de que , no mundo real, as empresas estão permanentemente tentando reduzir seu custo de financiamento mediante uma composição adequada de capital próprio e dívidas no capital total. Para tanto, buscam encontrar o grau ideal de alavancagem – participação de dívidas no capital total (D/V) – dado que o custo de capital de terceiros é mais barato que o custo de capital próprio, porém existe uma restrição dada pelo risco de default associado a elevados graus de alavancagem. Isso justifica uma abordagem regulatória para a participação dos capitais no capital total a ser remunerado, aqui denominada de estrutura ótima de capital.

IV.2 – O FATOR X 49. Uma vez que as tarifas tenham sido reposicionadas segundo a abordagem descrita na seção anterior,

são então estimados os ganhos de produtividade para o período tarifário subseqüente que não estão associados a uma gestão mais eficiente da concessionária – que correspondem à área verde no Gráfico 2. No caso do serviço de distribuição de energia elétrica, no qual a evolução tecnológica é gradual (diferentemente de setores como o de telecomunicações), esses ganhos de produtividade projetados têm como causa principal alterações na escala do negócio. Durante o período tarifário se produzirão incrementos nas vendas da concessionária, tanto pelo maior consumo dos clientes existentes (crescimento vertical) como pela incorporação de novos clientes na área servida (crescimento horizontal). Esse incremento nas vendas será atendido pela concessionária com custos incrementais decrescentes com relação aos definidos no reposicionamento tarifário. Esse ganho de produtividade do negócio, que não decorre de uma maior eficiência na gestão da concessionária distribuidora, deve ser repassado aos consumidores mediante a aplicação de um redutor do índice que reajusta a Parcela B da receita (IGP-M) e esse redutor consiste no Fator X. A novas tarifas máximas para o próximo período tarifário corresponderão à curva pontilhada do Gráfico 2.

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Tarifa

Ganhos estimados de produtividade

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

2º período tarifário:

X > 0; Inflação = 0


(Parcela B)


Gráfico 2 – Regime de Regulação por Incentivos Fator X

T1


T2

50. Assim como no primeiro período tarifário, a concessionária distribuidora tem um forte incentivo para obter

uma maior eficiência em sua gestão, já que poderá reter como benefícios a diferença entre os custos operacionais eficientes definidos na revisão tarifária periódica e os que efetivamente possa alcançar. Da mesma forma, se essa diferença é negativa, a concessionária sofrerá uma redução em suas expectativas de benefícios. Na realidade, aquelas concessionárias que durante o primeiro período tarifário conseguiram funcionar com custos operacionais inferiores aos reconhecidos nas tarifas vigentes no período, retiveram como benefícios essas diferenças de custos. Essa situação se repete nos períodos tarifários seguintes, já que constitui um dos elementos fundamentais do enfoque regulatório baseado em incentivos, como o que se aplica atualmente no serviço de distribuição de energia elétrica no Brasil.

51. A aplicação efetiva do Fator X no segundo período tarifário (segundo o que estabelece os contratos de

concessão o Fator X foi igual a zero durante no primeiro período tarifário) determina que os ganhos de eficiência só poderão ser apropriados pela concessionária na medida em que ultrapassarem o Fator X, ao longo do segundo período (2005 – 2008). Portanto, quanto maior for a eficiência da concessionária, tanto maior será seu benefício. Se, porém, a concessionária não explorar seu potencial de eficiência, o resultado será a sujeição a uma perda ou, pelo menos, a uma redução de benefícios. A área em amarelo do Gráfico 3 corresponde aos benefícios que podem ser auferidos pela concessionária ao realizar uma trajetória de custos ainda mais eficientes que os considerados no reposicionamento tarifário.

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Tarifa

Ganhos estimados de produtividade

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007


(Parcela B)


Gráfico 3 – Regime de Regulação por Incentivos Fator X

T1


T2

Ganhos efetivos de eficiência

52. Poderia se argumentar contra a ampliação da remuneração obtida pela concessionária eficiente e que os

ganhos de eficiência deveriam refletir-se imediatamente na redução das tarifas, de modo a beneficiar unicamente os consumidores. Esse raciocínio é contraditório com os princípios fundamentais da regulação por incentivos e, portanto, se revela indefensável. É que a determinação de que todo ganho de eficiência seja imediatamente repassado aos consumidores significaria um desincentivo para a obtenção de eficiência pela concessionária, isto é, se nenhum benefício lhe trouxesse a redução dos custos, a concessionária não realizaria esforço algum nesse sentido.

IV.3 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO 53. Em serviços que apresentam características de monopólio natural, é competência do regulador

estabelecer normas e padrões em matéria de parâmetros de qualidade do serviço prestado, seja quanto aos aspectos técnicos (freqüência e duração de interrupções) ou quanto ao atendimento comercial (prazos máximos para solução de reclamações, possibilidade de efetuar trâmites por modalidades que representem maior grau de conforto, etc.). O Regulador tem ainda a responsabilidade essencial de verificar se, na realidade, os clientes cativos estão recebendo efetivamente um serviço de qualidade de acordo com o definido nessas normas (e contemplado nas tarifas vigentes). Este aspecto é de fundamental importância quando se aplica um enfoque regulatório baseado em incentivos, como o regime tarifário de “preços máximos” vigente no Brasil para a determinação das tarifas das concessionárias distribuidoras.

54. É imprescindível que todo regime de regulação por incentivos inclua a definição e efetiva implementação

de um regime da qualidade do serviço técnico e atendimento comercial recebidos pelos clientes, que compreenda:

i) A determinação de parâmetros de qualidade e valores dos mesmos que reflitam um

nível de qualidade mínimo;

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ii) A efetiva medição desses parâmetros para cada cliente ind ividual;

iii) A definição e aplicação de penalidades para os casos em que o serviço não alcança os

níveis mínimos de qualidade exigidos, com valores determinados com base no custo da energia não fornecida. É desejável que essas penalidades sejam pagas pela concessionária distribuidora aos clientes afetados pelo serviço de qualidade inadequada.

55. Deve-se considerar que a não implementação de um regime de qualidade nesses termos conduz a

situações extremamente perigosas para o bom funcionamento do setor regulado. No regime de regulação por incentivos as empresas reguladas maximizam seus lucros quanto maior for a redução que obtêm em seus custos reais, com relação aos valores considerados nas tarifas, contra os quais “competem”. Uma das modalidades para obter a redução de custos é minimizar os investimentos e custos operacionais (operação e manutenção de redes e gestão comercial). A conseqüência é uma deterioração progressiva na qualidade do serviço que recebem os clientes. Dessa forma, torna-se imprescindível a definição e aplicação de um regime de qualidade do serviço, estabelecendo-se valores de penalidades que desincentivem fortemente a possibilidade desse comportamento das empresas reguladas. Observe-se que a situação descrita pode alcançar um nível de risco máximo em eventuais casos de agentes privados que estejam considerando a possibilidade de terminar ou devolver sua concessão.

IV.4 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA 56. Há necessidade de se definir um tratamento regulatório para as perdas de energia elétrica. É reconhecido

que a concessionária distribuidora não possui controle sobre os custos da Parcela A, embora se possa admitir que ela possui certa capacidade para negociar os preços de compra de energia elétrica, dadas as condições e restrições determinadas pela legislação vigente. No entanto, é lícito afirmar que a concessionária possui uma forte capacidade de gestão sobre as perdas de energia elétrica, que influem na quantidade de energia elétrica comprada considerada para o cálculo da Parcela A. Com efeito, essas quantidades correspondem à soma das vendas da distribuidora com as perdas incorridas nas atividades desenvolvidas para fazer chegar a energia elétrica desde os pontos de produção até os pontos de consumo. Tais perdas podem ser separadas em: a) perdas associadas ao transporte de energia elétrica pelas redes de transmissão e distribuição envolvidas, denominadas “perdas técnicas”; e b) as chamadas “perdas não técnicas”, definidas como a diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas. Esse segundo tipo de perda está diretamente associado à gestão comercial da concessionária distribuidora.

57. A regulação econômica do serviço de distribuição deve transmitir sinais de eficiência em todos os temas

relacionados à sua esfera de competência. Em particular, é importante considerar que um nível elevado de perdas se traduz na necessidade de incrementar a energia elétrica disponível na atividade de geração. No âmbito mundial e, em particular em todos os países em desenvolvimento, o custo marginal de longo prazo de geração pode ser muito mais alto que os custos associados à redução de perdas técnicas e não técnicas na atividade de distribuição. Na redução das perdas totais da distribuição os componentes de custo mais importantes são a mão-de-obra local, equipamentos e materiais, que, no caso do Brasil, são fabricados em sua totalidade no próprio país. Isso tem conseqüências positivas para a economia do país, já que o processo gera uma importante demanda de mão-de-obra e, ao mesmo tempo, evita incorrer em evasão de divisas. Por outro lado, se obtém benefícios ambientais, já que toda a expansão do parque gerador de energia elétrica afeta o entorno local e/ou global, de acordo com a fonte de energia primária em questão.

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58. A experiência dos países da América Latina que realizaram reformas no setor elétrico na década de 90

mostra que, com um enfoque regulatório que proporcione incentivos adequados para a eficiência de gestão, podem se obter resultados excelentes no esforço de redução de perdas no serviço de distribuição, com inquestionáveis benefícios para as concessionárias, seus consumidores e para a sociedade em seu conjunto. Assim, com a finalidade de calcular os montantes de energia que a concessionária deve comprar, o Regulador determina, para cada ano de um período tarifário, o nível máximo de perdas a serem admitidas sobre as quantidades de energia elétrica que a concessionária distribuidora prevê vender para atender seu mercado. Essa determinação pode ser feita mediante a fixação de um valor único para todo o período tarifário ou mediante a definição de uma “trajetória” ou curva decrescente. Com o valor “regulatório” de perdas determinado dessa forma, se calcula o montante de energia a ser considerado na Parcela A das tarifas da concessionária. Isso significa valorar as perdas ao preço representativo das compras de energia elétrica da distribuidora. Do exposto se depreende que a concessionária distribuidora tem um forte incentivo para reduzir as perdas a níveis inferiores ao “padrão regulatório”, já que poderá reter como benefício, durante o período tarifário, a diferença entre esse montante e o valor que possa obter na realidade, valorada ao preço de compra. O incentivo é máximo para reduzir as perdas “não técnicas”, já que, nesse caso, a empresa distribuidora venderá a energia envolvida pela tarifa regulada (soma da Parcela A e da Parcela B).

59. Finalmente, é importante destacar que, no caso de o Regulador não fixar esse patamar máximo admitido

de perdas e permitir o repasse sem limitações à Parcela A das perdas informadas pelas concessionárias distribuidoras, estaria incorrendo em uma conduta duplamente negativa. Com efeito, por um lado, estaria convalidando uma gestão ineficiente do setor, pelas razões expostas acima. Adicionalmente, e esse aspecto é ainda mais grave, prejudicaria aos consumidores que cumprem as suas obrigações, que estariam vendo refletidas nos valores de suas tarifas as perdas causadas por aqueles que não cumprem regularmente essas obrigações, e que incorrem em fraude ou uso irregular da energia. O tratamento das perdas regulatórias a ser adotado pela ANEEL encontra-se descrito no item V.1.3.3.

IV.5 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS RECEITAS EXTRA-CONCESSÃO 60. Há necessidade de se definir um tratamento regulatório para as perdas de energia elétrica. É reconhecido

que a concessionária distribuidora não possui controle sobre os custos da Parcela A, embora se possa admitir que ela possui certa capacidade para negociar os preços de compra de energia elétrica, dadas as condições e restrições determinadas pela legislação vigente. No entanto, é lícito afirmar que a concessionária possui uma forte capacidade de gestão sobre as perdas de energia elétrica, que influem na quantidade de energia elétrica comprada considerada para o cálculo da Parcela A. Com efeito, essas quantidades correspondem à soma das vendas da distribuidora com as perdas incorridas nas atividades desenvolvidas para fazer chegar a energia elétrica desde os pontos de produção até os pontos de consumo. Tais perdas podem ser separadas em: a) perdas associadas ao transporte de energia elétrica pelas redes de transmissão e distribuição envolvidas, denominadas “perdas técnicas”; e b) as chamadas “perdas não técnicas”, definidas como a diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas. Esse segundo tipo de perda está diretamente associado à gestão comercial da concessionária distribuidora.

61. A regulação econômica do serviço de distribuição deve transmitir sinais de eficiência em todos os temas

relacionados à sua esfera de competência. Em particular, é importante considerar que um nível elevado de perdas se traduz na necessidade de incrementar a energia elétrica disponível na atividade de geração. No âmbito mundial e, em particular em todos os países em desenvolvimento, o custo marginal de longo prazo de geração pode ser muito mais alto que os custos associados à redução de perdas técnicas e não

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técnicas na atividade de distribuição. Na redução das perdas totais da distribuição os componentes de custo mais importantes são a mão-de-obra local, equipamentos e materiais, que, no caso do Brasil, são fabricados em sua totalidade no próprio país. Isso tem conseqüências positivas para a economia do país, já que o processo gera uma importante demanda de mão-de-obra e, ao mesmo tempo, evita incorrer em evasão de divisas. Por outro lado, se obtém benefícios ambientais, já que toda a expansão do parque gerador de energia elétrica afeta o entorno local e/ou global, de acordo com a fonte de energia primária em questão.

62. A experiência dos países da América Latina que realizaram reformas no setor elétrico na década de 90

mostra que, com um enfoque regulatório que proporcione incentivos adequados para a eficiência de gestão, podem se obter resultados excelentes no esforço de redução de perdas no serviço de distribuição, com inquestionáveis benefícios para as concessionárias, seus consumidores e para a sociedade em seu conjunto. Assim, com a finalidade de calcular os montantes de energia que a concessionária deve comprar, o Regulador determina, para cada ano de um período tarifário, o nível máximo de perdas a serem admitidas sobre as quantidades de energia elétrica que a concessionária distribuidora prevê vender para atender seu mercado. Essa determinação pode ser feita mediante a fixação de um valor único para todo o período tarifário ou mediante a definição de uma “trajetória” ou curva decrescente. Com o valor “regulatório” de perdas determinado dessa forma, se calcula o montante de energia a ser considerado na Parcela A das tarifas da concessionária. Isso significa valorar as perdas ao preço representativo das compras de energia elétrica da distribuidora. Do exposto se depreende que a concessionária distribuidora tem um forte incentivo para reduzir as perdas a níveis inferiores ao “padrão regulatório”, já que poderá reter como benefício, durante o período tarifário, a diferença entre esse montante e o valor que possa obter na realidade, valorada ao preço de compra. O incentivo é máximo para reduzir as perdas “não técnicas”, já que, nesse caso, a empresa distribuidora venderá a energia envolvida pela tarifa regulada (soma da Parcela A e da Parcela B).

63. Finalmente, é importante destacar que, no caso de o Regulador não fixar esse patamar máximo admitido

de perdas e permitir o repasse sem limitações à Parcela A das perdas informadas pelas concessionárias distribuidoras, estaria incorrendo em uma conduta duplamente negativa. Com efeito, por um lado, estaria convalidando uma gestão ineficiente do setor, pelas razões expostas acima. Adicionalmente, e esse aspecto é ainda mais grave, prejudicaria aos consumidores que cumprem as suas obrigações, que estariam vendo refletidas nos valores de suas tarifas as perdas causadas por aqueles que não cumprem regularmente essas obrigações, e que incorrem em fraude ou uso irregular da energia. O tratamento das perdas regulatórias a ser adotado pela ANEEL encontra-se descrito no item V.1.3.3.

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V A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CELPE 64. Conforme mencionado na seção IV, a revisão tarifária periódica é realizada em duas etapas: o

reposicionamento tarifário e o Fator X. No reposicionamento tarifário se trata de calcular a Receita Requerida da concessionária, que consiste na receita compatível com a cobertura de custos operacionais eficientes e com um retorno adequado sobre o capital prudentemente investido. Como a Receita Requerida é calculada em bases anuais, se trata de estabelecer um fluxo de receita compatível com os custos econômicos da prestação do serviço referenciados ao período de 12 meses subseqüentes à data da revisão tarifária. Para a concessionária CELPE esse período anual, denominado ano -teste, compreende os 12 meses de abril/05 a março/06.

65. O reposicionamento tarifário é o resultado da comparação entre a Receita Requerida (em R$) para o ano -

teste e a Receita Verificada (em R$) da concessionária no mesmo período. A Receita Verificada corresponde à receita que seria por ela auferida com as tarifas vigentes antes da revisão tarifária periódica aplicadas ao mercado de venda do ano-teste. Para efeito de modicidade tarifária, são deduzidas da Receita Requerida as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de atividades extra-concessão, a receita de suprimento de energia elétrica a outras concessionárias e outras receitas, conforme apresentado na equação a seguir.

V.1 – CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA DA CELPE 66. Conforme já mencionado, a receita da concessionária é constituída das Parcela A e B. Na revisão tarifária

periódica o Regulador determina os valores dessas parcelas, mantendo a neutralidade da Parcela A e estabelecendo novos valores para a Parcela B.

V.1.1 – Custos Operacionais Eficientes

67. Conforme mencionado na subseção IV.1, há uma marcada tendência para uma ação regulatória não

baseada em informações sobre custos operacionais fornecidas pelas próprias empresas reguladas e em auditorias desses custos, mas na definição externa de parâmetros de eficiência que permitam determinar as tarifas dos serviços regulados e, ao mesmo tempo, constituam referências para orientar a gestão empresarial sem, contudo, incorrer em ingerências indevidas na empresa. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais eficientes na revisão tarifária periódica constitui um exemplo concreto desse tipo de ação. Trata-se de uma metodologia que permite determinar os custos associados à execução dos processos e atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, gestão comercial de clientes, direção e administração, em condições que assegurem que a concessionária

Reposicionamento Tarifário (%)

Receita Requerida

Receita extra- concessão

Outras Receitas

Receita de Fornecimento Verificada + Receita de Suprimento

- - =

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distribuidora poderá obter os níveis de qualidade do serviço exigidos e que os ativos necessários manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda sua vida útil.

68. É reconhecido que, na ocorrência de condições efetivas de competição, o mercado funciona como o mais

eficiente alocador de recursos. Estas condições não estão presentes no caso do serviço de distribuição de energia elétrica – pois que constitui um monopólio natural, caracterizado por ter uma função sub-aditiva de custos e em alguns casos rendimentos crescentes de escala. Nestes casos, a regulação substitui a concorrência mediante intervenção direta no mercado, fixando um conjunto de incentivos e de restrições que permitam simular condições de concorrência na prestação do serviço. No caso dos custos operacionais é necessário estabelecer o nível de custos associados a uma gestão eficiente dos mesmos. São precisamente esses custos eficientes que se devem considerar ao determinar as tarifas que os clientes cativos da concessionária estão obrigados a pagar.

69. A premissa básica dessa abordagem é que as empresas prestadoras de serviços públicos estão em

condições de gerar demanda e desenvolver um mercado competitivo de fornecimento de uma parte importante dos processos e atividades requeridos para o serviço de distribuição de energia elétrica. Um exemplo bastante representativo é o das atividades de ciclo comercial. Quando isso ocorre, esses processos e atividades podem ser contratados na própria região (área de concessão) da empresa real sob análise. Nesse caso, os preços de mercado configuram um referencial importante para a discussão sobre os custos eficientes para a prestação do serviço de distribuição.

70. Nos casos em que o mercado de fornecimento de certos processos e atividades não tenha sido

desenvolvido pela concessionária, ou existam restrições legais ou determinadas por outras normas à contratação de serviços (terceirização), os custos de prestação de uma atividade podem ser calculados partindo-se da definição das principais tarefas que a compõem, atribuindo-se os recursos físicos (mão-de-obra e material) necessários e valorando-os a preços do mercado da região da concessionária. Essa abordagem permite então que se estabeleça uma referência de mercado para os custos operacionais que seja aderente às condições reais da área geográfica da concessão, ou seja, ao ambiente no qual a concessionária desenvolve sua atividade. Essa “Empresa de Referência” considera, portanto, as condições geográficas, climáticas e econômicas reais onde a empresa está localizada, de forma que os custos operacionais de referência não são construídos de forma abstrata.

71. Por outro lado, esse processo de construção dos custos operacionais não se realiza como uma “re-

engenharia” dos processos e atividades da concessionária. Trata-se de uma abordagem “não invasiva”, já que não se discute a forma como a concessionária está gerenciando seus custos operacionais. Antes, trata-se de desenhar uma referência com a qual a concessionária deverá competir, sendo dessa forma incentivada a manter seus custos dentro dos valores reconhecidos para lograr a rentabilidade esperada, ou até superá-la. Dependendo da distância entre os custos operacionais da concessionária e os custos operacio nais eficientes calculados por essa abordagem, pode ser conveniente estabelecer uma trajetória de convergência para a concessionária atingir os níveis eficientes de custos operacionais. Nessas condições, a meta de custos eficientes pode ser atingida pela concessionária ao longo de um período de tempo. É necessário reconhecer que a empresa real enfrenta certas “heranças do passado” que não estão contempladas (e nem devem estar) no desenho regulatório da “Empresa de Referência”. Essas “heranças” são específicas de cada contrato de concessão e representam certas restrições e obrigações para a empresa concessionária, as quais, em geral, não se estendem de forma permanente no tempo, nem compreendem todas as áreas de atividade da distribuidora.

72. O processo para a determinação dos custos operacionais eficientes da CELPE comprendeu as seguintes

etapas: a) desenho preliminar de uma “Empresa de Referência” para a área de concessão da CELPE; b)

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entrega, à concessionária, da documentação correspond ente a esse desenho preliminar, outorgando-lhe um prazo para realizar suas observações e comentários. O objetivo foi conferir à concessionária distribuidora a oportunidade de aportar elementos específicos da área de concessão sob sua responsabilidade, com vistas aprimorar o desenho preliminar (aspectos sócios-geográficos, climáticos, normativos e de outra natureza suprimidos ou não considerados adequadamente); c) apresentação formal, pela concessionária à ANEEL, de relatórios contendo seus comentários e observações com relação ao desenho preliminar; d) análise, pela ANEEL, da documentação mencionada em (c) e solicitação, à concessionária, de esclarecimentos e informações complementares; e) entrega, pela concessionária, dos esclarecimentos e informações complementares; f) elaboração, pela ANEEL, de uma proposta ajustada de “Empresa de Referência”, a partir da análise de todos os elementos obtidos durante o processo, os quais estão sendo submetidos à presente Consulta Pública.

73. Após esse processo, foram determinadas as fontes de referência para os salários nominais a serem

considerados na “Empresa de Referência” (ER) para o contrato de concessão da CELPE. Sobre o salário base considerado para a ER foram considerados: i) encargos legais para todos os empregados e outros encargos como adicional de periculosidade de 30%, aplicado apenas para os empregados da ER que trabalham em área de risco; ii) outras remunerações garantidas em Acordo Coletivo de Trabalho, detalhadas no Anexo I, referentes a contribuição a previdência privada, plano de saúde, vale alimentação, lanche e refeição, vale transporte, auxílio creche, acidente de trabalho, cesta básica, e seguro de vida em grupo.

74. Considerou-se também um montante igual a 1,5% do custo salarial total para contemplar custos de

treinamento e reciclagem dos empregados. Ainda no que se refere a salários, não foram contemplados nos custos operacionais da ER as parcelas indicadas a seguir, por entender-se que não é cabível que sejam pagas pelos clientes do serviço: i) participação em lucros e resultados; ii) verbas rescisórias; iii) “turnover” do quadro de pessoal; iv) gratificação de férias adicional à gratificação constitucional; v) passivos de FGTS e INSS; e vii) passivo do Plano Cruzado.

75. No que diz respeito a outros itens de custos, não foram considerados na ER: i) Serviços taxados (2ª via

de fatura, inspeção comercial, cortes e religamentos, etc), pois entende-se que esses serviços devem ser pagos pelos clientes que geram os respectivos custos à concessionária, mediante a cobrança de taxas específicas, e, portanto, não devem ser incluídos na tarifa que pagam os clientes em condição “regular”; e ii) Contingências Cíveis e Trabalhistas; Indenização Perdas e Danos; Doações, Contribuições e Subvenções; uma vez que se entende que tais custos devem ser absorvidos pela concessionária, por ser ela que está em melhores condições de “gerenciá-los” e não por seus clientes cativos em condição de serviço regular.

76. Em relação aos outros itens que não estariam sendo contemplados, segundo a concessionária, esta

Agência justifica no Anexo VII desta Nota Técnica a posição adotada. 77. Com relação à inadimplência dos clientes (“provisão para devedores duvidosos”), está se adotando um

conceito de custo operacional “transitivo” da “Empresa de Referência”, que evolui seguindo uma “trajetória regulatória” descendente, sob a forma de um percentual do faturamento bruto (sem o ICMS) verificado em 2004, cujo valor final é igual a 0,2% ao concluir-se o segundo período tarifário, da seguinte forma: i) abril/2005 – março /2006: 0,5%; ii abril /2006 – março /2007: 0,4%; iii) abril /2007 – março /2008: 0,3%; iv) abril /2008 – março /2009: 0,2%; v) a partir de abril de 2009 considera-se uma inadimplência “regulatoria” permanente de 0,2%.

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78. Os detalhes sobre a metodologia da “Empresa de Referência” aplicada ao contrato de concessão da CELPE, os itens de custos considerados e os respectivos cálculos encontram-se no Anexo I. Dessa forma, os custos operacionais admitidos como eficientes que devem ser cobrados na tarifa da CELPE equivalem ao valor de R$ 373.924.160,04. A título de inadimplência dos consumidores foi considerado o valor de R$ 6.664.553,86, que corresponde a 0,5% do faturamento bruto da CELPE realizado em 2003(exclusive ICMS), a título de “inadimplência regulatória”, conforme mencionado anteriormente. Assim, o total de custos operacionais considerado foi de R$ 380.588.713,90.

79. É importante registrar que os custos operacionais eficientes da “Empresa de Referência” correspondente

à concessão da CELPE incluem as despesas requeridas para a incorporação e operação dos sistemas informatizados de gestão (SIG) que tornam possível o cumprimento de todas as funções de suporte do ciclo comercial, assim como a gestão das anomalias no fornecimento elétrico que recebem os clientes (interrupções no serviço e outras perturbações) com altíssima confiabilidade. Esses SIG constituem ferramentas de gestão imprescindíveis para uma “utility” e, ao mesmo tempo, permitem realizar una medição efetiva da qualidade do serviço técnico e comercial que recebe cada cliente de concessionária. Por isso considera-se que a regulação aplicável à atividade deve reconhecer esses custos.

80. Do ponto de vista da gestão da atividade regulada pelo Regulador, a efetiva implantação dos SIG tem

uma importância fundamental. Os SIG permitem realizar o acompanhamento das atividades comerciais e de gestão de reclamações para cada cliente individual e são facilmente “auditáveis”. A utilização desses sistemas permite medir de uma forma efetiva a qualidade do serviço que recebe cada um dos clientes do serviço prestado em condições de mono pólio, tanto nos aspectos “técnicos” como nos comerciais, tornando possível o cumprimento desse compromisso essencial do regulador. Através da instalação de terminais de consulta em suas dependências, o regulador pode acessar as informações dos SIG em caráter de usuário de consulta, isto é, sem nenhuma possibilidade de modificar essa informação. Esse acesso lhe permitirá realizar seu próprio acompanhamento, sem necessidade de realizar consultas específicas à empresa sobre a qualidade do serviço técnico e comercial recebido pelos clientes.

81. É importante enfatizar que os SIG devem ser implantados pela concessionária distribuidora e utilizados

como ferramentas que tornam possível uma gestão mais eficiente e transparente do serviço prestado. O Regulador pode e deve exigir o cumprimento dessa obrigação, na medida em que os custos correspondentes estão contemplados na “Empresa de Referência”.

82. Foram incluídos na “empresa de referência” o total de 187 escritórios comerciais/postos de atendimento

existentes na CELPE, respeitando-se as respectivas localizações informadas pela empresa. A relação de escritórios comerciais/postos de atendimento encontra-se no Anexo I.

V.1.2 – Remuneração do Capital 83. A remuneração sobre o capital investido, que deve ser incluída nas tarifas, é o resultado da aplicação da

taxa de retorno adequada para a atividade de distribuição no Brasil sobre o investimento a ser remunerado, ou base de remuneração.

84. Para o cálculo da taxa de retorno a ANEEL está adotando a metodologia internacionalmente consagrada

do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda2. Esse enfoque busca proporcionar aos investidores um retorno igual ao que seria

2 Para efeito de cálculo de impostos sobre a renda, no Brasil, os juros pagos são dedutíveis.

23

obtido sobre outros investimentos com características de risco comparáveis. A seguir, apresenta-se um resumo da metodologia e dos resultados obtidos. Os detalhes podem se encontrados no Anexo II. O Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) está expresso na fórmula a seguir.

onde:

=capmr Custo do capital próprio;

=dr Custo do capital de terceiros; =E Capital próprio; =D Capital de terceiros; =T Alíquota do Imposto de Renda Pessoa Jurídica + Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido.

V.1.2.1 – Custo do Capital Próprio 85. Para o custo de capital próprio se adota o método CAPM (Capital Assets Pricing Model), que busca

identificar a percepção do mercado sobre os verdadeiros riscos do setor, partindo-se das seguintes premissas: i) os ativos de distribuição de energia elétrica representam alternativas de investimentos que competem com outros ativos pelos recursos dos investidores potenciais; ii) os diversos ativos disponíveis proporcionam um retorno diretamente proporcional ao risco que representam; e iii) há um ativo “livre de risco” acessível a todos os investidores, cujo retorno serve de referência para mensurar o prêmio de risco exigido para investir em outros ativos, como os riscos associados às condições macroeconômicas de países em desenvolvimento, por exemplo.

86. O custo de capital próprio assim calculado proporciona um retorno adequado sobre o capital investido,

considerando apenas os riscos inerentes à atividade regulada, de forma a manter a atratividade de capital e, conseqüentemente, a sustentabilidade da prestação do serviço no longo prazo.

87. O modelo de custo do capital próprio pelo método Capital Asset Pricing Model (CAPM) encontra-se

expresso na fórmula a seguir.

rfmdfCAPM rrrrr +−+= )(β (2)

Taxa livre de risco

Beta desalavancado

Prêmio de risco de mercado

Outros prêmios de

risco

Custo do Capital Próprio

)1()1()()(

TED

Dr

EDE

rWACC dcapm −×+

×++

×=

24

88. Para a taxa livre de risco utilizou-se o rendimento do bônus do governo dos EUA com vencimento de 10 anos e duration3 de aproximadamente 8 anos (UST10). Deve-se ressaltar que, para efeito de comparação entre dois fluxos de caixa, mais relevante que a data de vencimento dos fluxos de caixa é a duration desses fluxos. Portanto, é mais indicado trabalhar com esse tipo de título de renda fixa para estimar a taxa livre de risco aplicável ao caso de que se trata. O período considerado foi de março/1995 a junho/2002 e a taxa de juros média anual apurada foi de 6,01%.

89. O prêmio de risco de mercado foi calculado subtraindo-se a taxa livre de risco do retorno médio da série

histórica dos retornos diários do S&P500, que consiste num índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. Com base nas séries históricas de 1926 a 2000, o valor apurado para o prêmio de risco de mercado foi de 7,76%.

90. O cálculo do Beta envolveu os seguintes passos: i) cálculo do Beta alavancado para a amostra de

empresas (predominantemente) de distribuição de energia elétrica dos EUA, isto é, os Betas das empresas considerando sua estrutura de capital real, que exprime os riscos de negócio e financeiro da empresa; ii) desalavancagem dos Betas obtidos para cada empresa, utilizando-se o grau de alavancagem específico de cada empresa e a alíquota de 34% de imposto de renda dos EUA, obtendo assim o Beta associado ao risco do negócio (β i,u); iii) cálculo da média aritmética desses Betas, cujo resultado chamar-se-á de Beta desalavancado; e iv) realavancagem dos Betas desalavancados das concessionárias de distribuição da amostra relevante, usando-se a estrutura de capital estabelecida sob o enfoque regulatório (ver item V.1.2.3) e a alíquota de 34% de impostos, composta de 25% da alíquota do imposto de renda e 9% de Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido.

91. Para se proceder ao cálculo dos Betas de empresas de distribuição de energia elétrica dos EUA foram

selecionadas 15 empresas para as quais se dispõe de séries históricas longas e cujas ações possuem bastante liquidez no mercado. O Beta dessas empresas foi estimado com base nos dados de março/1995 a junho/2002, na estrutura de capital média dos últimos 5 anos, no capital total em 2001 e no Beta desalavancado de cada empresa. O Beta médio das ações, ponderado pelo tamanho dos ativos da empresa, é igual a 0,30, e o Beta desalavancado médio é igual a 0,159.

92. Os prêmios de risco do negócio e financeiro foram calculados adotando-se uma estrutura ótima de

capital de 50% de capital próprio e 50% de capital de terceiros (conforme estabelecido no item V.1.2.3), aplicando-se as equações abaixo. Como resultado, obteve-se 1,24% para o risco do negócio e 0,81% para o risco financeiro. Portanto, a soma dos prêmios de risco do negócio e financeiro foi estimada em 2,05%.

[ ]0,159 7,76 1,23N U M fr r rβ ′ = − = = (3)

3 Indicador utilizado pelos analistas de instituições financeiras para medir a sensibilidade de títulos à variação da taxa de juros. É calculado com base no fluxo de caixa do título, do pagamento de juros e principal, em cada prazo contratual, bem como no valor presente do título. Em outras palavras, a duration mede o prazo médio no qual o detentor do título terá recebido o pagamento total. Contudo, como existem constantes variações de taxa de juros no mercado, haverá conseqüentemente variações no valor presente do título e na sua duration. Quando ocorre um aumento de taxa de juros, o valor presente diminui e a duration também diminui. A duration de carteira é a média ponderada das durations dos ativos e representa o prazo médio do pagamento total da carteira.

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( )10,66 1,23 0,81F U M f

D Tr r r

Pβ

− ′ = − = × =

(4)

93. É importante observar que a taxa livre de risco, o Beta desalavancado e o prêmio de risco de mercado

estão referenciados ao mercado dos EUA. O elemento rr da equação (2) refere-se ao risco da atividade de distribuição de energia elétrica no Brasil e inclui os prêmios de risco país, risco cambial e de risco relativo ao regime regulatório.

94. O prêmio de risco país se calcula pela diferença entre o prêmio de risco soberano do Brasil e o prêmio

de risco de crédito do Brasil. O prêmio de risco soberano é o spread que um título de renda fixa do governo brasileiro denominado em dólares paga sobre a taxa livre de risco dos EUA. O prêmio de risco de crédito Brasil é computado como o spread sobre a taxa livre de risco que estão pagando os bônus emitidos por empresas dos EUA com a mesma classificação de risco que o Brasil (B1). Representando por

Sr o prêmio de risco soberano e por BCr o prêmio de risco de crédito Brasil, o prêmio de risco Brasil

( Br ), é dado por:

BB S Cr r r= − (5)

95. Para o cálculo do prêmio de risco soberano utilizou-se a série histórica diária do índice Emerging Markets

Bonds Index relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), calculado pelo JP Morgan, de 29 de abril de 1994 a 6 de agosto de 2002, resultando no valor médio de 8,29%. Para se calcular o prêmio de risco de crédito do Brasil foram selecionadas as empresas com classificação de risco B1 que tinham série de títulos de longo prazo com liquidez desde 1994. Calculando a média dos spreads dessas empresas ao longo da série, foi encontrado o percentual de 4,21%. Assim, o prêmio de risco país é de 4,08%.

96. Para o cálculo do prêmio de risco cambial utilizou-se a metodologia de Wolff [1997,2000]4, aplicada pela

primeira vez para dados brasileiros em Garcia & Olivares [2000]5. Uma descrição mais completa dos cálculos pode ser encontrada no Anexo II. Nos termos dessa metodologia, o risco cambial é definido como a diferença entre o spread do câmbio no mercado futuro e a expectativa de desvalorização cambial; e a realização da desvalorização cambial é a expectativa de desvalorização adicionada de um “ruído branco” 6. Assim, aplica-se um procedimento estatístico (filtro de Kalman) para se eliminar o “ruído branco”. O prêmio de risco cambial calculado a partir dos dados mensais do mercado futuro de câmbio da Bolsa de Mercadorias e Futuros (BMF) de julho de 1999 a junho de 2002 foi de 2,0%.

97. Para o cálculo do prêmio de risco do regime regulatório considerou-se que o risco do regime

regulatório dos EUA encontra-se refletido no Beta daquele mercado. Contudo, é reconhecido que o regime de regulação por “preços máximos” apresenta maiores riscos que o regime de regulação por taxa de

4 Wolff, Christian C. P. [1997] "Forward Foreign Exchange Rates, Expected Spot Rates, and Premia: A Signal-Extraction Approach". The Journal of Finance, 42,395-406; Wolff, Christian C. P. [2000]. "Measuring the Exchange Risk Premium: Multi-Country Evidence from Unobserved Components Models". Journal of International Financial Markets, Institutions and Money, 10, 1-8.

5 Garcia, M. e G. Olivares [2000] "O prêmio de risco da taxa de câmbio no Brasil durante o plano Real", mimeo, PUC-Rio. 6 O ruído branco é um fator transitório atípico que tende a se dissipar ao longo do tempo. Na linguagem estatística, um processo estocástico é definido como ruído branco quando a média é nula e a variância constante (ver Anexo II).

26

retorno adotado nos EUA, de forma que se faz necessário determinar o risco adicional derivado do regime regulatório brasileiro.

98. Com base no exposto, a estimação do risco regulatório baseou-se na diferença entre os Betas das

empresas americanas (regulação por taxa de retorno) e da Inglaterra (regulação por preços máximos). Como os dois países adotam regimes regulatórios diferenciados e ambos se caracterizam como economias de risco reduzido, é correto afirmar que a diferença entre os Betas deve refletir a diferença entre os riscos vinculados ao respectivo regime regulatório. Ressalte-se que a diferença entre os Betas deve ter como referência os Betas desalavancados, caso contrário o risco regulatório dependeria do grau de alavancagem, o que não faz sentido. De acordo com os estudos OFFER [1999]7 e OFGEM [1999]8, o Beta para empresas de distribuição de energia elétrica na Inglaterra foi estimado como sendo igual a 1,0. Procedendo-se à desalavancagem desse Beta pela estrutura de capital ótima da Inglaterra (50% capital próprio e 50% capital de terceiros) e adotando-se a alíquota de imposto de renda inglês de 30%, chega-se ao Beta desalavancado da Inglaterra de 0,588. Considerando-se que o risco do regime regulatório inglês é semelhante ao risco do regime regulatório brasileiro, o prêmio de risco regulatório brasileiro acima do risco regulatório dos EUA deve ser ig ual a:

( ) ( )0,588 0,159 7,76 3,33%RU EUA M fr rβ β − × − = − × = (6)

99. Do exposto, o custo do capital próprio nominal em dólares é de 17,47%, como resultado da equação a

seguir.

rfmdfCAPM rrrrr +−+= )(β (7) onde:

=CAPMr 17,47% (custo de capital próprio); =fr 6,01% (taxa livre de risco); =β 26,39% (Beta);

=− fm rr 7,76% (prêmio de risco de mercado);

=rr 9,41% (outros prêmios de risco); sendo:

=rr XBR rrr ++ (8) onde:

=Rr 3,33% (prêmio de risco regulatório); =Br 4,08% (prêmio de risco Brasil); =Xr 2,00% (prêmio de risco cambial).

7 OFFER [1999], “Reviews of Public Electricity Suppliers 1998 to 2000: Distribution Price Control Review Final Proposals”, consultation paper, maio de 1999. 8 OFGEM [1999], “Reviews of Public Electricity Suppliers 1998 to 2000: Distribution Price Control Review Final Proposals”, dezembro de 1999.

27

100. Deflacionando-se pela inflação média anual da economia norte-americana de 2,40% (referente ao

período de fev/95 a jun/02), obtém-se o custo de capital próprio real de 14,72%. V.1.2.2 – Custo do Capital de Terceiros 101. Para o custo de capital de terceiros está se adotando uma abordagem similar à do capital próprio, ou

seja, se trata de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. Esse enfoque impede que as tarifas sejam afetadas por uma gestão financeria imprudente na captação de recursos de terceiros ou por decisões de captação de dívidas vinculadas a outros interesses. O custo do capital de terceiros foi calculado pelo método CAPM de dívida, conforme a seguinte expressão:

XBCfd rrrrr +++= (9) 102. A estimação do custo de capital de terceiros tem como componentes a taxa livre de risco, o prêmio de

risco de crédito, o prêmio de risco da atividade de distribuição de energia elétrica no Brasil e o prêmio de risco cambial. A taxa livre de risco e os prêmios de risco Brasil e cambial foram calculados no item V.1.2.1. Resta determinar o prêmio de risco de crédito.

103. O prêmio de risco de crédito deve representar o spread acima da taxa livre de risco que pagam

empresas com o mesmo risco que as distribuidoras de energia elétrica brasileiras. Todas as distribuidoras de eletricidade brasileiras classificadas pela Moody’s receberam a classificação BA1, ou seja, uma classificação melhor que a dos títulos do governo brasileiro. Assim, adotou-se como prêmio de risco de crédito de uma distribuidora de energia elétrica brasileira a média dos prêmios de risco de crédito de empresas dos EUA com risco BA1 que tenham emitido títulos de longo prazo desde 1994 e que tenham liquidez. Esse prêmio de risco resulta em 3,67%.

104. O custo do capital de terceiros nominal em dólares resulta em 15,76%, nos termos da equação a

seguir.

%76,15=+++= XBCfd rrrrr (10)

sendo:

=dr custo do capital de terceiros nominal em dólares; =fr 6,01% (taxa livre de risco);

Taxa livre de risco

Prêmio de risco de crédito

Custo do capital de terceiros

Prêmio de risco da atividade de

distribuição no Brasil

Prêmio de risco

cambial

28

=Cr 3,67% (prêmio de risco de crédito); =Br 4,08% (prêmio de risco Brasil); =Xr 2,0% (prêmio de risco cambial).

V.1.2.3 – Estrutura de Capital 105. A definição da estrutura de capital para efeito do cálculo da remuneração do capital a ser incluída nas

tarifas baseou-se no fato de que, no mundo real, as empresas estão permanentemente tentando reduzir seu custo de financiamento mediante uma composição adequada de capital próprio e dívidas no capital total. Para tanto, buscam encontrar o grau ideal de alavancagem – participação de dívidas no capital total – dado que o custo de capital de terceiros é mais barato que o custo de capital próprio, porém existe uma restrição dada pelo risco de default associado a elevados graus de alavancagem. Isso justifica uma abordagem regulatória para a participação dos capitais no capital total a ser remunerado, aqui denominada de estrutura ótima de capital. Além da estrutura de capital das concessionárias de distribuição do Brasil, considerou-se a estrutura verificada em países que adotam o mesmo regime regulatório que o Brasil, porém, com mais tempo de funcionamento do regime regulatório e, portanto, de maturação das empresas reguladas.

106. Assim, a estrutura ótima de capital baseou-se em dados empíricos das empresas de distribuição de

energia elétrica dos seguintes países que utilizam o regime regulatório de preços máximos: Argentina, Chile, Brasil, Austrália e Grã-bretanha. A partir da análise do comportamento da relação capital de terceiros/capital total (relação D/V) dessas empresas, foi obtida a estrutura ótima de capital para as concessionárias brasileiras de distribuição de energia elétrica. Os procedimentos adotados encontram-se detalhados no Anexo III.

107. Primeiramente, obteve-se uma faixa de valores para a relação D/V do grupo de países formado por

Argentina e Chile, aqui chamado de grupo 1. A razão para o agrupamento desses dois países é que ambos são economias em desenvolvimento, cujas empresas de distribuição de eletricidade estão sujeitas ao regime de regulação por preços máximos. Obteve-se como resultado uma faixa de 36,38% a 55,28% para o Chile e de 30,13% a 40,46% para a Argentina, e de 33,25% a 47,87% para o grupo 1.

108. A seguir, agrupou-se a Austrália e a Grã-Bretanha (grupo 2), países com alto grau de

desenvolvimento e que aplicam o regime de regulação por preços máximos no setor de distribuição de eletricidade. Usando o mesmo método usado para o grupo 1, obteve-se uma faixa de 60,93% a 63,94% para a Austrália, de 31,15% a 51,24% para a Grã-Bretanha, e de 46,04% a 57,59% para o grupo 2.

109. O próximo passo consistiu em combinar as faixas desses dois grupos de países de maneira a obter

uma faixa de referência para os dados brasileiros. Como resultado, obteve-se uma faixa de 33,25% a 57,59%. Em princípio esse resultado poderia refletir o intervalo de variação que se esperaria encontrar para empresas distribuidoras de eletricidade de países que já adotam o regime de regulação por “preços máximos” há mais tempo que o Brasil.

110. Em seguida, obteve-se a faixa para a relação D/V das empresas brasileiras, de 51,22% a 70,11%.

Finalmente, realizou-se a interseção dessa faixa com a faixa de referência obtida para os dois grupos de países, resultando na faixa de 51,22% a 57,59%. No entanto, um ajuste final ainda é necessário. Considerando o benefício fiscal dado a juros sobre dívida e capital próprio no Brasil, chega-se à conclusão que as empresas brasileiras têm relativamente menos incentivos para usar dívida comparativamente às empresas de outros países. Assim, seria razoável admitir-se uma faixa entre 50% e 55% para a estrutura

29

de capital no Brasil. Diante disso, a ANEEL optou por utilizar uma meta pontual de 50% para a participação de dívida no capital total de empresas brasileiras de distribuição de energia elétrica.

V.1.2.4 – Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) 111. Com base no exposto, o Custo Médio Ponderado do Capital, ou seja, a taxa de retorno adequada para

investimentos em distribuição de energia elétrica no Brasil é de 11,26%, conforme apresentado na tabela a seguir:

Tabela II Custo Médio Ponderado do Capital (WACC)

Estrutura de Capital Meta

+ DPP

50,00%

Taxa Livre de Risco ( fr ) 6,01%

Beta médio de empresas distribuidoras do EUA desalavancado ( uβ ) 15,90% Beta médio realavancado pela estrutura meta de capital BZ ( β ) 26,39% Spread de risco de mercado [ ]fM rr − 7,76%

Risco do negócio e financeiro ][ fM rr −β 2,05%

Risco Soberano ( Sr ) 8,29% Risco Crédito empresas EUA mesmo risco BZ (B1) ( B

Cr ) 4,21%

Risco Crédito empresas EUA mesmo risco de empresas distribuidoras BZ - B1( Cr ) 3,67%

Risco País ( BCSB rrr −= ) 4,08%

Risco Cambial ( Xr ) 2,00% Risco Regulatório ( ) [ ]fMuu rr

EUARU−×− ββ ( Rr ) 3,33%

Custo de Capital Próprio Nominal [ ] RXBfMfP rrrrrrr +++−+= β 17,47%

Custo de capital de terceiros nominal em dólares XBCfD rrrrr +++= 15,76%

WACC nominal em dólares )1( TrDP

Dr

DPP

r DPWACC −+

++

= 13,93%

Taxa de inflação EUA (π ) 2,40%

WACC real 11

1−

++

=π

WACCrWACC

rr 11,26%

V.1.2.5 – Base de Remuneração Regulatória 112. Para o montante de investimento a ser remunerado – base de remuneração – a ANEEL está

considerando o valor dos ativos necessários para prestar o serviço de distribuição, nos termos da Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setemb ro de 2002 e da Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL.

113. A definição para a base de remuneração foi precedida de ampla discussão pública (Audiência Pública

AP/ANEEL nº 005/2002), onde as concessionárias distribuidoras, representadas pela ABRADEE,

30

posicionaram-se em favor da adoção do valor econômico mínimo da privatização9. Essa abordagem foi julgada inadequada pela ANEEL por vários motivos. Primeiramente, levou-se em consideração que o valor aportado pelos investidores nas privatizações não teve como contrapartida investimentos no serviço concedido, uma vez que correspondeu à aquisição do controle acionário das concessionárias de distribuição, tendo sido apropriado pelo controlador original. Considerou-se também que o preço mínimo de venda do controle acionário obedeceu a critérios que não guardam relação com princípios regulatórios, mas sim com as conveniências do controlador original da concessionária. Além disso, considerou-se que os recursos aportados pelos investidores expressavam expectativas de lucros futuros próprias do investidor. Não seria razoável sancionar tais expectativas nas tarifas, uma vez que isso implicaria em imputar aos consumidores eventuais distorções nas expectativas de lucros.

114. O conceito chave da Resolução nº 493/2002 é refletir apenas os investimentos prudentes na

definição das tarifas dos consumidores. Trata-se dos investimentos requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de distribuição cumprindo as condições do contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de mercado” e “adaptados” através dos índices de aproveitamento definidos na referida Resolução.

115. No momento atual, as concessionárias de distribuição encontram-se em processo de cumprimento da

avaliação dos ativos estabelecida na Resolução nº 493/2002 e da Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL. Cabe à ANEEL avaliar a razoabilidade dos montantes resultantes das avaliações realizadas, no contexto do disposto no parágrafo anterior. Por outro lado, na hipótese da concessionária não proceder à avaliação dos ativos e ao encaminhamento das informações nos prazos compatíveis com o cronograma da revisão tarifária periódica, cabe à ANEEL arbitrar o valor da base de remuneração a ser considerada na presente revisão.

116. Para ambas as situações e, consistentemente com o conceito de reconhecer nas tarifas somente

valores que reflitam eficiência e prudência nas decisões de investimento, a ANEEL está propondo adotar o Valor Novo de Reposição (VNR) de uma rede “adaptada” para o serviço de distribuição que tem que prestar a concessionária, como o valor máximo da base de remuneração não depreciada. O VNR corresponde ao valor de mercado de reposição de cada um dos componentes da “rede adaptada” por um equipamento idêntico, incluindo os custos das obras necessárias para realizar essa reposição. Pelo VNR determina-se o valor de um ativo a partir de sua reposição por outro que permite cumprir com as mesmas funções e a mesma qualidade do serviço, embora não necessariamente de idênticas características. Por esse método, assegura-se que os ativos que o usuário deve pagar através das tarifas do serviço regulado são os estritamente necessários. A principal virtude conceitual desse método reside no fato de que reflete os custos que deveria enfrentar um novo participante e, portanto, as condições de mercado. Neste sentido, é o que melhor aproxima a solução de mercado que se deseja emular através da regulação. Desse modo, a base de remuneração regulatória fica diretamente relacionada com sua principal função, isto é, atender aos clientes existentes ou potenciais. O Anexo IV apresenta a metodologia de avaliação da base de remuneração pelo VNR. A ANEEL vai submeter em audiência pública específica a metodologia do VNR e da Quota de Reintegração Regulatória.

117. A CELPE apresentou um Laudo de Avaliação da Base de Remuneração Bruta no valor de R$

3.521.858.978,00 e uma Base de Remuneração Líquida de R$ 1.796.730.161,00.

118. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF informou, mediante o Memorando nº 156/2005-SFF/ANEEL, de 29 de março de 2005, a validação definitiva da Base de Remuneração, de

9 O valor econômico mínimo é superior ao preço mínimo, pois que corresponde ao valor pago pelas ações pertencentes ao bloco de controle acionário, aplicado a 100% das ações da concessionária.

31

acordo com o disposto na Resolução ANEEL n° 493, de 3 de setembro de 2002, e na Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL, sendo a Base de Remuneração Bruta de R$ 2.475.933.320,56 e a Base de Remuneração Líquida de R$ 1.300.185.412,54.

119. As principais inconsistências encontradas na fiscalização realizada pela Superintendência de

Fiscalização Econômica e Financeira - SFF/ANEEL, pertinentes à base de remuneração dessa concessionária estão relacionadas no Anexo VII desta Nota Técnica.

V.1.2.6 – Cálculo da Remuneração Bruta do Capital Próprio e de Terceiros 120. A partir do custo de capital próprio real de 14,72%, obtido no item V.1.2.1, procede-se ao cálculo da

remuneração líquida do capital próprio (RLCP) nos termos da equação a seguir:

,PRLCP BA rα= × × (11)

onde: BA = base de remuneração; rp = custo de capital próprio real; α = participação do capital próprio no capital total a ser remunerado.

121. Por conseguinte, a remuneração bruta do capital próprio (RBCP) é dada pela equação, onde t é a alíquota do imposto:

.1

RLCPRBCP

t=

− (12)

122. O valor da remuneração bruta do capital próprio apurado de acordo com as duas equações anteriores

foi de R$ 144.958.822,85. 123. Com base no custo do capital de terceiros nominal de 15,76%, obtido no item V.1.2.4, procede-se ao

cálculo da remuneração bruta do capital de terceiros (RBCT) nos termos das equações a seguir: RNLCT = rD x (1-t) ; RLCT = [(1 + RNLCT) / (1 + π) ] – 1; r´D = RLCT / (1 - t)

RBCT = (1 - α) x BA x r´D (13) Onde: RNLCT = remuneração nominal líquida de capital de terceiros; RLCT = remuneração líquida de capital de terceiros; r´D = custo real do capital de terceiros

124. O valor da remuneração bruta de capital de terceiros apurado de acordo coma a equação anterior foi de

R$ 76.967.652,08 .

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125. Portanto, a remuneração do capital a ser considerada na Receita Requerida é de R$ 221.926.474,93 .

Convém salientar que esse valor é provisório e será corrigido até a data da audiência pública, caso seja disponibilizada e validada a base de remuneração da CELPE nos termos da Res. nº 493/2002 e da Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL. Em caso contrário se adotará como base de remuneração o estabelecido no item V.1.2.5, observada a questão da audiência pública do VNR e da Quota de Reintegração Regulatória. Na ausência da base de remuneração calculada e validada pelo dois metódos citados (493 e VNR), a base de remuneração utilizada continuará provisória até o próximo reajuste tarifário anual.

V.1.2.7 – Quota de Reintegração Regulatória (Depreciação) 126. A quota de reintegração regulatória é composta das quotas de depreciação e de amortização e

representa a forma de recomposição dos investimentos realizados para prestação do serviço ao longo da vida útil desses bens. Para este item foi considerado o percentual de 4,63% sobre o valor do Ativo Imobilizado em Serviço menos Terrenos. Esse percentual reflete a taxa média de depreciação e amortização dos ativos da CELPE. O valor apurado de quota de reintegração foi de R$ 114.635.712,74 . Com relação a este item vale comentar que o percentual foi validado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do Memorando nº 156/2005-SFF/ANEEL, de 29 de março de 2005.

V.1.3 – Valor da Parcela A 127. A Parcela A inclui os denominados custos “não-gerenciáveis” da concessionária, isto é, custos cujos

montantes e variação não são administrados pela concessionária. Tais custos referem-se à compra de energia elétrica10 e aos encargos tarifários, que são compostos de encargos setoriais e transporte de energia.

V.1.3.1 – Compra de Energia Elétrica 128. Para atendimento a seu mercado de referência, a concessionária de distribuição compra energia

elétrica de diferentes empresas de geração e sob diferentes condições, mediante contratos entre a distribuidora e a empresa geradora (contratos iniciais e contratos bilaterais) e, no caso da energia produzida por Itaipu Binacional, mediante quotas definidas pela legislação. Algumas concessionárias complementam a compra de energia elétrica com geração própria e aquisições no Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE.

129. Para os contratos iniciais, tanto o montante de energia elétrica quanto o valor da tarifa para aquisição

dessa energia são homologados pela ANEEL. De acordo com a Lei n.º 9.648, de 27 de maio de 1998, os contratos iniciais terão seus montantes reduzidos a partir de 2003, na proporção de 25% ao ano. Dessa forma, a vigência dos contratos iniciais será até 2005 e, a partir de 2006, passa a ser livre a negociação de compra e venda de energia elétrica. A Lei n.º 10.438/2002 estabeleceu, para as concessionárias geradoras federais, que parte da energia elétrica proveniente da redução dos contratos iniciais a ser descontratada a partir de 2003, seja negociada em leilões públicos de energia elétrica. Esses leilões foram

10 Conforme já salientado (ver nota de rodapé no 1), o início da redução dos contratos iniciais e a conseqüente liberdade de aquisição de energia no mercado de preços livres modificam esse conceito, na medida em que as concessionárias distribuidoras passam a ter capacidade de gerenciar a aquisição da energia pelo menor preço.

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regulamentados pela Resolução ANEEL n.º 423, de 9 de agosto de 2002. A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, permite que as concessionárias de geração federal celebrem aditivos aos contratos iniciais, de forma que, nesse caso, não se aplicaria a redução prevista na Lei n.º 9.648/2002.

130. A Lei n.º 5.899, de 5 de julho de 1973, estabelece a obrigatoriedade das concessionárias distribuidoras

localizadas nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste adquirirem quotas partes da energia elétrica destinadas ao Brasil proveniente de Itaipu Binacional. As quotas partes são obtidas por intermédio do rateio da energia de Itaipu, na proporção da energia elétrica vendida pela concessionária no ano anterior. A tarifa de Itaipu é estabelecida em dólares dos EEUU e os valores pagos pela concessionária são convertidos em Reais pela cotação do câmbio oficial do dia do pagamento.

131. Quando a energia adquirida mediante "contratos iniciais" e de Itaipu não for suficiente para o

atendimento ao mercado de sua área de concessão, a concessionária distribuidora pode adquirir energia adicional de empresas geradoras, firmando contratos de compra e venda de energia por períodos determinados, denominados de “contratos bilaterais”. O preço dessa compra é livremente negociado entre as partes. Entretanto, a ANEEL, nos termos da legislação vigente, estabeleceu um limite de preço a ser repassado às tarifas de fornecimento denominado Valor Normativo - VN. O VN consiste num limite ou teto de repasse das despesas incorridas pela distribuidora com as compras de energia elétrica, mediante contratos bilaterais, para as tarifas de fornecimento aos consumidores finais. Os Contratos Bilaterais precisam ser obrigatoriamente registrados na ANEEL e, no caso de serem celebrados com partes relacionadas, precisam ser aprovados pela ANEEL, segundo o estabelecido nos respectivos contratos de concessão. Essa aprovação deve se dar no marco das competências da ANEEL estabelecidas no art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, considerando, em particular, o disposto nos incisos VIII e IX. Caso a ANEEL não registre ou não aprove o contrato bilateral, as respectivas despesas de compra de energia não podem ser repassadas às tarifas de fornecimento. A Lei n.º 10.604/2002 também estabeleceu que, a partir de 1º de janeiro de 2003, as concessionárias de distribuição somente poderão estabelecer contratos de compra e venda de energia elétrica por meio de licitação na modalidade de leilão, ou por meio dos leilões públicos das empresas geradoras. Entretanto, a mesma Lei dispensou a exigência de licitação quando a compra for feita entre sociedades coligadas, controladas ou vinculadas a controlador comum, até o limite da auto-contratação. Assim, as concessionárias de distribuição podem adquirir energia elétrica de partes relacionadas no montante de até 30% de suas necessidades de energia elétrica.

132. Recentemente, a Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, estabeleceu em seu art 1º que a

comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados de serviços e instalações de energia elétrica, bem como destes com seus consumidores, no Sistema Interligado Nacional - SIN, dar-se-á mediante contratação regulada ou livre, nos termos dessa Lei e de seu regulamento. Dessa forma, o Decreto n° 5.163, de 30 de julho de 2004, regulamentou a comercialização de energia elétrica, a ser realizada no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e no Ambiente Contratação Livre (ACL), de forma que no ACR são realizadas as operações de compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e agentes de distribuição por meio de leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes ou novos empreendimentos de geração, enquanto que, no ACL, as operações são realizadas mediante contratos bilaterais livremente negociados.

133. Além disso, o Decreto n° 5.163/2004 determinou, no Inciso II do art. 2°, que os agentes de distribuição

deverão garantir, a partir de 1° de janeiro de 2005, o atendimento da totalidade de seus respectivos mercados por intermédio de contratos registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, CCEE, e quando for o caso, homologados ou registrados pela ANEEL. No cumprimento da obrigação de contratação para o atendimento à totalidade do mercado dos agentes de distribuição, será contabilizada a

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energia elétrica contratada até 16 de março de 2004; contratada nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração existentes e de novos empreendimentos; e proveniente de geração distribuída, de usinas que produzam energia elétrica a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa (contratadas na primeira etapa do Proinfa), e de Itaipu Binacional.

134. Em relação aos custos de aquisição de energia elétrica, o Decreto n° 5.163/2004 delegou aos

Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda o estabelecimento, em ato conjunto, de mecanismos de compensação das variações não consideradas no reajuste tarifário promovido no ano anterior. Nesse sentido, a Portaria Interministerial n° 361, de 26 de novembro de 2004, deu nova redação à Portaria Interministerial n° 25, de 24 de janeiro de 2002, incluindo os custos com aquisição de energia elétrica nos itens da Parcela A que compõem a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.

135. Cabe destacar que o contrato de concessão de distribuição de energia elétrica da CELPE estabelece

cláusula que dispõe que “A CONCESSIONÁRIA obriga-se a obter a energia elétrica requerida pelos usuários ao menor custo efetivo, dentre as alternativas disponíveis, quando comparado com os custos observados no contexto nacional e internacional.”

136. Para o cálculo dos custos com compra de energia elétrica tomou-se como ponto de partida os

montantes adquiridos pela concessionária mediante contratos iniciais, Itaipu, contratos bilaterais, e leilões públicos de energia. Para compor a Parcela A da Receita Requerida foram considerados apenas os montantes de compra de energia elétrica necessários para o atendimento ao mercado de referência previsto para o ano-teste, acrescido de um adicional a título de perdas de energia elétrica. A diferença a maior desse montante foi considerada sobra de energia contratada e não foi considerada na Receita Requerida.

137. Para manter a neutralidade da Parcela A torna-se necessário calcular a valoração dos montantes de

energia admitidos para o ano-teste pelas tarifas que estarão vigentes na data de revisão tarifária periódica da concessionária, ou seja, em 29/04/05. Para efeito da presente Nota Técnica estão sendo consideradas tarifas previstas para aquela data, com base em projeções dos parâmetros que determinam o valo r das tarifas de compra de energia para os contratos iniciais, que contempla fórmula de reajuste específica e bilaterais, limitado ao VN, que é basicamente a variação do IGP-M.

138. Considerando que o ano-teste abrange o período de abril/05 a março/06, considerou-se o efeito da

redução dos contratos iniciais, nos termos da Lei nº 9.648/98. Dessa forma, no período de abril/05 a dezembro/05 incidirá a redução de 75% dos montantes dos contratos iniciais vigentes em 2002; e no período de janeiro/06 a março/06 incidirá a redução de 100% adicionais sobre os montantes remanescentes.

139. Os requisitos de energia elétrica da CELPE para atendimento ao seu mercado de referência, no ano

teste, é de 9.551.788,38 MWh, formado por 7.523.074,39 MWh para atendimento ao mercado de fornecimento e 2.028.713,98 MWh, para cobertura das perdas admitidas de energia elétrica.

140. As perdas de energia elétrica da CELPE somam 26,97% (calculada sobre o mercado) e foram

valoradas pelos seguintes percentuais: i) 23,60% relativo às perdas de distribuição (calculada sobre o mercado); ii) 2,74% relativo as perdas da re de básica, conforme registro histórico no Mercado Atacadista de Energia – MAE, observado no período de janeiro/2004 a dezembro/2004.

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141. Na tabela a seguir estão relacionados os contratos de compra de energia elétrica da CELPE. Esses contratos totalizam 9.975.466,57 MWh. Considerando que os requisitos de energia necessários para o atendimento do seu mercado de referência são de 9.551.788,38 MWh, então existe uma sobra de 423.678,19 MWh a ser considerada para efeito de cálculo da Receita Requerida.

Tabela III - A

Contratos de Compra de Energia Elétrica da CELPE – Físico (MWh) COMPRA DE ENERGIA MWh %

GERAÇÃO PRÓPRIA 8.253,90 0,08%

CONTRATOS INICIAIS 1.929.850,71 19,35%

CHESF 1.917.524,96 19,22%

SAELPA 3.535,75 0,04%CEAL 13,8kV 8.790,00 0,09%

CEAL 69kV - 0,00%

CONTRATOS BILATERAIS 8.037.361,96 80,57%

Com terceiros

CHESF Lote 1 130.515,18 1,31%CHESF Lote 2 1.709.748,89 17,14%LEILÃO 2005 2.117.573,19 21,23%LEILÃO 2006 640.931,05 6,43% Com partes relacionadas GCS 001 PCH 2.731,44 0,03%GCS 002 UTE 10.394,49 0,10%GCS 008 UTE 9.067,71 0,09%

TERMOPERNAMBUCO 3.416.400,00 34,25%

Contratado 9.975.466,57 100%Sobras 423.678,19 4,25%

Repasse na tarifa 9.551.788,38 95,75%

142. Na tabela a seguir são apresentadas as despesas (em R$) com compra de energia elétrica para os

contratos relacionados na tabela anterior.

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Tabela IV - A

Despesas com Compra de Energia Elétrica da CELPE e respectivas Tarifas (R$) COMPRA DE ENERGIA R$ % R$/MWh

GERAÇÃO PRÓPRIA - 0,00% 0,00

CONTRATOS INICIAIS 123.880.407,79 13,79% 64,19

CHESF 122.936.341,45 13,69% 64,11

SAELPA 259.068,92 0,03% 73,27 CEAL 13,8kV 426.338,85 0,05% 48,50

CEAL 69kV 258.658,56 0,03%

CONTRATOS BILATERAIS 774.152.357,51 86,21% 96,32

Com terceiros

CHESF Lote 1 9.509.655,94 1,06% 72,86 CHESF Lote 2 125.388.126,51 13,96% 73,34 LEILÃO 2005 121.781.634,44 13,56% 57,51 LEILÃO 2006 43.153.887,68 4,81% 67,33 Com partes relacionadas GCS 001 PCH 393.533,22 0,04% 144,08 GCS 002 UTE 1.580.126,02 0,18% 152,02 GCS 008 UTE 1.479.418,68 0,16% 163,15

TERMOPERNAMBUCO 470.865.975,02 52,43% 137,83

Contratado 898.032.765,29 100% 90,02 Sobras 37.764.500,23 4,21% 89,13

Repasse na tarifa 860.268.265,06 95,79% 90,06

Tabela IV – B Resumo das Despesas com Compra de Energia da CELPE

RESUMO COMPRA DE ENERGIA R$ % R$/MWh GERAÇÃO PRÓPRIA 0 0,00% 0,00CONTRATOS INICIAIS 123.880.408 13,79% 64,19CONTRATOS BILATERAIS 774.152.358 86,21% 96,32

TOTAL 898.032.765 90,02Sobras 37.764.500,23 4,21% 89,13

Repasse na tarifa 860.268.265,06 95,79% 90,06

143. O valor da despesa com compra de energia do contrato inicial da CHESF foi apurado com base na

tarifa do Anexo II da Resolução Homologatória nº 56, de 25 de março de 2004, atualizada pelo percentual provisório de 11,85% (estimativa de variação do IGP-M de 13 meses), e nos montantes de energia do contrato inicial com a CHESF. Nos montantes de energia foram consideradas as reduções de 75% em 2005 e 100% em 2006, conforme dispõem a Lei 9.468/1998.

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144. O valor da despesa com compra de energia do contrato inicial da SAELPA foi apurado com base na tarifa do Anexo II da Resolução Homologatória nº 208, de 24 de agosto de 2004, e nos montantes de energia do contrato inicial com a SAELPA. Nos montantes de energia foram consideradas as reduções de 75% em 2005 e 100% em 2006, conforme dispõem a Lei 9.468/1998.

145. O valor da despesa com compra de energia do contrato inicial da CEAL foi apurado com base na tarifa

do Anexo II da Resolução Homologatória nº 202, de 24 de agosto de 2004, e nos montantes de energia do contrato inicial com a CEAL. Nos montantes de energia foram consideradas as reduções de 75% em 2005 e 100% em 2006, conforme dispõem a Lei 9.468/1998.

146. O valor da despesa com compra de energia do leilão CHESF (LOTE 1) foi apurado com base no preço

utilizado no Índice de Reajuste Tarifário de 2004, atualizado pelo IGP-M até março de 2005, estimado em 11,85%.

147. O valor da despesa com compra de energia do leilão CHESF (LOTE 2) foi apurado com base no preço

utilizado no Índice de Reajuste Tarifário de 2004, atualizado pelo IGP-M até março de 2005, estimado em 11,85%

148. O valor da despesa com compra de energia da Leilão 2005 foi apurado com base no preço médio dos

Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em Ambiente Regulado – CCEAR, firmados pela CELPE em 7 de dezembro de 2004, por meio do Leilão de Energia de Empreendimentos Existentes. Estes contratos se referem à energia cujo suprimento se inicia em 2005.

149. O valor da despesa com compra de energia da Leilão 2006 foi apurado com base no preço médio dos

Contratos de Comercialização de Energia Elétrica em Ambiente Regulado – CCEAR, firmados pela CELPE em 7 de dezembro de 2004, por meio do Leilão de Energia de Empreendimentos Existentes. Estes contratos se referem à energia cujo suprimento se inicia em 2006.

150. O valor da despesa com compra de energia de GCS 001 PCH foi apurado com base no preço

informado pelo memorando nº 083/2005–SFF/ANEEL, de 04 de fevereiro de 2005. 151. O valor da despesa com compra de energia de GCS 002 UTE foi apurado com base no preço do

contrato, cuja aprovação foi dada pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do ofício nº 039/2005–SFF/ANEEL, de 10 de janeiro de 2005

152. O valor da despesa com compra de energia de GCS 008 UTE foi apurado com base no preço do

contrato, cuja aprovação foi dada pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do ofício nº 038/2005–SFF/ANEEL, de 10 de janeiro de 2005.

153. O valor da despesa com compra de energia de Termopernambuco foi apurado com base no valor

provisório informado pelo Memorando nº 008/2005-SEM/ANEEL, atualizado para março de 2005, e seguindo-se as regras contratuais (k1 = 25%; k2 = 40,80%; k3 = 34,20%).

154. A CELPE para o Ano Teste, de acordo com o balanço energético, deverá ter uma sobra de 423.678,19

MWh. A parcela de 340.348 MWh foi valorada pela média ponderada dos contratos bilaterais – R$ 96,32/MWh. A parcela de 83.330 MWh foi valorada pela média dos contratos Leilão 2005 e Leilão 2006 – R$ 59,79/MWh. Dessa forma, a sobra totaliza R$ 37.764.500,23.

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155. Com base no exposto, os custos a serem considerados na Receita Requerida da concessionária CELPE a título de compra de energia elétrica são de R$ 860.268.265,06 (R$ 898.032.765,29 – R$ 37.725.637,94), já considerada a sobra. Ressalte-se que esse valor deverá ser atualizado em 29/04/05 conforme anteriormente mencionado.

V.1.3.4 - As Especificidades da Área de Concessão da CELPE e as Perdas Elétricas 156. A CELPE encaminhou a ANEEL, por intermédio da carta PR 008/2005, de 17 de janeiro de 2005,

suas considerações sobre os elevados níveis das perdas de energia elétrica e da inadimplência de sua área de concessão. Nessa correspondência a CELPE explicita quais são, no entendimento da concessionária, as causas desses elevados níveis de perdas. Este documento está disponível no endereço www.aneel.gov.br,, audiência pública da revisão tarifária da CELPE.

157. No citado documento a CELPE cita as especificidades de sua área de concessão como justificativa

ao elevado nível de perdas. É importante destacar essas especificidades, já que elas têm incidência direta no gerenciamento que a empresa pode desenvolver sobre o assunto. A seguir são sintetizadas as principais especificidades apontadas pela concessionária. i) O Estado de Pernambuco, especialmente a área metropolitana do Recife, possui características

marcantes que implicam em uma maior incidência de furto de energia elétrica e uma maior dificuldade de combate.

ii) A área de concessão da CELPE é dividida em 9 regionais. A Regional Metropolitana detém

50,4% do consumo de energia elétrica do Estado de Pernambuco e que contempla a região metropolitana do Recife, possui 2.991.948 habitantes que representam 38% da população do estado. Os municípios que compõem esta Regional são: Recife, Jaboatão dos Guararapes, Olinda, Paulista, Camaragibe, São Lourenço da Mata, Abreu e Lima, e Moreno e o distrito de Fernando de Noronha.

iii) A densidade demográfica dessa regional é de 2.403 habitantes por quilometro quadrado, cerca

de 30 vezes maior que a densidade demográfica do Estado. As perdas elétricas totais da Regional Metropolitana representam 61% das perdas elétricas de toda área de concessão da CELPE, sendo que as perdas comerciais dessa regional representam 83% das perdas comerciais da concessionária.

iv) A ocorrência da fraude ou furto de energia de dá, em geral, em níveis de baixa e média tensão,

sendo mais freqüente no nível de baixa tensão. Quando se analisa o índice de perdas comerciais por nível de tensão, se constata que 34,5% da energia entregue na baixa tensão da região metropolitana são furtados.

v) O Estado de Pernambuco possui um contexto sócio -econômico peculiar que conseqüentemente

se reflete na área de concessão da CELPE. Mais de 50% do número total de consumidores são faturados como baixa renda, cerca de 1,2 milhões de consumidores, constituindo importante fator estrutural explicativo para as perdas comerciais tendo em vista a baixa capacidade de pagamento de um grande número de clientes.

vi) Existem fatores comportamentais na população da região metropolitana que indicam uma maior

propensão ao furto de energia elétrica. A incidência de um alto nível de violência nessa região dificulta a ação da concessionária no combate à fraude.

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vii) A CELPE encomendou estudo a Fundação Getúlio Vargas – FGV, no qual são analisadas as

variáveis sociais das diversas regionais da concessão vis a vis aos níveis de perdas observados. Como resultado desse estudo se identificou que as variáveis sociais: percentual de domicílios em favelas, taxa de urbanização e número médio de óbitos por agressão correspondiam aos fatores de maior correlação a incidência de maiores índices de furtos de energia elétrica.

158. Para a presente revisão a ANEEL está considerando nas tarifas o montante de 2.028.713,98 MWh de

perdas elétricas, que representa um percentual de 26,96% em relação ao mercado da concessionária, do qual 946.638,06 MWh corresponde a perdas comerciais. Esse montante valorado pela tarifa média de compra de energia da concessionária, no valor de R$ 90,06/MWh, representa um custo de R$ 182,7 milhões com perdas elétricas . A título de ilustração, se o percentual de perdas elétricas da CELPE fosse no mesmo nível outras concessionárias com porte semelhante o custo com perdas seria da ordem de R$ 101,6 milhões, ou seja, o consumidor da área de concessão da CELPE estará pagando um adicional de R$ 81,1 milhões em virtude do alegado efeito das especificidades da área de concessão da CELPE na questão das perdas elétricas. Essa situação precisa ser revertida, o Regulador está propondo uma trajetória regulatória para as perdas elétricas, principalmente para as perdas comerciais, bem como ações para que sejam identificadas com precisão os locais onde a concessionária alega que tem dificuldades para o exercício de suas atividades. O Regulador também espera que com o debate público e transparente possam ser encontradas as soluções adequadas para o problema, só assim se evitará que os consumidores que cumprem suas obrigações acabem arcando com os custos daqueles que não o fazem. Cabe mencionar que para o presente processo de revisão a CELPE solicitou a título de perdas elétricas o montante de 2.276.482,46 MWh, que representa um percentual de 30,26% em relação ao mercado da concessionária.

V.1.3.3 – Tratamento Regulatório das Perdas de Energia Elétrica na Parcela A 159. A trajetória regulatória para as perdas elétricas será implementada da seguinte forma:

i) As perdas comerciais da CELPE deverão atingir o percentual de 8,32% até a próxima revisão tarifária periódica, abril de 2009. Nessa revisão tarifária estão sendo consideradas perdas comerciais no percentual de 12,5% em relação ao mercado da concessionária Assim, nos reajustes tarifários de 2006, 2007, 2008 serão utilizados percentuais decrescentes de perdas comerciais até que seja atingido o percentual de 8,32% em abril de 2009.

ii) No transcurso do primeiro ano após a revisão tarifária a ANEEL realizará

estudos para determinar as perdas técnicas da rede elétrica considerada para efeito de fixação da Base de Remuneração, segundo procedimentos e enfoques metodológicos a serem definidos previamente.

iii) Uma vez estabelecido o valor das perdas técnicas, a ANEEL procederá à

fixação das “perdas regulatórias totais” a serem consideradas no cálculo da Parcela A em cada ano do próximo período tarifário.

160. A Concessionária tem um conjunto de ferramentas para gerenciar essas situações, em geral muito

mais efetivas e sem as conseqüências negativas do corte do serviço. Os montantes de perdas informados pela própria CELPE indicam que a rentabilidade econômica potencial dessas soluções pode ser alta, ainda no segmento favelas/baixa renda.

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É importante que a Concessionária desenvolva soluções técnicas e comerciais adequadas para dificultar a fraude e criar a “cultura” de uso regular da energia elétrica e bom pagamento, entre essas ações podem ser destacadas: a) Instalação de transformadores MT/BT, em alturas que dificultem a fraude, suprindo grupos pequenos de consumidores com medidor “encapsulado” equipado com disjuntor limitador de carga no terminal de BT; b) promoção da conduta de “fidelidade” à Concessionária por parte dos clientes, baseada em um bom serviço e um bom atendimento: os consumidores devem perceber que a empresa respalda aqueles que tem cumprimento regular de suas obrigações; c) medição em MT nos alimentadores de áreas de alto risco (“não gerenciáveis”) previamente identificadas; e d) compensação das dívidas dos Poderes Públicos com os impostos que deve pagar a Concessionária a cada Poder (ICMS, PIS/COFINS, etc.). Também é importante a concessionária conhecer os procedimentos, com resultados positivos, que outras concessionárias estão adotando para redução de perdas comerciais. V.1.3.2 – Encargos Tarifários 161. Os encargos tarifários são todos definidos em Leis e seus valores são estabelecidos por Resoluções

ou Despachos da ANEEL, para efeito de pagamento pelas concessionárias e de repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica. Alguns desses encargos foram inicialmente definidos em Decretos e, posteriormente, convalidados em Lei, constituindo, dessa forma, políticas de Governo para o setor elétrico. Esses encargos tarifários são: i) Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); ii) Reserva Global de Reversão (RGR); iii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE); iv) Operador Nacional do Sistema (ONS); v) Contribuição Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH); vi) Uso das Instalações da Rede Básica (RB); vii) Uso das Instalações de Conexão (IC); viii) Transporte de Energia Elétrica Proveniente de Itaipu Binacional (TI); ix) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE); x) Montante de Uso de Sistema de Transmissão – MUST para os Contratos Iniciais e de Itaipu; xi) Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD; xii) Garantias Financeiras; e xiii)Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D).

162. A Reserva Global de Reversão (RGR) foi criada pelo Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957.

A Lei n.º 9.648/98 definiu que a RGR seria extinta em 31/12/2002, entretanto, a Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, estendeu sua vigência até 2010. Trata-se de parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica, para financiamento de fontes alternativas de energia elétrica, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos, e para desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade e limitado a 3,0% de sua receita anual. A Quota de RGR fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias às Centrais Elétricas Brasileiras - ELETROBRÁS, que é a gestora dos recursos arrecadados para esse fim.

163. A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) foi criada pelo Decreto n.º 73.102, de 7 de novembro

de 1973. Refere-se ao rateio dos ônus e vantagens do consumo de combustíveis fósseis para geração de energia termoelétrica. Esse tipo de geração de energia apresenta custos superiores à geração hidroelétrica, na medida em que requer a utilização de combustíveis, como óleo combustível, óleo diesel, gás natural e carvão. A geração termoelétrica se faz necessária quando as condições de geração de energia hidroelétrica são insuficientes para o atendimento ao mercado. Além disso, a geração termoelétrica também se faz necessária nas regiões do país localizadas fora da área de atendimento pelo sistema interligado, como na região Norte, nos denominados sistemas isolados. Os custos da geração

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termoelétrica são rateados por todos os consumidores do país, mediante a fixação de valores anuais para cada concessionária de distribuição, em função do seu mercado e podem variar em função da necessidade maior ou menor do uso das usinas termoelétricas. Os valores da CCC são fixados anualmente pela ANEEL com base nas informações prestadas pela ELETROBRÁS com relação às condições previstas de hidraulicidade, à taxa esperada de crescimento do consumo para o ano corrente e aos preços esperados dos combustíveis. A Quota da CCC fixada anualmente é paga mensalmente pelas concessionárias à ELETROBRÁS, que é a gestora dos recursos arrecadados para esse fim. Anualmente são estabelecidas Quotas de CCC para os seguintes sistemas elétricos: i) Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste; ii) Sistema Interligado Norte/Nordeste; e iii) Sistemas Isolados. A Lei n.º 9.648/98 e a Resolução ANEEL n.º 261, de 13 de agosto, estabeleceram que, a partir de 1º de janeiro de 2006, ficará extinto o benefício da sistemática de rateio de ônus e vantagens decorrentes do consumo de combustíveis fósseis para a geração de energia elétrica nos sistemas elétricos interligados. Essa redução se dará na proporção de 25% ao ano a partir de 2003. A Lei n.º 9.648/2002 e, posteriormente, a Lei n.º 10.438/2002, mantiveram até 2018 a sistemática de rateio do custo de consumo de combustíveis para geração de energia elétrica nos sistemas isolados.

164. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela concessionária. Trata-se de parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias.

165. A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) foi criada pela Lei n.º

7.990, de 28 de dezembro de 1989. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, onde TAR refere-se à Tarifa Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica. Do montante arrecadado mensalmente a título de compensação financeira, 45% se destinam aos Estados, 45% aos Municípios, 4,4% ao Ministério de Meio Ambiente, 3,6% ao Ministério de Minas e Energia, e 2% ao Ministério de Ciência e Tecnologia. Esse encargo não se aplica à CELPE.

166. Para o atendimento ao mercado consumidor de sua área de concessão a concessionária de

distribuição recebe a energia elétrica adquirida das empresas geradoras através de instalações de transmissão (subestações e linhas de transmissão). São instalações pertencentes a empresas constituídas especificamente para esse fim, denominadas empresas Transmissoras, que consistem na rede básica de transmissão de energia elétrica. As concessionárias distribuidoras pagam pelo o uso da rede básica. Algumas distribuidoras necessitam, adicionalmente, de instalações de conexão para conectar-se às instalações da rede básica ou estão ligadas a outras concessionárias de distribuição. As atividades de coordenação e de controle da operação da geração e transmissão de energia elétrica são executadas pelo Operador Nacional do Sistema - ONS. As instalações da rede básica são disponibilizadas pelas Transmissoras para o ONS mediante contrato de prestação de serviços de transmissão. As concessionárias de distribuição acessam a rede básica mediante contrato de uso do sistema de transmissão que celebram com o ONS, enquanto que as instalações de conexão são disponibilizadas diretamente aos acessantes pelas proprietárias dessas instalações, mediante contrato de conexão ao sistema de transmissão. Esta forma de operação foi estabelecida pela Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995 e pela Lei n.º 9.648/1998 e respectivos Decretos regulamentadores.

167. O Uso das Instalações da Rede Básica de Transmissão de Energia Elétrica refere-se aos valores

pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras conforme Contrato de Uso do Sistema de

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Transmissão – CUST celebrado com o ONS pelo acesso à rede básica de transmissão do sistema interligado. Tais encargos são calculados mensalmente pelo ONS, com base nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa específica estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa, por sua vez, é função da receita anual permitida para as concessionárias detentoras da rede básica de transmissão (Transmissoras), também estabelecida pela ANEEL, para cobrir os custos decorrentes da atividade de transmissão. Como entidade executora das atividades de coordenação e controle da operação e transmissão de energia elétrica nos sistemas interligados, cabe ao ONS administrar os serviços de transmissão, cobrar os encargos de uso das instalações de rede básica às concessionárias distribuidoras e creditá-los às Transmissoras, de acordo com as medições mensais de demanda de potência efetuadas por estas.

168. O Uso das Instalações de Conexão refere-se ao uso, pelas concessionárias distribuidoras, das

instalações de conexão não integrantes da rede básica e pertencentes às Transmissoras, para conectar-se às instalações da rede básica de transmissão. Os encargos de uso dos sistemas de conexão referem-se aos valores pagos pelas concessionárias distribuidoras às Transmissoras, em função do uso das instalações destas, e são objeto de contrato entre as partes. Os valores desses encargos são estabelecidos anualmente pela ANEEL. Para as instalações mais recentes são estabelecidos Contratos de Conexão entre as distribuidoras e as transmissoras.

169. Cabe ao Operador Nacional do Sistema - ONS coordenar e controlar a operação dos sistemas

elétricos interligados, bem como administrar e coordenar a prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica por parte das Transmissoras aos usuários acessantes da rede básica. Assim, além dos encargos relativos ao uso das instalações da rede básica, as concessionárias distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do ONS.

170. O Transporte da Energia Elétrica Proveniente de Itaipu Binacional refere-se ao custo de transporte da

quota parte de energia elétrica adquirida pela concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela ANEEL em R$ /MW. As distribuidoras detentoras das quotas partes de Itaipu pagam também pelos Encargos de Uso da Rede Básica atribuídos à Itaipu Binacional, de forma proporcional às suas quotas.

171. A Conta de Desenvolvimento Energético – CDE foi criada pela Lei n.º 10.438/2002. Trata-se de

parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para: i) o desenvolvimento energético dos Estados; ii) a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral, nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados; iii) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional. A CDE, cuja duração é de 25 anos, é fixada anualmente e paga mensalmente pelas concessionárias à ELETROBRÁS, que é a entidade que movimentará os recursos arrecadados para esse fim.

172. A despesa referente ao Montante de Uso de Sistema de Transmissão – MUST está baseada nas Leis

n.º 8.987/95, n.º 9.427/96, n.º 9.6489/98, e n.º 10.438/02, que assegura aos fornecedores e respectivos consumidores livre acesso aos sistemas de transmissão de concessionário e permissionário do serviço público de energia elétrica, mediante ressarcimento do custo do transporte envolvido, calculado com base em critérios fixados pelo poder concedente por meio das Resoluções ANEEL nº 281/99, n.º 655/02, n.º 219/03.

173. O encargo referente a Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D) foi criado pela lei nº. 9.991, de

24 de julho de 2000, que estabelece que as concessionárias e permissionárias de serviços públicos de

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distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, setenta e cinco centésimos por cento de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, vinte e cinco centésimos por cento em programas de eficiência energética no uso final. Os contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica estabeleciam que este encargo compunha a Parcela B, sendo tratado como um custo gerenciável. Contudo, Pesquisa e Desenvolvimento tem natureza de Encargo Tarifário, ou seja, sua alocação mais adequada é tratá-lo como Parcela A.

174. Desse modo, para dar maior coerência à sua natureza de encargo, ficou estabelecido, por meio da

Audiência Pública no 045/2004, de 20 de janeiro de 2005, que Pesquisa e Desenvolvimento Energético passa a integrar a Parcela A da concessionária de distribuição de energia elétrica.

175. Na presente revisão tarifária periódica, para os encargos tarifários da CELPE foram considerados os

valores apresentados na Tabela V, que totalizam R$ 229.399.935,81 , sendo R$ 135.844.427,16 de Encargos Setoriais e R$ 93.555.508,65 de Encargos de Transporte de Energia, com a ressalva de que serão atualizados em 29/04/05. Os valores definitivos de ONS, Rede Básica, Transporte de Itaipu, CCC, CDE, MUST e CUSD serão considerados de acordo com as Resoluções vigentes na data do reposicionamento, enquanto que os valores dos encargos RGR, TFSEE, Conexão, P&D e Compra de Energia Elétrica serão concatenados naquela data, ou seja, terão seus valores estabelecidos na data do reposicionamento tarifário da concessionária.

Tabela V

Encargos Tarifários da CELPE

Encargos Tarifários Resolução

Encargos Setoriais 135.844.427,16 Reserva Global de Reversão - RGR (1) : 18.764.224,11 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (2) : 5.411.449,83 Conta de Consumo de Combustíveis - CCC (3) : 81.272.500,44 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (4) : 13.132.871,41 Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (5) 17.263.381,37 Encargos de Transmissão 93.555.508,65 CUSD (6) 5.268.943,20 Rede Básica (7) 28.810.341,27 Conexão (8) 4.481.201,81 Operador Nacional do Sistema – ONS (9) 82.084,29 MUST Contratos Iniciais (10) 54.912.938,08 Total de Encargos Tarifários 229.399.935,81

Notas: (1) valor provisório a ser definido em despacho pela SFF/ANEEL, em abril/05; (2) valor provisório a ser definido em resolução pela SRE/ANEEL, em abril /05; (3) valor definido na Resolução Normativa ANEEL n.º 144, de 24/01/05; (4) valor definido na Resolução Normativa ANEEL n.º 114, de 29/01/04 (5) valor provisório a ser definido ao final da revisão , em abril /05; (6) valor provisório a ser definido em despacho pela SRD/ANEEL, em abril /05; (7) valor provisório a ser definido em despacho pela SRT/ANEEL, em abril /05;

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(8) valor provisório a ser definido em despacho pela SRT/ANEEL, em abril /05; (9) valor definido na Resolução Autorizativa ANEEL n.º 433, de 23/12/04; (10) valor provisório a ser definido em despacho pela SRT/ANEEL, em abril /05.

176. Conforme já mencionado, a Parcela A deve ser neutra para efeito tarifário, ou seja, se reconhece que

a concessionária não deve ser indevidamente beneficiada ou prejudicada por eventos que não pode controlar (exceto o ressalvado quanto aos preços dos montantes de energia elétrica adquirida para substituir a redução dos contratos iniciais). Assim, os custos da Parcela A são integralmente repassados às tarifas. O valor total apurado para a Parcela A da CELPE, calculado nos termos dos itens V.1.3.1 e V.1.3.2 é de R$ 1.089.668.200,87 (compra de energia elétrica = R$ 860.268.265,06 + encargos tarifários = R$ 229.399.935,81 ).

V.1.4 – Total dos Tributos 177. O Contrato de Concessão de todas as distribuidoras de energia elétrica estabeleciam que os encargos

referentes à Contribuição para o Programa de Integração Social – PIS, Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS faziam parte da Parcela B, sendo tratado como um custo gerenciável. Contudo, PIS/PASEP tem natureza semelhante ao ICMS. Desse modo, ficou estabelecida, por meio da Audiência Pública no 045/2004, de 20 de janeiro de 2005, a exclusão da tarifa do PIS/PASEP.

178. Em decorrência do advento das Leis no 10.637, de 30 de dezembro de 2002, no 10.833, de 29 de

dezembro de 2003, e no 10.865, de 30 de abril de 2004, a sistemática dos tributos referentes ao PIS/PASEP e à COFINS sofreu significativa alteração. Essas leis estabeleceram o princípio da não-cumulatividade que, para atender a premissa de neutralidade sob o ponto de vista da arrecadação, trouxeram a conseqüente alteração de alíquota e arranjo de deduções, que buscam assegurar a geração de créditos a compensar. Essas alterações na legislação tributária trouxeram, para o cálculo tarifário, dificuldades operacionais em se implementar uma alíquota econômica que repasse para as tarifas o montante correto e necessário associado aos tributos. Dessa forma, em virtude da dinâmica de apuração dos créditos a compensar, não é razoável manter os tributos na parcela “blindada” da receita das concessionárias (Parcela B, que somente é aberta em processos de revisões tarifárias). O Parecer no 324/2004-PF/ANEEL evidencia que a proposta apresentada pela ANEEL na AP 045/2004, de homologar as tarifas sem o efeito do PIS/PASEP e COFINS, evita práticas invasivas por parte do Regulador em matéria de competência de outros órgãos públicos ou na própria gestão dos concessionários, ajustando-se ao modelo tarifário que re ge o setor elétrico brasileiro (tarifa pelo preço). Adicionalmente, ressalta o mencionado Parecer que, ao se estender ao PIS/PASEP e COFINS o mesmo tratamento conferido ao ICMS, a sociedade poderá ter mais acesso a informações nas faturas de energia elétrica, o que confere maior efetividade ao direito do consumidor de receber informações claras e adequadas sobre os custos que compõem o serviço de distribuição de energia elétrica. A ANEEL não mais mensurará ou analisará previamente comportamentos adotados pelos concessionários no trato de suas obrigações tributárias, para conferir repasse tarifário à composição de suas receitas. Porém, o Regulador não poderá deixar de acompanhar e validar todas as práticas que regem a nova sistemática desses tributos, já que passam a ter repercussão direta no valor a ser despendido pelos consumidores no pagamento das faturas de energia elétrica.

179. Portanto, na Receita Requerida da concessionária não consta a despesa referente ao pagamento de

PIS/PASEP, bem como as despesas com o ICMS.

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V.1.5 – Total da Receita Requerida 180. A Receita Requerida da concessionária é formada pela soma das Parcelas A e B. A Parcela A é

composta pela Compra de Energia e pelos Encargos Tarifários e totaliza R$ 1.089.668.200,87 . A Parcela B totaliza R$ 717.150.901,57 e é composta por Custos Operacionais Eficientes no valor de R$ 380.588.713,90, Remuneração do Capital no valor de R$ 221.926.474,93 e Quota de Reintegração no valor de R$ 114.635.712,74. Assim, o total da Receita Requerida é de R$ 1.806.819.102,44 .

V.1.6 – Receita Verificada 181. A Receita de Fornecimento Verificada (estimada para o ano-teste) é de R$ 1.364.539.623,31 . Esse

valor é o resultado da aplicação das tarifas de fornecimento em vigor sobre o mercado de venda (fornecimento) considerado para o ano-teste, de 7.523.074,39 MWh, conforme previsão da concessionária.

V.1.7 – Outras Receitas 182. As Receitas de Atividades extra-concessão compreendem as receitas resultantes de operações

realizadas pela concessionária que não estão relacionadas diretamente ao objeto da concessão, ou seja, atividades empresariais desenvolvidas por meio de outros negócios que não os de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização de energia elétrica. Segundo informações prestadas pela CELPE, a mesma não possui receita com atividades extra-concessão.

183. A CELPE aufere ainda receitas oriundas do uso do sistema de distribuição, de rendas de prestação

de serviços, de arrendamento e de aluguéis. O valor obtido a partir de informações fornecidas pela CELPE foi de R$ 101.167.116,95, sendo R$ 20.686.151,82 oriundas do uso do sistema de distribuição, R$ 7.554.286,28 de arrendamentos e aluguéis e R$ 72.926.678,85 a título de parcela proveniente da subvenção de baixa-renda.

184. A CELPE tem Receita de Suprimento no valor de R$ 1.866.164,87 , que está inserida na Receita

Verificada. V.1.8 – Cálculo do Reposicionamento Tarifário

185. O Regulador está consciente que, em alguns casos, a aplicação imediata das tarifas justas pode representar um impacto econômico significativo sobre os consumidores de energia elétrica. Entretanto, entende-se que essa circunstância não pode nem deve invalidar a aplicação dessas tarifas, uma vez que as conseqüências poderiam ser muito mais negativas para esses mesmos consumidores. Considerando essa realidade, a ANEEL está propondo a aplicação das tarifas resultantes da revisão tarifária periódica em etapas, de modo a atenuar o impacto sobre os consumidores e, ao mesmo tempo, manter inalterada a condição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão associada a essas tarifas. Este é um direito da concessionária distribuidora que o Regulador respeitará estritamente.

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186. No marco do princípio do equilíbrio econômico-financeiro estabelecido no contrato de concessão e com vistas ao atendimento da proposta mencionada no parágrafo anterior, a ANEEL está definindo o seguinte procedimento para aplicação do índice de reposicionamento tarifário (RT) resultante do processo de revisão tarifária periódica:

i) quando o RT resultante da revisão tarifária for superior ao índice que resultaria da hipótese

de ser calculado o reajuste tarifário anual da concessionária (IRT), as tarifas serão reposicionadas em percentuais equivalentes a este último;

ii) para garantir a condição de equilíbrio econômico-financeiro, a diferença entre RT e IRT será

convertida em acréscimos à Parcela B a serem adicionados em cada um dos cinco anos do próximo período tarifário, de modo que o fluxo de fundos da concessionária distribuidora durante o segundo período tarifário assegure-lhe a taxa de retorno (WACC) definida na presente revisão tarifária;

iii) dessa forma, o reposicionamento tarifário será implementado em duas etapas. A primeira,

correspondente ao percentual de IRT, será implementada em 29/04/05; a segunda, correspondente à diferença entre o RT e o IRT, será implementada ao longo do segundo período tarifário.

187. Nos termos da equação apresentada no início da seção V, o reposicionamento tarifário (RT) da

CELPE é de 25,00%. Dessa forma, para que a CELPE tenha receita capaz de cobrir custos operacionais eficientes e adequada remuneração sobre investimentos prudentes, suas tarifas de fornecimento de energia elétrica devem ser repocionadas em 25,00% O cálculo do reposicionamento tarifário está expresso a seguir.

RT = ( R$ 1.806.819.102,44 – R$ 101.167.116,95 ) / R$ 1.364.539.623,31 )

RT = 25,00%

188. Levando-se em conta que o índice de reposicionamento é superior ao índice estimado de reajuste

tarifário anual da CELPE, de 23,07%, então aplica-se o procedimento de parcelamento apresentado no parágrafo 186, item i, ou seja, aplica-se neste momento o reposicionamento de 23,07%.

189. Portanto, o reposicionamento tarifário da CELPE é de 23,07%, sendo que a diferença de receita

resultante da aplicação dos percentuais de 25,00% e 23,07% será acrescida à Parcela B da concessionária distribuidora em parcelas anuais, no valor estimado de R$ 19.095.293,92, no próximo período tarifário, ou seja, para os anos de 2006 a 2008 .

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V.1.9 – Análise de Sensibilidade do Reposicionamento Tarifário em Função do Custo de Capital 190. A ANEEL procedeu à análise de sensibilidade do reposicionamento tarifário em função de diferentes

hipóteses para o custo de capital, conforme apresentado a seguir.

Tabela VI Análise de Sensibilidade do Reposicionamento Tarifário em Função do Custo de Capital

ITEM HIPÓTESE I (1) HIPÓTESE II (2) HIPÓTESE III (3)

Participação Capital Próprio (%) 50% 40% 50% 40% 50% 40%

Custo Capital Próprio Nominal 17,47% 17,88 % 16,39% 16,80% 21,60% 22,65%

Custo Capital de Terceiros Nominal 15,76% 15,76% 14,68% 14,68% 15,76% 15,76%

WACC Real 11,26% 10,73% 10,39% 9,89% 13,28% 12,60%

Reposicionamento Tarifário 25,00% 24,23% 23,72% 23,00% 27,94% 26,94%

Notas: (1) Além do cálculo do custo de capital apresentado na seção V.1.2.4, apresenta alternativa com participação de capital de 40%; (2) Idem à Hipótese I, com risco país de 3,0%; (3) Estudo apresentado por concessionárias de distribuição de energia elétrica, disponibilizado na presente audiência pública.

VI CÁLCULO DO FATOR X 191. Conforme já exposto, além do reposicionamento tarifário, a revisão tarifária periódica compreende

uma segunda etapa, na qual se calcula o denominado Fator X. Os contratos de concessão das distribuidoras determinam que o valor da Parcela B da receita será ajustado anualmente no período tarifário entre revisões, aplicando-se ao valor vigente dessa parcela o índice “IGP-M – X”. Nos termos dos contratos de concessão:

“Sexta Subcláusula - O reajuste será calculado mediante a aplicação, sobre as tarifas homologadas, na “Data de Referência Anterior” do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), assim definido:

VPA1 + VPB0 x (IVI ± X) IRT = ------------------------------------- RA0

onde: VPA1 - Valor da Parcela A referido na Subcláusula anterior, considerando-se as condições vigentes na data do reajuste em processamento e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”, aqui entendido como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses anteriores ao reajuste em processamento; RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na “Data de Referência Anterior” e o “Mercado de Referência”, não incluindo o ICMS; VPB0 - Valor da Parcela B, referida na Subcláusula anterior, considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o “Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma:

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VPB0 = RA0 - VPA0 onde: VPA0 - Valor da Parcela A referida na Subcláusula anterior, considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a energia comprada em função do “Mercado de Referência”; IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, o PODER CONCEDENTE estabelecerá novo índice a ser adotado; e

X - Número índice definido pela ANEEL, de acordo com a Oitava Subcláusula desta Cláusula, a ser subtraído ou acrescido ao IVI. “Oitava Subcláusula - No processo de revisão das tarifas, estabelecido na Subcláusula anterior, o PODER CONCEDENTE estabelecerá os valores de X, que deverá ser subtraído ou acrescido na variação do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subseqüentes, conforme descrito na Subcláusula Sexta. Para os primeiros cinco reajustes anuais, o valor de X será zero.”

192. A abordagem da ANEEL para o Fator X foi objeto das audiências públicas AP ANEEL nº 023/2002 e

043/2003. A Nota Técnica nº 214/2003/SRE/ANEEL, disponibilizada na audiência pública AP ANEEL nº 043/2003, apresentou o método de fluxo de caixa descontado como metodologia de cálculo para o fator X11 . Ao longo do processo da Audiência AP ANEEL nº 043/2003, a metodologia proposta recebeu contribuições, críticas, sugestões e comentários de diversos agentes, que foram analisados pela SRE/ANEEL. Com base nesta análise, a ANEEL estabeleceu a metodologia de cálculo do Fator X, mediante a Resolução ANEEL nº 55/2004, que passou a ser composto por três componentes, Xe, Xc e Xa.

193. O componente Xe contempla unicamente os efeitos dos ganhos esperados de produtividade

derivados da mudança na escala do negócio por incremento do consumo de energia elétrica na área servida, tanto por maior consumo dos consumidores existentes como pela incorporação de novos consumidores no período entre revisões tarifárias. Os ganhos de eficiência não são considerados pelo Fator X uma vez que, no reposicionamento tarifário, os requisitos de eficiência associados à gestão dos custos operacionais já estão contemplados nos custos operacionais eficientes, determinados mediante “Empresa de Referência” e que serão reajustados anualmente por IGP-M – X até a próxima revisão tarifária. Caso os ganhos de eficiência fossem incorporados pela metodologia do Fator X, o reajuste tarifário anual não asseguraria a manutenção da condição de equilíbrio econômico-financeiro definida no reposicionamento tarifário.

194. A abordagem que assegura plena consistência entre o reposicionamento tarifário e o cálculo do Fator

X realiza-se aplicando a metodologia de cálculo do método de fluxos de caixa descontados, do tipo “forward looking”. A determinação do Fator X mediante a aplicação desse procedimento contempla, além da produtividade derivada dos ganhos de escala que uma concessionária obtém ao atender uma maior demanda com custos incrementais menores que os reconhecidos no reposicionamento tarifário, o impacto que os investimentos associados ao atendimento desta demanda tem sobre a base de remuneração. No atual ciclo de revisões tarifárias, essa metodologia evita que seja considerada de forma inadequada uma

11 Para maiores detalhes, ver nas Notas Técnicas Nos. 326/2002/SRE/ANEEL. e 214/2003, disponibilizadas nas Audiências Públicas AP ANEEL Nos 023/2002 e 043/2003, no endereço eletrônico www.aneel.gov.br

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projeção dos ganhos de eficiência produzidos no período posterior à privatização das distribuidoras, que não são sustentáveis em períodos seguintes. Também se assegura que a concessionária poderá reter, durante o segundo período tarifário, aqueles benefícios que obtenha como conseqüência de uma gestão mais eficiente que a definida como referência no reposicionamento tarifário (custos reais menores que os considerados para a “Empresa de Referência”).

195. Adicionalmente, considerou-se importante contemplar dois outros componentes no Fator X, o

componente Xc e o componente Xa. O componente Xc reflete a avaliação dos consumidores sobre a sua concessionária, sendo obtido mediante a utilização do resultado da pesquisa Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC). De acordo com o método de cálculo do componente Xc, aquelas concessionárias que não prestarem um serviço, na percepção de seus consumidores, que alcance um determinado nível de satisfação esperado12 serão penalizadas. De forma simétrica, aquelas concessionárias que superarem o nível de satisfação esperado serão beneficiadas.

196. O componente Xa consiste na determinação da Resolução CNPE n.º 1, de 4 de abril de 2003, que

estabeleceu “(...) que a ANEEL, mantido o critério de reajuste contratual da Parcela B da receita da concessionária de distribuição de energia elétrica pela variação do IGPM + X, defina metodologia de cálculo dos valores de X a serem aplicados nos reajustes tarifários anuais considerando, para o componente mão de obra da parcela B, índice que reflita o valor da remuneração da mão de obra do setor formal da economia brasileira.”

197. Isso posto, estabeleceu-se o componente Xa de forma a refletir a aplicação do Índice de Preço ao

Consumidor Amplo (IPCA) para a componente mão-de-obra da Parcela B da concessionária. A metodologia definida permite determinar o valor do componente Xa de modo que a aplicação do índice (IGPM – Xa), em cada reajuste tarifário anual, assegure a preservação da condição de equilíbrio econômico-financeiro definida no reposionamento tarifário.

198. Assim, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão e tendo em conta

a natureza contratual da aplicação do índice IGP-M – X, a abordagem adotada para o cálculo do Fator X é constituída de três componentes. O primeiro refere -se exclusivamente aos ganhos de produtividade (Xe), o segundo consiste em um “fator de qualidade” (Xc), vinculado ao nível de satisfação que têm os clientes com o serviço que recebem da concessionária13, e o terceiro consiste na determinação estabelecida na resolução CNPE n.º 1, de 4 de abril de 2003 (Xa).

VI.1 – CÁLCULO DO COMPONENTE Xe 199. Como todo valor resultante da aplicação de um enfoque de tipo “forward looking”, os ganhos de

produtividade calculados com a metodologia de fluxo de caixa descontado dependem das hipóteses adotadas com relação ao comportamento de certas variáveis chaves no segundo período tarifário (abril/2005 – março/2009), em particular número de clientes; venda de energia; PIB; investimentos da concessionária na expansão da rede necessários para atender à demanda projetada; custos operacionais eficientes; depreciações e imposto de renda. As premissas e projeções adotadas, e o detalhamento do cálculo de Xe encontram-se disponíveis no Anexo V.

13 Tanto o índice de satisfação dos clientes como os procedimentos para sua medição através pesquisa realizadas por empresas especializadas, são determinados pela ANEEL antes do início do período tarifário. 14 Medido por empresas especializadas em pesquisa de opinião pública sobre satisfação do consumidor, segundo procedimentos definidos pela ANEEL.

50

200. Nos termos da Resolução ANEEL nº 55/2004, as equações (1) e (2) explicam como o fluxo de caixa

da concessionária de distribuição no período tarifário:

11111 InvM&OTRIBROFC −−−= (1)

1101 dInvAA −+= (2) onde:

FC1 = Fluxo de caixa da concessionária no período tarifário; RO1 = Receitas operacionais da concessionária no período tarifário, igual ao valor da Parcela B da receita; TRIB1 = Tributos PIS/PASEP, COFINS e P&D; O&M1 = Custos de operação e manutenção da concessionária no período tarifário, tendo em conta a evolução da componente devida à “trajetória regulatória” adotada para a inadimplência dos consumidores; A1 = Valor dos ativos da concessionária ao final do período tarifário; A0 = Valor atual dos ativos da concessionária na data da revisão tarifária; d1 = Valor da depreciação no período tarifário; Inv1 = Investimentos realizados no período tarifário

201. A equação a seguir apresenta a evolução financeira da concessionária pela abordagem de fluxo de caixa descontado, onde se iguala o valor atual dos ativos (A0) com o valor presente líquido (VPL) dos fluxos de caixa, adicionado do valor presente líquido dos ativos ao final do período tarifário (A1).

)A(VPL)FC(VPLA 110 += (3) 202. A capacidade real de geração de fluxo de caixa da concessionária durante o período tarifário, é dada

pela relação entre as equações (1) e (2) com a equação (3):

)dInvA(VPL)RO(VPLA 11011110 Inv -M&O-TRIB - −++= (4)

que também pode ser expressa como:

)r()dInvA(

)r()RO(

A+

−++

+=

11 Inv -M&O-TRIB - 1101111

0 (5)

203. O componente Xe, a ser determinado é aquele para o qual a taxa de desconto “r”, que equilibra a

equação anterior, considerando a soma das anuidades para um período de “N” anos, assim como o regime fiscal vigente no Brasil para o imposto de renda, é igual ao WACC. Dessa forma, assegura-se que a receita da Parcela B no período tarifário considerado seja suficiente para cobrir os custos operacionais e permitir um retorno igual ao WACC sobre os ativos iniciais e investimentos realizados no período.

.(

A

(

Invd)g(*)- dM&O- TRIB)X (RO(A

Niiiii)i(

ei∑=

−

++

+

−+−−−=

N

1iN

WACCi

WACC

1

0)r1)r1

11 (6)

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sendo: g = alíquota do imposto de renda e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e AN o valor dos ativos no final do período tarifário.

204. Do exposto, percebe-se que essa abordagem para o cálculo de Xe é plenamente consistente com a

determinação de custos operacionais pelo método de “Empresa de Referência”. O cálculo preliminar de Xe para a CELPE resulta em 0,79% e os detalhes de cálculo encontram-se no Anexo V. Convém salientar que o valor da Parcela B aqui apresentado será alterado em função do valor definitivo da componente denominada Base de Remuneração Regulatória, pelos motivos apresentados no item V.1.2.5 desta Nota Técnica. Conseqüentemente, a determinação do valor definitivo do Fator Xe se realizará aplicando-se o método de fluxo de caixa descontado, introduzindo na equação de cálculo o valor definitivo da Parcela B definido pela ANEEL ao final do processo de revisão tarifária periódica.

VI.2 – CÁLCULO DO COMPONENTE Xc 205. O componente Xc é obtido por meio do modelo benchmark, no qual é estipulado um benchmarking

único que cada concessionária deverá superar, sendo assim premiada, caso contrário será penalizada. O valor de Xc será calculado em cada reajuste tarifário anual, segundo o procedimento descrito a seguir:

14IASCIASC

X cbc

−=

Sendo Xc limitado ao intervalo 11 ≤≤− cX . Onde: IASCC = Último Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor disponível na data do reajuste tarifário anual relativo à concessionária, determinado segundo metodologia definida pela ANEEL para cálculo desse índice de satisfação; e IASCb = Benchmarking de índice de satisfação. 206. O IASC tem como objetivo avaliar a partir da percepção dos consumidores o grau de satisfação com

as concessionárias de distribuição de energia elétrica. Para geração do índice de satisfação (IASC) por concessionária, utilizam-se as médias obtidas pela empresa nos indicadores de Satisfação Global, Desconformidade Global, e Distância para uma Empresa Ideal, ponderadas pelos respectivos pesos.

207. Para esse cálculo, é considerada a amplitude da escala. Ou seja, numa avaliação péssima, os

escores mínimos alcançados correspondem ao ponto 1 nas três escalas, ponderados pelos pesos de cada indicador na variável latente. Da mesma forma, o escore máximo possível de ser alcançado é o ponto 10 em cada escala, ponderado pelo peso correspondente na relação com a variável latente.

208. Para cada um dos indicadores acima mencionados, o intervalo 7-8 da escala corresponde à avaliação

indicada a seguir: § Satisfação Global: Satisfeito § Distância para a Empresa Ideal: Perto do Ideal § Desconformidade Global: Melhor que o esperado

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209. Se uma concessionária é avaliada com ao menos 7 pontos em cada um desses indicadores e, portanto, o IASC é maior ou igual que 70, isso indica que a performance da empresa é avaliada como perto da ideal, melhor que o esperado e os seus clientes estão globalmente satisfeitos.

210. Pelos motivos expostos, parece então razoável considerar o valor de IASC = 70 como o

“benchmarking” ou referência para a aplicação da componente Xc do Fator X. Este valor deverá ser aplicado de forma geral, para todas as concessionárias.

211. Assim, ao aplicar a fórmula acima, obtém-se o valor para o componente Xc da CELPE igual a 0,33%

(IASCCELPE-2003 = 65,39). VI.3 – CÁLCULO DO COMPONENTE Xa 212. A metodologia definida para determinar o valor do componente Xa permite que a aplicação do índice

(IGPM - Xa), em cada reajuste tarifário anual, assegure a preservação da condição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão definida pelo reposicionamento tarifário.

213. Para fins de determinação de Xa, deve-se levar em conta que a Parcela B compõe-se de três

elementos:

i) Custos operacionais (CO) da concessionária; ii) Remuneração sobre o capital e a depreciação, baseada na avaliação dos ativos efetivamente necessários para a prestação do serviço de distribuição. A soma destes dois componentes da remuneração é denominada de RC.

214. A seguir são apresentados os procedimentos e fórmulas para o ajuste de cada um desses elementos,

de forma a contemplar o componente Xa. 215. Índice de Ajuste dos Custos Operacionais (CO): O método de determinação dos custos

operacionais (CO) através da denominada Empresa de Referência (ER) permite estabelecer, para cada concessionária distribuidora, as parcelas desses custos que correspondem, respectivamente, a materiais e equipamentos (COME) e mão de obra (COMO). Obviamente, deve ser observado que COME + COMO = CO.

216. O IGP-M é um índice adequado para refletir a evolução do COME durante o período tarifário, enquanto

que o IPCA é um índice adequado para refletir a evolução do COMO. Para ajustar o valor de CO em cada ano do período tarifário, pode-se aplicar a fórmula a seguir, onde IACO é o índice de ajuste dos custos operacionais:

IPCACO

COIGPM

COCO

IACO MOME ×

+×

= (8)

217. O valor anual do índice IACO resultante da equação acima é específico para cada concessionária.

53

218. Índice de Ajuste da Remuneração sobre o Capital e da Depreciação: O parâmetro RC refere-se à remuneração sobre o capital e a depreciação da concessionária deve utilizar para prestar o serviço de distribuição de energia elétrica. Esses valores são estabelecidos no momento da revisão tarifária periódica.

219. A remuneração sobre o capital e a depreciação são proporcionais ao valor de reposição desses ativos

ou base de remuneração regulatória bruta (BRRb). O valor da BRR bruta deve ser determinado segundo os procedimentos descritos na Resolução ANEEL nº 493/2002. Também pode ser considerado o denominado Valor Novo de Reposição (VNR) dos ativos necessários para o serviço (adaptados), calculado segundo o procedimento exposto no Anexo IV das Notas Técnicas sobre a revisão tarifária periódica das concessionárias distribuidoras, apresentadas pela ANEEL nas audiências públicas específicas sobre cada revisão. Esse procedimento permite estabelecer com razoável precisão, para os ativos de cada concessionária, as parcelas da BRRb (obtida de acordo com a Resolução nº 493/2002) que correspondem, respectivamente, a materiais e equipamentos (CCME) e a mão de obra (CCMO). Obviamente, deve ser observado que CCME + CCMO = BRRb.

220. Para ajustar o valor do parâmetro RC durante o período tarifário pode-se então aplicar a fórmula:

IPCABRRCCIGPM

BRRCCIARC

b

MO

b

ME ×

+×

= (9)

221. O valor do IARC resultante da equação acima também é específico para cada concessionária. 222. Índice de Ajuste dos Tributos: O índice de ajuste considerado para os tributos é o IGPM. 223. A partir do exposto anteriormente pode ser obtido um índice de ajuste da Parcela B da

Concessionária (IAPB) que faz que o valor determinado no reposicionamento tarifário seja mantido inalterado em termos reais, assegurando dessa forma a preservação da condição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão definida na data da revisão tarifária periódica, da forma como segue.

IGPMVPBTOE

IARCVPBRC

IACOVPBCO

IAPB ×

+×

+×

= (10)

onde: RC = remuneração sobre o capital e a depreciação; CO = custos operacionais; TOE = tributos e outros encargos; VPB = valor da Parcela B da receita da concessionária;

224. O valor de IAPB obtido pela aplicação das equações (8), (9) é (10) é determinado para cada

concessionária na respectiva data de reajuste tarifário anual, a partir dos valores reais dos índices IGP-M e IPCA, registrados no período de 12 meses imediatamente anteriores a essa data.

225. Tem–se então que em cada reajuste tarifário anual a condição de equilíbrio econômico-financeiro

definido no reposicionamento tarifário é mantida se: IGPMi – Xai = IAPBi

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Ou seja: Xai = IGPMi - IAPBi

226. Aplicando-se a metodologia do cálculo do Xa para a CELPE, obteve-se o valor de 1,37% VI.4 – APLICAÇÃO DO FATOR X NOS REAJUSTES TARIFÁRIOS 227. O Fator X tal que (IGPM – X) é aplicado à Parcela B da receita da concessionária em cada reajuste

tarifário anual do tarifário, de modo de contemplar o exposto nas seções anteriores, resulta da seguinte igualdade:

( ) ( )[ ] ( )aCe XIGPMXXVPBXIGPMVPB −×−−×=−× 1

Ou seja:

( ) ( ) aaCe XXIGPMXXX +−×+= Sendo: Xe; Xc; e Xa = componentes calculados conforme as seções VI.1, VI.2 e VI.3, respectivamente, em percentuais.

IGPM = número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM , da Fundação Getúlio Vargas, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de Referência Anterior”. 228. O Valor do Fator X da CELPE estimado foi de 2,60%.

VII CONSIDERAÇÕES FINAIS SOBRE A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 229. Observa-se, pelo exposto, que o cumprimento coordenado, conforme previsto nos contratos de

concessão, das etapas do processo de revisão tarifária periódica, consistentes em: i) fixação de tarifas (reposicionamento) no início do novo período tarifário, atendendo ao conceito de “custos eficientes de operação” e adequada remuneração sobre investimentos prudentes; ii) fixação do Fator X, de forma a contemplar mudanças na produtividade não associadas à gestão da concessionária distribuidora durante o período tarifário que se inicia com a revisão, permite obter todos os objetivos fundamentais de um regime de regulação por incentivos, quais sejam:

i) Estimular a concessionária de distribuição a buscar eficiência e redução de custos ao

longo do período tarifário que se inicia com a revisão tarifária, uma vez que poderá se apropriar dos benefícios derivados dessa redução durante esse período;

ii) Assegurar que, ao início do novo período tarifário, sejam transferidos aos

consumidores todos os ganhos de eficiência que a concessionária esteve em condições de obter durante o período anterior mediante uma gestão eficiente, definida por meio de parâmetros representativos “externos”, isto é, não vinculados com o desempenho efetivo da concessionária. Essa transferência se realiza de forma

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independente do fato de a concessionária ter ou não explorado o potencial de ganhos de eficiência e se apropriado, total ou parcialmente, desses ganhos de eficiência;

iii) Garantir a transferência aos consumidores dos ganhos de produtividade obtidos na

gestão do setor que possam ser produzidos durante o período tarifário que se inicia, em virtude de mudanças na escala do negócio e outras razoes, não associadas à uma eficiência da concessionária maior que a definida através dos “custos operacionais eficientes” fixados no reposicionamento tarifário.

230. Em síntese, em face das abordagens adotadas pelo regulador na revisão tarifária, o reposicionamento

tarifário e o Fator X obrigam as concessionárias a prestar o serviço com eficiência para não incorrerem em prejuízos no segundo período tarifário.

231. As abordagens adotadas pela ação regulatória visam incrementar a competitividade das empresas

distribuidoras e, indiretamente, do setor industrial e da economia como um todo. Dessa forma, podem afetar interesses setoriais específicos. Tais abordagens têm gerado manifestações contrárias por parte de agentes do setor elétrico em todas as instâncias, particularmente por parte daqueles que tinham expectativa de receber uma remuneração sobre o valor pago na privatização e ter cobertura tarifária sobre seus próprios custos ou mesmo uma estrutura de capital incompatível com a prestação do serviço público de forma eficiente.

232. Cumpre salientar que os resultados ora apresentados são preliminares, uma vez que serão

ajustados em função das contribuições recebidas na presente audiência pública e em função dos valores efetivos vigentes em 29/04/05 para as seguintes variáveis: No que se refere à Parcela A:

i) taxa de câmbio, que exerce efeitos nos valores da energia comprada de

Termopernambuco; ii) variação do IGP-M, que exerce efeitos nos valores da energia comprada mediante

contratos iniciais e bilaterais; 233. Dessa forma, os valores definitivos do reposicionamento tarifário e do Fator X serão estabelecidos após

a análise das contribuições recebidas na presente audiência pública e após o conhecimento dos valores acima citados.

234. Importa ressaltar que os resultados obtidos, ainda que preliminares, são a conseqüência da aplicação

de metodologias que pretendem refletir, na prática, a missão essencial do Regulador de um serviço com características de monopólio natural como é o caso da distribuição de energia elétrica: garantir que sejam respeitados os direitos dos clientes cativos e dos prestadores do serviço que atuam com eficiência e prudência. Como já exposto, os clientes cativos, isto é, aqueles que não têm a possibilidade de escolher o prestador do serviço, têm o direito de receber o serviço com os níveis de qualidade estabelecidos na legislação aplicável – em especial, o contrato de concessão – e de pagar uma tarifa justa. O prestador do serviço que atua com eficiência e prudência tem o direito de obter um adequado retorno sobre o capital investido, dadas as características do negócio regulado.

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235. As metodologias apresentadas nesta Nota Técnica têm por objetivo determinar quais são as tarifas justas, assim como verificar se os níveis de qualidade do serviço efetivamente recebido pelos consumidores são os estabelecidos na legislação aplicável. O Regulador entende que as tarifas resultantes da aplicação das metodologias propostas nesta Nota Técnica são justas, já que contemplam os conceitos fundamentais de custos operacionais que atendam a critérios de eficiência e remuneração dos ativos efetivamente necessários para prestar o serviço com a qualidade exigida, considerando um retorno adequado às características do negócio. Como já exposto, se as tarifas não contemplam simultaneamente esses dois aspectos, o Regulador não somente não estará cumprindo sua missão fundamental, como também, adicionalmente, o setor poderá evoluir para condições inconvenientes. Assim, uma situação onde o prestador não obtém as receitas tarifárias requeridas para remunerar os ativos, a conseqüência mais provável é uma progressiva deterioração da qualidade do serviço recebido pelos clientes. Como esse fenômeno não ocorre de forma instantânea, mas em geral se trata de um processo gradual, existe um sério risco de que o problema seja detectado quando seus efeitos tenham se tornado graves e irreversíveis. Se isso ocorre, os consumidores serão os principais prejudicados.

236. A única forma de evitar que essa situação aconteça é fixar tarifas adequadas e realizar una medição

efetiva da qualidade do serviço prestado, aplicando as penalidades aplicáveis nos casos de descumprimento. O Regulador tem a obrigação de cumprir estritamente esse princípio, apresentando com total e absoluta transparência para o debate público suas propostas para determinar as tarifas adequadas e descrevendo com a maior clareza possível os fundamentos que sustentam cada uma dessas propostas.

VIII COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO TARIFÁRIA 237. O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico.

Entretanto, como decorrência de política de Governo para o setor elétrico foram criados componentes tarifários financeiros que não fazem parte da base tarifária, não fazem parte da tarifa econômica, pois referem-se a valores pagos pelos consumidores em cada período de 12 meses subseqüentes aos reajustes ou revisões tarifárias.

238. Os componentes financeiros consistem: i) na Conta de Compensação de Variação de Valores de

Itens da Parcela A – CVA, para compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes tarifários para os itens da Parcela A; ii) na Conta Especial para compensar os custos administrativos das concessionárias de distribuição durante o período de vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica – PERCEE (racionamento de energia elétrica); e iii) na Recomposição Tarifária Extraordinária para recompor a receita da concessionária durante o racionamento de energia elétrica, para compensar o montante relativo as variações de valores financeiros de itens da Parcela A, constantes dos contratos de concessão, no período de 01/01/2001 a 25/10/2001 e para compensar o montante relativo à compra de energia elétrica no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE durante a vigência do PERCEE.

239. A Medida Provisória n.º 2.227, de 4 de setembro de 2001, estabeleceu que as disposições da Lei n.º

10.192, de 14 de fevereiro de 2001 (Lei do Real) não se aplicam para os casos dos efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes tarifários para os itens da Parcela A. Como conseqüência, a Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 296, de 25 de outubro de 2001, posteriormente substituída pela Portaria Interministerial do Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 25, de 24 de janeiro de 2002, criou, para efeito de cálculo do reajuste da tarifa de

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fornecimento de energia elétrica, a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.

240. Essa conta se destina a registrar as variações, ocorridas no período entre reajustes tarifários, dos

valores dos seguintes itens de custo da Parcela A, de que tratam os contratos de concessão de distribuição de energia elétrica: a) tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional, b) tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional, c) quota de recolhimento da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, d) tarifa de uso das instalações integrantes da rede básica, e) compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos, e f) encargos de serviços de sistemas – ESS. A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia n.º 116, de 4 de abril de 2003, criou a Conta de Compensação de Variação de Valores da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.

241. O saldo da CVA é definido como o somatório das diferenças, positivas ou negativas, entre o valor do

item na data do último reajuste tarifário da concessionária de distribuição e o valor do referido item na data de pagamento, acrescida da respectiva remuneração financeira. A remuneração financeira incidirá sobre o saldo da CVA de cada item da Parcela A, desde a data da ocorrência de diferença no valor do item até a data de reajuste tarifário contratual subseqüente e será calculada com base na taxa de juros SELIC em igual período.

242. O saldo da CVA deverá ser compensado nas tarifas de fornecimento de energ ia elétrica da

concessionária nos 12 (doze) meses subseqüentes à data de reajuste tarifário anual, sendo eventual diferença considerada no cálculo do reajuste tarifário seguinte. O saldo da CVA não compensado será remunerado com base na taxa de juros SELIC para o período, até a data de sua efetiva compensação. Para efeito de cálculo da tarifa, a remuneração futura dos saldos da CVA será calculada utilizando-se uma taxa de juros para o período de 12 (doze) meses subseqüentes à data do reajuste tarifário anual. A taxa de juros projetada será dada pela menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais, divulgada pelo Banco Central do Brasil, referente aos trinta dias anteriores à data de reajuste tarifário anual, e a projeção de variação indicada no mercado futuro, trinta dias antes da data de reajuste tarifário anual, da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para prazo de doze meses. No final do período verificar-se-á se o saldo da CVA foi efetivamente compensado, levando-se em consideração as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição do reajuste tarifário da concessionária e o mercado verificado nos 12 (doze) meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada, sendo eventual diferença na compensação do saldo da CVA considerada no reajuste tarifário anual subseqüente.

243. Para atender ao disposto na Portaria Interministerial n.º 25/2002 e na Portaria Interministerial n.º

116/2003, a ANEEL publicou as seguintes Resoluções: a ) Resolução n.º 491, de 20 de novembro de 2001, que estabelece procedimentos e critérios para repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica da Conta de Compensação de Variação de Custos de Repasse de Potência de Itaipu Binacional - CVAEi; b) Resolução n.º 492, de 20 de novembro de 2001, que estabelece procedimentos e critérios para repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica da Conta de Compensação de Variação de Valores da Quota de Recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CVACCC; c) Resolução n.º 493, de 20 de novembro de 2001, que estabelece procedimentos e critérios para repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica da Conta de Compensação de Variação de Valores da Tarifa de Transporte de Energia Elétrica Proveniente de Itaipu Binacional – CVATI; d) Resolução n.º 494, de 20 de novembro de 2001, que estabelece procedimentos e critérios para repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica da Conta

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de Compensação de Variação de Valores da Tarifa de Uso das Instalações de Transmissão Integrantes da Rede Básica – CVARB; e) Resolução n.º 495, de 20 de novembro de 2001, que estabelece procedimentos e critérios para repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica da Conta de Compensação de Variação de Valores da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CVACF; f) Resolução n.º 89, de 18 de fevereiro de 2002, que estabelece procedimentos e critérios para repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica dos valores do Encargo de Serviços do Sistema – CVAESS, e g) Resolução n.º 184, de 9 de abril de 2003, que estabelece procedimentos e critérios para repasse às tarifas de fornecimento de energia elétrica dos valores da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE – CVACDE..

244. A Portaria Interministerial n° 361, de 26/11/2004, dos Ministros de Estado de Minas e Energia e da

Fazenda, dá nova redação aos artigos 1° e 7° da Portaria Interministerial n.º 25/2002, definindo para efeito de cálculo da revisão ou do reajuste da tarifa de fornecimento de energia elétrica, a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da "Parcela A" – CVAdestinada a registrar as variações, ocorridas no período entre reajustes tarifários, dos valores dos seguintes itens de custo da "Parcela A", de que tratam os contratos de concessão de distribuição de energia elétrica: I - tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional; II - tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; III - quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC; IV - quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; V - tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes rede básica; VI - compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos; VII - encargos de serviços de sistema - ESS; VIII - quotas de energia e custeio do Programa de Incentivo Fontes Alternativas de Energia Elétrica - Proinfa; e IX - custos de aquisição de energia elétrica.

245. Assim, a cada reajuste ou revisão tarifária é adicionada ou subtraída ao valor da tarifa de

fornecimento uma parcela financeira correspondente à soma dos saldos das contas de compensação apurada nos 12 meses anteriores e que será paga ou recebida pelos consumidores nos próximos 12 meses.

246. A Portaria Interministerial n.º 25/2002, também estabeleceu que os itens de custo da Parcela A,

relacionados a seguir, previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica, terão a data de alteração de seus valores concatenada com a data de reajuste tarifário anual da concessionária de distribuição de energia elétrica: i) energia comprada estabelecida nos contratos iniciais; ii) Quota de Reserva Global de Reversão - RGR; iii) Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica; e iv) encargos de conexão. Assim, a cada reajuste ou revisão tarifária as parcelas mencionadas sofrem alteração, para mais ou para menos, na mesma data do reajuste ou da revisão.

247. A Medida Provisória n.º 2.198-5, de 24 de agosto de 2001, estabeleceu que o saldo da conta especial

formada com os custos administrativos adicionais incorridos pela concessionária durante o PERCEE serão reconhecidos nas tarifas. Para atender essa determinação a ANEEL publicou a Resolução n.º 281, de 21 de maio de 2002, que estabelece procedimentos, condições e prazos para solicitação e homologação da citada conta especial; e a Resolução n.º 600, de 31 de outubro de 2002, que estabelece que o saldo homologado da conta especial apurado durante a vigência do PERCEE, será compensado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica na data do reajuste tarifário anual da concessionária de distribuição, com vigência nos 12 meses subseqüentes. Essa conta especial, uma vez homologada pela ANEEL, será paga em apenas um período de 12 meses, após esse período não mais retornará às tarifas.

248. A Medida Provisória n.º 14, de 21 de dezembro de 2001 e posteriormente a Lei n.º 10.438/2002

estabeleceu que as concessionárias de distribuição teriam direito à Recomposição Tarifária Extraordinária

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- RTE prevista no art. 28 da Medida Provisória n.º 2.198-5/2001, sem prejuízo do reajuste tarifário anual previsto nos contratos de concessão de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

249. A RTE foi implementada por meio de aplicação às tarifas de fornecimento de energia elétrica, pelo

prazo e valor máximos estabelecidos em Resolução da ANEEL, dos seguintes índices: i) até 2,9% (dois vírgula nove por cento), para os consumidores integrantes das Classes Residencial, Rural e Iluminação Pública; e ii) até 7,9% (sete vírgula nove por cento), para os demais consumidores. Posteriormente, por meio da Resolução da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE n.º 130, o percentual de 2,9% foi também estendido aos consumidores eletrointensivos que consomem energia sob determinadas condições estabelecidas na Resolução GCE. A RTE não se aplica aos consumidores integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda. Os percentuais relativos à RTE já estão considerados nas tarifas de fornecimento vigentes e permanecerão de acordo com os prazos estabelecidos na Resolução ANEEL no 484, de 29 de agosto de 2002.

250. Para implementar a RTE a ANEEL publicou as seguintes Resoluções: i) Resolução n.º 31, de 24 de janeiro de 2002, que estabelece condições, prazos e procedimentos para solicitação e homologação da RTE no período de racionamento compreendido entre 1º de junho de 2001 e 31 de dezembro de 2001; ii) Resolução n.º 369, de 3 de julho de 2002, que estabelece condições, prazos e procedimentos para solicitação e homologação da RTE no período de racionamento compreendido entre 1º de janeiro de 2002 e 28 de fevereiro de 2002; iii) Resolução nº 480, de 29 de agosto de 2002, que homologa o montante de RTE relativa à recomposição de receita no período de 1º de junho a 31 de dezembro de 2001; iv) Resolução nº 481, de 29 de agosto de 2002, que homologa o montante de RTE relativo à recomposição de receita no período de 1º de janeiro de 2002 a 28 de fevereiro de 2002; v) Resolução 482, de 29 de agosto de 2002, que homologa o montante relativo as variações de valores financeiros de itens da Parcela A, constantes dos contratos de concessão, no período de 1º de janeiro a 25 de outubro 2001; vi) Resolução 483, de 29 de agosto de 2002, que homologa o montante relativo à compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, durante a vigência do PERCEE, no período de 1o de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002; e vii) Resolução n.º 484, de 29 de agosto de 2002, que fixa o prazo máximo de permanência da RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica das concessionárias de distribuição.

251. O saldo dos custos administrativos adicionais incorridos no racionamento, após homologação pela

ANEEL, serão considerados nas tarifas para vigência nos próximos 12 meses. 252. Em atendimento ao disposto na Portaria Interministerial no 116, de 04/04/2003, dos Ministros de

Estado de Minas e Energia e da Fazenda, o valor da CVA da CELPE, calculado em R$ 59.031.155,37 , será incorporado às tarifas em 29/04/05, compreendendo o diferido referente ao ano anterior, nos termos estabelecidos pela referida Portaria Interministerial, no valor de R$ 24.230.024,85 e o montante computado nos últimos 12 meses, de R$ 34.801.130,52. O total da CVA representa 3,52% da Receita Requerida Líquida.

253. Também estão sendo considerados outros adicionais financeiros. O primeiro se refere ao passivo

financeiro do PIS/PASEP e do COFINS como decorrência da mudança de alíquotas e de base de cálculo desses tributos estabelecida pelas Leis n.º 10.637/02, Lei n.º 10.833/03 e Lei n.º 10.865/04. O passivo do PIS/PASEP refere-se ao período de dezembro de 2002 a dezembro de 2004 e o passivo do COFINS refere-se ao período de fevereiro de 2004 a dezembro de 2004. Os valores que estão sendo considerados, ainda não foram validados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, são R$ 5.455.563,97 relativo ao PIS/PASEP e que representa um acréscimo no índice de reposicionamento de 0,32% e R$ 11.271.495,24 relativo ao COFINS e que representa um acréscimo no

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índice de reposicionamento de 0,67%. Os valores definitivos do passivo de PIS/PASEP e COFINS, após validação pela SFF, serão compensados a partir do próximo reajuste tarifário.

254. Os outros financeiros que estão sendo considerados nesta revisão tarifária se referem aos custos

incorridos pela concessionária para reavaliação de ativos, campanha de medidas, garantias financeiras e CUSD decorrente da descontratação dos contratos iniciais. Esses valores totalizam R$ 1.786.463,55. Ressalta-se que esse valor foi informado pela CELPE e depende de validação pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade - SFE e pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF.

IX Revisão Tarifária Extraordinária decorrente da substituição do contrato inicial com a CHESF pelo contrato com a Termopernambuco

255. A ANEEL por meio do Despacho nº 892, de 8 de novembro de 2004, deu provimento ao recurso

administrativo interposto pela Companhia Energética de Pernambuco – CELPE, que solicitou por meio da Carta PR-013/2004, revisão tarifária extraordinária tendo como justificativa o aumento de custo na aquisição de energia elétrica, em função da substituição do contrato inicial com a CHESF pelo contrato com a Termopernambuco (contrato com parte relacionada). O pedido foi baseado na subcláusula nona da cláusula sétima do contrato de concessão.

256. O citado Despacho estabelece:

I - reconhecer o direito da concessionária ao ressarcimento dos valores despendidos com a aquisição de energia elétrica da Termopernambuco S.A., no período de 15 de maio de 2004 a 28 de abril de 2005, sem a devida cobertura tarifária, respeitados os limites de lastro impostos pelas resoluções ANEEL sobre o assunto e possíveis desdobramentos que venham a ocorrer;

II - determinar que se crie abordagem técnica específica que garanta o direito da concessionária de

que tal repasse dos valores despendidos na compra de energia se dê no momento oportuno, isto é, na revisão tarifária ordinária; e

III - orientar que o referido repasse, visando a modicidade tarifária, se dê no máximo dentro do

próximo período tarifário (29/4/2005 até 28/04/2009), mediante proposta que constará do processo de revisão tarifária ordinária em curso. 257. Assim, mediante determinação constante do Despacho nº 892, a SRE elaborou os cálculos para

apuração dos custos de aquisição de energia elétrica da usina Termopernambuco S.A., no período entre a data de início do fornecimento e a revisão tarifária periódica da CELPE. Posteriormente, com a edição da Portaria Interministerial nº 361, de 26 de novembro de 2004, que criou a Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A – CVA para a compra de energia, a revisão tarifária extraordinária abrangeu o período entre o início do fornecimento (maio/04) e o início da vigência da Portaria Interministerial (nov/04). A apuração dos custos com aquisição de energia da térmica no período posterior (dez/04 a março/05) foram tratadas pelo mecanismo da CVA.

258. Em relação à cobertura de custos referentes à compra de energia elétrica da Usina de

Termopernambuco a diferença decorre do fato de que no reajuste tarifário anual de 2004 a tarifa média para compra de energia foi de R$ 57,95/MWh, e com a entrada em operação da Usina de Termopernambuco em maio de 2005, cujo valor de repasse aprovado pela SFF/ANEEL foi de 111,5% do

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Valor Normativo para fontes de Gás Natural de potência acima de 350MW, estabeleceu-se uma diferença entre o valor considerado anteriormente na tarifa da CELPE (R$ 57,95/MWh) e o preço da energia elétrica da térmica (R$ 134,72/MWh). Para as despesas que decorrem dessa diferença foi adotado o seguinte procedimento:

i) Para o montante de energia de 1.395.970 MWh referente ao período de maio de 2004 a novembro

de 2004, que resultou em uma diferença de R$111.935.587,46, o pagamento se dará em quatro parcelas a serem incorporadas nos reajustes tarifários anuais de 2005, 2006, 2007 e 2008. Essas parcelas serão atualizadas pelo IGPM até o mês anterior à data de cada reajuste ou revisão. A primeira parcela está estimada em R$ 27.983.896,87, o que representa um incremento tarifário de 1,67%

ii) Para o montante de energia de 948.480 MWh referente ao período de dezembro de 2004 a março

de 2005, que resultou em uma diferença de R$ 79.930.540,23, a compensação se dará pelo mecanismo da CVA, instituído pela Portaria Interministerial nº 361, de 26 de novembro de 2004, o que representa um incremento tarifário de 4,76%. O saldo remanescente será atualizado pelo IGPM e incorporado nos três reajustes tarifários subseqüentes. 259. Desse modo, os valores estimados dos componentes tarifários financeiros externos para a Revisão

Tarifária da concessionária CELPE, compreendem:

Resumo do Reposicionamento Tarifário da CELPE Itens Valores (%)

Receita Requerida Líquida R$ 1.705.651.985,49 Receita Verificada 1.364.539.623,31 Revisão Tarifária (%) 25,00% Reposicionamento em 29/4/5 * 23,07% CVA (R$) Diferida R$ 24.230.024,85 1,44% CVA (R$) 2005 R$ 34.801.130,52 2,07% CVA Termopernambuco R$ 79.930.540,23 4,76% RTE Termopernambuco R$ 27.983.896,87 1,67% Pis/Pasep (50%) R$ 5.455.563,97 0,32% Cofins (50%) R$ 11.271.495,24 0,67% Outros financeiros R$ 1.786.463,55 0,11% Total dos componentes financeiros R$ 185.459.115,22 11,04%

Reajuste Tarifário total estimado (1) + (2) 34,11% Nota: (*) Reposicionameto diferido de 25,00% para 23,07%

X ABERTURA DAS TARIFAS E REALINHAMENTO TARIFÁRIO 260. Sob a ótica da regulação econômica, o processo de definição da tarifa possui duas dimensões: nível

e estrutura tarifária. O nível tarifário está relacionado com a receita total auferida pela concessionária de

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distribuição na venda de energia elétrica. Em última instância, as principais questões regulatórias se expressam na definição do nível tarifário, isto é, na definição da Receita Requerida no momento do reposicionamento tarifário, uma vez que é essa receita que deve contemplar os objetivos de sustentabilidade financeira da concessionária distribuidora e eficiência na prestação do serviço, para os padrões exigidos de qualidade.

261. Uma vez estabelecida a Receita Requerida, procede-se à sua alocação entre as distintas categorias

de consumidores (industrial, residencial, rural, comercial, etc), mediante a cobrança de tarifas diferenciadas para cada categoria, o que resulta na denominada estrutura tarifária. A estrutura tarifária pode diferenciar-se segundo diversos objetivos: entre clientes, regiões, entre custos fixos e variáveis, ou segundo o nível e o perfil horário e o período de consumo. Na estrutura tarifária vigente no Brasil estão refletidas não apenas as diferenças de custos de prestação do serviço entre consumidores, mas também subsídios implícitos entre classes de consumidores (por exemplo, entre consumidores de baixa e alta tensão) e subsídios explícitos associados a aspectos sociais e distributivos (por exemplo, tarifa para a subclasse residencial baixa renda).

X.1 – A ESTRUTURA TARIFÁRIA ATUAL 262. Na atual estrutura das tarifas de fornecimento de energia elétrica, concebida em meados da década de

80, os consumidores cativos foram diferenciados em dois grupos: no Grupo A (alta tensão) estão os consumidores ligados em tensão igual ou superior a 2.300 volts; no Grupo B (baixa tensão) os consumidores ligados em tensão inferior a 2.300 volts.

263. Para os consumidores do Grupo A as tarifas são divididas em dois tipos: tarifa convencional e tarifa

horo-sazonal. A tarifa convencional é constituída de um valor específico (R$/MWh) para a energia elétrica consumida e outro valor (R$/kW) para a demanda de potência, independentemente das horas de utilização do dia e dos períodos do ano. As tarifas horo-sazonais têm essa denominação porque referem-se a valores que variam em função da utilização da energia elétrica e da demanda de potência ao longo do dia e dos períodos do ano.

264. Os consumidores do Grupo A dispõem de duas de tarifas de fornecimento horo -sazonais (tarifa azul e

tarifa verde) além da tarifa convencional. A tarifa azul tem dois postos tarifários para a tarifa de demanda (demanda na ponta e demanda fora da ponta) e quatro postos tarifários para a tarifa de energia (consumo na ponta no período seco; consumo na ponta no período úmido; consumo fora de ponta no período seco; e consumo fora da ponta no período úmido). A tarifa verde tem apenas uma tarifa para a demanda de potência e quatro postos tarifários para a energia, da mesma forma que a tarifa azul.

265. Já os consumidores do Grupo B dispõem apenas da tarifa convencional, diferenciada por quatro

subgrupos: B1 – residencial; B2 – rural; B3 – outras classes; e B4 – iluminação pública. Estas tarifas, denominadas monômias (R$/MWh), são definidas para aplicação de um único valor de tarifa sob o consumo de energia elétrica. A tarifa convencional cobrada dos consumidores atendidos em baixa tensão não possui qualquer tipo de sinalização. Assim, esses consumidores, muitas vezes, fazem uso do sistema elétrico nos momentos mais críticos de operação do sistema, ocasionando a necessidade de investimentos adicionais em capacidade que são refletidos, por sua vez, nas tarifas de fornecimento, suprimento e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

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X.2 – ADEQUAÇÃO DA ESTRUTURA TARIFÁRIA ATUAL – ASPECTOS LEGAIS 266. A reestruturação tarifária foi um dos temas discutidos no âmbito do Comitê de Revitalização do

Modelo do Setor Elétrico, criado pela Resolução no 18, de 22 de junho de 2001, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE. As propostas do Comitê constam do Relatório de Progresso no 3 (temas 16, 17 e 29) e resultaram nos seguintes atos legais:

i) Medida Provisória nº 64, de 26 de agosto de 2002;

ii) Resolução CNPE nº 12, de 17 de setembro de 2002;

iii) Decreto nº 4.413, de 7 de outubro de 2002;

iv) Resoluções ANEEL nºs 665, 666 e 667 de 29 de novembro de 2002;

v) Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002;

vi) Decreto nº 4.562, de 31 de dezembro de 2002; e

vii) Decreto nº 4.667, de 4 de abril de 2003.

267. Os referidos atos legais definem uma adequação na política tarifária, com vistas a estabelecer tarifas

de fornecimento de energia elétrica mais isonômicas, transparentes e capazes de induzir à utilização mais eficiente da energia elétrica.

268. A Medida Provisória no 64, de 26 de agosto de 20, dispõe no art. 5º que: “os consumidores de energia

elétrica das concessionárias ou permissionárias de serviço público que não exercem a opção dos art.s 15 e 16 da Lei n.º 9.074, de 7 de julho de 1995, deverão substituir os atuais contratos de fornecimento de energia por contratos equivalentes de conexão e uso dos sistemas de distribuição e transmissão e contratos de compra de energia elétrica, conforme regulamentação a ser estabelecida.” Essa MP foi convertida na Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, que manteve a redação original do art. 5º e estabeleceu que: “o valor da tarifa de energia elétrica referente aos contratos de compra de que trata o caput será estabelecido em conformidade com a política energética e por regulamentação da ANEEL”.

269. A Resolução CNPE no 12, de 17 de setembro de 2002 e o Decreto n.º 4562, de 31 de dezembro de

2002, explicitaram e detalharam a política tarifária prevista na Lei n.º 10.604/2002, dispondo:

“Art. 1º Os consumidores do Grupo A, definidos na Resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL nº 456, de 29 de novembro de 2000, das concessionárias ou permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição de energia elétrica deverão celebrar contratos distintos para a conexão, uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e compra de energia elétrica, nos termos de regulamentação a ser expedida pelo Poder Executivo. § 2º Os valores das tarifas de energia, que poderão ser estabelecidos com componentes aplicáveis ao consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativas, de acordo com a modalidade de fornecimento, para os contratos de compra de energia elétrica celebrados pelos consumidores com concessionária ou permissionária de distribuição, serão estabelecidos, até a data contratual dos respectivos reajustes ou revisões tarifárias, a partir da composição das seguintes parcelas:

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I - Parcela I, com peso de 75%, 50%, 25% e 0% em 2003, 2004, 2005 e 2006, respectivamente: tarifa de energia calculada com base na tarifa de fornecimento da estrutura tarifária atual, descontados os correspondentes custos de conexão e de uso do sistema de transmissão ou de distribuição; e II - Parcela II, com peso de 25%, 50%, 75% e 100% em 2003, 2004, 2005 e 2006, respectivamente: tarifa de energia calculada com base no custo da energia disponível para venda, acrescido do custo de comercialização, e, onde couber, de encargos setoriais e tributos. § 4º Os preços dos contratos de compra de energia elétrica dos consumidores finais das concessionárias de serviço público de geração, celebrados em substituição aos contratos de fornecimentos vigentes na data de publicação da Medida Provisória nº 64, de 26 de agosto de 2002, na forma do caput, serão reajustados, anualmente, pela variação do Índice Geral de Preços ao Mercado - IGP-M ou, no caso de existência de contrato de fornecimento anterior que estabeleça outra forma de reajuste, conforme as condições nele pactuadas. Art. 4º A parcela da tarifa de fornecimento de energia elétrica dos consumidores do Grupo B, correspondente a energia elétrica, será calculada, a partir de 2003, na forma estabelecida no § 2º do art. 1º desta Resolução, devendo seu valor ser informado pela concessionária ou permissionária de distribuição na fatura de energia elétrica. Art. 5º A ANEEL estabelecerá, até 30 de novembro de 2002, a regulamentação necessária à aplicação do disposto nesta resolução.”

270. O Decreto no 4.413, de 7 de outubro de 2002, que acrescenta dispositivos ao art. 9o do Decreto no

62.724, de 17 de maio de 1968, que estabelece normas gerais de tarifação para as empresas concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, dispõem:

“Art. 1o O art. 9o do Decreto no 62.724, de 17 de maio de 1968, alterado pelo Decreto no 3.653, de 7 de novembro de 2000, passa a vigorar acrescido dos seguintes parágrafos:

"§ 1o Os consumidores do Grupo "A" das concessionárias ou permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição de energia elétrica deverão celebrar contratos distintos para a conexão e uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e para a compra de energia elétrica.

§ 2o A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL deverá regulamentar a substituição dos atuais contratos de fornecimento de energia das concessionárias ou permissionárias de serviço público de energia elétrica com consumidores do Grupo "A" por contratos equivalentes de conexão e uso dos sistemas de transmissão ou distribuição e de compra de energia até as datas definidas a seguir:

I - até 1o de julho de 2003, os consumidores, atendidos em qualquer tensão de fornecimento, em cuja unidade consumidora a demanda contratada totalize, em qualquer segmento horo-sazonal, mais que 3 MW;

II - até 1o de julho de 2004, os consumidores, atendidos em qualquer tensão de fornecimento, em cuja unidade consumidora a demanda contratada totalize, em qualquer segmento horo-sazonal, mais que 1 MW; e

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III - até 1o de julho de 2005, os demais consumidores, atendidos em qualquer tensão de fornecimento.

§ 3o O prazo para o término da vigência dos novos contratos, resultantes da substituição prevista neste artigo, deverá ser o mesmo dos contratos originais substituídos.

§ 4o A ANEEL estabelecerá, até 30 de novembro de 2002, a regulamentação necessária à aplicação do disposto neste artigo."

271. Para atender à determinação do §.4º do art 1º da Resolução CNPE n.º 12/2002, a ANEEL publicou a Resolução ANEEL no 665, de 29 de novembro de 2002, que estabelece as condições para celebração de contratos distintos para a conexão, para o uso do sistema de transmissão e distribuição e para compra de energia elétrica, com responsável por unidade consumidora do "Grupo A", regulamentando o disposto no art. 1º do Decreto no 4.413, de 7 de outubro de 2002 e a Resolução ANEEL no 666, de 29 de novembro de 2002, que estabelece procedimentos para a determinação das tarifas de energia elétrica de concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição, para o fim de substituição dos contratos atuais de fornecimento dos consumidores finais.

272. O Decreto n.º 4667, de 4 de abril de 2003 estabeleceu em seu art. 1º que: “ o Decreto no 4.562, de 31

de dezembro de 2002, passa a vigorar com as seguintes alterações:

Art. 1º ..............................................................................................................

§ 2º Os valores das tarifas de energia, que poderão ser estabelecidas na forma monômia ou binômia de acordo com a modalidade de fornecimento, para os contratos de compra de energia elétrica celebrados pelos consumidores com concessionária ou permissionária de distribuição, serão estabelecidas, até a data contratual dos respectivos reajustes ou revisões tarifárias, a partir da composição das seguintes parcelas: I - Parcela I, com peso de 90%, 75%, 50%, 25% e 0% em 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007, respectivamente: tarifa de energia calculada com base na tarifa de fornecimento da estrutura tarifária atual, descontados os correspondentes custos de conexão e de uso do sistema de transmissão ou de distribuição; e II - Parcela II, com peso de 10%, 25%, 50%, 75% e 100% em 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007, respectivamente: tarifa de energia calculada com base no custo da energia disponível para venda, acrescido do custo de comercialização, e, onde couber, de encargos setoriais e tributos. § 3º A metodologia de implantação da estrutura tarifária será anualmente revisada e aprimorada, mantida a periodicidade definida no parágrafo anterior.”

273. Em síntese, os referidos atos legais estabelecem: i) a “abertura” da tarifa de fornecimento de energia

elétrica, de forma a explicitar as parcelas que a compõem (energia e uso dos sistemas de transmissão e distribuição), e ii) o realinhamento tarifário com vistas à eliminação gradual dos subsídios cruzados existentes entre as classes consumidoras. O realinhamento tarifário é o resultado da aplicação das tarifas de energia, resultante dos custos com compra de energia, e da tarifa de uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Tanto os consumidores cativos quanto os consumidores livres estarão sujeitos às mesmas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

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X.3 – ABERTURA DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA 274. Com a publicação da Medida Provisória no 64/2002 e da Resolução CNPE no 12/2002, os

consumidores do Grupo “A” deverão ter os atuais contratos de fornecimento de energia elétrica por contratos de uso, conexão e compra de energia. Conseqüentemente, a tarifas de fornecimento deverão ser segregadas em “tarifas fio” e tarifas de energia.

275. Os consumidores do Grupo “B”, por não terem que celebrar contratos de uso, conexão e compra de

energia deverão ter suas tarifas de fornecimento segregadas na fatura de energia elétrica,de forma a explicitar os componentes relativos ao uso e à compra de energia, conforme definido no art. 4o da Resolução CNPE no 12/2002.

276. A Resolução ANEEL n.º 666, de 29 de novembro de 2002, estabeleceu os procedimentos para a

determinação das tarifas de energia elétrica dos consumidores finais das concessionárias de serviço público de energia elétrica, referentes: i) aos contratos de compra de energia celebrados entre consumidores do Grupo “A” e concessionária ou permissionária de serviço público de distribuição; e ii) à parcela correspondente a energia elétrica da tarifa de fornecimento dos consumidores do Grupo “B”.

277. O procedimento de abertura deve ter como premissa a manutenção da receita auferida pela

concessionária. X.4 –ABERTURA DAS TARIFAS E REALINHAMENTO TARIFÁRIO 278. Nos termos do Decreto no 4.562, de 31 de dezembro de 2002, da Resolução CNPE no 12, de 17 de

setembro de 2002, da Resolução ANEEL no 666, de 29 de setembro de 2002, e do Decreto no 4.667, de 4 de abril de 2003, a ANEEL procedeu, simultaneamente à revisão tarifária periódica da CELPE, à abertura e realinhamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica dessa concessionária, de forma a dar início ao cronograma de retirada gradual dos subsídios cruzados, ao longo do período de 2003 a 2007. O reajuste proposto de 34,11% tem, pelo efeito do realinhamento, um impacto médio de 42,25% para os consumidores atendidos na alta tensão e um impacto médio de 30,16% para os consumidores atendidos em baixa tensão. O efeito do realinhamento sobre as tarifas de fornecimento da CELPE das distintas classes de consumidores, promovido juntamente com a revisão tarifária periódica, está apresentado a seguir.

Tabela XII

Realinhamento das Tarifas de Fornecimento da CELPE

Reposicionamento Tarifário: 34,11%

Grupo Variação (%)

A1 (230kV ou mais) 46,96

A3 (69kV) 44,88

A4 (2,3 kV a 25 kV) 41,50

BT (menor que 2,3 kV) 30,16

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XI – CONSIDERAÇÕES FINAIS 279. O objetivo do reposicionamento tarifário é assegurar, no ano teste considerado, o equilíbrio

econômico-financeiro do contrato de concessão de distribuição de que a CELPE é titular. Com a aplicação das regras de reajuste tarifário anual esse equilíbrio deverá ser mantido até a próxima revisão tarifária periódica. Importa salientar que o equilíbrio obtido no ano-teste é o resultado da aplicação de metodologias que contemplem, de forma coordenada, os conceitos fundamentais de custos operacionais que atendam a critérios de eficiência e de remuneração dos ativos adaptados necessários para a prestação do serviço aos consumidores.

280. Para estabelecer custos operacionais que atendam a critérios de eficiência a ANEEL adotou uma

metodologia não “invasiva” (“Empresa de Referência”) para apurar os custos operacionais, entendendo como tal àqueles que sejam justos que paguem os clientes nas tarifas. Nos termos desta metodologia, as decisões com relação à gestão operacional da concessionária são de sua responsabilidade exclusiva e não cabe ao Regulador validar os procedimentos adotados pela empresa para sua gestão operacional. Nos capítulos 1 e 2 do Anexo I das Notas Técnicas relativas às revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição, disponibilizadas nas respectivas audiências públicas no endereço www.aneel.gov.br, se apresentam em detalhes os argumentos pelos quais a ANEEL decidiu utilizar a metodologia de “Empresa de Referência” para determinar os custos operacionais das concessionárias de distribuição de energia elétrica nas revisões tarifárias periódicas.

281. A remuneração dos ativos necessários para a prestação do serviço é o resultado da aplicação do

disposto na Resolução ANEEL n.º 493, de 3 de setembro de 2002 e da Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL. O conceito chave da Resolução n.º 493/2002 é refletir apenas os investimentos prudentes na definição das tarifas dos consumidores. Trata-se dos investimentos requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de distribuição cumprindo as condições do contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de mercado” e “adaptados” através dos índices de aproveitamento definidos na referida Resolução.

282. Finalmente, é importante esclarecer que a ANEEL, a partir das contribuições, críticas, sugestões e

comentários recebidos na Audiência Pública AP 03/2005, definiu a metodologia de cálculo do Fator X, conforme consta da Resolução Normativa ANEEL nº 055/2004.

Belarmino Elias Técnico

José Jurânio Rocha Líder do Processo de Revisão

Cesar Antonio Gonçalves Superintendente de Regulação Econômica

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XI ANEXOS 283. Acompanham a presente Nota Técnica os seguintes Anexos:

i) Anexo I – Metodologia e Cálculo da “Empresa de Referência” relativa ao contrato de

concessão da CELPE; ii) Anexo II – Metodologia e Cálculo do Custo de Capital de Concessionárias de Distribuição de

Energia Elétrica no Brasil;

iii) Anexo III – Metodologia e Cálculo da Estrutura Ótima de Capital de Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica no Brasil;

iv) Anexo IV – Metodologia de avaliação da Base de Remuneração Regulatória pelo Valor Novo

de Reposição (VNR);

v) Anexo V - Metodologia e Cálculo do Fator X para a CELPE; e

vi) Anexo VI – Metodologia de Alocação das Receitas Extraconcessão na Receita do Serviço Básico das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica.

Anexo VII – Pleitos da CELPE

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CONCESSIONÁRIA DE … · 2005-03-29 · CELPE. A CELPE foi...

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