Análise comparativa das Tarifas de Energia Elétrica no Rio ... · Página 3 Introdução O presente documento tem por objetivo apresentar uma análise comparativa das Tarifas de

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Análise comparativa das Tarifas de Energia Elétrica no Rio Grande do Sul

Período Analisado 1997 a 2013

Porto Alegre, abril de 2013

Sumário 1. Introdução ............................................................................................................................. 3

2. Contextualização ................................................................................................................... 4

3. Os mecanismos de ajustes das Tarifas de distribuição de energia elétrica .......................... 5

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O processo do Reajuste tarifário das distribuidoras ................................................................. 6

O processo de Revisão Tarifária Periódica ou Ordinária ........................................................... 6

O processo de Revisão Tarifária Extraordinária ........................................................................ 7

4. As regras e a composição tarifária ........................................................................................ 8

Componentes tarifários - Itens de custo não gerenciáveis ................................................... 13

Energia Comprada ............................................................................................................... 13

Transporte de Energia ......................................................................................................... 16

Encargos Setoriais ............................................................................................................... 17

Componentes tarifários - custos gerenciáveis ....................................................................... 23

5. Análise comparativa tarifas no RS – Considerações iniciais ................................................ 23

6. Ciclos tarifários .................................................................................................................... 24

O primeiro Ciclo Tarifário ........................................................................................................ 25

Análises comparativas das tarifas médias ........................................................................... 26

O segundo Ciclo Tarifário ........................................................................................................ 29


O terceiro Ciclo Tarifário ......................................................................................................... 38


A RTE-Revisão extraordinária Tarifária de 2013 ..................................................................... 47

7. Conclusões........................................................................................................................... 50

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Introdução O presente documento tem por objetivo apresentar uma análise comparativa das Tarifas de

Energia Elétrica no Rio Grande do Sul no período “ 1997 a 2013” .

Inicialmente é elaborada uma contextualização das áreas de concessão estudadas , após

apresenta-se brevemente os mecanismos de ajustes das tarifas de energia elétrica definidos

nos contratos pactuados entre a União e os atuais concessionários considerando o regime de

regulação por incentivos aplicável às concessionárias de distribuição de energia elétrica no

Brasil no período em análise.

Os itens de custo que fazem parte da composição da receita das concessionárias, gerenciáveis

e não gerenciáveis e suas regras de repasse ao longo do período são apresentados

resumidamente para o melhor entendimento da evolução das tarifas de fornecimento de

energia elétricas das concessionárias.

Após a análise regulatória do período estudado podes partir para as análises quantitativas e de

comparação entre as concessionárias, que tem por único objetivo neste esclarecer a evolução

das tarifas as quais passaram a se diferenciar sobremaneira após o primeiro ciclo de revisão

tarifária, coincidentemente.

Para as análises foram elaborados um Banco de dados com as tarifas publicadas em

Resoluções Tarifárias, aplicadas a clientes da alta tensão das concessionárias AES Sul-

Distribuidora Gaúcha de Energia, CEEE-D- Companhia Estadual de Energia Elétrica e RGE- Rio

Grande Energia, e um modelo de simulação de tarifa média (R$/MWh) , anexos a este.

A análise foi dividida considerando os ciclos tarifários por quais as concessionárias passaram

até esta data, e todas as informações utilizadas são públicas e pode ser encontradas no site da

ANEEL , em Resoluções Tarifárias, Resoluções Normativas, Despachos da ANEEL, Notas técnicas

da ANEEL, PRORET ,Leis e decretos do Setor de Energia Elétrica. Os conceitos aqui

apresentados também têm por base os documentos acima citados.

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Contextualização A Lei 8.631, de 4 de março de 1993 e o Decreto 774 estabeleceram a “Desequalização

Tarifária” no Setor Elétrico Brasileiro e, a extinção da remuneração legal mínima de 10% sobre

o investimento vigente desde o Código de Águas de 1934, fixando a partir daí o regime

tarifário vigente. Até este período as concessionárias de distribuição eram na sua maioria

empresas estatais e verticalizadas. As tarifas de energia elétrica eram equalizadas em nível

nacional, com mecanismos de compensação intra-setorial.

A partir de 1995 iniciaram-se as privatizações no setor de distribuição de energia elétrica e os

novos modelos de contratos de concessão passaram a prever mecanismos de revisão das

tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro1. Segundo a Lei 8.987/1995, as

tarifas poderiam ser diferenciadas em função das características técnicas e dos custos

específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários.

Em 1996 a Lei nº 9.427/96 instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, vinculada

ao Ministério de Minas e Energia, com a finalidade de regular e fiscalizar a produção,

transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as

políticas e diretrizes do governo federal.

No Rio Grande do Sul, a distribuição de energia elétrica estava sob responsabilidade da

Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-D), além de mais outras pequenas

concessionárias e em torno de 15 Cooperativas de eletrificação rural. No entanto a CEEE-D

atendia, aproximadamente, mais de 90% de todo o mercado consumidor no Estado, o que

significava tarifas iguais para um mesmo segmento de mercado em, praticamente, todos os

municípios do Estado.

A Lei Estadual nº 10.900, de 26 de dezembro de 1996,autorizou a reestruturação societária da

CEEE-D. Dessa reestruturação, foram constituídas além das empresas do segmento de geração

(um hídrica e uma térmica) três concessionárias de distribuição: Companhia Centro-Oeste de

Distribuição de Energia Elétrica; Companhia Norte-Nordeste de Distribuição de Energia

Elétrica; Companhia Sul-Sudeste de Distribuição de Energia Elétrica; e uma controladora das

demais citadas.

Em outubro de 1997, através de leilão público, ocorreu a venda de duas subsidiárias Centro-

Oeste e Norte-Nordeste, para as empresas mais tarde denominadas de AES Sul Distribuidora

Gaúcha de Energia S/A e Rio Grande Energia S/A.

Foram celebrados os contratos de concessão para prestação de serviços públicos com a União,

conforme estabelecido pela Lei nº 9.074/95:

i) Em 06 de novembro de 1997, foi assinado o Contrato de Concessão nº 12/97-DNAEE,

com Companhia Centro-Oeste de Distribuição de Energia Elétrica - Estado do Rio

Grande do Sul;

1Lei n.º 8.987/95

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ii) Em 06 de novembro de 1997, foi assinado o Contrato de Concessão nº 13/97-DNAEE,

com Companhia Norte-Nordeste de Distribuição de Energia Elétrica - Estado do Rio

Grande do Sul;e

iii) Em 25 de outubro de 1999, foi assinado o Contrato de Concessão nº 81/99 - ANEEL

com Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE-D.

No ato da celebração dos contratos com a União, as concessionárias de distribuição

reconheceram que o conjunto das tarifas vigentes como os mecanismos de reajuste e revisão

das tarifas estabelecidos no referido contrato, eram adequadas e suficientes para a prestação

dos serviços objetos da concessão àquele perfil de mercado.

As tarifas de cada concessionária passaram a serem definidas considerando a aplicação dos

mecanismos de atualização tarifária, nas datas especificadas no referido contrato,

considerando a legislação superveniente. A partir deste, com a nova divisão regional do setor

elétrico gaúcho, aliada às mudanças institucionais do setor em âmbito nacional, as tarifas

passaram a ser diferentes para um mesmo segmento de mercado no Rio Grande do Sul.

Os mecanismos de ajustes das Tarifas de distribuição de

energia elétrica A regulação por incentivo com limite de preço aplicada às concessionárias de serviço público

de distribuição de energia elétrica no Brasil, como explicitado em seus contratos de concessão,

emprega três mecanismos para refletir as mudanças dos custos das concessionárias nas

tarifas: reajuste anual; revisão periódica e revisão extraordinária.

O intervalo entre revisões seria o prazo para estimular a concessionária a buscar benefícios

através da implementação de medidas de economia e eficiência, reservando-se para o

momento da revisão a decisão sobre a forma e o grau do compartilhamento desses benefícios

com os consumidores.

Esses procedimentos obedecem a seguinte lógica:

i) as tarifas são reajustadas anualmente de modo a refletir as mudanças nos custos

contratualmente definidos, considerando a inflação com base no IGP-M, bem como os

efeitos de melhorias de eficiência estimuladas pela aplicação de um fator X, definido

no momento da revisão tarifária2;

ii) as tarifas são revisadas num intervalo que varia em ciclos uniformes de três a cinco

anos após a primeira revisão, dependendo do contrato, de modo a refletir as

mudanças nos custos das concessionárias;

iii) Mesmo entre os reajustes anuais, eventos inesperados ou mudanças de custo de um

alcance imprevisto e significativo podem ameaçar o equilíbrio econômico-financeiro

de uma concessão. Neste caso, os contratos de concessão também permitem que seja

realizada, a qualquer tempo, uma revisão tarifária extraordinária, tal qual ocorreu em

janeiro de 2013, com a redução tarifária.

2 Até a 1ª revisão Tarifária ordinária, o fator X foi definido como zero.

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A regulação por incentivo inclui ainda a observância de padrões de qualidade e penalidades

específicas pelo não cumprimento dos mesmos.

O regime tarifário atual do tipo preço-teto (price cap) considera, portanto que, estabelecidos

os preços (limite inicial – tarifas homologadas pelo órgão regulador), a concessionária de

distribuição terá reajustes anuais através de um índice de preços estabelecido

contratualmente e/ou revisões extraordinárias e revisões ordinárias das tarifas.

Na data do reajuste haveria o repasse dos custos não gerenciáveis e aplicação da variação da

inflação pelo indicador estabelecido em contrato3sobre a parcela de custos gerenciáveis,

sendo que esta última parcela seria ainda ajustada pelo “fator X“, que seria o fator que

referente ao compartilhamento dos ganhos de produtividade ao longo de um ciclo tarifário.

Foi estabelecido em contrato também que para o ciclo inicial, compreendido entre a

assinatura do contrato de concessão e a primeira revisão periódica o fator X seria zero.

O processo do Reajuste tarifário das distribuidoras A cada revisão periódica o preço limite é reposicionado e um novo valor4 e o valor de X é

reestabelecido.

Esse método conceitualmente buscaria atingir dois objetivos básicos:

i) Permitir que os consumidores pudessem se apropriar de parte dos ganhos de

produtividade obtidos pela concessionária, através do fator X, que representa uma

redução do reajuste anual das tarifas;.

ii) Permitir que a concessionária se apropriasse dos ganhos de produtividade obtidos no

período entre as revisões tarifárias (superiores ao fator X) que na prática, funcionaria

como um incentivo à eficiência;

O reajuste tarifário ocorre anualmente, geralmente no aniversário do contrato das

distribuidoras, com o objetivo de repor o “poder de compra” da tarifa.

O Índice de Reajuste Tarifário – IRT que ajustará a receita da concessionária de distribuição é

definido segundo uma fórmula paramétrica, constante nos contratos de concessão das

empresas, as tarifas que irão recompor a receita foram a partir da 1RTP, definidas por

componentes de custo.

O processo de Revisão Tarifária Periódica ou Ordinária Nas revisões tarifárias periódicas os custos efetivos das concessionárias são reavaliados a fim

de definir um novo requisito de receita – Receita Requerida-com vistas a estabelecer tarifas

que venham estabelecer ou reestabelecer o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Os

elementos da receita requerida são as despesas de operação e manutenção incorridas na

prestação dos serviços, o retorno sobre o investimento em ativos para prestar tais serviços, a

depreciação desse investimento, e outros custos.

3 No caso o IGP-M

4 Valores com vigência anual

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O processo de revisão tarifária periódica compreende:

i) O reposicionamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica em nível

compatível com a preservação do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de

concessão,

ii) A determinação do Fator X, que será aplicado nos próximos reajustes tarifários, com o

objetivo de compartilhar ganhos de produtividade com os consumidores;

iii) A Reestruturação das tarifas, que definirá a relação entre os níveis de tensão e a

definição de modalidades e postos tarifários.

O processo de Revisão Tarifária Extraordinária As revisões extraordinárias podem ocorrer a qualquer tempo, por iniciativa da

concessionária quando da percepção de ruptura do Equilíbrio Econômico-Financeiro, ou se

o fator é risco demasiado relevante para afetá-lo, cabendo a concessionária justificar o seu

pedido dessa modalidade de revisão.

Assim o ensejo de um pedido de revisão extraordinária depende da natureza do evento, mas

sempre tem por objetivo manter o equilíbrio econômico do contrato.

Estas ocorreram em três ocasiões até a presente data:

A majoração da alíquota da COFINS: Com o advento da Lei nº 9.718, de 27 de

novembro de 1998, publicada no DOU de 28/11/98, ficou estabelecida a majoração

da alíquota da COFINS, que passou de 2% para 3%, nos termos do caput do art. 8º

daquela lei. Essa medida governamental de aumento de impostos repercutiu na

estrutura de custos das concessionárias5, o que ensejou o pleito de revisão tarifária,

que foi reconhecida nas tarifasnos reajustes tarifários de 2000, sem recomposição de

perdas passadas6;

Perdas de receita pelo Racionamento: Em 2001, o setor elétrico passou pelo

racionamento de energia e suportava ainda as perdas de receita devido a custos não

gerenciáveis7, então após intensiva solicitação das distribuidoras foi julgada

necessária a reposição das perdas da chamada “parcela A” e também as relativas ao

racionamento. No entanto foram consideradas improcedentes as perdas pela

racionalização de energia no Sul do País e especificamente das concessionárias em

análise somente a RGE teve o reconhecimento das perdas da “parcela A” em função

das regras estabelecidas para este repasse8. Esta revisão tarifária ficou conhecida

como - RTE -Recomposição Tarifária Extraordinária.

A redução tarifária promovida a partir de 2013, considerando as medidas do Governo

Federal: A proposta do Governo Federal consistiu em um aprimoramento do marco

institucional do Setor de Energia Elétrica estabelecido em 2004, que concede um

tratamento específico para uma parte da energia elétrica considerada “velha”, ou

5 Naquele período o PIS/COFINS estava incluso nas tarifas publicadas.

6 Período entre a majoração da alíquota até o devido repasse na data base de cada concessionária.

7 Pela não concatenação do custo e repasse da compra de energia, transporte em transmissão e encargos.

8Foram condicionalmente reconhecidas, através da adesão ao acordo e ao cumprimento de algumas regras tais

como “a desistência” de todos os pleitos anteriores.

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seja, aquela gerada por usinas que já tiveram grande parte de seus ativos

amortizados ou depreciados. Adicionalmente, estabeleceu condições para o

tratamento das concessões de transmissão que formaram, inicialmente, a Rede

Básica, cujos ativos também se encontram fortemente amortizados e depreciados.

Além disso, retirou das tarifas atuais toda a cobertura a descontos e subsídios

repassados a alguns segmentos de mercado, previstos por lei. Todas essas tratativas

tiveram por finalidade a redução tarifária a partir de 24 de janeiro de 2013.

As regras e a composição tarifária A Resolução n° 270, de 13 de agosto de 1998, estabeleceu condições e procedimentos para

realização de reajuste de tarifas de energia elétrica dos concessionários do serviço público de

distribuição.

O cálculo do Índice de Reajuste Tarifário (IRT) das tarifas de fornecimento é simulado pela

concessionária que encaminha seu pleito ao regulador, o regulador calcula com base na

fórmula de reajuste constante na “CLÁUSULA SÉTIMA - TARIFAS APLICÁVEIS NA PRESTAÇÃO

DOS SERVIÇOS” dos contratos de concessão.

A composição do Índice de Reajuste Tarifário – IRT, se dá pela atualização dos custos da

parcela A vigentes na data do reajuste em processamento, somados à parcela B ajustada pelo

“IGPM-X” , que irão compor a receita necessária para a concessionária divididos pela Receita

anterior da concessionária.

Figura Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-1-Reajuste da Receita da concessionária de distribuição

Do período de 1998 a 2002, fase anterior ao 1º Ciclo de Revisões Tarifárias o ajuste de todas as

tarifas era feito pelo critério do IRT médio, que representa ajuste necessário à Receita da

concessionária.

PAPARCELA A

VPA0

PARCELA B

VPB0

RE

CE

ITA

AT

UA

L -

RA

O

PAPARCELA A

VPA1

PARCELA B

VPB1

RE

CE

ITA

NE

CE

SS

ÁR

IA-R

A1

Repasse integral

IGPM X

DRA-ANO 0 DRP-ANO 1

Período anual do reajuste

O&M

INVESTIMENTOS

REMUNERAÇÃO

TRIBUTOS

ENCARGOS SETORIAIS

TRANSPORTE DE ENERGIA

ENERGIA COMPRADA

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Tal critério não reflete nenhuma variabilidade do mercado (crescimento ou redução) visto que

o mercado pela fórmula paramétrica é fixo (doze meses anteriores a data do reajuste9) .

A forma do cálculo do reajuste considerava até 2001 a variação dos itens de custos não

gerenciáveis do ano do reajuste comparado ao do ano anterior. Quaisquer variações de custos

entre datas de reajuste, tais como por exemplo, a variação cambial para efeito de repasse da

quota de Itaipu, a criação ou alteração de encargos no meio do período, não eram avaliadas

nem consideradas. Isso ocorreuaté a edição das Portarias Interministeriais nº 296, de 25 de

outubro de 2001 e nº 25, de 24 de janeiro de 2002 que disciplinaram os mecanismos de

compensação da CVA - Conta de Valores da Parcela A.

A CVA - Conta de Valores da Parcela A é um instrumento de apuração e atualização das

diferenças mensais entre os valores de itens de custos não gerenciáveis –“ PARCELA A “ fixados

no reajuste tarifário anterior e os valores efetivamente contabilizados e pagos durante o

período posterior ao reajuste, e que irão ser ajustados no reajuste tarifário seguinte.

A CVA foi criada para exercer o papel da Revisão Tarifária Extraordinária, automaticamente,

pois a variação dos custos não gerenciáveis entre os reajustes são constantes.

Consagrou-se como um importante instrumento para solução do desequilíbrio econômico-

financeiro em virtude dos aumentos dos custos não gerenciáveis - Parcela A.

Sendo assim, até 2002, pode-se perceber que as tarifas noRio Grande do Sul evoluíam

conforme o Índice de Reajuste médio, de forma igual para todas as classes e níveis de tensão,

considerando a criação ao longo do período da criação de novos encargos, a variação de

despesa de compra e transporte de energia e a atualização da parcela de custos gerenciáveis

pela variação do IGP-M do período de reajuste de cada concessionária.

A partir do reajuste de 2002 passaram a incluir também “o ajuste” promovido pela CVA. Mas a

tarifa ainda era considerada como um todo, tarifa de fornecimento de energia, ainda sem

segregar as suas componentes o que portanto, mantinha as tarifas integradas sem a separação

das componentes referente ao Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e as componentes

decorrentes da comercialização de Energia (TE).

Paralelamente para viabilizar as condições gerais de contratação do acesso, compreendendo o

uso e a conexão, aos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica estabelecidas

na Resolução ANEEL 281, de 1 de outubro de 1999, em novembro de 1999 a ANEEL

estabeleceu, pela Resolução 286, as tarifas de uso dos sistemas de distribuição de energia

elétrica a serem praticadas pelos agentes conectados às redes de distribuição. Esta resolução

também determinou que as concessionárias do serviço público de distribuição apresentassem

a ANEEL propostas de Tarifas de Uso para suas redes de distribuição.

Com base nas propostas das concessionárias a ANEEL definiu uma metodologia para o cálculo

das tarifas de uso dos sistemas de distribuição – TUSD, que foi consolidada em uma Nota

9 Chamado “mercado de referência”

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Técnica e estabelecida pela Resolução ANEEL 594, de 26 de dezembro de 2001. A partir da

metodologia estabelecida nesta Resolução, a ANEEL homologou as tarifas de uso dos sistemas

de distribuição, em resoluções específicas para cada concessionária, explicitando os

componentes formadores destas tarifas.

A aplicação de um índice de reajuste em cada componente da TUSD ao invés da aplicação de

um percentual único na tarifa de uso final passou a ser fundamental para a manutenção da

estrutura tarifária após a sua mais correta definição, refletindo assim de forma mais aderente

possível, os sinais de custos do serviço de distribuição nos diferentes níveis de tensão.

Sendo assim a partir de contribuições à Audiência Pública 013/2002 foi publicada a Resolução

nº 790, de 24 de dezembro de 2002 que então estabeleceu uma nova metodologia para o

cálculo do reajuste das tarifas de uso dos sistemas de distribuição de energia elétrica,

aplicáveis às unidades consumidoras quando do reajustamento tarifário anual de

concessionária ou permissionária de distribuição. Esta Resolução criou o reajuste por

componente das tarifas de uso dos sistemas de distribuição, a partir do ano de 2003, ano da

revisão da AES Sul e RGE, e reajuste para a CEEE-D, as tarifas de fornecimento passaram a ser

segregadas em TUST+TUSD e TE através da soma dos respectivos componentes.

A abertura entre “tarifa fio” e tarifa de energia tem como pressuposto que as tarifas relativas

ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão refletem adequadamente os custos de

atendimento dos grupos e modalidades tarifárias. Partindo de que a “tarifa fio” resultaria das

tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão, de forma que a tarifa de energia

fosse a diferença entre a tarifa de fornecimento vigente e a “tarifa fio”.

Concluiu-se na época que a distorção a ser corrigida residia na parcela de energia, visto que a

diferença entre as tarifas ocorre de fato na forma de uso das redes, que geram diferentes

custos e não na energia comercializada, essa deveria ser igual para os clientes de todas as

tensões.

Partindo desta condição básica que se estabeleceu o processo do “Realinhamento Tarifário”

que produziu uma reorganização na estrutura tarifária das concessionárias de distribuição,

resultando na maioria dos casos uma elevação nas tarifas para os clientes conectados em alta

tensão e uma redução para os consumidores de baixa tensão.

De acordo com a Resolução CNPE/MME 12/2002, os consumidores do Grupo “A” que puderem

optar por outro fornecedor de energia elétrica poderão fazê-lo negociando seus contratos de

compra de energia, uma vez que as tarifas de uso incorporam os custos de transporte, perdas,

encargos setoriais e tributos. Cabe ressaltar, que a referida Resolução determinou que o

realinhamento tarifário fosse efetuado progressivamente até 2007, para que ao final deste

todos os consumidores pagassem o mesmo preço de energia.

Para efeito do Realinhamento Tarifário, as tarifas de energia foram segregadas em duas

parcelas:

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A 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

A 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.

É importante ressaltar também que até o reajuste de 2005 as tarifas continham na parcela B

componente que deveria dar cobertura aos tributos PIS e COFINS. Tais tributos foram

excluídos das tarifas a partir da assinatura de aditivos aos contratos de concessão. Tal aditivo

determinou a exclusão destes tributos que compunham as tarifas de energia elétrica,

embasados no arcabouço legal, que regulamenta os mecanismos de ajustes na tarifa de

energia elétrica, visando manter o equilíbrio econômico e financeiro do contrato de concessão.

Para efeito da operacionalização do anteriormente exposto, a ANEEL excluiu o percentual

efetivamente incluído nas tarifas, que como regra geral era de 3,65%, relativo a PIS/PASEP e a

COFINS, na primeira ocorrência de reajuste ou revisão de tarifas de cada agente de

distribuição, após a publicação da Resolução Normativa decorrente do processo.

A Resolução Normativa 166/2005 (REN/2005) revogou Resoluções nº 790, de 24 de dezembro

de 2002 e nº 666, de 29 de dezembro de 2002, que regulamentavam o cálculo da tarifa de uso

dos sistemas de distribuição - TUSD e da tarifa de energia – TE.

Pela necessidade de aprimoramentos foi aberta a Audiência Pública 047/2004 que resultou

na publicação da REN 166/2005. Todo o detalhamento dos referidos aprimoramentos pode ser

obtido na Nota Técnica 302 /2005–SRE /ANEEL publicada no site da ANEEL.

Basicamente, as novas regras implementadas separaram a TUSD:

A TUSD-Fio A incluindo os custos com o uso da rede básica ou o uso das instalações de

outras concessionárias de distribuição, as perdas na Rede Básica 10ou seja, incluiria

todos os itens de custo de transporte à exceção da distribuição e também estabeleceu

a particularidade ao clientes A1 que passam, a partir da REN 166/2005, remunerar

diretamente o custos com Rede básica e conexões, no entanto ainda com reajustes

descasados , sempre que estes fossem clientes ainda cativos;

A TUSD – Fio B aplicada a todos os usuários das redes da distribuidora incluiria a

remuneração dos ativos necessários para a prestação do serviço e o custo operacional

estabelecido no âmbito da revisão tarifária periódica, o que é exatamente a própria

TUSD-Fio definida anteriormente pela ANEEL;

TUSD relativa aos Encargos do Serviço de Distribuição contemplando os encargos RGR,

P&D e Eficiência Energética, Contribuição para o ONS e TFSEE11 e,

10

Sobre a perdasde distribuição 11

Proporcional as componentes da TUSD

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TUSD referente aos Encargos Setoriais CCC, CDE e PROINFA.

Além disso, alteraram-se a estrutura das componentes específicas para perdas técnicas e não

técnicas.

A tarifa de energia – TE passou a ser composta pelos itens de custos: energia para revenda,

incluídos os valores relativos à geração própria, custos totais relativos à ITAIPU, perdas

elétricas na rede básica, Encargos de Serviços do Sistema, P&D e TFSEE.

Esta composição das tarifas e estrutura de tarifas foram utilizadas na Revisão Tarifária

Periódica do 2º Ciclo, realizada em 2008 para as três empresas do Rio Grande do Sul que serão

objeto deste relatório.

Para o 3º ciclo de Revisão Tarifária a ANEEL iniciou as análises para uma redefinição da

Estrutura Tarifária e por consequência a forma de recuperação dos diferentes itens de custo

que compõem a tarifa ainda em 2009 através de uma série de Consultas e Audiência Públicas

que se estenderam até o ano passado quando da homologação final dos Procedimentos de

Regulação Tarifária (PRORET) através da Resolução Normativa nº 498/2012, publicada em

4/7/2012.

O PRORET tem caráter normativo e consolida a regulamentação acerca dos processos

tarifários. A estrutura do PRORET foi aprovada pela Resolução Normativa nº 435/2011, sendo

que ele está organizado em 10 módulos, ainda não totalmente concluído pela ANEEL.

Os módulos por sua vez estão subdivididos em submódulos abrangendo todos os processos

tarifários. O conjunto de regras estabelecidas nos Módulo 2 - Revisão Tarifária Periódica das

Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica e Módulo 7 - Estrutura Tarifária das

Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica especialmente contém todas as regras

aplicadas para a composição das tarifas para o 3CRTP.

As tarifas vigentes na CEEE-D já contemplam a metodologia do 3º ciclo Tarifário, a AES Sul e

RGE estão em processo de Revisão12 sendo que as tarifas resultantes do 3CRTP serão

publicadas respectivamente em abril e junho próximo.

Além dos reajustes anuais e das revisões periódicas, a ANEEL também pode realizar a Revisão

Tarifária Extraordinária a qualquer tempo, a pedido da distribuidora ou por sua iniciativa do

regulador, quando algum evento provocar significativo desequilíbrio econômico-financeiro.

O governo federal através da MP579 de 11 de setembro de 2009 propôs “antecipadamente” a

renovação de concessões de transmissão e geração de energia que venciam até 2017, com a

condição de redução das tarifas destes segmentos.

Em 24 de janeiro foi publicada a MEDIDA PROVISÓRIA No 605, DE 23 DE JANEIRO DE 2013 que

estabeleceu novos objetivo para o encargo Conta de Desenvolvimento Energético e o

DECRETO No 7.891, DE 23 DE JANEIRO DE 2013 que dispõe sobre as concessões de geração,

12

Em diferentes estágios.

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transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais em prol

da modicidade tarifária.

Com a redução dos custos com a compra e transporte de energia e encargos setoriais

determinados pela legislação acima citada e, com a retirada da tarifa parcela devida a

recomposição de descontos legais a alguns segmentos de mercado como clientes rurais, baixa

renda e outros. As tarifas foram redefinidas pela ANEEL, ou seja a ANEEL recalculou todos os

processos tarifários de 2012, seja reajustes ou revisões tarifárias e republicou as tarifas que

passar a viger a partir do dia 24 de janeiro. O efeito dessa redução é de certa forma estrutural,

pois retirou custos que compunham a base das tarifas anteriores ,ou seja, redefiniu o nível e a

de alguma forma a composição tarifária das distribuidoras. É importante ressaltar que a

redução tarifária decorrente deste processo foi especificamente em itens “não gerenciáveis”

pela distribuidora ,a conhecida Parcela A.

Bem, redefinida a tarifa EXTRAORDINARIAMENTE para todas as distribuidoras a partir de 24 de

janeiro de 2013, será dada a sequência aos demais processos estabelecidos nos Contratos de

Concessão, seja reajuste ou revisão tarifária.

Assim conforme relatamos neste item a “abertura das tarifas pelos seus itens de custo” e a sua

publicação no site da ANEEL ocorreu a partir de 2003, é possível então a partir dos processos

tarifários deste ano analisar a evolução das tarifas das concessionárias do Rio Grande do Sul de

forma um pouco mais minuciosa, considerando a participação por componente até o último

processo de atualização das tarifas das concessionárias que foi a Revisão Extraordinária de

Tarifas citada nos parágrafos acima.

Componentes tarifários - Itens de custo não gerenciáveis Embora inicialmente13 não estando abertas as tarifas nos itens de custos, os custo não

gerenciáveis que vem compor a Receita da distribuidora estão associados às despesas com

energia comprada, com transporte de energia seja pelo uso das instalações de transmissoras

ou de outras distribuidoras, e com os encargos setoriais.

Neste item vamos fazer a análise regulatória do período que considera o início do contrato de

concessão das distribuidoras AES Sul , CEEE-D e RGE até a presente data , sempre que possível

na abertura de tarifas nos itens de custo.

Energia Comprada

Até 1998 o sistema de contratação de energia elétrica entre geradoras e distribuidoras era

verticalizado, flexível e inteiramente regulado.

O processo de definição dos montantes anuais para a contratação era regulado pela Portaria

nº 244 do DNAEE, que estabelecia dois momentos para contratação. No primeiro, o GCPS

definia, anualmente, os montantes para o horizonte de cinco anos, considerando a evolução

do mercado e das obras previstas para melhoria do sistema. No passo seguinte, a cada ano, o

GCOI analisava a previsão para o ano seguinte e realizava os ajustes necessários, conforme o

13

De 1997 a 2003

Página 14

crescimento real e o efetivo andamento das obras previstas.

Este processo garantia, além de uma previsão de médio prazo, a possibilidade de revisão dos

montantes previstos a fim de ajustá-los ao quadro real verificado no mercado de energia

elétrica, em momento imediatamente anterior à contratação anual.

Com a reestruturação do setor elétrico brasileiro, algumas mudanças fundamentais foram

promovidas através da Lei nº 9.648/98, visando a estabelecer, no futuro, um sistema

caracterizado pela desverticalização e pela liberdade no estabelecimento de preços e

montantes de energia a serem contratados no mercado.

Com base nestas premissas, os “Contratos Iniciais”, que substituíram a antiga forma de

contratação através do GCPS e do GCOI, estabeleceram, a partir de 1998 , os montantes fixos a

serem contratados nos anos seguintes, até 2003, por um prazo, portanto, de cinco anos,

quando então se iniciaria o processo de “descontratação” de 25% ao ano, cujo processo

estaria concluído em 2006. O que de fato ocorreu para a maioria das concessionárias de

distribuição, em 2006 acabou o período de transição e toda energia passou a ser atendida

através de Itaipu 14, bilaterais e leilões.

No Rio Grande do Sul a descontratação anual de alguns contratos, ditos Equivalentes aos

Iniciais foi de 10% ao ano15, os quais perduraram até o ano de 2011. A regra de descontratação

de 25% no Rio Grande do Sul se aplicou aos Contratos das distribuidoras com a CEEE-D-

Geração, COPEL-Geração e GERASUL( de origem da ELETROSUL)16, mais tarde após a

privatização TRACTEBEL Energia.

Importante mencionar também que os reajustes com energia comprada a partir de 2001, data

da criação da CVA, passaram a ocorrer concomitantemente aos reajustes da contratante, no

caso as concessionárias de distribuição.

Até 2004 então, os contratos bilaterais de longo prazo que vinham sendo firmados por

concessionárias com o objetivo de dar cobertura ao crescimento de mercado e à

descontratação, tinham como limite de repasse às tarifas de fornecimento o VN- Valor

Normativo.

Em abril de 2003, a Superintendência de Estudos Econômicos do Mercado – SEM/ANEEL -

elaborou a Nota Técnica nº 23/2003-SEM/ANEEL, na qual estabeleceu “critérios a serem

considerados na análise dos contratos de compra e venda de energia elétrica sujeitos à

aprovação ou homologação pela ANEEL”. A Superintendência de Fiscalização Econômica e

Financeira - SFF -, por sua vez, elaborou a Nota Técnica nº 81/2003-SFF/ANEEL, na qual fixou

critérios para a análise dos contratos entre “partes relacionadas”.

14

No caso das cotistas 15

contratos das concessionárias de distribuição AES Sul, CEEE-D e RGE com a CGTEE 16

Originária da ELETROSUL

Página 15

Desta forma, nos processos tarifários posteriores, foram considerados pela ANEEL além do

Valor Normativo, os critérios estabelecidos nas referidas Notas técnicas para definição do

limite de repasse de cada bilateral de longo prazo.

Em 30 de julho de 2004, o Decreto 5.163/2004 que entre outros regulamentou a

comercialização de energia elétrica, estabeleceu a obrigatoriedade da garantia por parte da

distribuidora de 100% do seu mercado a partir de 1º de janeiro de 2005.

Os CCEAR – Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, decorrentes de

leilões definidos no Decreto acima citado, para empreendimentos de geração existentes e

novos empreendimentos de geração são contratos bilaterais registrados na Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

Algumas concessionárias de distribuição também adquiriram energia em Leilões anteriores ao

Decreto n.º 5.163/2004, leilões estes, públicos de montantes de energia, realizados no âmbito

do antigo Mercado Atacadista de Energia – MAE 17.

O Decreto n.º 5.163/2004 foi um novo marco no setor de Energia Elétrica, que passou a

realizar leilões de Energia Existente18a partir de 2005 e leilões de Energia Nova para suprir o

mercado das concessionárias de distribuição.

As concessionárias de distribuição situadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste estão

obrigados a adquirir a energia elétrica gerada pela usina hidrelétrica de Itaipu. O valor da

despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de repasse de

potência de Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada, publicados em

Resolução Normativa da ANEEL. A tarifa de Itaipu é fixada em dólares e publicada por meio de

Resolução Homologatória da ANEEL.

Além da aquisição através de quotas da Usina de ITAIPU, as concessionárias de distribuição

também adquirem quotas Programa PROINFA que são estabelecidas em conformidade com o

Plano Anual do PROINFA – PAP, a ser elaborado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –

Eletrobrás, conforme o disposto no art. 12 do Decreto nº 5.025, de 30 de março de 2004.

As concessionárias do Rio Grande do Sul, passaram a contar no seu portfólio além dos

contratos iniciais e de ITAIPU, e após 2004 das quotas do PROINFA, com a complementação de

bilaterais e Leilões.

Para o cálculo dos custos com compra de energia elétrica, para efeito de repasse às tarifas

tomam-se como base os montantes adquiridos pela concessionária da Itaipu Binacional, quota

do PROINFA, dos contratos bilaterais e de leilões públicos de energia. Para compor a “Parcela

A “da Receita Requerida são considerados apenas os montantes de compra de energia elétrica

17 Hoje Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

18 Energia de origem da descontratação dos contratos iniciais

Página 16

necessários para o atendimento ao mercado de cada período, acrescido de um adicional a

título das perdas regulatórias 19de energia elétrica.

Transporte de Energia

Os custos com transporte de energia elétrica incluem o custo de transmissão da energia das

usinas até as redes de distribuição da concessionária, sendo composto por Rede Básica,

Conexão, Transporte de Itaipu e Encargos de Uso, não constituindo receita da concessionária

de distribuição.

O Uso das Instalações da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão de Energia

Elétrica refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras,

conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para

acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos

valores de demanda de potência multiplicados pelas tarifas estabelecidas pela ANEEL.

A ANEEL estabeleceu a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST), nas formas de

TUSTRB, relativa ao uso de instalações da Rede Básica, e TUSTFR, referente ao uso de

instalações de Fronteira com a Rede Básica.

As tarifas de uso do sistema de transmissão - TUST são fixadas anualmente em 1º de julho e

elas devem remunerar as receitas anuais permitidas de todas as concessionárias de

transmissão. Essas receitas são pagas às transmissoras pela disponibilização de suas

instalações integrantes da Rede Básica para o sistema.

Os montantes com rede básica que totalizam a carga da distribuidora até 2006 eram dividido

sem:

• Montantes associados aos Contratos Iniciais – CI’S e ;

• Montantes Fora dos Contratos Iniciais- FCI’S.

Desta forma o MUST – Montante de Uso do Sistema de Transmissão era rateado em CI’s e

FCI’s para apuração dos encargos. Ao primeiro era atribuído uma tarifa “selo”. O chamado

“selão” cobria tanto a parte da carga quanto a do gerador vigendo até julho de 2006.

O chamado “selo estadual”, anteriormente publicado, representava uma média ponderada das

Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST de cada ponto de conexão de carga em uma

determinada unidade da federação, podendo considerar nessa mesma conta mais de uma

distribuidora e também os consumidores livres que se ligavam a barramentos com tensão

inferior a 230 kV classificados como integrantes da Rede Básica segundo a Resolução

433/2000, revogada pela atual REN 067/2004.

Além da finalidade de constar como um dos componentes da TUSD de cada distribuidora

dentro daquele estado, o “selo estadual” mostrava a um consumidor cativo que se conectasse

1919

A partir de 2003.

Página 17

a um desses barramentos qual seria a TUST que lhe seria aplicada caso optasse pelo mercado

livre.

No entanto, mesmo essa função carecia de aperfeiçoamentos, pois as tarifas nodais de

transmissão as quais estariam submetidas às distribuidoras de um mesmo estado poderiam ser

muito díspares entre si, e portanto deveriam pesar diferentemente na composição da TUSD

de cada distribuidora.

Neste sentido, a partir de 1° de julho de 2004, o “selo estadual” deixou de existir, dando lugar

a um “selo por distribuidora”, que representava a TUST média a que estaria submetida a

concessionária, e cuja única finalidade é compor, mais adequadamente, a formação da TUSD.

Atualmente a todo o montante contratual aplica-se a tarifa nodal que é diferente em cada

ponto de conexão da distribuidora, e refere-se somente à parte da carga, visto que a parcela

de transmissão do gerador está sendo repassada através dos preços de energia.

No caso de contratos equivalentes aos iniciais existentes no Rio Grande do Sul, a demanda

proporcional a estes contratos também passou20 a serem valorados pela tarifa nodal.

As distribuidoras detentoras de cotas-partes de Itaipu pagam também pelos Encargos de Uso

de Rede Básica atribuídos ao gerador Itaipu Binacional, de forma proporcional às suas cotas.

Os referidos encargos correspondentes à potência disponibilizada pela Usina de Itaipu ao

sistema, estão sendo apurados e atribuídos aos quotistas desde janeiro de 2003.

Os encargos de conexão destinam-se a remunerar as instalações de uso exclusivo e são

recolhidos diretamente à transmissora proprietária dos ativos. A anuidade definida para

remunerar tais ativos tem a mesma data de reajuste da distribuidora.

A tarifa de transporte da energia gerada pela UHE Itaipu Binacional destina-se ao pagamento a

FURNAS Centrais Elétricas pela disponibilização do sistema de transmissão de sua propriedade

para uso exclusivo como instalações de conexão da usina. Este sistema é composto pelas

linhas de transmissão Itaipu/Ivaiporã 765 kV e Itaipu/Ibiúna 600 kV, que não fazem parte da

Rede Básica. Embora seja dito um custo de transporte na composição das tarifas da

distribuidora ele compõe, entende-se corretamente, os custos com energia pois refere-se a um

custo de transporte de um gerador, como o é o quotista de Itaipu.

Encargos Setoriais

São contribuições definidas em lei com fins específicos, quais sejam:

RGR

A Reserva Global de Reversão foi criada com a finalidade de prover recursos para reversão,

encampação, expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica. A Quota de RGR era

fixada anualmente e paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias às Centrais

Elétricas Brasileiras - ELETROBRÁS, gestora dos recursos arrecadados para esse fim.

20

a partir da Resolução Normativa 354/2006

Página 18

As medidas legais deste encargo:

Criado pelo Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957;

Em 1998 a Lei n.º 9.648/98 definiu que a RGR seria extinta em 31/12/2002;

A Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, estendeu sua vigência até 2010;

A Medida Provisória nº 517, de 30 de dezembro de 2010 prorrogou a vigência deste

encargo até 2035; e

As medidas do governo federal para a redução tarifária 2013 extinguiram o encargo e,

o saldo do mesmo será utilizado para indenização a geradores e transmissores na

renovação das concessões com objetivo da modicidade tarifária.

Este encargo integra as tarifas das concessionárias de distribuição considerando o período

analisado neste21, sendo excluído a partir da RTE promovida pela ANEEL em 24 de janeiro de

2013. Durante o período analisado esse encargo evoluiu22 considerando ou o crescimento do

ativo em serviço ou a receita do concessionário.

TFSEE

A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica tem por objetivo prover recursos para o

funcionamento da ANEEL. A TFSEE fixada anualmente é paga mensalmente em duodécimos

pelas concessionárias.


Foi instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996;

os procedimentos de cálculo e recolhimento foram estabelecidos pelo Decreto n.º

2.410, de 28 de novembro de 1997;

a Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, alterou o percentual de cálculo de 0,5% para

0,4% (quatro décimos por cento) do valor do benefício econômico anual auferido pelo

concessionário, permissionário ou autorizado;


analisado neste23, sendo reduzido a partir da RTE promovida pela ANEEL em 24 de janeiro de

2013.

CCC

A Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis tem por objetivo atualmente, subsidiar a

geração térmica principalmente na região norte (Sistemas Isolados).


A Lei nº. 5.899/1973 instituiu o rateio de ônus e vantagens decorrentes do consumo

dos combustíveis fósseis, na época relacionada às necessidades dos sistemas

interligados;

21

De 1997 a março de 2013 22

Considerando que a regra geral é 2,5% sobre o Ativo imobilizado , limitado a 3% da receita. 23

De 1997 a março de 2013

Página 19

Com a publicação da nº. Lei 8.631/1993, o rateio passou a considerar o custo de

consumo de combustíveis para geração de energia elétrica nos sistemas isolados, e;

Posteriormente, a CCC-ISOL teve sua data de extinção alterada de dezembro de 2010

para maio de 2022, de acordo com a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;

A Lei na Lei nº. 12.111 de 9 de dezembro de 2009, resultado da Medida Provisória nº.

466 de 29 de julho de 2009 reformularam a CCC dos Sistemas Isolados, que passou a

cobrir toda a diferença entre o custo total de geração de energia elétrica dos Sistemas

Isolados e a valoração da respectiva energia pelo preço médio de potência e energia

comercializados no Ambiente de Contratação Regulado - ACR do Sistema Interligado

Nacional – SIN;


analisado neste24, sendo excluído a partir da RTE promovida pela ANEEL em 24 de janeiro de

2013. Durante o período analisado esse encargo evoluiu consideravelmente em função do

crescimento do mercado do sistema isolado e dos custos associados a esta geração

considerando as regras determinadas pela legislação acima.

CDE

A Conta de Desenvolvimento Energético tem por objetivo propiciar o desenvolvimento

energético a partir das fontes alternativas; promover a universalização do serviço de energia, e

subsidiar as tarifas da subclasse residencial Baixa Renda.


foi criada pela Lei nº 10.438/2002, com duração prevista de 25 anos,

Com a publicação da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012,

significantes alterações foram incorporadas aos objetivos da CDE, bem como quanto à

origem de recursos.

O novo dispositivo prevê que a CDE deverá prover os recursos necessários aos dispêndios da

Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, a que se refere à Lei nº 12.111/2009, assumindo

também objetivos similares ao da Reserva Global de Reversão – RGR, em especial o de prover

recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculadas à indenização por

ocasião da reversão de concessões.

O encargo é fixado anualmente e pago mensalmente pelas concessionárias à ELETROBRÁS, que

é a entidade que movimentar esses recursos.


analisado neste, a partir da sua criação em 2002 ,sendo reduzido a partir da RTE promovida

pela ANEEL em 24 de janeiro de 2013.

PROINFA

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica foi instituído com o

objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida com base em fontes eólica,

24

De 1997 a março de 2013

Página 20

pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, no Sistema Elétrico Interligado Nacional é

administrado pelo Ministério de Minas e Energia


Criado pelo decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002;

O Decreto nº 5.025/2004, que regulamenta o Art. 3º da Lei n° 10.438/2002,

determinou que a Eletrobrás elabore o Plano Anual do PROINFA (PAP);

As diretrizes para elaboração do PAP foram estabelecidas pela Resolução n° 127/2004

da Agência Nacional de Energia Elétrica.

Refere-se a encargo pago por todos os agentes do Sistema Interligado Nacional que recolhem

tarifa de uso das redes elétricas relativa a consumidores livres ou cativos, para cobertura dos

custos da energia elétrica produzida por empreendimentos de produtores independentes

autônomos participantes do PROINFA.

A cada final de ano a ANEEL publica as cotas anuais a serem pagas em duodécimos por esses

agentes no ano seguinte.

ONS

O Operador Nacional do Sistema tem por objetivo 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

distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do ONS.

ESS

Previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, representa um encargo destinado à

cobertura dos custos dos serviços do sistema, inclusive os serviços ancilares, prestados aos

usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, que compreenderão, dentre outros: I - custos

decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito, por restrições

de transmissão dentro de cada submercado; II - a reserva de potência operativa, em MW,

disponibilizada pelos geradores para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de

partida autônoma; III - a reserva de capacidade, em MVAr, disponibilizada pelos geradores,

superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador em Procedimentos de Rede

do ONS, necessária para a operação do sistema de transmissão; e IV - a operação dos

geradores como compensadores síncronos, a regulação da tensão e os esquemas de corte de

geração e alívio de cargas

Os Encargos de Serviços do Sistema são levantados por submercado e pagos por todos os

agentes de consumo da CCEE pelo consumo medido correspondente, contratado ou não no

submercado onde está localizado o seu consumo.

Página 21

ER

O Encargo de Energia de Reserva, previsto no Decreto no 6.353 de 16 de janeiro de 2008, é

decorrente do processo de contratação dessa energia destinada a segurança do fornecimento

de energia pelo sistema, passou a ser cobrado de todos os usuários do SIN, a partir de 2009. O

encargo é apurado de acordo com a Resolução Normativa da ANEEL, nº 337/2008.

PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

O encargo referente à 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 distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o

montante de, no mínimo, 75%de sua receita operacional líquida em pesquisa e

desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 25% em programas de eficiência energética

no uso final.

Página 22

Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-2-Resumo de Encargos Setoriais

RGR

• Reserva Global de Reversão

• Criado pelo Decreto n.º 41.019, de 26 de fevereiro de 1957

• excluído

CCC

• Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis

• Criado pelo Decreto nº 73.102, de 7 de novembro de 1973

TFSSE

• Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica

• Instituída pela Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996

P&D

• Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética

• Criado pela Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000

PROINFA

• Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

• Instituído pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002

CDE

• Conta de Desenvolvimento Energético

• Instituído pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002

ESS

• Encargo de Serviços do Sistema

• Previsto no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004

ER

• Encargo de Energia de Reserva

• Previsto no Decreto nº 6.353 de 16 de janeiro de 2008

Página 23

Componentes tarifários - custos gerenciáveis25

Ao iniciar-se o primeiro período tarifário, cada concessionária teve estabelecido no respectivo

contrato de concessão a estrutura tarifária com seus valores iniciais que, aplicados ao seu

mercado, definiram 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, encargos 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, e depende diretamente da gestão eficiente dos chamados custos gerenciáveis.

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 A e B 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 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.

Análise comparativa tarifas no RS – Considerações iniciais O presente documento visa elaborar uma análise comparativa de tarifas vigentes nas áreas de

concessão da AES Sul, CEEE-D e RGE. Neste caso é importante observar:

I. As tarifas da referidas empresa eram iguais por segmento de mercado até a assinatura

do contrato de concessão, as quais foram homologadas através da Portaria DNAEE nº

104, de 7 de abril 1997, constante nos contratos de concessão 012/97 e 013/97,

respectivamente das empresa AES Sul e RGE, tarifas vigentes à época também para a

CEEE-D;

II. O prazo das revisões tarifárias da AES Sul e RGE, constantes em seus respectivos

contratos de concessão, tem periodicidade de 5 anos, enquanto na CEEE-D a revisão

periódica ocorre a cada 4 anos;

III. A data dos reajustes anuais, no caso da AES Sul e RGE, coincidia até o ano 2011, e

ocorriam a cada dia 19 de abril, sendo que a partir do reajuste de 2011 a data base da

RGE passou a ser 19 de junho a fim de concatenar o seu reajuste com as empresas

supridas;

25

Texto Notas técnicas da 1ª revisão periódica de tarifas

Página 24

IV. A data base da CEEE-D é a mesma da data de assinatura do contrato de concessão: 25

de outubro;

Resumindo

Concessionária Contrato de Concessão

Data da assinatura CC

Data base26

reajuste/revisão

Periodicidade RTP

AES Sul 012/97 06-nov-97 19 de abril 5 anos

CEEE-D 081/99 25-out-99 25 de outubro 4 anos

RGE 013/97 06-nov-97 19 de junho 5 anos

Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-1-Datas e períodos de Reajuste/Revisão das concessões

Desta forma não seria possível a comparação direta, pois, embora as regras sejam vigentes

para todas a concessões, haverá sempre um descasamento temporal em virtude das

definições dos seus respectivos contratos, o que também ocorre cada vez que é apresentado

no próprio site da ANEEL as tarifas das 63 concessionárias comparativamente.

Neste documento a análise é elaborada em especial para clientes horo sazonais de Alta Tensão

nos subgrupos tarifários A2 e A4 decorrentes de tensão de atendimento 138 kV e entre 2,3 e

25 kV, respectivamente, nas concessões acima citadas.

Para a comparação da tarifa média de um perfil típico de cliente de alta tensão de mesma

modalidade tarifária aplicou-se uma tarifa ponderada para cada ano, obtendo-se assim uma

tarifa média anual por concessão , sendo desta forma possível uma comparação razoável.

Assim as análises serão realizadas para:

Cliente cativo

27

Fator de carga de ponta

Fator de carga Fora de ponta

Relação Demanda P/FP

A2 75% 65% 100%

A4 75% 65% 100%

Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-2-Perfil de cliente para Análise

Também cabe destacar que a variação média do reajuste tarifário publicado que ajusta o nível

da receita da distribuidora não representa, desde o estabelecimento do reajuste por

componente conforme legislação já citada neste, variação do valor das tarifas de cada classe

de consumo. Isso porque, de acordo com a composição das tarifas, essa variação é válida para

a estrutura de mercado de cada concessão e a participação de cada item de custo para cada

segmento de mercado.

Ciclos tarifários O processo de Revisão Tarifária Periódica divide os anos em ciclos tarifários. O ano em que há

Revisão não é aplicado o Reajuste tarifário, e a metodologia com base nos princípios de

Regulação Econômica são revisados a cada Ciclo de Revisão Tarifária.

26

Data atual para reajuste ou revisão, no caso da RGE até o reajuste de 2010 , até 2009 era 19 de abril 27

Tarifa horosazonal azul

Página 25

No ano de 2011/2012 foi definida a metodologia para o 3CRTP (3º Ciclo de Revisão Tarifária

Periódica). Portanto podem-se identificar períodos distintos, ao longo do período de análise:

i) Até a 1ª Revisão Tarifária Periódica: de 1997 a 2002 para as concessionárias AES Sul e

RGE e de 1999 a 2003 no caso da CEEE-D;

ii) O período entre 1ª RTP e 2ª RTP: de 2003 a 2008 para as concessionárias AES Sul e

RGE e de 2004 a 2008 no caso da CEEE-D;

iii) O período restante que considera o 2CRTP(2º Ciclo de Revisões Tarifárias) até a RTE

2013 (Revisão Tarifária Extraordinária) publicada em 24 de janeiro de 2013 para as

empresas, que considera uma reavaliação dos processos (reajuste e revisão) de 2012

feita pelo regulador com o objetivo da aplicação da redução tarifária na parcela A.

No início do processo de concessão, as tarifas eram iguais e publicadas a partir da Portaria

DNAEE nº 104, de 7 de abril 1997 que homologou as tarifas da CEEE-D, também válidas para

AES Sul e RGE.

Neste documento serão analisados todos os documentos públicos referentes a reajustes e

revisões tarifárias: Resoluções Homologatórias, Notas técnicas e demais documentos

disponibilizados em audiências públicas. A seguir apresentamos um quadro resumo com os

documentos que homologaram as tarifas das concessionárias ao longo do período de análise:

AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A.

Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica

Rio Grande Energia S/A.

ANO Documento data Documento data Documento data

1.997 PORT. 104/97 7-abr-97 PORT.104/97 7-abr-97 PORT.104/97 7-abr-97

1.998 RES. 124/98 19-abr-98 PORTARIA 104/97 7-abr-97 RES. 123/98 19-abr-98

1.999 RES. 69/99 19-abr-99 RES. 197/99 9-jun-99 RES. 068/99 19-abr-99

2.000 RES. 104/00 19-abr-00 RES. 412/2000 25-out-00 RES. 105/00 19-abr-00



2.003 REH 203/03 19-abr-03 REH 570/03 25-out-03 REH 198/03 19-abr-03








2.011 REH 1135/11 19-abr-11 REH 1221/11 25-out-11 REH 1153/11 19-jun-11

2.012 REH 1280/12 19-abr-12 REH 1371/12 25-out-12 REH 1294/12 19-jun-12

2.013-RTE REH 1412/13 24-jan-13 REH 1448/13 24-jan-13 REH 1411/13 24-jan-13

Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-3-Datas e documentos de homologação de Reajuste/Revisão das concessões

Os documentos sublinhados referem-se a resultados de Revisão Tarifária Periódica das

concessionárias.

O primeiro Ciclo Tarifário 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.

Página 26

Dessa forma, a evolução das tarifas, ao longo do primeiro período tarifário, foi uma

consequência exclusiva da aplicação desse mecanismo contratual.

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, o resultado foi o aumento da participação relativa da

Parcela A na receita anual da concessionária ao longo do primeiro período tarifário.

A partir da assinatura do contrato de concessão, as tarifas de fornecimento de energia elétrica

das concessionárias foram reajustadas, nos termos do contrato de concessão, dentro do

primeiro ciclo tarifário, conforme apresentado na tabela a seguir28:

Concessionária 1998 1999(1) 2000(2) 2001 2002(3) 2003

AES Sul 4,30% 12,74% 12,97% 19,44% 10,87%

CEEE-D 14,96% 19,73% 21,35% 18,44% 9,10%

RGE 4,06% 13,48% 13,08% 18,21% 12,20%

Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-4- Reajustes Tarifários 1º ciclo

(1) Efeitos da alteração da política cambial; (2) Alteração da alíquota da COFINS de 2% para 3%; (3) Não inclui a Recomposição Tarifária Extraordinária estabelecida pela Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002.

A tabela a seguir a participação das Parcelas A e B da receita ao longo do primeiro período

tarifário das concessionárias:

Concessionária Receita 1998 1999 2000 2001 2002 2003

AESSul NT047/2003

Parcela A 56,60% 54,88% 56,72% 63,18% 63,75%

Parcela B 43,40% 45,12% 43,28% 36,82% 36,25%

CEEE-D NT119/2004

Parcela A 48,91% 53,53% 62,23% 57,78%

Parcela B 51,09% 46,47% 37,77% 42,22%

RGE NT048/2003

Parcela A 53,47% 55,06% 54,44% 60,09% 60,78%

Parcela B 46,53% 44,94% 45,56% 39,91% 39,22%

Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-5- Composição da Receita da Concessionária

Análises comparativas das tarifas médias

Este item apresenta a comparação considerando a análise regulatória e premissas descritas

nos itens anteriores, para a evolução das tarifas das concessionárias, durante o primeiro

período tarifário, tomando como base 100 o ano de 1997:

28

Dados obtidos nas notas técnicas das empresas do 1CRTP

Página 27

Figura Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-3- Gráfico da evolução da Tarifa média do Subgrupo A2 e indicadores


Os gráfico apresentados acima consideram a base 100 tarifas e indicadores do ano de 1997 e

demonstram a evolução dos mesmos.

Nos gráfico apresentado pode-se observar que há uma pequena diferença na variação

acumulada das tarifas médias entre AES Sul e RGE, no primeiro ciclo que vai basicamente de

Página 28

1997 a 2002, e da evolução das tarifas médias da CEEE-D de 1998 a 200229. A variação das

tarifas das concessionárias em 2002 ficou abaixo da variação acumulada do IGPM, que nesta

data correspondia à variação da parcela B nos reajustes, considerando o período de referência

de cada concessão.

As tarifas médias30 dos clientes típicos analisados, por concessão estão apresentadas nos

gráficos a seguir, sendo importante observar que as mesmas incluíam na época os impostos

PIS/COFINS :

Figura Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-5- Tarifa média do Subgrupo A2 por área de concessão

29

Apresentado até 2002 , último ano que as tarifas são publicadas “fechadas”- sem demonstrar a abertura TUSD+TUST e TE de forma clara , inclusive para a CEEE-D cuja primeira revisão ocorreu somente em 2004 30

Sem ICMS.

Página 29


Como pode-se observar com aplicação de índices médios as tarifas (IRT médio) pelo fato das

empresas partirem de uma mesma base tarifária e, ainda se nenhuma delas passar pelo

processo de revisão tarifária e, principalmente pela suas estrutura de receita regulatória serem

muito parecidas as tarifas médias são de fato muito parecidas, as diferenças são inferiores a

2% entre elas ao final deste período (2002).

O segundo Ciclo Tarifário Em 2003 as concessionárias AES Sul e RGE passaram pelo 1º processo de Revisão Tarifária

Periódica, a CEEE-D somente em 2004, segundo calendário estabelecido nos contratos de

concessão.

No processo de Revisão Tarifária, as tarifas de energia elétrica das concessionárias , no que se

refere a parcela B , referentes aos custos gerenciáveis podem se distanciar um pouco, isso

considerando que o referido processo resulta da: movimentação da Base de Remuneração,

que considera os investimentos realizados e aprovados na Base Regulatória, que irá implicar na

remuneração e depreciação regulatória reconhecida para repasse ao concessionário; das

despesas de operação e manutenção de acordo com a “Empresa de Referência “ metodologia

utilizada no 2CRTP para apurar as despesas a serem reconhecidas pelo regulador para a

concessão para efeito de O&M.

Além do nível tarifário, no momento da Revisão tarifária periódica a estrutura tarifária

também é ajustada. O nível tarifário está relacionado com total da Receita reconhecida como

necessária para a manutenção do equilíbrio econômico financeiro da concessão. Já a estrutura

define como esta receita será alocada entre as distintas categorias de clientes (tensão de

atendimento e em alguns casos classes de consumo). É o momento para a concessão se

reequilibrar adequando também a estrutura que deve refletir o sinais econômicos no sentido

do menor custo, com objetivo final de otimização do sistema de transporte de energia, no caso

da distribuição o que se refletirá na modicidade tarifária, através de investimentos mais

adequados.

Vale destacar que, tal como ocorre nos reajustes anuais, a parcela A é repassada nas revisões

periódicas considerando as regras setoriais, já abordadas em itens anteriores.

Concessionária 2003(1) 2004(2) 2005(3) 2006 2007

AES Sul NT 105/2008

IRT 15,92% 7,10% 4,21% 3,96% 4,07%

Efeito final 15,94% 13,26% 3,46% 1,17% 1,61%

CEEE-D NT 315/2008

IRT 7,12% -5,51% 6,96% 1,83%

Efeito final (6) 2,76% -8,12% 7,53%

RGE NT 108/2008

IRT 27,96% 7,88% 14,57% 5,07% 3,77%

Efeito final 27,96% 14,37% 15,01% 3,54% 1,12% Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-6- Reajustes Tarifários 2º ciclo

(1) Revisão tarifária AES Sul e RGE;

Página 30

(2) Revisão tarifária CEEE-D; (3) a partir de 1° de julho de 2005 são excluídas as alíquotas do PIS/PASEP e da COFINS da base da tarifa; (4) IRT na tabela refere-se ao Índice se Reajuste Tarifário relativo ao Anexo II, sem efeito dos componentes financeiros; (5) Efeito final na tabela considera o efeito com o impacto da variação da tarifa final de um período para o outro ou seja inclui componentes financeiros. (6) Índice de reajuste econômico, com base nas tarifas do Anexo II das Resoluções Homologatórias. O índice do ano de 2004 corresponde ao reposicionamento provisório aplicado às em função da modicidade tarifária, conforme REH n.º 242, de 18 de outubro de 2004. A diferença entre o valor provisório e o definitivo está refletida nos reajustes tarifários subseqüentes. O Efeito/Consumidor leva em consideração os componentes financeiros aprovados nos reajustes tarifários. A tabela a seguir a participação das Parcelas A e B da receita ao longo do segundo ciclo

tarifário das concessionárias, obtidas nas Notas técnicas de reajustes e/ou revisões das

concessionárias:

Concessionária Receita 2003(1) 2004(2) 2005 2006 2007

AESSul NT047/2003

Parcela A 67,56% 66,60% 70,11% 70,70%

Parcela B 32,44% 33,40% 29,89% 29,30%

CEEE-D NT119/2004

Parcela A 63,59% 64,61% 63,90% 64,50%

Parcela B 36,41% 35,39% 36,10% 35,50%

RGE NT048/2003

Parcela A 60,68% 66,30% 70,67% 71,25%

Parcela B 39,32% 33,70% 29,33% 28,75%

Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-7- Composição da Receita da Concessionária

(1) Revisão tarifária AES Sul e RGE, não encontrou-se publicação de notas técnicas para a CEEE-D neste ano; (2) Revisão tarifária CEEE-D não encontrou-se publicação de notas técnicas para a AES Sul e RGE neste ano; (3) a partir de 1° de julho de 2005 são excluídas as alíquotas do PIS/PASEP e da COFINS da base da tarifa que compunha anteriormente a parcela B;

Ao final do ciclo pode-se observar uma elevação da participação da parcela A na receita de

todas as concessionárias que pode-se identificar com o aumento ao longo do ciclo da

participação de encargos setoriais, ou pelo aumento real destes como foi o caso da CCC por

exemplo31 ou pela criação de outros como foi o caso do ESS e PROINFA, repassados nos

reajustes de 2006. Ainda pode-se explicar a elevação da participação da parcela A pela

variação dos custos com compra de energia e também pela exclusão do PIS/COFINS que

integrava até junho de 2005 a base da parcela B.

31

Embora a CCC tenha caído consideravelmente no repasse de 2007 como pode-se observar nas notas técnicas

Página 31

Além disso a parcela B passou, a partir dos primeiros processos de Revisão periódica a sofrer

um ajuste do Fator X que no decorrer de todo o segundo ciclo tarifário32 foi diferente de zero,

sendo o componente Xe referente à produtividade definido no momento da revisão tarifária

para cada concessão. A tabela abaixo apresenta o fator X definido para cada reajuste

considerando suas demais componentes33 pesquisados nas Notas técnicas dos reajustes e

Resoluções Homologatórias:

Concessionária 2003(1) 2004(4) 2005 2006 2007

AES Sul 1,07% 1,5275% 2,4605% -1,0776% 1,2877%

CEEE-D 1,0352% -0,0619% 0,6231% 1,688%

RGE 1,12% 1,2237% 2,5168% -0,9662% 1,6285%


(1) Revisão tarifária AES Sul e RGE, fator X é definido mas não é aplicado; (2) Revisão tarifária CEEE-D, fator X é definido mas não é aplicado; (3) valores negativos indicam redução do IGPM quando da atualização da parcela B, quando

negativos neste ciclo especialmente indicam que a variação do IPCA foi superior ao IGPM no

período tarifário específico da concessionária;



nos itens anteriores, para a evolução das tarifas das concessionárias, durante o segundo

período tarifário, tomando como base 100 o ano de 1997:

32

Nos reajustes tarifários 33

O Fator X no segundo ciclo era calculado a partir das componentes Xe, Xa e Xc, sendo referentes respectivamente a produtividade, ajuste do componente “mão-de-obra” da “Parcela B”, refletindo a variação entre IGP-M e IPCA e, avaliação dos consumidores com relação à respectiva concessionária de distribuição com base no IASC.

Página 32



Neste ciclo, portanto observa-se maior distanciamento na evolução das tarifas entre as

concessionárias analisadas e também entre os níveis tarifários da mesma área de concessão.

No caso da comparação das tarifas entre concessões, a partir deste ciclo alguns itens de custo

se diversificaram muito em função das características de sua concessão apuradas no momento

da revisão tarifária na parcela B e nos indicadores especiais de ajuste da mesma, no caso o

fator X calculado para cada concessão e, ainda por decisões da empresa que mesmo com base

legal e, se assim não o fosse a ANEEL não reconheceria tais custos, mas acabou por resultar

em uma variação peculiar a cada área de concessão. Neste caso cita-se como exemplo o

portfólio dos contratos de energia de cada concessão.

Página 33

Figura Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-9- Estrutura de Contratação de Longo Prazo das concessionárias analisadas

Pode-se observar no gráfico acima que no final de 2007 há uma participação proporcional no

que se refere a contratos base no caso das empresas da Região Sul compulsórios por medida

legal como Itaipu, Proinfa e contratos equivalentes ao Inicial 34e diferem expressivamente nos

demais contratos principalmente no caso da RGE para as outras duas distribuidoras quando

compara-se contratos anteriores a Lei 10.848/2004 classificados no gráfico como bilaterais

posteriores a mesma Lei adquirido através de Leilões ,apresentados neste os LEE- Leilões de

Energia Existente e LEN- Leilões de Energia Nova.

Nestas mesmas Notas Técnicas onde foram buscadas as informações para o gráfico acima é

possível verificar que no processo de reajuste de 2007 , último do segundo ciclo tarifário, os

valores de mix de energia reconhecidos para efeito de repasse tarifário:

Concessionária Mix de energia R$/MWh AES Sul CEEE-D RGE

AES Sul 95,33 0% 2% -18%

CEEE-D 93,82 -2% 0% -19%

RGE 116,36 22% 24% 0% Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-9- Mix de repasse de energia

comprada das concessionárias analisadas

Além disso, neste ciclo diferentemente do anterior que o valor da tarifa de fornecimento de

energia elétrica tinha um conceito puramente econômico, em decorrência de política de

Governo para o setor elétrico foram criados muitos encargos e estes com variações não

concatenadas com as datas de reajustes das concessões ensejando custos adicionais para a

concessão entre o período de um processo de reajuste e/ou revisão. Aliás estes custos

adicionais não se traduziram somente devido aos encargos , mas também aos demais itens de

parcela A , tais como reajustes da compra e transporte de energia elevados acima dos

indicadores de inflação muitas vezes. Tudo isso levou a necessidade de estabelecer

34

Caso especifico do gráfico os contratos das distribuidoras com a CGTEE

Página 34

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 para recompor o “poder de compra

das tarifas” .

Os componentes financeiros ao longo do ciclo consistiam basicamente:

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 Recomposição Tarifária Extraordinária35 , no caso da Região Sul especialmente

para recompor 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, visto que a região não entrou no racionamento de 2001 ;

iii. Passivo PIS/COFINS Distribuidora : considerado o passivo financeiro do PIS/PASEP e

da COFINS, em decorrência da mudança de alíquotas e de base de cálculo desses

tributos, conforme Lei n.º 10.637/02, Lei n.º 10.833/03, Lei n.º 10.865/04 e Lei n.º

11.196/05, que afetou as tarifas quando estes ainda faziam parte da base tarifária de

novembro de 2002 a junho de 2005;

iv. Repasse de custos referentes a Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004, que impôs às

distribuidoras de energia elétrica conectadas ao SIN a garantia de atendimento à

totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada, por meio de licitação:

a. Valor do repasse de sobrecontratação: repasse de até aos 3% da carga de

referência;

b. Ajuste para compensação dos riscos de sazonalização - Apesar de a

contabilização de curto prazo ser realizada mensalmente, o resultado final a

ser considerado é o anual. Assim, quando se determina se uma distribuidora

teve sobrecontratação exatamente igual ou inferior aos 3% da carga de

referência, cabe observar que esse resultado pode ter ocorrido de diversas

maneiras. Caso essa sobrecontratação tenha sido distribuída pelos doze

meses do ano civil, o repasse da sobrecontratação dever neutralizar também

os resultados verificados no MCP;

c. Exposição à diferença de preços entre submercados - Devido ao modelo do

sistema elétrico brasileiro, os CCEAR celebrados entre geradores e

distribuidoras acabam, em sua maioria, relacionando agentes localizados em

submercados diferentes. Devido à diferença que há entre o preço da energia

em cada submercado, em particular o PLD, surge aí um risco de exposição

imposto às distribuidoras que os próprios contratos devem buscar mitigar.

Entretanto, nem sempre é possível eliminar essas variações simplesmente

pelas regras de comercialização.

35

Item aplicado a RGE que assinou o acordo do setor, não aplicado a AES Sul que não assinou o acordo e aplicado inicialmente à CEEE-D e retirado posteriormente, conclusões que pode-se deduzir através da leitura das Notas técnicas de reajustes e revisões das empresas analisadas;

Página 35

v. Programa Luz para Todos: O déficit mensal calculado como a diferença entre a receita

verificada e os custos relacionados à implementação do Programa Luz Para Todos, tal

como definidos para repasse na legislação vigente;

vi. Recomposição de descontos36 cuja legislação tinha sido posterior ao estabelecimento

das tarifas na 1ª revisão tarifária, tais como:

a. Desconto para Irrigante/Aqüicultura – Resolução 2007/2005;

b. Desconto para Fonte Alternativa de Energia - Resoluções 77/2004

No caso da comparação entre os níveis tarifários da mesma área de concessão, no ciclo

tarifário tem-se a questão do Realinhamento Tarifário e o Reajuste por componente , itens

conceitualmente já abordados em itens anteriores de análise regulatória dos períodos.

Todos estes motivos, e outros talvez de menor proporção corroboraram para a diferença da

curva de evolução tarifária demonstrada em gráficos anteriores.


gráficos a seguir, sendo importante observar que as mesmas incluíam os impostos PIS/COFINS

até 2005:


36

Os demais descontos não citados ( Cooperativas de Eletrificação Rural, classe rural e águas esgoto e saneamento, baixa renda, B2 rural e outros) não eram reconhecidos através de componentes financeiros pois consideravam que a estrutura tarifária definida já contemplava esses descontos que estavam implícitos nas tarifas e assim o ficaram mesmo após a 1ª Revisão tarifária. 37

Sem ICMS.

Página 36


A partir de 2003 tal como descrito em itens anteriores referentes a componentes tarifária e

abertura das tarifas38, as tarifas passaram a ser publicas de forma “aberta” ficando mais claro

desta forma os itens de custos que compunham as tarifas TUSD-Tarifa de Uso do Sistema de

Distribuição + TUST- Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão + Encargos Setoriais , no caso da

Alta tensão com um componentes de demanda de ponta e fora de ponta e componente de

energia que referiam especificamente aos Encargos e, ainda a componente TE que referem-se

aos custos com energia, compra de energia para revenda, inclusive Itaipu e encargos como

ESS.

Sendo assim, foi possível comparar as tarifas médias TUST+ TUST+ ENCARGOS39, que em tese40

representam o que o cliente conectado na distribuidora pagaria mesmo que migrasse para o

mercado Livre:

38

Detalhada no item 0As regras e a composição tarifária 39

Na apuração da tarifa média de 2003, não simulou-se a ponderação , como nos demais anos e análises visto que em 2002 não tem divulgação das tarifas na mesma abertura; 40

Digo em tese porque havia algumas diferenças de livres para cativos em função da alocação prevista na legislação em alguns períodos, ajustadas posteriormente.

Página 37

Figura Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-12- Tarifa média TUST+ TUSD +ENCARGOS do Subgrupo A2 por área de concessão


Comparou-se também a TE média entre as empresas, que em tese41 representam o que o

cliente conectado na distribuidora deixa de pagar quando migra para o mercado Livre:

41

Digo em tese porque havia algumas diferenças de livres para cativos em função da alocação prevista na legislação em alguns períodos, ajustadas posteriormente.

Página 38

Figura Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-14- Tarifa média TE do Subgrupo A2 por área de concessão


Vale ressaltar que o período de análise coincide com o período que foi aplicado o

realinhamento nas tarifas conforme explanado no item 0 acima As regras e a

composição tarifária.

O terceiro Ciclo Tarifário Em 2008 as três concessionárias em análise passaram pelo 2º processo de Revisão Tarifária

Periódica, isso porque segundo calendário estabelecido nos contratos de concessão, a CEEE-D

tem prazo de 4 anos para a realização da Revisão periódica.

Página 39

No processo da 2ª Revisão Tarifária tal como no 1ª Revisão Tarifária, a metodologia

empregada pela ANEEL para determinação dos custos operacionais foi a da Empresa de

Referência que, simplificadamente, pode ser entendida como a representação matemática da

atividade de distribuição de energia elétrica, definindo cada atividade e processo

implementados pelas distribuidoras, bem como os custos médios para cada uma das atividade

parametrizada. Embora o modelo tenha sido totalmente reformulado após ampla discussão

na Audiência Pública (AP 052/2007). A grande inovação foi a introdução da análise de

consistência global, que trouxe uma segunda dimensão na definição dos custos operacionais.

Definidos os parâmetros do modelo de Empresa de Referência, foi avaliado, por meio de uma

análise de consistência, se o valor resultante da aplicação do modelo refletia suas premissas

teóricas, dentre elas o nível médio de eficiência do setor de distribuição.

Com isso, a avaliação dos custos operacionais se ateve ao custo global resultante da aplicação

do modelo e à observância de seu nível eficiente, considerando as características de cada área

de concessão, em detrimento às minúcias do modelo de Empresa de Referência.

Ainda com relação ao nível da parcela B no que se refere à remuneração, a taxa de atualização

Custo Médio Ponderado do Capital-WACC regulatório foi reduzida de 11,26% para 9,95%42.

Para fins de composição da base de remuneração para período tarifário posterior a 2RTP, foi

avaliada e validada a base incremental do último período tarifário de cada concessão,

mantendo-se o conceito chave da Resolução n.º 493/2002, e ratificada na Resolução n.º

234/2006, de refletir apenas os investimentos prudentes na definição das tarifas dos

consumidores. A base de remuneração aprovada no primeiro ciclo de revisão tarifária foi

“blindada” - valores aprovados para o primeiro ciclo; expurgadas as baixas ocorridas entre as

datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária e; após a exclusão das baixas, ano a

ano, os valores remanescentes foram atualizados pela aplicação do IGP-M.

Além do nível tarifário, no momento da Revisão tarifária periódica a estrutura tarifária

também foi ajustada considerando a estrutura de mercado atualizada, com ajustes ainda um

pouco comedidos.

Vale destacar que, tal como ocorre nos reajustes anuais, a parcela A é repassada nas revisões

periódicas considerando as regras setoriais, já abordadas em itens anteriores.

Concessionária 2008(1) 2009 2010 2011 2012(2)

AES Sul

IRT econômico -2,15% 9,03% 2,47% 10,20% 6,38%

IRT total -0,11% 17,38% 5,56% 11,16% 10,38%

Efeito final ND 14,50% -2,16% 7,56% 5,63%

42

Equivalente a taxa real

Página 40

CEEE-D

IRT econômico 0,65% 2,83% 7,16% 7,54% 2,95%

IRT total 2,49% 0,22% 6,97% 7,50% 2,55%

Efeito final ND -0,28% 4,10% 7,82% ND

RGE

IRT econômico -5,37% 10,44% 1,72% 8,58% 0,49%

IRT total 4,77% 18,95% 12,37% 17,21% 11,51%

Efeito final ND 3,43% 3,96% 6,74% 3,38% Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-10- Reajustes Tarifários 2º

ciclo

(1) Revisão tarifária AES Sul e RGE, CEEE-D; (2) Revisão tarifária CEEE-D 3RTP; (4) IRT econômico na tabela refere-se ao Índice se Reajuste Tarifário relativo ao Anexo II, sem efeito dos componentes financeiros; (5) IRT Total considera o efeito com componentes financeiros, da tarifa média de venda da concessionária do período anterior para o em processamento. (6) O Efeito final chamado pela ANEEL de efeito para Consumidor, na verdade efeito médio da tarifa de venda da concessionária leva em consideração os componentes financeiros aprovados nos reajustes tarifários. A tabela a seguir a participação das Parcelas A e B da receita ao longo do terceiro período

tarifário das concessionárias, obtidas nas Notas técnicas de reajustes e/ou revisões das

concessionárias:

Concessionária Receita 2008(1) 2009 2010 2011 2012(2)

AESSul

Parcela A 71,25% 71,31% 71,92% 72,47% 73,90%

Parcela B 28,75% 28,69% 28,08% 27,53% 26,10%

CEEE-D

Parcela A 68,74% 68,31% 67,89% 67,80% 74,27%

Parcela B 31,26% 31,69% 32,11% 32,20% 25,73%

RGE

Parcela A 71,78% 72,00% 71,77% 71,67% 68,98%

Parcela B 28,22% 28,00% 28,23% 28,33% 31,02% Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-11- Composição da Receita da

Concessionária

(1) Revisão tarifária AES Sul e RGE, CEEE-D; (2) Revisão tarifária CEEE-D 3RTP; (3) sem PIS COFINS

Tal como no segundo período tarifário há em geral uma elevação da participação da parcela A

na receita de todas as concessionárias analisadas que pode-se identificar com o aumento ao

longo do ciclo da participação de encargos setoriais, ou pelo aumento real destes . Ainda pode-

se explicar a elevação da participação da parcela A pela variação dos custos com compra de

energia .

Página 41

Tal como no segundo período tarifário a parcela B passou é ajustada considerando a variação

do IGPM ajustada pelo Fator X43. A tabela abaixo apresenta o fator X definido para cada

reajuste considerando suas demais componentes44 pesquisados nas Notas técnicas dos

reajustes e Resoluções Homologatórias:

Concessionária 2008(1) 2009 2010 2011 2012(2)

AES Sul 0% 0,20% -0,95% 1,41% -0,61%

CEEE-D 0% -1,33% 0,87% 0,06% 1,19%

RGE 0% 0,18% -0,68% 0,95% -0,25%


(1) Revisão tarifária AES Sul e RGE, CEEE-D; (2) Revisão tarifária CEEE-D 3RTP, o fator X apresentado na tabela refere-se aos componentes Pd e T do Fator X , considerando a nova metodologia e serão aplicados na atualização da “Parcela B”, nos reajustes tarifários da CEEE-D de 2013 a 2015; (3) valores negativos indicam redução do IGPM quando da atualização da parcela B, quando

negativos neste ciclo especialmente indicam que a variação do IPCA foi superior ao IGPM no

período tarifário específico da concessionária;



nos itens anteriores, para a evolução das tarifas das concessionárias, durante o terceiro

período tarifário, incluindo-se neste a RTE de 2013 e, tomando como base 100 o ano de 1997:


43

Cuja metodologia teve vários ajustes na 2ª RTP das empresas 44

O Fator Xe, calculado com base na metodologia do Fluxo de caixa descontado, fator Xa mesmo conceito do ciclo anterior, o fator Xc foi excluído neste ciclo.

Página 42


Neste ciclo, portanto observa-se ainda um distanciamento na evolução das tarifas das

concessionárias, sendo no caso do subgrupo A4 ele é ainda maior mesmo considerando AES

Sul e a CEEE-D, que de fato tem tarifas mais próximas. No entanto o maior distanciamento

continua sendo de fato das empresas AES Sul e CEEE-D com relação à RGE, e como neste

período o reajuste continua por componente tarifária também há diferença na evolução

quando se considera os níveis tarifários da mesma área de concessão.

No caso da comparação das tarifas entre concessões, tal como no segundo alguns itens de

custo se diversificam muito em função das características de sua concessão apuradas no

momento da revisão tarifária na parcela B e nos indicadores especiais de ajuste da mesma, no

caso o fator X calculado para cada concessão e, ainda as com relação ao portfólio dos

contratos de energia de cada concessão.

Na página 16 da Nota Técnica no 108/2008-SRE/ANEEL, de 11/04/2008, comentário sobre a

condição de contratação da RGE com relação ao bilateral com a TRACTEBEL:

“A RGE não apresenta déficit ou sobra de energia para o ano teste, pois o contrato que

a mesma tem com a TRACTEBEL é flexível, permitindo ajustes no curto prazo que

possibilitam à distribuidora reduzir ou aumentar os montantes de suprimento com a

geradora”.

Página 43

Figura Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-18-

Estrutura de Contratação de Longo Prazo das concessionárias analisadas

Pode-se observar no gráfico acima que ainda em 2012 há uma participação proporcional no

que se refere a contratos base no caso das empresas da Região Sul compulsórios por medida

legal como Itaipu, Proinfa , os contratos equivalentes ao Inicial 45 já findaram neste período e

diferem ainda expressivamente nos demais contratos principalmente no caso da RGE para as

outras duas distribuidoras quando compara-se contratos anteriores a Lei 10.848/2004

classificados no gráfico como bilaterais posteriores a mesma Lei adquirido através de Leilões

,apresentados neste os LEE- Leilões de Energia Existente e LEN- Leilões de Energia Nova.

Embora já haja em 2012 uma participação de Leilões no portfólio da RGE.

Nestas mesmas Notas Técnicas onde foram buscadas as informações para o gráfico acima é

possível verificar que no processo de reajuste de 2012 , último do segundo ciclo tarifário, os

valores de mix de energia reconhecidos para efeito de repasse tarifário:

Concessionária Mix de energia R$/MWh AES Sul CEEE-D RGE

AES Sul 133,12 0,0% 0,4% -2,8%

CEEE-D 132,54 -0,4% 0,0% -3,2%

RGE 136,93 2,9% 3,3% 0,0% Tabela Erro! Nenhum texto com o estilo especificado foi encontrado no documento.-13- Mix de repasse de energia

comprada das concessionárias analisadas

Pode-se observar que neste período o mix tarifário reconhecido se aproximam bastante em

função da consideração de uma maior proporção de Leilões de Energia Nova , principalmente

de Térmicas que tem maior preço. No entanto para efeito do total do repasse de custos há de

se considerar o custo financeiro da CVA de compra de energia e os efeitos da aplicação da REN

255/2007 : Sobrecontratação, subcontratação, ajuste financeiro de curto prazo .

45

Caso especifico do gráfico os contratos das distribuidoras com a CGTEE

Página 44

Tal como o segundo período tarifário , o reajuste final é composto de uma parcela que tem um

conceito puramente econômico46, tarifas as quais são base para os reajustes posteriores, e da

parcela relativa aos componentes financeiros os quais 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 para recompor o

“poder de compra das tarifas” .

Além dos componentes financeiros citados no item anterior a ANEEL a partir da Revisão

tarifária retirou da base da tarifa todos os subsídios que eram recompostos através da

estrutura tarifária, e transformou-os em componente financeiro, avaliado e validado para

repasse a cada processo de ajuste das tarifas. Ou seja, todos os clientes tinham sua tarifa

elevada, considerando os valores validados, para recompor os subsídios a tais segmentos de

mercado. Ao longo do ciclo , além dos anteriores podem se observar nas Notas técnicas os

financeiros:

i. Recomposição de descontos47 conforme legislação:

a. Subsídio TUSD Fio "B" dado à Suprida - Res 243/2006;

b. Subsídio Cooperativas de eletrificação rural;

c. Subsídio Cooperativas de eletrificação rural;

ii. Neutralidade de encargos : Após as etapas de contribuições no âmbito da Audiência

Pública nº 043/2009, a Diretoria Colegiada da ANEEL, em reunião pública realizada no

dia 02 de fevereiro de 2010, aprovou o modelo-padrão de Termo Aditivo aos

contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, para

aprimoramento dos procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, de

modo a assegurar a neutralidade dos itens de custos não gerenciáveis da “Parcela A”,

em relação aos encargos setoriais.

Sobre a neutralidade acima citada, com a nova redação a redação da Subcláusula Sexta da

Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, mesmo mantendo-se a fórmula

de obtenção da “Parcela B” por diferença, esta passou a não ser mais influenciada, para mais

ou para menos, pelos itens da “Parcela A” (VPA0) referentes aos encargos setoriais com o

objetivo de assegurar a neutralidade dos citados itens de custos não gerenciáveis da “Parcela

A”. O aprimoramento da metodologia do reajuste tarifário anual consolidou-se com o

procedimento de cálculo previsto na nova Subcláusula Décima-Oitava da Cláusula Sétima –

Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços.

Basicamente, o procedimento de cálculo introduzido busca assegurar que: (i) a neutralidade

prevista na citada Subcláusula produza efeitos financeiros a partir de um mesmo mês , no

caso iniciou-se em fevereiro/2010 a todas as concessões, independentemente da data de

reajuste contratual, proporcionando um tratamento tarifário isonômico em todas as

concessões

46

Chamado geralmente nas Resoluções Homologatórias de Tarifas de “Anexo II” 47

Além dos anteriormente citados

Página 45

No que se refere aos subsídios, vale ressaltar o peso representativo do subsídio concedido às

Cooperativas de Eletrificação Rural principalmente nas áreas da AES Sul e RGE, como pode se

observar nas Notas Técnicas de Reajustes deste ciclo. Com as medidas da Revisão

extraordinária Tarifária de 2013 estes e todos os demais são excluídos das tarifas e passam a

ser compensados através da CDE.

No caso da comparação entre os níveis tarifários da mesma área de concessão, neste ciclo

tarifário tal como a partir de meados do segundo período tarifário, o Reajuste se dá por

componente tarifária sendo que a diferenciação ocorre pela variação x peso de cada item de

custo, itens conceitualmente já abordados em itens anteriores de análise regulatória dos

períodos.


gráficos a seguir, sendo importante observar que as mesmas não incluem impostos:


48

Sem ICMS.

Página 46


A partir de 2003 tal como descrito em itens anteriores referentes a componentes tarifária e

abertura das tarifas49, as tarifas passaram a ser publicas de forma “aberta” ficando mais claro

desta forma os itens de custos que compunham as tarifas TUSD-Tarifa de Uso do Sistema de

Distribuição + TUST- Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão + Encargos Setoriais , no caso da

Alta tensão com um componentes de demanda de ponta e fora de ponta e componente de

energia que referiam especificamente aos Encargos e, ainda a componente TE que referem-se

aos custos com energia, compra de energia para revenda, inclusive Itaipu e encargos como

ESS.

Sendo assim, foi possível comparar as tarifas médias TUST+ TUST+ ENCARGOS, que

representam o que o cliente conectado na distribuidora pagaria mesmo que migrasse para o

mercado Livre:

49

Detalhada no item 0As regras e a composição tarifária

Página 47



Neste caso as tarifas são mais próximas e consideram para a CEEE-D em 2012 efeito da Revisão

Tarifária do 3CRTP e em 2013 na RTE o efeito da exclusão dos encargos RGR, CCC, redução dos

encargos CDE, redução de custos com transmissão.

Comparou-se também a TE média entre as empresas, representam o que o cliente conectado

na distribuidora deixa de pagar quando migra para o mercado Livre:

Página 48



Nos gráficos acima observa-se uma maior proximidade das tarifas da AES Sul e CEEE-D e o

efeito final pós RTE reduzindo o distanciamento entre as tarifas das concessionárias analisadas.

A RTE-Revisão extraordinária Tarifária de 2013 O governo federal promoveu “antecipadamente” a renovação de concessões de transmissão e

geração de energia que venciam até 2017 e, com isso foi possível reduzir significativamente os

Página 49

preços de energia pagos a geradoras e, as tarifas pagas as transmissoras pelas distribuidoras,

custos estes que estas repassam aos seus clientes.

Além dos preços de energia e transporte, o governo federal reduziu encargos setoriais, retirou

da tarifa parcela devida a recomposição de descontos legais a alguns segmentos de mercado

como clientes rurais, baixa renda e outros. Para isso o Governo lançou mão de saldos positivos

de alguns destes encargos(pagos pelos clientes nos últimos anos) e complementou com aporte

direto do Tesouro Nacional50.

A redução foi estabelecida através da MP 579/2013, que o Congresso Nacional converteu na

Lei 12.783/2013.

O efeito dessa redução é estrutural, pois retirou custos que compunham as tarifas anteriores

redefinindo o nível das tarifas das distribuidoras.

As tarifas decorrentes da RTE foram publicadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica no

dia 24 de janeiro, sendo que no que se refere aos clientes típicos analisados embora já

apresentado no item anterior, detalha-se nos gráficos a seguir:


50

Todo o detalhamento deste pode ser visto na legislação decorrente da MP 579/2012 , no site da ANEEL ou no D.O.U.

Página 50


Nos gráficos acima compara-se o processo tarifário de 2012 com o resultante da RTE de 2013,

que tem a mesma base de preço. É importante ressaltar que a redução tarifária decorrente

deste processo foi especificamente em itens de custos “não gerenciáveis” da receita

distribuidora - Parcela A.

Bem, redefinida a tarifa EXTRAORDINARIAMENTE para todas as distribuidoras a partir do dia

24 de janeiro de 2013, seguem os demais processos estabelecidos nos Contratos de

Concessão, sejam reajuste ou revisão tarifária, conforme o calendário previsto nos referidos

contratos.

As datas de leitura dos medidores de energia elétrica dos clientes são distribuídas ao longo do

mês, por isso, a redução do preço da energia elétrica só deve ter sido percebida integralmente

pelo cliente, principalmente de baixa tensão em média após um ciclo completo de

faturamento com as novas tarifas. Ou seja, no primeiro mês de vigência das novas tarifas,

dependendo da data de vencimento da conta, parte do consumo utilizará a tarifa anterior e

outra parte a tarifa reduzida, aliás, o que ocorre a cada alteração das tarifas.

A ANEEL divulgou em seu site a redução por área de concessão das tarifas residenciais das

empresas, onde observou-se que três das cinco maiores reduções ficaram no Rio Grande do

Sul:

i. A maior queda (25,94%) coube à Uhenpal (Usina Hidroelétrica Nova Palma), com sede

na cidade de Faxinal do Soturno, na região central do Rio Grande do Sul;

ii. O segundo lugar (23,62%) ficou com a AES Sul Distribuidora de Energia, com atuação

na região centro-oeste do Rio Grande do Sul ;

iii. A RGE (Rio Grande Energia), que distribui energia no Norte-Nordeste do estado

gaúcho, sofreu o quarto maior desconto nas tarifas, de 22%.

Página 51

Conclusões Do início da concessão em 1997 até os dias atuais o Setor Elétrico passou por uma série de

regulamentações, sendo a atividade de distribuição de Energia Elétrica regulada, as tarifas das

concessionárias foram ajustadas considerando a regulação econômica de cada período.

Observou-se na análise dos documentos que os custos repassados tiveram citação de amparo

legal. O que nos parece e, parece óbvio, que distanciou a evolução das tarifas das empresas

analisadas foram principalmente a composição do seu portfólio de contratos de compra de

energia , após o primeiro período tarifário quando os contratos iniciais foram reduzindo e que

as concessionárias começaram a buscar no mercado contratos de energia para substituí-los

com o intuito de não ficarem expostas a riscos.

Identifica-se que as empresas AES Sul e CEEE administraram seu balanço energético de tal

forma a aproveitar dos Leilões que passaram a se realizar de forma compulsória para as

mesmas a partir da Lei 10.848/2004 , a RGE optou pelo contrato bilateral , dentro da regra do

VN, com a TRACTEBEL. Todas elas com opção dentro da regra de repasse vigente no período,

no entanto os Leilões realizados pós Lei 10.848/2004, no que se tratava de Energia Existente

tinham preços muito inferior ao limite do VN definido pela legislação então vigente em 2003.

Conforme citação de Nota Técnica da ANEEL, o contrato bilateral da RGE com a era flexível,

fechando a carga, não expondo aos “riscos” de curto prazo, no entanto com contrato que em

2012, conforme página 16 da Nota Técnica nº158/2012-SRE/ANEEL, de 04/06/2012 foi

repassado a um valor de R$ 174,84/MWh que levaram em consideração regras de reajuste

validada pela Superintendência de Estudos de Mercado - SEM51 obedecida a data de reajuste

prevista do contrato.

Após a RTE com a nova política de cotas e com a redução de contratos bilaterais, os custos

médios energia comprada parecem que tendem a se aproximar novamente, mas claro vão

depender sempre das aquisições das concessionárias via Leilão e da sua estrutura final de

contratos.

Os subsídios após RTE passam a ser diluídos pelas concessões em função do recebimento não

mais via tarifa mas a partir de reembolso via CDE. O que também leva a tendência de

aproximação das tarifas finais entre as concessões, pois até então cada concessão honrava

com o reembolso de segmentos de mercado que legalmente tinham direito aos descontos52.

Todos os conceitos fundamentais apresentados neste foram pesquisados e citados da

regulamentação do Setor, todos os valores citados e utilizados para análise também.

Vale ressaltar que a ANEEL documenta através de processos todos os procedimentos

referentes a Reajustes e Revisões tarifária e que os mesmos são disponibilizados quando

solicitados por agentes diretamente interessados.

51

Citado no item 75 da página 17 Nota Técnica nº158/2012-SRE/ANEEL, de 04/06/2012. 52

Exceção de parcela de subsídio concedido ao Baixa Renda, após a nova regra.

Página 52

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Análise comparativa das Tarifas de Energia Elétrica no Rio ... · Página 3 Introdução O presente documento tem por objetivo apresentar uma análise comparativa das Tarifas de