ANÁLISE DOS INVESTIMENTOSaneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2007/028/documento/ane… · 8. O produto final da análise deverá ser o valor regulatório do montante de investimentos

ANEXO III Nota Técnica nº 034/2007-SRD/ANEEL

Brasília, 22 de junho de 2007

A N Á L I S E D O S I N V E S T I M E N T O S

Nota Técnica n° 0034/2007-SRD/ANEEL

Em 22 de junho de 2007.

Processo nº 48500.000551/2007-45 Assunto: Análise dos investimentos em distribuição da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. para o segundo ciclo de revisão tarifária.

I. DO OBJETIVO

Analisar os investimentos no sistema de distribuição da Elektro para atendimento do crescimento de mercado, com base nas informações recebidas da concessionária, com o objetivo de subsidiar o cálculo do componente Xe do Fator X. II. DOS FATOS 2. A Resolução Normativa ANEEL n° 234, de 31 de outubro de 2006, estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. O Anexo VI da citada Resolução, define a metodologia para cálculo dos componentes Xe e Xa do Fator X. 3. O cálculo do componente Xe, que representa o conceito de eficiência econômica e produtividade, é realizado pela aplicação do método de Fluxo de Caixa Descontado – FCD, do tipo prospectivo (forward looking) e tem por objetivo valorar as receitas e despesas futuras da concessionária, dado um determinado crescimento de mercado. Assim, é necessário definir, para o período tarifário em análise, os investimentos em expansão do sistema e renovação dos ativos de distribuição, a receita, os custos operacionais e a base de remuneração. 4. Os investimentos em expansão do sistema de distribuição são aqueles para atender o crescimento do mercado horizontal e vertical, ou seja, pelo acréscimo de novos consumidores e pelo aumento de carga dos consumidores existentes, respectivamente. A Resolução Normativa ANEEL n° 234/06 estabelece que a metodologia para análise dos investimentos pode ser baseada em duas fontes de informações:

• Histórico dos investimentos: a concessionária deve apresentar o histórico dos investimentos ano a ano, por subgrupo de tensão, para um período não inferior a quatro anos;

• Plano de desenvolvimento da distribuição – PDD: apresenta o plano de obras proposto pela

distribuidora com as informações necessárias para sua análise. Deve considerar um horizonte não inferior a cinco anos;

Fl. 3 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 5. A presente análise da projeção de expansão das redes da empresa foi feita considerando-se apenas os valores declarados pela Elektro no histórico de investimentos e no preenchimento do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD. 6. Os investimentos devem guardar coerência com o crescimento do carregamento do sistema. Outros fatores que devem ponderar a análise são a viabilidade econômica do investimento, o impacto tarifário e o efetivo benefício técnico. 7. Outra variável que deve ser avaliada no estudo é o aporte de recursos no Programa Luz Para Todos (LPT) e a sua origem: participação da concessionária, do Governo Federal com a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, financiamentos com recursos da Reserva Global de Reversão – RGR, e eventual participação dos Estados e Municípios. 8. O produto final da análise deverá ser o valor regulatório do montante de investimentos em alta, média e baixa tensão, por ano do ciclo de revisão tarifária. II.1 Recebimento das Informações 9. Em 26 de outubro de 2006, foi encaminhado à Elektro o Ofício Circular nº 021/2006–SRD/ANEEL, solicitando que as informações do planejamento de expansão e histórico de investimentos fossem enviadas à ANEEL até o dia 24 de novembro de 2006, para análise dos investimentos associados ao Fator Xe. 10. Para o recebimento do plano de obras da distribuição, foi disponibilizado para a concessionária o aplicativo Banco de Planejamento versão 1.7.3. As obras deveriam ser fornecidas em estrutura modular, contendo as informações solicitadas para cada módulo específico. Já o histórico do montante de investimentos dos últimos cinco anos deveria ser fornecido agregado por subgrupos de tensão e ano de referência. 11. Em 17 de novembro de 2006, foi encaminhado à Elektro o Ofício Circular nº 023/2006–SRD/ANEEL, postergando o prazo de envio das informações solicitadas para 15 de dezembro de 2006. Em 20 de dezembro de 2006, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD recebeu correspondência eletrônica (e-mail) da Elektro com as informações solicitadas. 12. O Ofício Circular nº 005/2007-SRD/ANEEL, de 16 de fevereiro de 2007, solicitou a quantidade de investimentos realizados no âmbito do Programa Luz Para Todos (LPT). Em 02 de março de 2007 a ANEEL recebeu a correspondência CT/R/057/2007, com as informações solicitadas. 13. Em 09 de fevereiro de 2007, a SRD recebeu a correspondência da Elektro CT/R/035/2007, retificando as informações solicitadas através do Ofício Circular nº 021/2006–SRD/ANEEL. 14. Em 26 de março de 2007, a SRD recebeu correspondência eletrônica (e-mail) da Elektro com a retificação do histórico dos investimentos e a demanda por nível de tensão, do período de 2002 a 2006.

Fl. 4 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 15. Em 07 de maio de 2007, a SRD recebeu a correspondência da Elektro CT/R/103/2007, com as considerações da distribuidora em relação às suas propostas de investimentos. 16. Em 11 de maio de 2007, a SRD recebeu a correspondência da Elektro CT/R/110/2007, retificando os dados do histórico de investimentos do período de 2002 a 2006 e da projeção de investimentos para o período de 2007 a 2011. III. DA ANÁLISE 17. Foram recebidos da distribuidora dois conjuntos de informações, com o seguinte nível de detalhe:

• Histórico: de 2002 a 2006, com os investimentos globais, em reais, e a demanda correspondente a cada subgrupo de tensão, no momento de carga máxima do sistema;

• Planejamento da distribuição: de 2007 a 2011, com o plano de obras, por nível de tensão. As obras

foram compostas por módulos, conforme estrutura pré-estabelecida. Para cada módulo, foram informados os custos unitários e totais, a tensão de operação, e demais dados técnicos (p.ex. bitola de condutores, capacidade, etc.).

18. Na tabela 1 são apresentados os montantes, declarados pela Elektro, dos investimentos realizados nos anos de 2002 a 2006, e a projeção de investimentos para os anos de 2007 a 2011, divididos por subgrupos de tensão.

Tabela 1 – Histórico e planejamento dos investimentos em distribuição (R$)

ANO Baixa Tensão

De 2,3 a 25 kV

De 30 a 44 kV 69 kV De 88

a 138 kV Total

2002 14.935.800,00 51.266.040,00 1.501.160,00 0,00 2.049.800,00 69.752.800,00

2003 26.465.800,00 66.352.970,00 1.644.230,00 152.000,00 1.677.400,00 96.292.400,00 2004 31.044.700,00 59.993.064,00 1.690.460,00 0,00 241.900,00 92.970.124,00

2005 37.173.400,00 82.036.770,00 1.127.330,00 0,00 467.400,00 120.804.900,00

HISTÓRICO DE INVESTIMENTOS

2006 31.349.000,00 136.545.770,00 2.122.230,00 0,00 895.000,00 170.912.000,00 2007 74.927.257,27 97.318.149,77 5.028.069,14 191.527,03 13.550.979,98 191.015.983,19

2008 80.515.918,20 51.712.384,36 9.580.963,91 0,00 10.542.030,44 152.351.296,91

2009 83.230.753,31 42.131.572,30 3.598.041,04 0,00 9.947.789,41 138.908.156,06

2010 84.548.358,82 49.572.615,58 1.370.512,00 0,00 8.659.485,14 144.150.971,54

PLANEJAMENTO PDD

2011 86.855.913,53 43.236.036,27 5.257.970,45 0,00 7.979.582,87 143.329.503,12

Fl. 5 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 III.1 Das alterações 19. Os custos dos investimentos a serem considerados no cálculo do Fator Xe, em consonância com a Resolução Normativa ANEEL nº 234/06, é composto por duas parcelas. 20. A primeira parcela inclui os custos de investimentos em expansão das redes da concessionária, e tais custos devem constar no plano de investimentos de distribuição, informado no Banco de Planejamento. 21. Uma segunda parcela é composta pelos investimentos em renovação do sistema de distribuição. Esta parcela dos investimentos é estimada a partir de uma equação que leva em consideração, ano a ano, os ativos imobilizados em serviço (AIS) e uma correspondente taxa percentual do crescimento médio anual do AIS. Assim, os custos relativos à renovação de ativos das redes da concessionária não devem ser incluídos no Banco de Planejamento, pois já são considerados no Fator X, a partir da estimativa realizada através de uma metodologia específica. 22. De maneira similar, os custos de operação, manutenção, administração e gestão comercial são projetados para o período tarifário com base nos custos da Empresa de Referência, e não devem ser relacionados no Banco de Planejamento. 23. Em face do exposto, a análise do Plano de Obras (PDD) da Elektro permitiu a identificação de algumas obras que podem ser caracterizadas como obras de manutenção de equipamentos e/ou instalações, e não foram consideradas nos investimentos em expansão das redes, conforme a tabela 2.

Tabela 2 – Obras expurgadas do PDD da Elektro Obra Módulo Nº/ Ano Justificativa

Equipamentos de rede

Equipamentos de rede 66/2007, 39/2008, 32/2009, 36/2010 e 34/2011

Manutenção

Equipamentos de rede

Equipamentos de subestações

39/2008 Manutenção

24. A exclusão destas obras ocorreu devido ao fato de que foi constatada uma quantidade grande de equipamentos a serem instalados em subestações, todos com o mesmo valor e sem uma especificação do equipamento. III.2 Avaliação dos Investimentos 25. Na tabela 3 são apresentados os montantes, declarados pela Elektro, dos investimentos realizados nos anos de 2002 a 2006, e a projeção de investimentos divididos por subgrupos de tensão, excluindo-se as obras relacionadas na tabela 2, para os anos de 2007 a 2011.

Fl. 6 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007

Tabela 3 – Histórico e planejamento dos investimentos em distribuição considerados na análise (R$)

ANO Baixa Tensão

De 2,3 a 25 kV

De 30 a 44 kV 69 kV De 88

a 138 kV Total

2002 14.935.800,00 51.266.040,00 1.501.160,00 0,00 2.049.800,00 69.752.800,00

2003 26.465.800,00 66.352.970,00 1.644.230,00 152.000,00 1.677.400,00 96.292.400,00 2004 31.044.700,00 59.993.064,00 1.690.460,00 0,00 241.900,00 92.970.124,00

2005 37.173.400,00 82.036.770,00 1.127.330,00 0,00 467.400,00 120.804.900,00


2006 31.349.000,00 136.545.770,00 2.122.230,00 0,00 895.000,00 170.912.000,00 2007 74.927.257,27 94.065.483,11 5.028.069,14 191.527,03 13.550.979,98 187.763.316,53

2008 80.515.918,20 38.639.011,12 9.580.963,91 0,00 10.542.030,44 139.277.923,67

2009 83.230.753,31 38.559.136,34 3.598.041,04 0,00 9.947.789,41 135.335.720,10

2010 84.548.358,82 46.106.364,48 1.370.512,00 0,00 8.659.485,14 140.684.720,44

PLANEJAMENTO PDD

2011 86.855.913,53 39.244.989,95 5.257.970,45 0,00 7.979.582,87 139.338.456,80

26. Para efeito de comparação dos montantes investidos em diferentes anos, os investimentos declarados no histórico da tabela 3 foram trazidos a valor presente, com correção pelo IGP-M da Fundação Getúlio Vargas. A tabela 4 apresenta os valores anuais do IGP-M, o IGP-M acumulado e os valores do histórico declarado pela empresa, corrigidos a valor presente.

Tabela 4 - Histórico dos investimentos em distribuição considerados na análise corrigidos pelo IGPM (R$)

ANO IGPM IGPM acumulado

Baixa Tensão

De 2,3 a 25 kV

De 30 a 44 kV 69 kV De 88

a 138 kV Total

2002 25,31% 60,92% 24.034.491,71 82.496.633,14 2.415.646,81 0,00 3.298.511,03 112.245.282,69 2003 8,71% 28,42% 33.986.445,72 85.208.140,81 2.111.462,10 195.193,03 2.154.057,84 123.655.299,50 2004 12,41% 18,13% 36.672.346,05 70.868.341,57 1.996.899,12 0,00 285.750,56 109.823.337,31 2005 1,21% 5,09% 39.064.166,63 86.209.441,51 1.184.669,87 0,00 491.173,57 126.949.451,57 2006 3,83% 3,83% 32.549.666,70 141.775.472,99 2.203.511,41 0,00 929.278,50 177.457.929,60 27. Considerando-se os valores corrigidos da tabela 4, a tabela 3 foi ajustada, e resultou na tabela 5, que mostra os valores investidos e a projeção de investimentos, considerados na mesma base de tempo.

Tabela 5 – Histórico corrigido pelo IGP-M e planejamento dos investimentos em distribuição incluindo as obras do Programa Luz para Todos (R$)

ANO Baixa Tensão

De 2,3 a 25 kV

De 30 a 44 kV 69 kV De 88

a 138 kV Total

2002 24.034.491,71 82.496.633,14 2.415.646,81 0,00 3.298.511,03 112.245.282,69

2003 33.986.445,72 85.208.140,81 2.111.462,10 195.193,03 2.154.057,84 123.655.299,50

HISTÓRICO DE INVESTIMENTOS*

2004 36.672.346,05 70.868.341,57 1.996.899,12 0,00 285.750,56 109.823.337,31


2005 39.064.166,63 86.209.441,51 1.184.669,87 0,00 491.173,57 126.949.451,57 2006 32.549.666,70 141.775.472,99 2.203.511,41 0,00 929.278,50 177.457.929,60

2007 74.927.257,27 94.065.483,11 5.028.069,14 191.527,03 13.550.979,98 187.763.316,53

2008 80.515.918,20 38.639.011,12 9.580.963,91 0,00 10.542.030,44 139.277.923,67

2009 83.230.753,31 38.559.136,34 3.598.041,04 0,00 9.947.789,41 135.335.720,10

2010 84.548.358,82 46.106.364,48 1.370.512,00 0,00 8.659.485,14 140.684.720,44

PLANEJAMENTO PDD

2011 86.855.913,53 39.244.989,95 5.257.970,45 0,00 7.979.582,87 139.338.456,80

* Valores corrigidos pelo IGP-M 28. A partir dos valores apresentados na tabela 5 é possível comparar os montantes anuais investidos e projetados em cada subgrupo de tensão da distribuidora. O gráfico 1 apresenta os valores investidos, corrigidos pelo IGP-M, e a projeção de investimentos.

INVESTIMENTOS ANUAIS POR SUBGRUPOS DE TENSÃO CORRIGIDOS PELO IGP-M

R$ 148,48

R$ 130,03

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

HISTÓRICO DEINVESTIMENTOS*

PLANEJAMENTOPDD

MIL

HÕ

ES

Baixa Tensão De 2,3 a 25 kV De 30 a 44 kV 69 kV De 88 a 138 kV Total Investimento médio

Valor médio do total em milhões:


Gráfico 01 – Investimentos anuais por subgrupos de tensão corrigidos pelo IGP-M

29. A análise dos dados mostra um aumento de cerca de 14% na comparação entre o investimento planejado e o investimento declarado no histórico. A distribuidora planeja um investimento médio para o período de 2007 a 2011 de R$148.480.027,51 (cento e quarenta e oito milhões, quatrocentos e oitenta mil, vinte e sete reais e cinqüenta e um centavos) ao ano, o valor médio declarado do período de 2002 a 2006 foi de R$130.026.260,13 (cento e trinta milhões, vinte e seis mil, duzentos e sessenta reais e treze centavos) ao ano.

Fl. 8 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 30. Entretanto, é importante considerar o impacto que o programa Luz Para Todos (LPT) causou no montante de investimentos. O histórico de investimento da empresa demonstra o crescimento dos recursos totais investidos a partir de 2003, ano de início do programa na Elektro. Segundo dados declarados pela concessionária à Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, em resposta ao Ofício circular nº 005/2007-SRD/ANEEL, de 16/02/2007, e através do preenchimento do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD, os investimentos realizados e projetados no âmbito do programa LPT foram de:

a) R$ 8.992.700,00 no ano de 2003; b) R$ 5.087.000,00 no ano de 2004; c) R$ 28.897.100,00 no ano de 2005; d) R$ 56.387.865,50 no ano de 2006; e) R$ 61.563.148,40 no ano de 2007 (projetado); f) R$ 1.118.085,00 no ano de 2008 (projetado).

31. Adicionalmente, a distribuidora declarou a seguinte composição dos recursos do LPT:

• 30,0% provenientes da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; • 36,5% provenientes da Reserva Global de Reversão – RGR; • 0,20% provenientes da participação do Estado e Municípios; • 33,3% provenientes da própria Elektro.

32. Os montantes previstos para o LPT não foram analisados, pois se tratam de recursos financeiros de aplicação compulsória, uma vez que a concessionária deve cumprir as metas de atendimento que foram estabelecidas na Resolução Normativa ANEEL nº 175, de 28 de novembro de 2005. 33. O LPT distorce os valores projetados de investimento e o histórico declarado pela empresa e dificulta a inferência da projeção de investimento a partir dos valores declarados no histórico da concessionária. Dessa forma, é necessário expurgar tais valores da análise. 34. Os investimentos históricos no LPT foram trazidos a valor presente, num processo idêntico ao feito para os montantes investidos, tal como mostra a tabela 6.

Tabela 6 – Histórico corrigido pelo IGP-M e planejamento dos investimentos do Programa Luz Para Todos - LPT (R$)

ANO IGP-M IGP-M acumulado

Luz para Todos (LPT) declarado

Luz para Todos (LPT) corrigido pelo

IGP-M 2003 8,71% 28,42% 8.992.700,00 11.548.107,76 2004 12,41% 18,13% 5.087.000,00 6.009.148,88 2005 1,21% 5,09% 28.897.100,00 30.366.905,62

HISTÓRICO

2006 3,83% 3,83% 56.387.865,50 58.547.520,75 2007 - - 61.563.148,40 61.563.148,40 PLANEJAMENTO-

PDD 2008 - - 1.118.085,00 1.118.085,00

Fl. 9 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 35. As tabelas 7 e 8 mostram os recursos que serão investidos na execução do LPT, identificados pela origem.

Tabela 7 – Planejamento dos investimentos do Programa LPT para as redes de Baixa Tensão (R$)

ANO CDE ELEKTRO PARTICIPAÇÃO DO ESTADO E MUNICÍPIOS RGR TOTAL

2008 335.425,50 372.322,31 2.236,17 408.101,03 1.118.085,00

Tabela 8 – Planejamento dos investimentos do Programa LPT para as redes de 13,8 kV (R$)

ANO CDE ELEKTRO PARTICIPAÇÃO DO ESTADO E MUNICÍPIOS RGR TOTAL

2007 18.468.944,52 20.500.528,42 123.126,30 22.470.549,17 61.563.148,40 36. Com base nas tabelas 5 e 6, foram calculados os valores investidos e projetados pela Elektro, desconsiderando-se o LPT. Os resultados destes cálculos são apresentados na tabela 9 e no gráfico 2.

Tabela 9 – Histórico corrigido pelo IGP-M e planejamento dos investimentos em distribuição desconsiderando o Programa LPT (R$)

Baixa e Média tensão sem o LPT ANO

(BT+MT-LPT) Alta Tensão Total

2002 108.946.771,66 3.298.511,03 112.245.282,69 2003 109.757.940,86 2.349.250,87 112.107.191,74 2004 103.528.437,86 285.750,56 103.814.188,42 2005 96.091.372,38 491.173,57 96.582.545,95


2006 117.981.130,35 929.278,50 118.910.408,85 2007 112.457.661,12 13.742.507,01 126.200.168,13 2008 127.617.808,23 10.542.030,44 138.159.838,67 2009 125.387.930,69 9.947.789,41 135.335.720,10 2010 132.025.235,30 8.659.485,14 140.684.720,44

PLANEJAMENTO PDD

2011 131.358.873,93 7.979.582,87 139.338.456,80


COMPARAÇÃO HISTÓRICO X PLANEJAMENTO DE INVESTIMENTOS SEM O LUZ PARA TODOS

R$ 135,94

R$ 108,73

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

HISTÓRICO DEINVESTIMENTOS

PLANEJAMENTOPDD

Milh

ões

BT+MT-LPT AT Total Valor Médio (Total)



Gráfico 2 – Investimentos sem o LPT

37. A análise dos dados mostra que o investimento médio total projetado pela Elektro para o período de 2007 a 2011 será de R$135.943.780,83 (cento e trinta e cinco milhões, novecentos e quarenta e três mil, setecentos e oitenta reais e oitenta e três centavos) ao ano. Esse montante é significativamente maior que o investimento médio declarado no histórico de 2002 a 2006, que foi de R$108.731.923,53 (cento e oito milhões, setecentos e trinta e um mil, novecentos e vinte e três reais e cinqüenta e três centavos) ao ano, um aumento de cerca de 25% entre o histórico e o planejamento de investimentos. 38. Comparando os valores históricos (2002 a 2006) com os valores planejados (2007 a 2011) verifica-se um aumento dos investimentos nas redes de baixas e médias tensões, nesse caso, a média histórica era da ordem de 107,2 milhões de reais, ao passo que a previsão de investimentos é da ordem de 125,7 milhões de reais. 39. Ao se desagregar a análise da alta tensão, verifica-se que a média dos valores planejados dos investimentos no nível de tensão de 69 kV para o período de 2007 a 2011 permaneceu praticamente a mesma do histórico de 2002 a 2006. O mesmo não ocorre no subgrupo de tensão de 88 a 138 kV, a comparação mostra uma média de investimentos de 2002 a 2006 da ordem de 1,43 milhões de reais ao ano e uma projeção de investimentos de 2007 a 2011 de cerca de 10,1 milhões ao ano. Os investimentos na alta tensão foram analisados pontualmente, já que estão relacionados não somente ao crescimento da demanda, mas também a outros fatores, tais como: a confiabilidade do sistema, o ingresso de novos geradores, a regulação de tensão, etc.

Fl. 11 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 III.3 Avaliação da carga 40. A análise comparativa entre o histórico e a projeção deve observar a coerência dos investimentos com o crescimento da demanda de cada nível de tensão. 41. A análise do crescimento de demanda é particularmente útil para avaliar a projeção de investimentos na presença de obras do Programa LPT. De maneira geral, as obras realizadas no âmbito do LPT resultam em redes que possuem um alto custo de execução, mas que atendem a cargas reduzidas. Assim, embora as obras do LPT distorçam significativamente os montantes financeiros investidos pela distribuidora, as taxas de crescimento da demanda das redes não devem ser significativamente alteradas pela realização de tais obras. A tabela 10 contém os valores históricos e projetados das demandas das redes.

Tabela 11 – Demandas no momento de carga máxima por subgrupo de tensão declaradas pela ELEKTRO (MW)

ANO Baixa Tensão

De 2,3 a 25kV

De 30 a 44kV 69 kV De 88

a 138kV

2002 974,5 1572,7 85,1 88,6 1734,3 2003 991,3 1586,2 83,6 79,7 1754,9 2004 996,8 1697,4 97,1 114,1 1922,0 2005 986,7 1652,6 97,8 99,4 1936,7

HISTÓRICO DECLARADO

2006 1065,4 1737,1 102,5 112,1 2029,0 2007 1112,3 1813,5 107,0 117,0 2165,2 2008 1142,7 1863,1 109,9 120,2 2259,0 2009 1178,2 1921,1 113,4 124,0 2357,2

2010 1217,9 1985,7 117,2 128,1 2459,8

PLANEJAMENTO - PDD

2011 1269,4 2069,7 122,1 133,6 2568,0

42. A análise dos dados da tabela 11 mostra que as taxas médias anuais de crescimento das demandas, no momento de carga máxima da distribuidora são aquelas apresentadas na tabela 12.

Tabela 12 - Taxas de crescimento médio anual das demandas da Elektro nos momentos de carga máxima

Baixa Tensão De 2,3 25 kV De 30 a 44 kV 69 kV De 88 a 138 kV

Taxa de crescimento médio anual histórico (2002 a 2006) 2,25% a.a. 2,52% a.a. 4,76% a.a. 6,06% a.a. 4,00% a.a.

Taxa de crescimento médio anual planejado (2007 a 2011) 3,36% a.a. 3,36% a.a. 3,36% a.a. 3,37% a.a. 4,36% a.a.

43. As informações dos valores das demandas nas redes nos momentos de carga máxima, declaradas no histórico e projetadas no Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD para os diversos subgrupos de tensão da distribuidora estão apresentadas, respectivamente, nos gráficos 3, 4, 5, 6 e 7 mostrados a seguir.


Demanda de Ponta nas redes de Baixa Tensão

Taxa de crescimento: 2,25% ao ano


400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1000,0

1100,0

1200,0

1300,0

1400,0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Anos

Dem

anda

Histórico Planejamento Linear (Histórico) Linear (Planejamento)

Gráfico 3 – Histórico e planejamento das demandas nas redes de Baixa Tensão da Elektro no momento de carga máxima

Demanda de Ponta nas redes de 2,3 a 25kV



300,0

500,0

700,0

900,0

1100,0

1300,0

1500,0

1700,0

1900,0

2100,0

2300,0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Anos

Dem

and

a


Gráfico 4 – Histórico e planejamento das demandas nas redes de 2,3 a 25 kV da Elektro no momento de carga máxima


Demanda de Ponta nas redes de 30 a 44kV



0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Anos

Dem

and

a


Gráfico 5 – Histórico e planejamento das demandas nas redes de 30 a 44 kV da Elektro no momento de carga máxima

Demanda de Ponta nas redes de 69 kV



0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Anos

Dem

and

a


Gráfico 6 – Histórico e planejamento das demandas nas redes de 69 kV da Elektro no momento de carga máxima


Demanda de Ponta nas redes de 88 a 138kV



400,0

900,0

1400,0

1900,0

2400,0

2900,0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Anos

Dem

and

a


Gráfico 7 – Histórico e planejamento das demandas nas redes de 88 a 138 kV da Elektro no momento de carga máxima

44. Analisando as redes dos subgrupos de baixa tensão e de 2,3 a 25 kV, pode-se verificar que as previsões de taxas de crescimento anual das demandas no momento de carga máxima, projetadas para o período de 2007 a 2011, são bem maiores do que aquelas observadas no histórico declarado pela empresa. Entretanto, para os subgrupos de 30 a 44 kV e de 69 kV, a empresa projeta taxas de crescimento anual das demandas no momento de carga máxima para o período de 2007 a 2011 bem menores do que aquelas observadas no histórico declarado pela empresa, de 2002 a 2006. 45. A análise do subgrupo de tensão de 88 a 138 kV mostra uma taxa de crescimento anual projetado para o período de 2007 a 2011 de 4,36%. Um percentual pouco maior do que o declarado pela empresa para o período de 2002 a 2006, que foi de 4,0% ao ano. III.4 Avaliação do mercado de energia 46. O anexo VI da Resolução Normativa ANEEL n° 234, de 31 de outubro de 2006, que define a metodologia para cálculo dos componentes Xe e Xa do Fator X, estabelece que as projeções de investimentos incluem os investimentos em expansão do sistema, para atender o crescimento do mercado devido à incorporação de novos consumidores e ao aumento de carga dos consumidores existentes, além daqueles referentes à renovação dos ativos de distribuição que chegaram ao final de sua vida útil. 47. Este mesmo anexo estabeleceu que, para a definição do mercado de energia, são utilizadas as projeções informadas pelas concessionárias e analisadas pela ANEEL, a fim de verificar se guardam coerência com os valores históricos e com a demanda informada.

Fl. 15 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 48. A análise da variação do mercado de energia é útil para avaliar a coerência entre as taxas de crescimento realizadas no histórico e aquelas informadas no planejamento da distribuidora, em termos gerais e a curto prazo, a variação da demanda em cada nível de tensão, tem a tendência de acompanhar a variação do mercado de energia. 49. A tabela 13 mostra o histórico do mercado de energia da Elektro do período de 2002 a 2006, bem como o seu planejamento para o período de 2007 a 2011, declarado pela Distribuidora à Superintendência de Regulação Econômica da ANEEL, como parte do processo de Revisão Tarifária Periódica, através da carta CT/R/072/2007, de 27 de março de 2007.

Tabela 13 - Mercado Elektro (Histórico e Projeção)

HISTÓRICO PROJEÇÃO

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Residencial 2.539.709 2.796.976 2.893.510 3.037.576 3.124.985 3.220.185 3.312.283 3.406.959 3.504.266 3.604.352

Industrial 4.693.107 4.446.138 3.729.361 3.234.716 3.287.711 3.315.673 3.331.078 3.346.149 3.362.116 3.378.158

Comercial 1.066.398 1.153.054 1.224.032 1.312.508 1.379.705 1.453.747 1.531.668 1.613.765 1.701.087 1.793.134

Rural 631.175 682.735 702.868 749.125 773.398 769.029 775.254 780.681 786.046 791.448

Outras 1.267.760 1.307.875 1.305.494 1.001.644 997.025 1.028.298 1.060.998 1.094.738 1.129.423 1.165.207

Mercado Cativo 10.198.149 10.386.778 9.855.265 9.335.568 9.562.823 9.786.932 10.011.281 10.242.292 10.482.938 10.732.300

Livres 282.461 1.878.471 2.502.875 2.680.945 3.152.722 3.222.082 3.292.967 3.365.100 3.438.813

Mercado Total 10.198.149 10.669.239 11.733.736 11.838.444 12.243.767 12.939.654 13.233.363 13.535.260 13.848.039 14.171.114 Variação do mercado total (%) 20,06% 9,52%

50. A análise da tabela 13 mostra que a distribuidora projeta níveis anuais de taxas de crescimento bem menores para o período de 2007 a 2011, comparando com o período do histórico, de 2002 a 2006. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 51. O art. 13 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, estabeleceu que “as tarifas poderão ser diferenciadas em função das características técnicas e dos custos específicos provenientes do atendimento aos distintos segmentos de usuários”. 52. O § 2º do art. 9º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, prevê que os contratos de concessão devem conter mecanismos de revisão das tarifas, a fim de se manter o equilíbrio econômico-financeiro. 53. Os contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica estabelecem que a ANEEL no processo de revisão das tarifas determinará os valores do Fator X, que deverá ser subtraído ou acrescido da variação do Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M) nos reajustes tarifários anuais subseqüentes.

Fl. 16 da Nota Técnica no xxxx/2007–SRD/ANEEL, de xx/xx/2007 54. A regulamentação proposta é competência da ANEEL conforme estabelece o art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de julho de 2004, e o inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997. V. DA CONCLUSÃO 55. A discriminação do planejamento de investimentos em cada nível de tensão é uma decisão técnica da própria Elektro, e está de acordo com a liberdade de gerenciamento do negócio da concessão que é concedida à empresa. 56. Na análise do montante de investimentos anuais a serem considerados, por subgrupos de tensão, para o período de 2007 a 2011 da Elektro, foram adotadas as seguintes premissas:

• Os investimentos planejados devem guardar coerência com o crescimento de carga e do mercado;

• O crescimento da carga (demanda máxima) em cada nível de tensão deve obedecer a uma coerência com o sistema de distribuição, e com os valores históricos;

• Na análise do planejamento não foram avaliados os custos das obras informadas pela distribuidora;

• Os investimentos devem ser segregados por nível de tensão;

• Os investimentos no Programa Luz Para Todos não foram incluídos no montante de investimentos

para expansão do sistema em atendimento ao crescimento de carga e não constam na tabela final com o resultado da análise.

• Para permitir a comparação, os valores históricos foram corrigidos pelo IGP-M da Fundação Getúlio

Vargas. 57. Nesse contexto, entendemos que o planejamento dos investimentos propostos pela Elektro para os seus diversos subgrupos de tensão, para os anos de 2007 a 2011, está além dos montantes que poderiam ser justificados pela coerência com as taxas de crescimento do mercado de energia. 58. Assim, sugere-se que os valores a serem reconhecidos no cálculo da projeção de investimentos da Elektro para as redes de baixas e médias tensões, sejam os valores médios corrigidos do histórico dos investimentos realizados de 2002 a 2006 (listados na tabela 14), segregados por subgrupos de tensão. A tabela 14 foi calculada através das tabelas 5 e 6. É importante ressaltar que a concessionária informou todo o investimento no Programa Luz Para Todos, do período de 2002 a 2006, na média tensão.


Tabela 14 – Valores médios corrigidos do histórico de investimentos (2002 a 2006) por subgrupos de tensão (R$)

Ano Baixa Tensão

De 2,3 a 25 kV

( 1 )

De 30 a 44 kV

( 2 )

LPT Corrigido

( 3 )

Total MT Sem LPT

( 1 ) + ( 2 ) - ( 3 ) 2002 24.034.491,71 82.496.633,14 2.415.646,81 0,00 84.912.279,95

2003 33.986.445,72 85.208.140,81 2.111.462,10 11.548.107,76 75.771.495,15

2004 36.672.346,05 70.868.341,57 1.996.899,12 6.009.148,88 66.856.091,81 2005 39.064.166,63 86.209.441,51 1.184.669,87 30.366.905,62 57.027.205,76

Histórico de Investimentos

2006 32.549.666,70 141.775.472,99 2.203.511,41 58.547.520,75 85.431.463,65

Média dos valores 33.261.423,36 73.999.707,26

59. Para as redes de alta tensão, após análise das obras, sugere-se que os valores a serem reconhecidos no cálculo da projeção de investimentos da Elektro, para os anos de 2007 a 2011, sejam os valores planejados pela distribuidora no Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD, constantes da tabela 9. 60. O resultado da análise está apresentado na tabela 15. Ela apresenta os valores de investimentos a serem reconhecidos na expansão do sistema da Elektro, separados em baixa tensão (BT), média tensão (MT, que corresponde aos subgrupos de 2,3 a 25 kV e de 30 a 44 kV), e alta tensão (AT, que corresponde aos níveis 69 kV e ao subgrupo de 88 a 138 kV). A alta tensão foi ainda segregada pelo tipo de obra: linha (LT), subestação (SE) e outros, de acordo com os valores informados no Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD.

Tabela 15 – Valores a serem considerados na projeção de crescimento das redes da Elektro no período de 2007 a 2011

VALORES A SEREM CONSIDERADOS (R$) SEGMENTO 2007 2008 2009 2010 2011

BT 33.261.423,36 33.261.423,36 33.261.423,36 33.261.423,36 33.261.423,36 Total BT (1) 33.261.423,36 33.261.423,36 33.261.423,36 33.261.423,36 33.261.423,36

MT 73.999.707,26 73.999.707,26 73.999.707,26 73.999.707,26 73.999.707,26 Total MT (2) 73.999.707,26 73.999.707,26 73.999.707,26 73.999.707,26 73.999.707,26

AT-LT 5.902.207,01 9.120.780,04 8.640.560,61 7.343.683,54 6.620.811,71 AT-SE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

AT-outros 7.840.300,00 1.421.250,40 1.307.228,80 1.315.801,60 1.358.771,16 Total AT (3) 13.742.507,01 10.542.030,44 9.947.789,41 8.659.485,14 7.979.582,87

Total de Investimentos

próprios (1)+(2)+(3) 121.003.637,63 117.803.161,06 117.208.920,03 115.920.615,76 115.240.713,49

61. A tabela 16 apresenta a comparação entre os valores solicitados pela concessionária através do preenchimento do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD, após os ajustes listados na tabela 2 e os valores considerados pela ANEEL, após a análise dos dados.


Tabela 16 – Comparação entre os valores solicitados pela concessionária e os valores considerados pela ANEEL (desconsiderando-se o planejado para o Programa Luz Para Todos)

Baixa + Média tensão Alta tensão Total

Solicitados pela concessionária através do preenchimento do PDD 628.847.509,27 50.871.394,87 679.718.904,14

Considerados pela ANEEL 536.305.653,11 50.871.394,87 587.177.047,98

Variação (R$) (92.541.856,16) - (92.541.856,16)

Variação (%) -14,72% 0,00% -13,61% VI. DA RECOMENDAÇÃO 62. Que sejam apresentados à Superintendência de Regulação Econômica - SRE os valores da análise dos investimentos da Elektro, para subsidiar o cálculo do Fator Xe no processo de revisão tarifária da distribuidora.

FERNANDO JUNQUEIRA SANTOS Especialista em Regulação – SRD

RENATO BRAGA DE LIMA GUEDES Especialista em Regulação – SRD

ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação – SRD

De acordo:

JACONIAS DE AGUIAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD

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ANÁLISE DOS INVESTIMENTOSaneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2007/028/documento/ane… · 8. O produto final da análise deverá ser o valor regulatório do montante de investimentos