Nota Técnica nº 321/2007-SRE-SFF/ANEEL - Agência Nacional … · 2007-12-18 · reajuste de suas tarifas. O cálculo contempla tanto o déficit acumulado desde o início da

Nota Técnica nº 321/2007-SRE-SFF/ANEEL

Em 28 de novembro de 2007

Processo: 48500.000530/2007-75 Assunto: Definição dos critérios de repasse tarifário dos custos incorridos pelas concessionárias de distribuição com a execução do Programa Luz Para Todos.

I – DO OBJETIVO

Propor à Diretoria Colegiada da ANEEL metodologia para o reconhecimento tarifário dos déficits incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica em função da implementação do Programa Luz Para Todos.

II – DOS FATOS

2. O Decreto n° 4.873, de 11 de novembro de 2003, instituiu o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica – LUZ PARA TODOS, destinado a propiciar, até o ano de 2008, o atendimento em energia elétrica à parcela da população do meio rural brasileiro que ainda não possui acesso a esse serviço público.

3. De acordo com o referido Decreto, os recursos necessários para o custeio do Programa Luz Para Todos serão oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), instituída como subvenção econômica pela Lei n° 10.438, de 26 de abril de 2002, da Reserva Global de Reversão (RGR), instituída pela Lei n° 5.655, de 20 de maio de 1971, de agentes do setor elétrico, da participação dos Estados, Municípios e outros destinados ao Programa.

4. Por meio da Portaria n° 297/MME, de 24 de junho de 2005, foi constituído grupo de trabalho para analisar os reflexos tarifários decorrentes da implantação do Programa Luz para Todos e da antecipação de metas dos planos de universalização do serviço de energia elétrica. O grupo de trabalho teve como finalidade identificar e propor ações a serem implementadas para minimizar eventuais impactos tarifários para os consumidores.

5. Nesse sentido, a Portaria n° 297/2005-MME definiu como diretrizes do grupo de trabalho: (i) limitar em 10% o impacto tarifário decorrente dos custos adicionais da implantação do programa; (ii) preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão; e (iii) assegurar o cumprimento das metas do programa pelas concessionárias. Além disso, na hipótese de o grupo de trabalho concluir pela impossibilidade do atendimento dos itens (i) e (ii) sem a revisão das metas do programa, deveriam ser propostas metodologias para a sua alteração.

Fl. 02 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 6. Em 30 de agosto de 2005, foi realizada a Audiência Pública n° 019/2005, visando obter subsídios e informações adicionais para o estabelecimento das condições para a revisão dos Planos de Universalização de Energia Elétrica, considerando os objetivos dos termos de compromisso firmados no âmbito do Programa Luz Para Todos. Com base nas análises das sugestões e contribuições recebidas na supracitada Audiência Pública, foi homologada a Resolução n° 175, de 28 de novembro de 2005, a qual definiu em seu art. 4° que o Plano de Universalização de Energia Elétrica deverá ser implementado no período de 1º de janeiro de 2005 a 31 de dezembro de 2008, sendo este o prazo máximo para se atingir a universalização.

7. A mesma Resolução, em seu artigo 8º, definiu que, em decorrência do custo adicional advindo da implantação do Programa Luz Para Todos, seriam observadas as seguintes condições: (i) limitação em 8% do impacto tarifário para os consumidores; (ii) preservação do equilíbrio econômico financeiro da concessão; e (iii) cumprimento das metas do Programa Luz Para Todos pelas concessionárias. Na hipótese de impossibilidade do atendimento simultâneo das condições descritas nos itens (i) e (ii), a concessionária deverá solicitar, a qualquer tempo, a revisão das metas do Programa.

8. O Decreto nº. 4.873, de 11 de novembro de 2003, que instituiu o Programa Luz Para Todos, ainda estabeleceu o dever de o MME editar o Manual de Operacionalização do Programa e demais normas pertinentes à sua execução. O Manual de Operacionalização do Programa Luz para Todos foi editado e publicado, tendo passado por algumas revisões, sendo a quinta aprovada pela Portaria MME nº 288/2007. Tal Manual estabelece os critérios técnicos, financeiros, procedimentos e prioridades a serem aplicados. Conforme Resolução Normativa nº 175/2005, o atendimento no âmbito do Programa Luz para Todos será realizado em conformidade com o Manual de Operacionalização, notadamente quanto às prioridades de atendimento e à localização do padrão de entrada do consumidor.

9. Desde agosto de 2006, em cada reajuste tarifário anual, o déficit incorrido pela concessionária com o Programa Luz Para Todos vem sendo considerado nas tarifas de forma provisória, como um valor equivalente a 70% do déficit estimado pela ANEEL para a concessionária em processo de reajuste de suas tarifas. O cálculo contempla tanto o déficit acumulado desde o início da implementação, quanto o estimado para os 12 meses seguintes ao processo tarifário, neste último caso considerando a base de ativos associados ao Programa Luz Para Todos e o número de unidades consumidoras atendidas até a data do reajuste.

10. O tratamento provisório poderia ser aperfeiçoado, tornando o cálculo do déficit mais preciso. Para desenvolver metodologia de repasse definitivo dos custos do Programa Luz para Todos, foi constituído em 22 de agosto de 2006 um Grupo de Trabalho específico, o qual deveria estabelecer critérios e mecanismos para a validação: (i) do efetivo atendimento da base de clientes apresentada; (ii) do investimento realizado, sob a ótica de investimentos prudentes e custos operacionais eficientes; (iii) das fontes de recursos e financiamentos envolvidos; (iv) dos custos operacionais advindos do ingresso das novas unidades consumidoras; (v) da receita de fornecimento proporcionada pelos novos clientes.

11. A metodologia e os critérios a serem estabelecidos para o repasse do déficit do Programa Luz Para Todos deverão estar em harmonia com: (i) o estabelecido no Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, que instituiu o Programa; (ii) o Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos, que define a estrutura operacional e estabelece os procedimentos e os critérios técnicos, financeiros e de priorização de atendimento; (iii) os conceitos definidos pela Resolução Normativa nº 234/ANEEL, de 31 de outubro de 2006, que define os procedimentos para realização do 2º ciclo de revisões tarifárias; (iv) a

Fl. 03 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 Resolução Normativa nº 175/ANEEL, de 28 de novembro de 2005, que estabelece as condições para revisão dos Planos de Universalização e (v) com demais normas pertinentes.

12. Nesse sentido, foi elaborada a Nota Técnica nº91/2007-SRE-SFF-SRC-SFE-SRD/ANEEL, de 16 de abril de 2007, submetida à Audiência Pública (AP 010/2007) juntamente com minuta de Resolução que visavam estabelecer as metodologias aplicáveis e os procedimentos de repasse tarifário dos déficits incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica em função da execução do Programa Luz Para Todos. Durante a fase de Audiência Pública, a ANEEL já vem utilizando, provisoriamente, a metodologia proposta. As contribuições foram recebidas de 20 de abril a 25 de maio de 2007 e a Audiência Pública presencial foi realizada no dia 30 de maio de 2007. A presente Nota Técnica visa incorporar à metodologia, após análise prévia, as contribuições recebidas na referida Audiência Pública. O anexo III resume a análise das contribuições.

III – DA ANÁLISE

III.A. – TRATAMENTO NO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

13. O artigo 8º da Resolução nº 175, de 28 de novembro de 2005, prevê que entre as condições a serem observadas está a preservação do equilíbrio econômico-financeiro da concessão. O momento em que se reavalia a Parcela B das concessionárias e, portanto, os custos operacionais e os investimentos executados, é a revisão tarifária periódica. No entanto, em razão de não terem sido previstos, no cálculo do Fator X do 1º ciclo tarifário, os investimentos e custos operacionais necessários à implementação do Programa Luz Para Todos; de suas proporções em algumas áreas de concessão; do impacto deste no equilíbrio econômico-financeiro e buscando-se evitar um impacto tarifário excessivo nas revisões tarifárias periódicas vindouras, será dado tratamento ao tema já nos reajustes tarifários anuais das concessionárias de distribuição.

14. A metodologia procura equacionar o montante, sem a devida cobertura tarifária, necessário à adequada implementação do Programa Luz Para Todos. A análise compreenderá o período entre a última revisão tarifária da concessionária e a data do Reajuste em processamento. Assim, deverão ser informadas as Ordens de Imobilização - ODI`s finalizadas desde a data da última inclusão considerada no Laudo Definitivo da Base de Remuneração Regulatória referente à última revisão tarifária e a data do reajuste em processamento. Este entendimento é válido porque, embora não tenha havido previsão tarifária, no cálculo do Fator X, para que fosse dada continuidade à execução do Programa Luz Para Todos, as obras executadas até a data da Revisão foram consideradas na composição da Base de Remuneração Regulatória e no cálculo dos custos operacionais, já estando, portanto, contempladas no nível econômico de suas tarifas.

15. Mesmo entendimento vale para a receita auferida, devendo ser informado o faturamento relativo às unidades consumidoras faturadas desde a data da última inclusão considerada no Laudo Definitivo da Base de Remuneração Regulatória da revisão tarifária, até a data do reajuste em processamento.

16. No reajuste tarifário será calculado o déficit incorrido pela concessionária devido à execução do Programa Luz Para Todos. Para tal, será considerada a diferença entre os custos reconhecidos pela ANEEL em função da implementação do Programa Luz Para Todos (investimentos e despesas) e a receita auferida com as unidades consumidoras atendidas. A forma como serão calculados os custos e as receitas envolvidas é detalhada nas seções seguintes. Os déficits serão calculados em bases mensais e atualizados pelo IGP-M até a data do reajuste tarifário anual da concessionária. Além do déficit calculado até a data do

Fl. 04 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 reajuste, ainda será considerada uma estimativa para os 12 meses subseqüentes, observando, neste caso, a manutenção da base física instalada e o número de unidades consumidoras atendidas até a data do reajuste.

17. Para a concessionária cuja revisão tarifária (relativa ao 2º ciclo revisional) preceder a conclusão do Programa Luz Para Todos, continuará sendo dado tratamento a matéria nos reajustes tarifários subseqüentes. Nestes reajustes serão equacionados os déficits entre a data da revisão tarifária e a data do reajuste em processamento, valendo o mesmo tratamento para os 12 meses subseqüentes.

III.A.1 – INVESTIMENTOS 18. De acordo com o art. 2º do Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, os recursos necessários ao custeio do Programa Luz Para Todos serão oriundos:

a) da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, instituída como subvenção econômica pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;

b) da Reserva Global de Reversão - RGR, instituída pela Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971;

c) de agentes do setor elétrico;

d) da participação dos Estados, Municípios e outros destinados a sua implementação.

19. O mesmo Decreto ainda dispõe sobre a estrutura do Programa Luz Para Todos, as prioridades de atendimento, as formas alternativas de atendimento e, finalmente, sobre o dever de o Ministério de Minas Energia (MME) editar o Manual de Operacionalização e demais normas pertinentes à sua execução.

20. A Portaria MME nº 288, de 17 de outubro de 2007, aprovou a Revisão nº 5 do Manual de Operacionalização, que estabelece os critérios técnicos, financeiros, procedimentos e prioridades que serão aplicados no Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica - “Luz Para Todos”.

21. O Manual de Operacionalização, quando define os objetivos do Programa Luz Para Todos, versa sobre a exclusão elétrica na área rural, a necessidade de se acelerar o atendimento a estas regiões até então excluídas e a preocupação em se mitigar o potencial impacto tarifário da execução do Programa (segue transcrição):

“4. O PROGRAMA “LUZ PARA TODOS” 4.1 OBJETIVO

[...] “Dado o contexto apresentado, em que oitenta por cento da exclusão elétrica está no meio rural, o Governo Federal, por meio do Ministério de Minas e Energia, elaborou o Programa LUZ PARA TODOS, que objetiva garantir o acesso ao serviço público de energia elétrica a todos os domicílios e estabelecimentos do meio rural, melhorar a prestação de serviços à população beneficiada, intensificar o ritmo de atendimento e mitigar o potencial impacto tarifário, por meio da alocação de recursos subvencionados e pelo complemento de recursos financiados.” [...]

Fl. 05 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07

22. Mais adiante, o próprio Manual de Operacionalização esclarece que:

[...] Nesse cenário, o Programa destinará recursos a projetos que visem ao atendimento de futuros consumidores situados no meio rural, e privilegiará o caráter social do investimento. A distribuição dos recursos setoriais (Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e Reserva Global de Reversão – RGR) baseia-se principalmente na necessidade de mitigar os impactos tarifários das diversas áreas de concessão, nas carências regionais e na contrapartida financeira oferecida pelos Estados e Agentes Executores.” [...]

23. O manual ainda estabelece que:

a) A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) disponibilizará recursos a título de subvenção econômica (fundo perdido);

b) Os recursos provenientes dos Estados e Municípios serão a título de subvenção econômica, definidos a partir da elaboração do Termo de Compromisso;

c) os recursos provenientes da Reserva Global de Reversão serão disponibilizados na forma de financiamento, complementando as demais fontes, e poderão, ainda, ser utilizados como subvenção econômica;

d) a participação financeira do Agente Executor, a título de contrapartida, será definida entre o MME e o Agente Executor e firmada no Termo de Compromisso.

III.A.1.1 – RECURSOS SUBVENCIONADOS (CDE, ESTADOS E OUTROS)

24. No 1º ciclo de revisões tarifárias, as bases de remuneração foram blindadas e não houve previsão tarifária, no cálculo do Fator X, para investimentos relativos à implementação do Programa Luz Para Todos. Desta forma, por se tratar de tema a ser avaliado no contexto das revisões tarifárias, o assunto deveria ser revisitado quando da realização do segundo ciclo de revisões. No entanto, por entender que a execução do Programa Luz Para Todos é uma política de Governo e que as concessionárias têm metas a cumprir; devido, principalmente, à dimensão do Programa em algumas áreas de concessão; e para evitar a formação de uma bolha financeira que seria repassada às tarifas dos consumidores finais apenas na data da próxima revisão tarifária, a ANEEL tem reconhecido o déficit já nos reajustes tarifários que precedem a realização da segunda revisão tarifária.

25. Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do consumidor, das dotações orçamentárias da União, governos estaduais e municipais. Na evolução da metodologia de revisão tarifária das concessionárias de distribuição, um dos pontos de aperfeiçoamento foi quanto à forma de consideração da depreciação dos ativos constituídos sob a forma de Obrigações Especiais, passando a depreciação de tais ativos a ser considerada como conta retificadora do saldo de Obrigações Especiais. A decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL foi de que o novo tratamento se aplica a todo o saldo de Obrigações Especiais, sem distinção das datas de aquisição e garantidos efeitos somente prospectivos.

Fl. 06 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 26. Desta forma, o conceito vigente é de que as Obrigações Especiais não são passivos onerosos, tampouco créditos do acionista. São atualizadas com os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir bens registrados no Ativo Imobilizado em Serv iço.

27. Nesse sentido, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais passa a não ser computada na parcela B da receita requerida pela concessionária. Eliminam-se da composição tarifária as depreciações de todos os ativos adquiridos sob esse regime especial. As Obrigações Especiais deverão compor a Base de Remuneração, para fins de revisão tarifária periódica das distribuidoras, como redutoras do ativo imobilizado em serviço.

28. Cabe ressaltar que, conforme mencionado anteriormente, o próprio Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos, ao tipificar as fontes de recursos a serem utilizados na execução do Programa, diz que a alocação de recursos subvencionados visa mitigar o potencial impacto tarifário de sua implementação. Sob este enfoque, seria contraproducente o esforço de se buscar mitigar o impacto tarifário da universalização através da aplicação de recursos subvencionados, se o custo da depreciação fosse atribuído ao consumidor.

29. A metodologia proposta, em conformidade com a decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL, não produz efeitos retroativos, pois não gera qualquer alteração nos processos tarifários já realizados pela ANEEL e, consequentemente não exige devolução das depreciações já recebidas via tarifa pelas concessionárias. Como os investimentos no Programa Luz Para Todos não foram previstos no Fator X e a conceituação vigente de consideração da depreciação das Obrigações Especiais aplica-se todo o seu saldo, o entendimento é de que é aplicável a todo o investimento feito no Programa Luz Para Todos ainda não considerado na Base de Remuneração.

III.A.1.2 – FINANCIAMENTO COM RECURSOS DA RGR

30. O Manual de Operacionalização, quando define a forma de atuação do Programa Luz Para Todos , estabelece o seguinte:

4.2 FORMAS DE ATUAÇÃO

[...]

“Nesse cenário, o Programa destinará recursos a projetos que visem ao atendimento de futuros consumidores situados no meio rural, e privilegiará o caráter social do investimento. A distribuição dos recursos setoriais (Conta de Desenvolvimento Energético - CDE e Reserva Global de Reversão - RGR) baseia-se principalmente na necessidade de mitigar os impactos tarifários das diversas áreas de concessão, nas carências regionais e na contrapartida financeira oferecida pelos Estados e Agentes Executores.”

[...]

31. Desta forma, os recursos oriundos da RGR não têm, neste caso, caráter de uma linha de financiamento que a empresa tenha buscado para executar as obras que lhe cabem dentro do contexto do Programa Luz Para Todos. Trata-se de um financiamento utilizado pelo Governo Federal para mitigar os potenciais impactos tarifários advindos de sua implementação.

Fl. 07 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 32. Dentro da filosofia da regulação por incentivos, não cabe ao regulador analisar a estrutura de capital de cada concessionária, o retorno esperado pelo acionista sobre o capital investido ou as linhas de financiamento da concessionária, individualmente. Por esta razão, o custo médio ponderado de capital é definido, para todas as concessionárias, em Resolução Normativa e é, nesse contexto, um custo regulatório.

33. No caso particular do Programa Luz Para Todos, o financiamento com recursos da RGR é aportado com vistas a propiciar a modicidade tarifária. Como estabelecido no próprio Manual de Operacionalização, sua utilização baseia-se na necessidade de mitigar impactos tarifários nas diversas áreas de concessão e, por isso possui custo de captação abaixo do praticado pelo mercado. Não se trata de capital de terceiro contratado pela concessionária para executar os investimentos que lhe cabem, e sim de uma fonte de recursos complementar, prevista no Decreto que instituiu o Programa Luz Para Todos, cuja finalidade está definida no Manual de Operacionalização.

34. Desta forma, no contexto do Programa Luz Para Todos, não faria sentido que se desse aos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR, a mesma remuneração dada aos investimentos realizados pela concessionária, pois tornaria inócua a intenção de se mitigar o impacto tarifário da implementação do Programa através de uma linha de financiamento de baixo custo. A utilização do WACC para remunerar tais investimentos seria equivalente a transferir para a concessionária, os investimentos que deveriam ser feitos a partir desta fonte de recursos.

35. Ressalte-se que, para o cálculo do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) a ser utilizado na remuneração das distribuidoras por ocasião do segundo ciclo de revisões tarifárias, foi feito um ajuste na estrutura de capital de modo a fixar um percentual regulatório de participação dos recursos da RGR no total de capital de terceiros das empresas. No entanto, essa participação da RGR se refere apenas ao montante existente no ano de 2005 e, portanto, não capta o incremento devido ao crescimento do Programa Luz Para Todos. Dessa forma, não há que se falar em remunerar os recursos da RGR pelo WACC em função de ter sido considerado a participação deste na estrutura ótima de capital.

36. De todo o exposto, para remuneração dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR, serão consideradas as condições previstas no item 9 do Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos: juros de 5% (cinco por cento) ao ano e taxa de administração de 1% (um por cento) ao ano. Em virtude de se tratar de capital de terceiros, não devem ser considerados o Imposto de Renda e Contribuição Sobre o Lucro Líquido, os quais incidem somente sobre o capital próprio.

37. Para os investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR, serão considerados os valores previstos em contrato, respeitando-se o percentual de participação de cada uma das fontes de recursos e o andamento dos contratos.

III.A.1.3 – LIMITAÇÃO PELO CUSTO CONTRATADO E PROPORCIONALIDADE ENTRE AS FONTES DE RECURSOS

38. Para estabelecer as premissas de implantação do Programa Luz Para Todos, o Governo Federal, os Estados e os Agentes Executores assinaram Termo de Compromisso, com a interveniência da ANEEL e da Eletrobrás, no qual são definidas as metas anuais de atendimento no meio rural e os percentuais de participação financeira de cada uma das fontes de recursos que compõem o Programa Luz Para Todos.

39. O Manual de Operacionalização, quando define as formas de atuação, estabelece que para serem alcançados os objetivos do Programa Luz Para Todos e otimizada a aplicação dos recursos, priorizar-

Fl. 08 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 se-ia o atendimento com tecnologia de rede de baixo custo e, de forma complementar, com sistemas de geração descentralizada com rede isolada e sistemas individuais.

40. Segundo o Manual de Operacionalização, os agentes executores devem elaborar os programas de obras, em cuja definição são detalhados: o número de consumidores a serem atendidos, a tipificação dos materiais, equipamentos e serviços, com seus respectivos custos, a serem utilizados para o cumprimento das metas firmadas no Termo de Compromisso. O programa de obras é elaborado mediante preenchimento, por parte dos Agentes Executores, de planilhas disponibilizadas no sítio do MME na internet. As planilhas contêm todo o detalhamento de estruturas modulares e custos associados a implementação do Programa do Obras. Após preenchimento, as planilhas são encaminhadas à Eletrobrás. Esta, por sua vez, efetua análise técnica e orçamentária, assistida pelo MME, interagindo com os Agentes Executores até que se obtenha condição técnico-financeira adequada e compatível com os recursos previstos.

41. Na análise técnico-financeira dos Programas de Obras encaminhados pelos Agentes Executores, as estruturas modulares contidas no Programa de Obras são comparadas com as constantes do Sistema de Custos Modulares da Eletrobrás. As estruturas modulares de tal sistema são regionalizadas e baseadas no padrão construtivo das próprias concessionárias, tendo os custos definidos com base em valores obtidos por intermédio de nota fiscal de aquisição. Os preços são atualizados regularmente e refletem, quando da aprovação dos Programas, o custo médio de aquisição e instalação das obras em determinada região do país.

42. A proposta é então encaminhada ao MME e, em caso de parecer favorável deste último, o Programa de Obras é viabilizado mediante os seguintes instrumentos jurídicos:

a) Contrato firmado entre a Eletrobrás e o Agente Executor, que estabelece os recursos relativos à subvenção, financiamento e a contrapartida do Agente Executor;

b) Instrumento jurídico apropriado, firmado entre os Estados e os Agentes Executores, que estabelece os recursos e a forma como serão aportados.

III.A.1.3.1 – CONTRATO FIRMADO ENTRE ELETROBRÁS E O AGENTE EXECUTOR

43. Após assinatura do contrato, a Eletrobrás é responsável pela liberação dos recursos financeiros dos projetos, conforme estabelecido no Manual de Operacionalização e nos respectivos contratos. Além disso, cabe à Eletrobrás inspecionar fisicamente as obras executadas no âmbito do contrato firmado com o Agente Executor e averiguar a adequada utilização dos recursos financeiros.

44. Após a primeira liberação de recursos, efetuada quando da assinatura do contrato, os repasses posteriores são condicionados ao avanço físico cadastrado e a correspondente comprovação financeira da utilização de parte dos recursos anteriormente repassados. Para tal, a concessionária deve cadastrar no sistema LPT (sistema utilizado pela ELETROBRÁS no gerenciamento do Programa Luz Para Todos), por ODI, todo o detalhamento das obras executadas. Complementarmente a concessio nária deve encaminhar à ELETROBRÁS, relatórios de prestação de contas demonstrando a utilização dos recursos repassados.

45. As ODI`s cadastradas no sistema LPT e os relatórios de prestação de contas são base para as inspeções físicas e supervisões financeiras, respectivamente. Assim, para reconhecimento dos investimentos realizados no Programa Luz Para Todos, a ANEEL utilizará, nos repasses parciais, o avanço

Fl. 09 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 físico cadastrado pelos Agentes Executores, levando-se em consideração os resultados das inspeções físicas realizadas.

46. Na definição do Avanço Físico de Redes Rurais, a Eletrobrás utiliza a média aritmética de dois componentes, o Valor de Referência (VR) e o número de unidades consumidoras atendidas. Enquanto a componente de unidades consumidoras mede o avanço do número de ligações em relação ao montante total previsto em Contrato, o componente VR está diretamente associado à execução das obras, sendo, portanto, mais adequado para comparação entre as obras realizadas e o Programa de Obras aprovado.

47. Assim, até que haja a liquidação do crédito, será utilizado o avanço físico cadastrado no sistema LPT (sendo que no caso de redes rurais será utilizado apenas o componente VR) incorporando-se o resultado das inspeções físicas realizadas. A multiplicação do av anço físico pelo valor total do contrato será comparado com o custo declarado pela concessionária, e caso o valor investido pela concessionária seja menor, terá reconhecido todo o investimento feito, respeitando-se a proporcionalidade entre as fontes de recursos prevista em contrato.

48. Quando a concessionária cadastra no Sistema LPT a quantidade integral de unidades consumidoras prevista em Contrato, dá-se início o encerramento de crédito. Nessa oportunidade confronta-se a realização física e a financeira do contrato para se determinar o valor efetivamente aplicado na execução do Programa de Obras, que será o menor entre os dois valores.

49. Na determinação do avanço financeiro, são comparados os quantitativos cadastrados no Sistema LPT com as quantidades adquiridas e as apropriadas contabilmente, sendo reconhecido o menor dos três valores. A justificativa é que os quantitativos, em tese, devem ser iguais, ou seja, os ativos adquiridos devem ser utilizados na execução das obras, cadastrados no Sistema LPT e devidamente apropriados na contabilidade, não havendo, portanto, qualquer prejuízo as concessionárias em função da utilização deste critério.

50. Adicionalmente, o quantitativo validado é valorado pelos preços constantes do Programa de Obras aprovado e pelos preços médios de aquisição, reconhecendo-se o menor, ou seja, fica limitado pelo preço previsto em Contrato, definido segundo metodologia já descrita. Assim, o avanço financeiro é definido como o menor valor entre:

• Materiais cadastrados no Sistema LPT e preços do Programa de Obras aprovado;

• Materiais cadastrados no Sistema LPT e preços médios de aquisição;

• Materiais apropriados (menor entre cadastrado no Sistema LPT, adquirido e apropriado na contabilidade) e preços do Programa de Obras aprovado;

• Materiais apropriados (menor entre cadastrado no Sistema LPT, adquirido e apropriado na contabilidade) e preços médios de aquisição.

51. Na análise financeira, são mantidos os mesmos valores percentuais das rubricas mão -de-obra de terceiros, transporte de terceiros e componentes menores (percentuais do valor da rubrica materiais) contidas no Programa de Obras aprovado.

52. Finalmente o avanço financeiro é comparado com o avanço físico, reconhecendo-se como valor final do fechamento contratual o menor entre os dois. Tal conceito justifica-se pelo fato de que se os

Fl. 10 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 ativos foram adquiridos, cadastrados no Sistema LPT e apropriados contabilmente, devem ser verificados em campo nas inspeções físicas.

Figura 1 – Reconhecimento dos investimentos feitos nos repasses provisórios e definitivos

53. Assim, após a liquidação dos Contratos, o déficit será recalculado visando incorporar seu resultado.

54. Dessa forma, no que tange ao contrato firmado entre Eletrobrás e agente executor, além dos dados a serem encaminhados pela concessionária, a ANEEL solicitará à Eletrobrás as informações relativas ao avanço físico do Programa de obras, às liberações financeiras, os resultados das inspeções físicas e da inspeção para encerramento dos créditos concedidos aos Agentes Executores.

55. Ressalte-se que será descontado do montante previsto de CDE, a taxa de ressarcimento de custos administrativos, cobrada pela ELETROBRÁS em cada liberação de recursos. A forma de cobrança está disciplinada no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos e nos contratos firmados.

56. A concessionária deverá manter à disposição da ANEEL toda a documentação comprobatória da aplicação dos recursos, uma vez que poderá haver, após fiscalização da ANEEL, alteração dos valores repassados às tarifas.

57. Com a utilização da metodologia citada, só serão considerados, para cálculo do déficit, os investimentos realizados conforme padrões previstos no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos e nos Programas de Obras que tenham sido aprovados e que, portanto, tenham sido base para os contratos firmados. Assim, para as obras que não utilizarem o padrão previsto no Manual de Operacionalização, que não obedecerem ao previsto no Programa de Obras aprovado ou que tiverem custos médios superiores ao contratado, o montante a ser reconhecido nas tarifas será limitado pelo custo contratado, respeitando-se a proporcionalidade entre as fontes de recursos, também prevista em Contrato.

58. Além de obrigação constante do Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos, a utilização de tecnologias e materiais de redes de baixo custo se justifica em decorrência do previsto no art. 8º da Resolução Normativa nº 175/ANEEL, de 28 de novembro de 2005. Neste, é estabelecido o limite de 8%

Fl. 11 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 (oito por cento) para o repasse às tarifas em função dos custos adicionais advindos da implantação do Programa.

59. O Programa Luz Para Todos se propõe a atender parcela da população rural que ainda não tem acesso ao serviço público de energia elétrica. Grande parte do público alvo tem condições de renda bastante adversas, tanto é que o Manual de Operacionalização, quando traça o panorama nacional de exclusão elétrica, cita que o desafio do atendimento em energia elétrica no Brasil é proporcional ao enfrentamento do alto nível de desigualdade social e regional do País. No transcorrer da descrição da forma de operacionalização do Programa Luz Para Todos, por diversas vezes o manual cita que os recursos subsidiados e financiados e, a priorização de tecnologia, materiais e equipamentos que resultem em redução dos custos das redes, seriam ferramentas para se mitigar o potencial impacto tarifário da implantação do Programa Luz Para Todos.

60. Reconhecer-se nas tarifas padrões que fogem àqueles previstos no Manual de Operacionalização ou custos médios por ligação superiores aos contratados acarretaria duplo prejuízo aos objetivos do Programa Luz Para Todos. Primeiro, estar-se-ia permitindo o repasse de custos não previstos no Manual de Operacionalização, o que dificultaria o acesso contínuo ao serviço público de energia elétrica justamente àqueles que o Programa Luz Para Todos pretendeu beneficiar. Segundo, nos Estados em que os custos advindos da implantação do Programa atingissem o limite de 8% (oito por cento), este poderia ser interrompido e aqueles que ainda não tivessem sid o atendidos seriam prejudicados pelo fato de ter-se reconhecido um custo superior àquele que deveria ter sido praticado pelas concessionárias.

61. De todo o exposto, para o Contrato firmado entre Agente Executor e Eletrobrás, utilizar-se-á, provisoriamente, o avanço físico cadastrado no Sistema LPT, levando-se em consideração o resultado das inspeções físicas realizadas. Posteriormente, após liquidação do crédito, será incorporado o resultado do encerramento dos Contratos.

III.A.1.3.2 – INSTRUMENTO JURÍDICO FIRMADO ENTRE AGENTE EXECUTOR E GOVERNO ESTADUAL

62. O Programa de Obras aprovado contém tanto as obras que comporão o Contrato com a Eletrobrás, como aquelas que farão parte do instrumento jurídico a ser firmado com Governo Estadual. Assim, a caracterização e os custos contratados de determinada tranche, seja no Contrato com a Eletrobrás ou no instrumento jurídico firmado junto ao Governo Estadual são similares.

63. Relativamente aos instrumentos jurídicos firmados entre concessionária e o Governo Estadual, caberá à concessionária encaminhar cópia dos mesmos e informar os dados relativos ao andamento físico de tais obras nos padrões definidos em anexo. Além das informações a serem prestadas pela concessionária, a ANEEL poderá solicitar, complementarmente, dados sobre o andamento de tais obras ao MME, que, segundo o Manual de Operacionalização, é responsável por seu acompanhamento.

64. Ainda segundo o Manual de Operacionalização, nos casos onde não houver cumprimento pelo Estado do compromisso firmado no instrumento jurídico que disciplina a relação entre as partes, cabe à concessionária informar a situação ao MME. De posse da informação, este último declarará o Governo do Estado inadimplente para fins do Programa Luz Para Todos, até sua regularização. Sem a declaração de inadimplemento do Governo Estadual, a ANEEL entenderá que o instrumento jurídico que disciplina a relação entre as partes vem sendo respeitado, notadamente no que tange aos percentuais acordados. Se for constatado que uma das partes não participará da execução do Programa Luz Para Todos conforme acordado, as alterações deverão ser formalizadas através de aditivo contratual ou novo instrumento jurídico.

Fl. 12 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 65. Da mesma forma que nas obras relativas ao contrato firmado com a Eletrobrás, para aquelas relativas aos instrumentos jurídicos firmados entre concessionárias e Governos Estaduais, só serão levados em consideração, para cálculo do déficit financeiro incorrido pelas concessionárias, os investimentos feitos segundo os padrões previstos no Manual de Operacio nalização do Programa. Para as obras em que a concessionária não utilizar o padrão previsto ou que tiverem custos médios superiores ao contratado, o montante a ser reconhecido nas tarifas será limitado pelo custo definido no instrumento jurídico firmado entre as partes.

66. Assim, para determinação do avanço físico do instrumento jurídico firmado com o Governo Estadual será considerada a relação entre a densidade de consumidores por quilômetro de rede prevista e a realizada, multiplicada pela relação entre o número de unidades consumidoras atendidas e a quantidade prevista. O primeiro termo mede a relação entre o custo por ligação realizado e previsto, uma vez que o atendimento de um número maior de unidades consumidoras por km significa um custo unitário menor e vice-versa. A densidade de consumidores por quilômetro de rede instalada é a mesma para o Contrato firmado junto à Eletrobrás e para o Instrumento Jurídico firmado junto ao Governo Estadual, uma vez que derivam de um mesmo Programa de Obras aprovado. O segundo indicador mede o avanço com relação à meta prevista no contrato. A multiplicação dos dois termos mede o avanço do instrumento jurídico a ser reconhecido.

67. A ANEEL deverá, a qualquer tempo, realizar fiscalização, a fim de proceder à conciliação físico-contábil, checar as metas de atendimento do Programa Luz Para Todos e realizar julgamento sobre a prudência dos investimentos realizados. Assim, as concessionárias também deverão manter e deixar disponível toda a documentação comprobatória da aplicação dos recursos que originaram os itens apropriados nas ODI`s: notas fiscais e respectivas ordens de compra, faturas, recibos, contratos com empreiteiras, consultores, documentação da movimentação contábil, dentre outros que podem vir a ser solicitados pela fiscalização da ANEEL.

68. Cabe salientar que algumas concessionárias têm, em seus contratos de concessão, obrigação de investir parte de sua receita em obras definidas pelo Governo Estadual. Tais investimentos, se utilizados como contrapartida da concessionária na execução do Instrumento Jurídico firmado junto ao Governo Estadual, serão considerados como Obrigações Especiais, uma vez que não são passíveis de remuneração ou depreciação.

III.A.1.4 – TAXA DE REMUNERAÇÃO DOS INVESTIMENTOS REALIZADOS PELOS AGENTES EXECUTORES

69. A remuneração do capital constitui um elemento fundamental para o funcionamento da indústria regulada, pois é o sinal econômico que orienta, mediante incentivos, a direção do investimento produtivo. A correta determinação da remuneração de capital no setor regulado de distribuição é fundamental para o perfeito funcionamento da indústria, pois é o sinal econômico que garante a atratividade dos investimentos, ao mesmo tempo em que evita custos desnecessários aos consumidores.

70. A metodologia para determinação da estrutura ótima de capital e da taxa de remuneração a ser utilizada no segundo ciclo de revisões tarifárias é essencialmente a mesma utilizada no primeiro ciclo revisional, apenas atualizando-se as séries históricas. A atualização objetiva levar em consideração as alterações ocorridas na conjuntura econômica, institucional e regulatória.

71. Assim, quando do início do Programa Luz Para Todos, a taxa de remuneração deveria refletir um contexto econômico distinto daquele existente quando do recálculo do WACC a ser utilizado no segundo

Fl. 13 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 ciclo revisional. A utilização do WACC do 2º ciclo para a remuneração dos investimentos feitos no Programa Luz Para Todos, sem levar em consideração o momento em que foram realizados não levaria em consideração a evolução temporal do custo de oportunidade dos recursos, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade de distribuição de energia elétrica no Brasil em determinado momento.

72. Como não houve evolução conceitual relativa à definição da taxa de remuneração das concessionárias de distribuição de energia elétrica, mas somente atualização das séries temporais, e no intuito de se abarcar de forma isonômica todas as concessionárias, deverá ser utilizado o WACC do 1º ciclo de revisões tarifárias até a publicação da Resolução nº 246, de 21 de dezembro de 2006.

73. Assim, até a data de publicação da Resolução Normativa nº 246, de 21 de dezembro de 2006, será utilizado, para remuneração dos investimentos feitos pela concessionária (seja com capital próprio ou de terceiros), o WACC real antes de impostos de 17,06% a.a.. Após a publicação da supracitada Resolução será utilizada a taxa de 15,08% a.a..

III.A.1.5 – TAXA DE DEPRECIAÇÃO

74. Para os reajustes tarifários que antecederem a revisão tarifária periódica (2º ciclo revisional), será utilizada a taxa de depreciação definida no 1º ciclo. No caso da concessionária passar por revisão tarifária (relativa ao 2º ciclo revisional) antes da conclusão do Programa Luz Para Todos, nos reajustes tarifários subseqüentes será utilizada a taxa de depreciação do segundo ciclo de revisões. Conforme já explicado, só será levada em consideração para cálculo do déficit, a depreciação dos investimentos realizados com recursos da concessionária (com capital próprio e/ou capital de terceiros) e com financiamentos da RGR.

III.A.2 – CUSTOS OPERACIONAIS

75. O reconhecimento dos custos operacionais incorridos pela concessionária será baseado no modelo da empresa de referência. Tal modelo é construído de forma a contemplar as atividades de comercialização e de operação e manutenção de uma empresa de distribuição de energia elétrica. O modelo busca abranger, da forma mais eficiente e aproximada possível, todos os custos incorridos pela concessionária para atender seus consumidores, operar seu sistema elétrico e manter suas redes em bom estado.

76. As concessionárias que passaram pelo primeiro ciclo de revisões tarifárias antes do início da implementação do Programa Luz Para Todos não tiveram contemplados, na Empresa de Referência, os custos operacionais relativos ao Programa. De outra forma, para as concessionárias que passaram pelo primeiro ciclo revisional após o início da implementação do Programa Luz Para Todos, os ativos implementados até a data da revisão foram levados em consideração para o cálculo da Empresa de Referência. No entanto, o incremento destes custos operacionais em função do crescimento do Programa Luz Para Todos não foi previsto no Fator X.

77. Neste sentido, se faz necessário que a ANEEL agora reconheça o déficit dos custos operacionais incorridos pelas concessionárias para atendimento dos consumidores e para operação e manutenção das redes relativas ao Programa Luz Para Todos. Na data do reajuste tarifário, caberá à SRE

Fl. 14 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 calcular o déficit de custos operacionais incorridos pelas concessio nárias, sem a devida cobertura tarifária, até a data do reajuste em processamento, baseado no modelo de Empresa de Referência.

78. Dentro do modelo de Empresa de Referência, os custos do Programa Luz Para Todos são referentes, basicamente, à comercialização e às atividades de operação e manutenção das redes de baixa (BT) e média tensão (MT) e dos transformadores instalados. Para todos os ativos serão consideradas as características rurais, previstas no modelo, cujas atividades, tanto para redes BT, redes MT como para transformadores, são divididas em quatro grupos principais: operação; reparação; revisão e adequação. As tabelas a seguir detalham as atividades previstas para cada um dos grupos supracitados.

Tabela 1 – Atividades Redes de Baixa Tensão (BT)

Redes de Baixa Tensão (BT)

Disposição de Instalações(manut.) Manobras Reposição Serviço Operação

Incidências em ramais de clientes Troca de trecho de Condutor Troca de base fusível BT cliente Troca de poste

Substituição suporte rede Troca medidor queimado Troca conector ramal cliente Troca de fusível de rede

Reparação

Emenda em Condutor Medição de aterramentos Revisão Revisão visual de linhas e aterramentos (por km) Endireitar poste Equilibrar cargas Adequação aterramento Adequação neutro Re-esticamento de Condutor

Adequação

Poda de árvores

Tabela 2 – Atividades Redes de Média Tensão

Redes de Média Tensão (MT)

Disposição de Instalações(manut.) Manobras Reposição Serviço Operação

Incidências em ramal cliente de MT

Troca isoladores de ancoragem Troca isoladores de suspensão Troca de Seccionador Fusível

Troca de Poste União com conector Troca cruzeta Troca jumper auxiliar Troca trecho de condutor

Reparação

Substituição indic.passo de falta


Substituição de dispositivos anti-ninhos Reparação de posto de medição de cliente de MT Troca de Fusível de trecho operável

Inventário-Inspeção Revisão Revisão Termográfica Endireitar de postes

Adequar conexões a aterramento Reesticagem de condutor Adequação de jumpers Lavar isoladores

Adequação

Poda de árvores

Tabela 3 – Atividades Transformadores

Transformadores Disposição de Instalações Manobras Reposição Serviço Operação

Manobras para comutar trafo Troca base fusível bt do alimentador Troca pára-raios Troca de Seccionador fusível

Reparação

Troca de transformadores ( queimados)

Med/registro corrente/tensão Medição de conexão a aterramento Revisão visual

Revisão

Revisão termográfica Adequação de conexão a aterramento Adequação transformador (inclui Troca de trafo por rotação) Troca conexões BT e MT

Adequação

Adequação sinalização

79. No momento do reajuste tarifário, as redes para as quais se pretende calcular os custos operacionais terão sido instaladas nos últimos anos que precedem a análise, tratando-se, portanto, de redes novas e com baixa necessidade de manutenção. No modelo de Empresa de Referência, para cada uma das atividades são definidas freqüências para as atividades de operação e manutenção que, em média, são necessárias à adequada prestação do serviço público de energia elétrica. Esse dimensionamento, no entanto, leva em consideração todas as redes das concessionárias, independentemente do nível de depreciação das mesmas.

80. Freqüências médias funcionam bem quando o objeto de análise é o parque total de ativos da concessionária, composto, portanto, de ativos com diversos prazos de depreciação. No caso específico do Programa Luz Para Todos, todas as redes para as quais se pretende calcular os custos operacionais são novas e, neste contexto, justifica-se a redução das freqüências.

81. Especialmente as atividades de reparação compreendem tarefas de manutenção que derivam principalmente das quebras do equipamento por envelhecimento, aleatórias ou por acidentes. Estas tarefas são basicamente a manutenção corretiva das instalações. São típicas de redes já bastante

Fl. 16 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 depreciadas com ativos em final de vida útil. No entanto, não se pode afirmar que sejam atividades totalmente inadequadas para redes novas, uma vez que, apesar de em freqüências bastante inferiores, não deixam de ser necessárias à adequada manutenção destas redes. Para as atividades de reparação será utilizado 10% (dez por cento) da freqüência prevista no modelo de Empresa de Referência.

82. As atividades de revisão e adequação são características de manutenção preventiva, típicas de localização e correção de potenciais falhas que possam vir a gerar interrupção do fornecimento de energia elétrica. São atividades que buscam localizar isoladores quebrados, cruzetas deterioradas, postes com caimento, condutores com necessidade de tracionamento, aterramentos falhos, pontos em que possa estar ocorrendo contato da vegetação com a rede de distribuição, pontos quentes, fusíveis queimados, pára-raios quebrados, medir corrente e tensão em transformadores, etc. Uma vez localizadas as potenciais falhas, as freqüências procuram contemplar sua correção. São atividades necessárias para operação e manutenção das redes, mas, por se tratarem de redes novas e, portanto, não apresentarem grande parte das situações descritas, exige-se uma freqüência bastante inferior. Para as atividades de revisão e adequação será utilizado 50%(quarenta por cento) da freqüência prevista no modelo da Empresa de Referência. Exceção se faz à atividade de poda de árvores, em que será considerada 100% (cem por cento) da freqüência definida, por se tratar de atividade que independe do estado de conservação ou idade da rede de distribuição. O entendimento é de que no início de sua vida útil, os ativos contribuam com metade das chamadas freqüências de meia-vida.

83. As atividades de operação, por sua vez, consistem em atuar sobre a rede de forma programada ou em manobrar frente a situações de emergência ou imprevistas. Neste caso, as operações incluem todas as ações que permitirão a realização de intervenções de manutenção sobre as instalações e de recomposição do serviço logo depois das intervenções. São geradas quando há ocorrência na rede de distribuição. As manobras em situações de emergência ou imprevistas, embora menos freqüentes em redes novas, não têm como ser totalmente evitadas. Já as manutenções programadas são bastante menos freqüentes em redes novas. Para as atividades de operação será utilizado 50% (sessenta por cento) da freqüência prevista no modelo de Empresa de Referência, pelas mesmas justificativas já apresentadas.

84. Em função da distribuição geográfica das obras do Programa Luz Para Todos, e das dificuldades de acesso encontradas pelas concessionárias, sugere -se, adicionalmente, alterar o tempo de deslocamento no meio rural, previsto no modelo de Empresa de Referência, de 45 para 50 minutos.

85. Ressalte-se que as alterações nas freqüências não têm o objetivo de se determinar um nível de eficiência distinto daquele previsto no modelo anterior. Deve ficar claro que trata-se de cálculo de déficit, ou seja, quando se efetua o cálculo, o universo de instalações é composto apenas pelos ativos adicionados devido ao Programa Luz para Todos. Desta forma, não é razoável considerar freqüências que foram calculadas, levando-se em conta um universo de ativos muito maior. Portanto, trata-se simplesmente de alteração para adequar as freqüências às reais necessidades de operação e manutenção de redes novas. As alterações não têm, portanto, caráter de se exigir, de forma retroativa, um nível de eficiência que era desconhecido pelas concessionárias e sim de se reconhecer um custo que guarde coerência com a situação de conservação das redes.

86. Ademais, não havia Município que já não fosse atendido e, portanto, as concessionárias já possuíam estrutura que lhes permitisse atender a totalidade de suas áreas de concessão. Neste contexto, é natural que os custos médios sejam decrescentes e a metodologia proposta visa abranger tal situação. Pelo exposto, os efeitos somados da baixa necessidade de operação e manutenção de redes novas e o custo médio decrescente justificam a redução das freqüências.

Fl. 17 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 87. De posse das informações disponibilizadas pela Eletrobrás e concessionária, será calculado o incremento dos custos de atividades comerciais e de operação e manutenção das redes, em função da adição de novos ativos e do número de unidades consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos.

88. Para cálculo dos custos operacionais, será simulado o modelo de Empresa de Referência com data-base na última revisão tarifária da concessionária, supondo-se a existência de todos os consumidores e ativos do Programa Luz Para Todos como existentes naquela ocasião.

89. O cálculo será feito observando-se as seguintes etapas:

(i) Entrada no modelo de empresa de referência somente com os dados de ativos físicos implementados e consumidores atendidos durante o período de cálculo do déficit.

(ii) Após a inserção dos dados, o modelo irá realizar o cálculo dos Processos e Atividades de Operação e Manutenção (P&A de O&M) e dos Processos e Atividades Comerciais (CCOM).

(iii) O Resultado dos custos de P&A de O&M serão segregados em Custos com Linhas (COML) e Subestações (COMSE). Com estes resultados serão calculados o Custo de O&M por quilômetro de linha (Ckml) e o Custo de O&M por transformador (Ct), conforme fórmulas abaixo:

linhadeKmCOML

Ckml =

dorestransformadeNCOMSE

Ct°

=

(iv) Com o resultado dos custos de P&A Comercial (CCOM) será calculado o custo comercial por consumidor (Ccons) conforme fórmula abaixo:

esconsumidordeNCCOM

Ccons°

=

(v) A partir dos valores obtidos, será calculado o custo mensal por consumidor (Cmês) de acordo com dinâmica da entrada dos ativos e consumidores no programa Luz para Todos. Cabe ressaltar que os valores de Ckml, Ct e Ccons anteriormente calculados com data-base na última revisão da concessionária serão corrigidos pelo IPCA até cada mês do cálculo do custo mensal por consumidor. A justificativa da utilização do IPCA é que a maior parte do acréscimo dos custos acontece na rubrica Pessoal. Segue abaixo a fórmula para cálculo do custo mensal por consumidor:

( ) ( ) ( )acumesconsumidornr

acumesconsumidornrCconsacumtrafosnrCtacumlinhadekmCkmlCmês

⋅+⋅+⋅=

onde: Km de linha acum à km de linha (BT + MT) acumulado no mês Nr trafos acum à número de transformadores acumulados no mês Nr consumidores acum à número de consumidores acumulado no mês.


(vi) Desta forma será obtido um custo por consumidor mês a mês em bases anuais, haja vista o modelo de empresa de referência ter como resultado custos anuais.

(vii) De posse do custo anual, basta que se divida o resultado por doze para definição do custo mensal por consumidor. O montante calculado deverá ser multiplicado pelo número de unidades consumidoras atendidas no mês em análise para dimensionamento dos custos operacionais.

III.A.3 – RECEITAS

90. No momento do reajuste tarifário, a concessionária deverá informar, em base mensal, o número de unidades consumidoras atendidas e faturadas, o montante de energia faturada e a receita mensal relativa ao Programa Luz Para Todos, conforme padrão definido em anexo. A informação de faturamento mensal também deverá conter o montante relativo à Tusd Fio -B. Todos os dados, tanto de número de unidades consumidoras atendidas, quanto de energia e valores faturados, deverão estar estratificados nas classes e subclasses previstas na Resolução ANEEL nº456, de 29 de novembro de 2000, e estarão sujeitos à fiscalização da ANEEL.

91. Para as unidades consumidoras enquadradas como residencial baixa renda, a fim de se levar em consideração o recebimento de subvenção econômica com recursos da CDE, deverá ser simulada a receita multiplicando-se o mercado faturado pela TUSD Fio B do residencial subclasse B1.

92. Vale ressaltar que para as concessionárias que passaram por revisão tarifária antes da conclusão do Programa Luz Para Todos, só deverão informar nos processos tarifários subseqüentes os consumidores que passaram a ser faturados após a data de revisão tarifária.

III.A.3.1 - RECEITAS IRRECUPERÁVEIS

93. Da receita faturada, deve-se adicionalmente considerar as receitas irrecuperáveis para se estimar a receita auferida pela concessionária com as unidades consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos. No primeiro ciclo tarifário foi utilizada uma trajetória decrescente , partindo-se de 0,5% no ano teste e reduzindo-se 0,1% ao ano até se estabilizar em 0,2%.

94. Já no segundo ciclo tarifário, a Resolução nº 234, de 31 de outubro de 2006, sinalizou um aprimoramento metodológico para definição do percentual máximo regulatório a ser admitido como provisão. Provisoriamente vem sendo adotado 0,5% do faturamento bruto a título de receitas irrecuperáveis no segundo ciclo de revisões tarifárias e, desta forma, até que haja regulamento que discipline a matéria, será utilizado, provisoriamente, o mesmo percentual.

III.A.4 – CÁLCULO DO DÉFICIT DA IMPLEMENTAÇÃO DO PROGRAMA LUZ PARA TODOS

95. O déficit mensal será calculado como a diferença entre a receita auferida e os custos relacionados à implementação do Programa Luz Para Todos. Os déficits mensais calculados serão atualizados, até a data do reajuste tarifário, pelo IGP-M.

Fl. 19 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 96. Serão consideradas as receitas relativas à Tusd Fio-B e o efeito da subvenção econômica aplicável às unidades consumidoras enquadradas na subclasse residencial baixa renda.

97. No que tange aos custos associados, serão considerados: a remuneração sobre o saldo dos financiamentos com recursos da RGR (taxa prevista no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos); a remuneração sobre o saldo dos investimentos feitos pela concessionária com capital próprio e/ou de terceiros (WACC do 1º e 2º ciclo revisional); a quota de depreciação (calculada sobre a diferença entre os investimentos totais e os investimentos feitos a partir de recursos subvencionados); e os custos operacionais relativos ao Programa Luz Para Todos.

98. Além do déficit calculado até a data do reajuste, ainda será considerada uma estimativa para os 12 meses seguintes, observando, neste caso, a manutenção da base física instalada e do número de unidades consumidoras atendidas até a data do reajuste.

99. As concessionárias que tiveram, em seus reajustes tarifários anuais, tratamento distinto do definido nesta nota técnica, terão os valores ajustados no próximo reajuste tarifário anual ou na revisão tarifária periódica, o que primeiro ocorrer.

III.A.5 – IMPACTO TARIFÁRIO DO DÉFICT CALCULADO NOS REAJUSTES TARIFÁRIOS

100. Conforme previsto na Resolução nº 175, de 28 de novembro de 2005, há que se observar a limitação em 8% (oito por cento) do impacto tarifário para os consumidores, advindo da implantação do Programa Luz Para Todos.

101. Assim, no reajuste tarifário, o impacto para os consumidores será medido como a relação entre o déficit estimado, em função da implementação do Programa Luz Para Todos, para os 12 meses que sucedem a data do reajuste em processamento e a receita projetada para os 12 meses seguintes à data do mesmo (RA1).

III.B. TRATAMENTO NA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

102. Na revisão tarifária periódica, será equacionado, de forma definitiva, o déficit incorrido pela concessionária em função da implementação do Programa Luz Para Todos até aquela data. Neste sentido, será definido o déficit incorrido pela concessionária desde o último reajuste tarifário anual ou desde o início de implementação do Programa Luz Para Todos, caso a concessionária ainda não tenha tido tratamento relativo ao tema nos reajustes tarifários que antecederem a revisão tarifária periódica. Complementarmente, os montantes repassados nos reajustes tarifários, anteriores à data da revisão, poderão ser revistos se surgirem novos fatos que o justifiquem, como os encerramentos dos Contratos firmados com a Eletrobrás, ou se nos reajustes tarifários precedentes houver sido utilizada metodologia diferente da definida nesta Nota Técnica.

103. Para fins de cálculo do déficit incorrido pelas concessionárias, em função da implementação do Programa Luz Para Todos, valem exatamente os mesmos conceitos firmados para o reajuste tarifário anual. Resumidamente, para o contrato assinado entre Eletrobrás e Agente Executor, a ANEEL solicitará à Eletrobrás as informações relativas ao avanço físico dos Programas de obras, às liberações financeiras, os resultados das inspeções físicas e da inspeção para encerramento dos créditos concedidos aos Agentes Executores.

Fl. 20 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 104. No que tange aos instrumentos jurídicos firmados entre concessionária e o Governo Estadual, caberá à concessionária encaminhar cópia, à ANEEL, dos mesmos e informar os dados relativos ao andamento físico e financeiro de tais obras. Além das informações a serem prestadas pela concessionária, a ANEEL poderá solicitar, complementarmente, dados sobre o andamento de tais obras ao MME, que, segundo o Manual de Operacionalização, é responsável por seu acompanhamento.

105. Para a revisão, são válidas as mesmas premissas definidas para o caso do reajuste, notadamente no que se refere à determinação do avanço dos Contratos, a proporcionalidade de participação de cada uma das fontes (previsto nos termos de compromisso, nos contratos com a Eletrobrás e nos Instrumentos Jurídicos firmados com o Governo Estadual), padrões de redes de baixo custo e limitação pelo custo contratado. Na participação percentual das fontes de recursos será levado em consideração o efeito do valor pago por ressarcimento do custos administrativos da CDE, conforme previsto no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos e nos contratos firmados.

106. Para definição da base de remuneração, a ANEEL aplicará a metodologia e os critérios gerais contidos no Anexo IV da Resolução Normativa ANEEL nº 234/06, visando à revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição. Observa-se, no entanto, que o Laudo de Avaliação apresentado pela concessionária deverá conter, adicionalmente, as informações a seguir:

a) Os investimentos do Programa Luz Para Todos separados dos demais investimentos e discriminados por ODI’s;

b) As seguintes Tabelas, cujos modelos são apresentados no Anexo da presente Nota Técnica:

b1) Demonstrativos dos Custos Realizados; b2) Demonstrativos de Custos Incorridos – Depreciação; b3) Demonstrativos de Custos Incorridos – Custo; e b4) Bens Vinculados.

107. As concessionárias deverão ainda manter e deixar disponível toda a documentação comprobatória da aplicação dos recursos que originaram os itens apropriados nas ODI`s: notas fiscais com respectivas ordens de compra, faturas, recibos, contratos com empreiteiras, consultores, documentação da movimentação contábil, dentre outros que podem vir a ser solicitados pela fiscalização da ANEEL.

108. Para os investimentos realizados pelo agente executor até a data da publicação da Resolução nº 246, de 21 de dezembro de 2006, será utilizada a taxa de remuneração do 1º ciclo de revisões tarifárias. A partir daquela data será utilizado o WACC do segundo ciclo de revisões. Para remuneração dos investimentos realizados através de financiamento com recursos da RGR, serão consideradas as condições previstas no item 9 do Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos: juros de 5% (cinco por cento) ao ano; taxa de administração de 1% (um por cento) ao ano.

109. Pelas razões já expostas, os investimentos realizados com recursos subvencionados, sejam eles da União, dos Estados, dos Municípios ou de outras fontes, não serão considerados para cálculo de remuneração e depreciação.

110. Para os custos operacionais serão utilizados os mesmos procedimentos previstos para o reajuste tarifário anual. No entanto, para as concessionárias que passarem pelo segundo ciclo de revisões tarifárias antes da conclusão do Programa Luz Para Todos, nos reajustes subseqüentes será utilizado o modelo da Empresa de Referência do segundo ciclo, cujo aprimoramento já foi contratado pela ANEEL.

Fl. 21 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 111. Para a correta mensuração do déficit mensal, ainda é necessário que se leve em consideração a receita mensal auferida pela concessionária em função das unidades consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos. Assim como no reajuste tarifário anual, a concessionária deverá informar o número de unidades consumidoras atendidas e faturadas, o montante de energia faturado e a receita mensal relativa ao Programa Luz Para Todos. A informação de faturamento mensal deverá conter também, o faturamento relativo à Tusd Fio-B. Todos os dados, tanto de número de unidades consumidoras atendidas, quanto de energia e valores faturados deverão estar estratificados nas classes e subclasses previstas na Resolução nº456, de 29 de novembro de 2000. Para as unidades consumidoras enquadradas como residencial baixa renda, a fim de se levar em consideração o recebimento de subvenção econômica com recursos da CDE, deverá ser simulada a receita multiplicando-se o mercado faturado pela TUSD Fio B do residencial subclasse B1.

112. Da receita faturada, deve-se adicionalmente considerar as receitas irrecuperáveis para se estimar a receita auferida pela concessionária com as unidades consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos. Até que haja regulamento que discipline a matéria, será utilizado, provisoriamente, o percentual de 0,5% a título de receitas irrecuperáveis.

113. No que tange aos custos, serão considerados: a remuneração sobre o saldo dos financiamentos com recursos da RGR (taxa prevista no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos); a remuneração sobre o saldo dos investimentos feitos pela concessionária, com capital próprio e capital de terceiros (WACC do 1º e 2º ciclos revisionais); a quota de depreciação (calculada sobre a diferença entre os investimentos totais e os investimentos feitos a partir de recursos subvencionados); e os custos operacionais relativos ao Programa Luz Para Todos.

114. O déficit mensal será calculado como a diferença entre a receita verificada e os custos relacionados à implementação do Programa. Os déficits mensais calculados serão corrigidos, até a data da revisão, pelo IGP-M.

115. Portanto, para dimensionamento do déficit incorrido pelas concessionárias em função da implementação do Programa Luz Para Todos, serão utilizadas, na revisão tarifária periódica, as mesmas premissas utilizadas nos reajustes tarifários anuais. No entanto, o surgimento de fatores que não tenham sido capturados nos reajustes tarifários poderá ensejar revisão dos valores repassados.

116. Para incorporação dos ativos relativos ao Programa Luz Para Todos na base de remuneração da concessionária, valem os conceitos previstos na Resolução Normativa ANEEL nº. 234, de 31 de outubro de 2006, com a apresentação dos dados detalhados nesta Nota Técnica. Para cálculo dos custos operacionais eficientes a serem reconhecidos para o ano-teste da concessionária em processo de revisão de suas tarifas, valem os critérios definidos na supracitada Resolução.

III.B.1 – FATOR X

117. Devido à dinamicidade do Programa Luz Para Todos, nem sempre as metas previstas no Termo de Compromisso e na Resolução Normativa nº 175, de 28 de novembro de 2005, se verificam na prática. A diferença entre o número de ligações previsto e o efetivamente verificado tem de ser contemplada em novos contratos entre agentes executores, Eletrobrás e Governos Estaduais. A cada novo contrato assinado, não existe um tendência clara sobre o comportamento do custo médio por ligação. Se em algumas concessões a tendência é de que os custos médios por ligação elevem-se, devido ao fato das ligações

Fl. 22 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 tornarem-se cada vez mais distantes da rede existente, por outro lado em outras concessões, devido à capilaridade das redes já haver coberto a maior parte das concessões, os custos médios por ligação tem uma tendência de diminuição, sendo necessário um quantitativo menor de ativos para se atingir as novas unidades consumidoras.

118. Adicionalmente, os Programas não vêm sendo executados no ritmo previsto quando da assinatura dos termos de compromisso. Há concessionárias que atingem a meta de ligações antes da data prevista, algumas que, ao contrário, não executam as obras na velocidade contratada e ainda outras que, embora tenham executado as obras de acordo com o contratado, perceberam um número de ligações bastante superior ao inicialmente previsto para concluir a universalização no meio rural. Todas as situações mencionadas podem resultar em alteração dos contratos assinados, formulação de novos contratos e até alteração da data prevista para conclusão do Programa Luz Para Todos.

119. Outrossim, nem sempre os instrumentos jurídicos são respeitados pelas partes signatárias e, em alguns casos, há a necessidade de alteração de tais instrumentos a fim de modificar a participação das partes na execução do Programa Luz Para Todos. Tal alteração na participação financeira de uma das partes acarreta modificação nos percentuais previstos nos termos de compromisso, uma vez que parte das obras passa a ser executada com fontes de recursos diferentes daquelas inicialmente previstas.

120. Resta demonstrado que, na data da revisão tarifária periódica, há variáveis de difícil previsão como a data de conclusão do Programa Luz Para Todos; o número de ligações restantes; os custos associados; a participação percentual de cada uma das fontes de recursos, dentre outras. Logo, por prudência regulatória, entende-se ser mais adequado não definir, no que concerne ao Programa Luz Para Todos, os investimentos necessários (por fonte de recursos) e o crescimento do mercado, no Fator X.

121. Assim, as concessionárias que passarem por revisão tarifária antes do encerramento do Programa Luz Para Todos continuarão tendo tratamento ao tema nos reajustes tarifários subseqüentes. Entende-se que assim está se buscando a melhor aferição do justo tratamento tarifário, tanto para as concessionárias quanto para seus consumidores finais, evitando-se incorrer em erros devido a variáveis de difícil previsão.

III.A.5 – IMPACTO TARIFÁRIO NA REVISÃO TARIFÁRIA

122. Na revisão tarifária será considerado o impacto do Programa Luz Para Todos no nível econômico das tarifas em função da receita requerida no ano teste. Para tal levar-se-á em consideração o impacto do Programa na base de remuneração e na composição dos custos operacionais da concessionária. Para o correto dimensionamento do impacto tarifário do Programa Luz Para Todos nas tarifas dos consumidores finais, torna-se imperativo que as concessionárias encaminhem todos os dados previstos nos anexos da Resolução.

IV – DO FUNDAMENTO LEGAL

123. O inciso X, do art. 4º, do anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece a competência da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para atuar, na forma da lei e dos contratos de concessão, nos processos de definição e controle de preços e tarifas.

Fl. 23 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 124. O Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003 institui o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica – “LUZ PARA TODOS”, tipificando as fontes de recursos necessários à sua execução, definindo a estrutura do Programa, as prioridades de atendimento e a necessidades de se editar Manual de Operacionalização e demais normas pertinentes à sua execução.

125. A Resolução nº175, de 28 de novembro de 2005, em seu art. 8º, limita em 8% (oito por cento), o impacto tarifário advindo da implementação do Programa Luz Para Todos.

V – DA CONCLUSÃO

126. No 1º ciclo revisional foram blindadas as bases de remuneração e não houve previsão tarifária para os investimentos necessários à implementação do Programa Luz Para Todos, no cálculo do Fator X. Desta forma, se faz necessário que a ANEEL defina o critério de repasse tarifário do déficit incorrido pelas concessionárias em função da imple mentação do Programa.

127. Para equacionamento do déficit, deverão ser informados à ANEEL os investimentos e receitas relativas à implementação do Programa Luz Para Todos desde a data da última revisão tarifária.

128. Na determinação dos investimentos a serem considerados no cálculo do déficit, deverão ser levadas em consideração a evolução física dos Contratos (inclusive incorporando os efeitos dos encerramentos contratuais executados pela Eletrobrás), a limitação pelo custo contratado e a participação percentual entre as fontes de recursos, definidos nos contratos firmados entre Eletrobrás e Concessionárias e nos instrumentos jurídicos firmados entre Governos Estaduais e Concessionárias.

129. O investimento feito com recursos da concessionária, seja com capital próprio e/ou de terceiros por ela contratado para executar os investimentos que lhe cabem dentro do Programa Luz Para Todos, deve ser remunerado pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) que reflita o custo de oportunidade do recurso em determinado momento. Assim deverá ser utilizado o WACC do 1º ciclo de revisões tarifárias para o período compreendido entre o início da implementação do Programa Luz Para Todos e a publicação da Resolução nº 246, de 21 de dezembro de 2006, e a partir daí deverá ser utilizado o WACC estabelecido nessa última. Já para os financiamentos com recursos da RGR, deverão ser consideradas as condições de remuneração previstas no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos e nos contratos firmados com a Eletrobrás.

130. A depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais não será computada no equacionamento do déficit. Nos reajustes, a taxa de depreciação a ser utilizada no cálculo deverá ser aquela definida na última revisão tarifária. No momento da revisão, a taxa de depreciação a ser utilizada será aquela definida no próprio processo tarifário.

131. Os custos operacionais serão baseados no modelo de Empresa de Referência, calculando-se o incremento dos custos de atividades comerciais e de operação e manutenção, em função da adição de novos ativos e do número de unidades consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos. Deverá ser levado em consideração o fato de tratar-se de redes novas e que, portanto, requerem freqüências de operação e manutenção menores.

132. No que tange aos custos relacionados, serão considerados a remuneração sobre o saldo dos financiamentos com recursos da RGR (taxa prevista no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para

Fl. 24 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 Todos); a remuneração sobre o saldo dos investimentos feitos pela concessionária, com capital próprio e/ou de terceiros (WACC do 1º e 2º ciclos revisionais); a quota de depreciação (calculada sobre a diferença entre os investimentos totais e os investimentos feitos a partir de recursos subvencionados) e os custos operacionais relacionados ao Programa Luz Para Todos. Na revisão tarifária ainda deverá ser computado o efeito da incorporação de redes particulares necessárias a implementação do Programa Luz Para Todos.

133. O déficit mensal será calculado como a diferença entre a receita verificada e os custos relacionados à implementação do Programa Luz Para Todos. Os déficits mensais calculados serão corrigidos, até a data do reajuste ou revisão, pelo IGP-M.

134. Para incorporação dos ativos relativos ao Programa Luz Para Todos na base de remuneração da concessionária, valem os conceitos previstos na Resolução Normativa ANEEL nº. 234, de 31 de outubro de 2006. No entanto, o Laudo de Avaliação a ser apresentado pela concessionária deverá conter os investimentos do Programa Luz Para Todos separados dos demais investimentos e discriminados por ODI e as planilhas do Anexo II desta Nota Técnica.

135. Todas as informações disponibilizadas poderão ser fiscalizadas, a qualquer tempo, pela ANEEL. O resultado dos processos de fiscalização poderá ensejar revisão dos valores repassados.


VI – DA RECOMENDAÇÃO

136. Face ao exposto, recomenda-se que o processo 48500.000530/2007-75, do qual fazem parte a presente Nota Técnica e Minuta de Resolução seja submetido a análise da Diretoria Colegiada da ANEEL para que decida sobre os critérios de repasse, às tarifas dos consumidores finais, dos déficits incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica em função da implementação do Programa Luz Para Todos.

LEANDRO CAIXETA MOREIRA Especialista em Regulação de Serviços Públicos de

Energia Matrícula 1496714

ANDRÉ LUIZ GOMES DA SILVA Especialista em Regulação de Serviços Públicos de


CLAUDIO ELIAS CARVALHO Especialista em Regulação de Serviços Públicos de


MIGUEL DAS CHAGAS BRITO SOBRINHO Superintendência de Fiscalização Econômica e

Financeira

De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

ANTONIO ARAÚJO DA SILVA Superintendente de Fiscalização Econômica e Financeira Substituto


ANEXO I : DADOS A SEREM ENCAMINHADOS PELAS CONCESSIONÁRIAS NOS REAJUSTES E REVISÕES TARIFÁRIAS

Tabela A1 – Eletrificação Rural - Instrumento jurídico firmado com o Governo Estadual

ODI Projeto Munícipio UFData Início

da ObraData Fimda Obra

Cons. Ligados

KitCusto

(R$)Rede AT

(Km)Rede BT

(Km)Poste Medidor Trafo Equip.

0 0 0 0 0 0 0 0 0

DATA RELATÓRIO:

Total de Projetos: XXXX

AGENTE EXECUTOR:INSTRUMENTO JURÍDICO FIRMADO COM O GOVERNO ESTADUAL:PROJETOS EXECUTADOS - ELETRIFICAÇÃO RURAL

Tabela A2 – Subestação, Instrumento jurídico firmado com o Governo Estadual



Custo(R$)

Subestação

0,00 0,00

DATA RELATÓRIO:

Total de Projetos: 0

AGENTE EXECUTOR:INSTRUMENTO JURÍDICO FIRMADO COM O GOVERNO ESTADUAL:PROJETOS EXECUTADOS - SUBESTAÇÃO

Tabela A3 – Fonte Alternativa - Instrumento jurídico firmado com o Governo Estadual



Cons. Ligados

KitCusto(R$)

FonteAlternativa

0 0 0 0

DATA RELATÓRIO:

Total de Projetos: XXX

AGENTE EXECUTOR:INSTRUMENTO JURÍDICO FIRMADO COM O GOVERNO ESTADUAL:PROJETOS EXECUTADOS - FONTE ALTERNATIVA


Tabela A4 – Geração Fóssil - Instrumento jurídico firmado com o Governo Estadual



Custo(R$)

GeraçãoFóssil

0,00 0,00

DATA RELATÓRIO:

Total de Projetos: XXX

AGENTE EXECUTOR:INSTRUMENTO JURÍDICO FIRMADO COM O GOVERNO ESTADUAL:PROJETOS EXECUTADOS - GERAÇÃO FÓSSIL

Tabela A5 – Diversos – Instrumento jurídico firmado com o Governo Estadual



Cons. Ligados

KitCusto(R$)

0 0 0

DATA RELATÓRIO:

Total de Projetos: 0

AGENTE EXECUTOR:INSTRUMENTO JURÍDICO FIRMADO COM O GOVERNO ESTADUAL:PROJETOS EXECUTADOS - DIVERSOS


Tabela A6 – Receita relativa às Unidades Consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos

mês/ano mês/ano mês/ano mês/ano mês/ano Total1) Número de UC`s atendidas Relativo aos contratos com Eletrobrás Relativo ao Governo Estadual2) Número de UC`s faturadas Residencial Residencial Baixa Renda Comercial Industrial Rural Rural Irrigação Serviço Público Poder Público Outros3) Energia faturada (kWh) Residencial Residencial BR Comercial Industrial Rural Rural Irrigação Serviço Público Poder Público Outros4) Receita Total (R$) Residencial Residencial BR Comercial Industrial Rural Rural Irrigação Serviço Público Poder Público Outros5) Receita Tusd Fio-B (R$) Residencial Residencial BR Comercial Industrial Rural Rural Irrigação Serviço Público Poder Público Outros

DADOS DE RECEITA RELATIVOS A IMPLEMENTAÇÃO DO PROGRAMA LUZ PARA TODOS

DATA DE EMISSÃO DO RELATÓRIO: CONCESSIONÁRIA:

No cálculo da receita Tusd Fio B das unidades consumidoras enquadradas na subclasse residencial baixa-renda, deverá ser utilizada a Tusd Fio B do Residencial B1.


ANEXO II – DADOS A SEREM ENCAMINHADOS NAS REVISÕES TARIFÁRIAS PERIÓDICAS





ANEXO III - RESPOSTAS ÀS CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS EM FUNÇÃO DA AP 010/2007

I – COMPETÊNCIA DO CICLO REVISIONAL: Contribuição ABRADEE, ENERGISA: [...] “As regras e parâmetros definidos a partir da Resolução n. 234/2006, em particular, as referentes às Obrigações Especiais e ao WACC, só devem operar a partir das respectivas datas de revisão tarifária das distribuidoras para o segundo ciclo de revisões.” [...] “Assim, quando o parágrafo 53 da Nota Técnica 091/07, disponibilizada na Audiência Pública 010/07, estabelece que: “Os investimentos relativos ao Programa Luz Para Todos, realizados entre as datas-base da primeira e segunda revisão tarifária, se encontram dentro do contexto do segundo ciclo revisional e devem, portanto, ser tratados à luz da Resolução nº 234, de 31 de outubro de 2006.”, resulta em que os eventos que acontecerem após a data da Revisão Tarifária poderão ser objeto de incertezas.” [...] “Uma outra situação, esta mais contraditória, configura-se pela utilização concomitante, no cálculo do déficit tarifário dos investimentos ocorridos no 1° ciclo, do WACC do 2° ciclo, da Depreciação do 1° ciclo e dos custos de O&M da Empresa de Referência do 1° ciclo, onde se utilizou o WACC do 1° ciclo para cálculo da remuneração dos veículos, enquanto que, para os investimentos a serem realizados no 2° ciclo, serão utilizados os parâmetros do 2° ciclo, e não o WACC do 3° ciclo mesclado com Depreciação e Empresa de Referência do 2° ciclo.”

[...] Contribuição AES SUL: [...] “O Programa Luz para Todos é uma demanda regulatória, o qual no momento do 1º ciclo tarifário não estava previsto e foi imposto às distribuidoras à realização do mesmo, impondo custos e investimentos adicionais, os quais não estavam previstos, afetando, desta forma, o equilíbrio econômico-financeiro. Por outro lado, no momento em que a distribuidora realizou os investimento necessários para atender ao Programa Luz para Todos, a regra do 2º ciclo tarifário não estava estabelecida e submeter o cálculo do déficit à regras não conhecidas, cria um ambiente de incerteza regulatória, afetando também o equilíbrio econômico-financeiro da distribuidora. Diante do exposto, é importante que o cálculo do déficit respeite as regras do ciclo tarifário no qual se inseriu a demanda regulatória.” [...] RESPOSTA DA ANEEL:

As questões relativas à competência do ciclo tarifário serão elucidadas na análise dos demais pontos colocados na Audiência Pública 010/2007, ainda nesta Nota Técnica.

Fl. 34 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 II – INVESTIMENTOS NO PROGRAMA LUZ PARA TODOS ANTERIORES À PRIMEIRA REVISÃO PERIÓDICA: Contribuição ABRADEE, COELBA: [...] “... não há justificativa para não contemplar os déficits tarifários ocorridos antes da primeira Revisão Periódica em algumas concessionárias. No entanto, como não havia WACC, Depreciação, e Empresa de Referência definidos para o período anterior à primeira Revisão Periódica, sugere-se utilizar os parâmetros do primeiro ciclo, pois esses já estavam vigentes quando do início do PLPT.” [...] Contribuição CEMAR: [...] “Assim, fica evidente que mesmo para as concessionárias cujo início do PLPT antecedeu à revisão os impactos devem ser apurados de forma integral, pois os efeitos do PLPT não foram considerados no processo de revisão, em especial no que se refere aos efeitos nos custos de O&M.” [...] “A título de prudência o Regulador deveria averiguar para cada caso se os investimentos do PLPT realizados antes da revisão foram considerados na base de remuneração, e se os consumidores então atendidos integraram o processo de projeção de mercado para o ciclo revisional. Neste caso, pelo menos os investimentos realizados após a emissão do laudo e suas eventuais atualizações deveriam ser considerados na apuração do déficit.” [...] Contribuição CEMIG: [...] “O fato de que as obras executadas foram consideradas do cálculo da base de remuneração não recompõe o passivo financeiro – comumente chamado de “bolha” – até a data da respectiva revisão. Para este período deve ser mantido o tratamento isonômico com as demais concessionárias.” [...] RESPOSTA DA ANEEL: O equacionamento da Parcela B foi estabelecido na primeira Revisão Tarifária. A metodologia proposta visa recompor o equilíbrio da Parcela B definido em tal processo tarifário. Neste contexto, não faz sentido se falar em passivo financeiro de Parcela B no período que antecedeu à primeira revisão tarifária.

Fl. 35 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 III – INVESTIMENTOS A SEREM CONSIDERADOS PARA CÁLCULO DO DÉFICIT: Contribuição ABRADEE, ENERGISA, COPEL, CEMIG, COELBA: [...] “O custo médio por consumidor, constante nos contratos com a ELETROBRÁS e com o Governo do Estado, refere-se a valores de investimentos estimados com base em orçamentos preliminares efetuados em moeda constante. Assim, considera-se que esse custo médio não é adequado para avaliação da prudência dos investimentos. Na realidade, os parâmetros para tal avaliação estão regulatoriamente estabelecidos na Resolução Normativa 234/06, que substituiu a Resolução 493/02, que, inclusive, serão utilizados para avaliar os mesmos investimentos quando da sua consideração na Base de Remuneração Regulatória. Desse modo, entendemos ser mais adequado avaliar, provisoriamente, o déficit tarifário do PLPT, utilizando-se os valores de investimentos verificados e, após a avaliação da BRR, recalcular aquele déficit tarifário utilizando-se os valores conforme contemplados.” [...] Contribuição ABRADEE, ENERGISA: [...] “Mediante o notório descompasso entre o fluxo de repasse das fontes de recursos – principalmente da participação dos Estados e Municípios - e os percentuais estabelecidos nos Contratos firmados com as distribuidoras, recomendamos que os lançamentos contábeis das próprias distribuidoras sejam utilizados como o melhor e mais preciso balizador para aferir as subvenções realmente recebidas.” [...] “Diante do acima exposto é evidente que a fonte da informação quanto à inadimplência é o próprio agente executor (Distribuidora) e a mencionada declaração de inadimplência não tem outros fins que não garantir o direito dos Estados participarem de atos de divulgação dos programas. Por isso, ratificamos que a melhor opção para a ANEEL é o uso das informações enviadas pelas distribuidoras.” [...] “O método deve considerar os investimentos necessários à incorporação e adequação dos ativos vinculados às redes particulares em processo de absorção, bem como os respectivos custos operacionais de manutenção que serão mencionados posteriormente.” [...] “Coerentemente com o reconhecimento da ANEEL de que os impactos do Programa Luz para Todos são significativos e podem comprometer os fluxos de caixa das empresas, sugerimos que o repasse das estimativas de custos para os próximos 12 meses após o reajuste ou revisão tarifários, considere o volume de investimentos previstos nos contratos já assinados.” [...] Contribuição CELESC: [...] “Investimentos prudentes: A prudência dos investimentos deve ser avaliada pelo regulador, com base na legislação específica. Sugerimos o cálculo provisório do déficit com base nos valores de investimento informados para a Eletrobrás, e quando da revisão tarifária da concessionária, considerar como os valores definitivos aqueles incluídos na Base de Remuneração. A limitação dos investimentos pelo custo médio por ligação pode erroneamente desconsiderar investimentos prudentes para atendimento do PLPT.” [...]

Fl. 36 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 “Previsão de custos: Os custos incorridos nos 12 meses posteriores devem estar baseados no valor previsto nos contratos com a Eletrobrás, e serem compensados quanto à sua efetividade após a apuração da Base de Remuneração.” [...] Contribuição CEMAR: [...]

“Deste modo, é evidente que o valor efetivo da participação de cada fonte somente pode ser obtido ex-post de forma que o caput do Art. 4º não tem efeito prático. A atitude justa por parte do regulador seria usar, para efeitos de apuração dos investimentos custeados por CDE e RGR os valores liberados pela Eletrobrás e ratificados pelas distribuidoras. Quanto à participação do Estado seria usado o valor informado pela Distribuidora, o qual estaria sujeito a fiscalizações da ANEEL. Vale notar que segundo o Manual de Operacionalização os recursos do programa são creditados em conta bancária específica, o que pode facilita o processo de verificação dos valores efetivamente recebidos.” [...]

“Deste modo fica evidente que usar os contratos firmados para definição das participações de cada fonte, ou os valores ali estabelecidos como limitadores para os investimentos não é adequado, e pode induzir o Regulador à apuração errônea do valor do déficit.

O uso dos contratos na forma proposta resulta num tipo distorcido de avaliação de prudência dos investimentos e valoração de ativos. Ocorre que a ANEEL já tem larga experiência neste assunto, pois realiza a valoração das bases de ativos das concessionárias durante as Revisões tarifárias periódicas, bem como avalia a prudência dos investimentos. Os dois pontos – levantamento da base e avaliação de prudência – são tarefas cuja execução já foi objeto de regulamentação pela ANEEL, de forma que não é oportuno que o Regulador venha a inserir uma metodologia diferente para o tratamento dos investimentos realizados no âmbito do PLPT.

As fiscalizações realizadas pela Eletrobrás têm finalidade diferente daquelas realizadas pela Aneel para fins de definição das bases de remuneração, pois se destinam unicamente à prestação de contas quanto ao uso de recursos da CDE e da RGR. Adicionalmente, os próprios contratos determinam que para fins de aprovação dos créditos (Cláusula Sexta) são usados os valores de apropriação contábil – assim, nem mesmo para a aprovação dos créditos associados aos contratos os valores originais dos mesmos são usados, pois os valores de apropriação contábil são mutáveis no tempo e refletem a condição de compra dos itens (equipamentos e materiais).” [...] Contribuição AES SUL: “O Programa Luz para Todos é uma demanda regulatória que foi imposto às distribuidoras e o não cumprimento das metas estipuladas suscitam a possibilidade da distribuidora receber uma multa pelo não atingimento dos resultados acordados. Com isto, faz-se necessário algumas vezes a distribuidora antecipar os recursos destinados ao programa. Como conseqüência há a discrepância entre o fluxo dos investimentos realizados no âmbito do programa e os percentuais das fontes de custeio estipulados nos contratos. Diante do exposto, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras, é pertinente a ANEEL reconhecer no cálculo do déficit o fluxo real dos recursos utilizados para realização do programa, sendo utilizada como base dessas informações os lançamentos contábeis das distribuidoras, que deverão ser fiscalizados periodicamente.”

Fl. 37 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 RESPOSTA DA ANEEL: INVESTIMENTOS PREVISTOS EM CONTRATO

Segundo o Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos, são atribuições das

concessionárias de distribuição de energia elétrica:

• Levantar as demandas de sua área de concessão e elaborar o Programa de Obras, baseando-se nos critérios estabelecidos no Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos e no Decreto nº 4.783/2003;

• Encaminhar à ELETROBRÁS o Programa de Obras, para análise técnica e orçamentária; • Implantar os Programas de Obras.

Quando da elaboração do referido Programa de Obras, a concessionária deve encaminhar à

ELETROBRÁS as planilhas disponibilizadas no site do MME. Tais planilhas contêm: resumo das características dos Programas; resumo das redes rurais; resumo financeiro; cronograma físico; cronograma financeiro; custos unitários modulares de rede primária, rede secundária, rede conjugada, posto de transformação, reforços (reguladores de tensão, religadores, banco de capacitor automático, banco de capacitor fixo), entrada de serviço e kits de instalação interna. A figura a seguir ilustra, para rede primária, o nível de detalhamento exigido.

Figura 1 – Composição dos custos unitários modulares – linha primária

Ou seja, a concessionária deve informar: • O sistema (MRT – retorno por terra, monofásico com neutro, bifásico com neutro, bifásico sem

neutro, trifásico com ne utro ou trifásico sem neutro); • Nível de tensão operativa da linha; • Tipos do condutor de fase e neutro com as respectivas seções nominais; • Detalhamento do quantitativo e dos custos de todos os materiais necessários. • No custo de mão de obra de terceiros são considerados os custos relativos a: locação de

estruturas; limpeza de faixa; abertura de cavas; transporte, levantamento e montagem das


estruturas, aterramento, lançamento e nivelamento de condutores, quando não realizados por pessoal próprio do Agente Executor;

• No custo de transporte de terceiros, caso não tenham sido alocados no custo de mão de obra de terceiros, permite-se considerar 5% do custo total do módulo;

• No item engenharia e administração admite-se alocar 15% do valor total dos custos diretos do módulo.

Assim a concessionária deve incluir quantas unidades modulares forem necessárias para o correto

dimensionamento dos diferentes padrões de rede a serem utilizados na execução do Programa Luz Para Todos. Tal procedimento deve ser repetido para todas as unidades modulares já mencionadas.

A concessionária deve informar ainda, nas planilhas de resumo das características dos programas/projetos e resumo de redes rurais, o quantitativo de cada tipo de unidade modular, detalhando ainda o cronograma físico e financeiro de execução do contrato.

Havendo execução do contrato em desconformidade com o Programa de Obras aprovado, há a possibilidade de revisão dos anexos dos contratos, ensejando aditivos contratuais.

Ainda segundo o Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos, é atribuição da ELETROBRÁS analisar técnica e financeiramente os Programas de Obras apresentados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Em tal análise, as estruturas modulares contidas no Programa de Obras são comparadas com as constantes do Sistema de Custos Modulares da Eletrobrás. As estruturas modulares de tal sistema são regionalizadas e baseadas no padrão construtivo das próprias concessionárias, tendo os custos definidos com base em valores de nota fiscal. Os preços são atualizados regularmente e refletem, quando da aprovação dos Programas, o custo médio de aquisição e instalação das obras em determinada região do país.

Finalizada a análise técnica e financeira por parte da ELETROBRÁS, o Programa de Obras é encaminhado ao MME que, caso esteja de acordo, emitirá parecer autorizando a ELETROBRÁS elaborar e assinar contrato com as concessionárias de distribuição. Assinados os contratos, cabe ainda à ELETROBRÁS liberar os recursos financeiros dos projetos, inspecionar fisicamente as obras e comprovar a adequada utilização dos recursos financeiros.

Do exposto, o entendimento é de que os contratos assinados, os dados físicos de execução do Programa Luz Para Todos e os resultados das fiscalizações da ELETROBRÁS e o encerramento de crédito são instrumentos perfeitamente adequados para dimensionamento do montante de investimentos a ser considerado no cálculo do componente financeiro.

Adicionalmente, para o Instrumento Jurídico firmado entre a distribuidora e o Governo Estadual, a ANEEL avaliará a evolução física dos mesmos, atentando para a limitação pelos custos contratados e a participação percentual de cada uma das fontes de recursos prevista no respectivo Instrumento.

Segundo o próprio Manual de Operacionalização do Programa Luz Para Todos, a concessionária deverá informar mensalmente ao MME a situação de adimplência ou não dos repasses de recursos dos Governos Estadual e Federal. Cabe ao MME declarar o Governo do Estado inadimplente para fins do Programa Luz Para Todos, por no mínimo trinta dias ou até a sua regularização. Assim, para consideração de participação do Governo Estadual em desconformidade com o montante contratado, a concessionária deverá apresentar o respectivo termo de inadimplemento.

PARTICIPAÇÃO PERCENTUAL DAS FONTES DE RECURSOS Embora possa ocorrer algum descompasso entre o fluxo de repasse das fontes de recursos e os

investimentos efetivamente realizados, sob o ponto de vista de política tarifária, o entendimento é de que é correto considerar-se a proporcionalidade entre as fontes de recursos previstas nos contratos firmados com a ELETROBRÁS e nos instrumentos jurídicos firmados com os Governos Estaduais. Esta consideração evita

Fl. 39 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 que no momento do cálculo do déficit do Programa Luz Para Todos haja qualquer distorção motivada por antecipação de recursos ou atraso no repasse.

Outro ponto que deve ser esclarecido é que a utilização dos critérios ora propostos para cálculo do déficit não substituem a Resolução nº 234/06, que será utilizada para valoração dos investimentos feitos no Programa Luz Para Todos na Base de Remuneração. Para tal, conforme Nota Técnica e minuta de Resolução que fazem parte da AP 010/2007, a concessionária deverá apresentar, quando de sua revisão tarifária periódica, as planilhas apresentadas no Anexo III da citada minuta de Resolução. Ao entender que a forma de aprovação dos Programas de Obras é adequada, ou seja, levando-se em consideração os custos médios de aquisição e os padrões construtivos do Programa Luz Para Todos, a utilização da participação percentual das fontes de recursos é conseqüência direta, uma vez que os custos indiretos são definidos como percentual do valor total das obras (15%) e são, grosso modo, a parte que cabe às concessionárias.

De todo o exposto, o entendimento é de que a consideração da limitação pelo custo contratado e a participação percentual das fontes de recursos conforme previsto nos Contratos é justa e adequada e, portanto, não deve ser substituída pelos lançamentos contábeis das próprias concessionárias. A utilização destes parâmetros para cálculo do déficit não substitui a Resolução nº 234/2007, que disciplina o Segundo Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas e que, portanto, tratará da composição da Base de Remuneração, inclusive para os investimentos feitos no Programa Luz Para Todos. IV – UTILIZAÇÃO DO WACC DO 2º CICLO DE REVISÕES TARIFÁRIAS: Contribuição ABRADEE: [...] “Uma outra situação, esta mais contraditória, configura-se pela utilização concomitante, no cálculo do déficit tarifário dos investimentos ocorridos no 1° ciclo, do WACC do 2° ciclo, da Depreciação do 1° ciclo e dos custos de O&M da Empresa de Referência do 1° ciclo, onde se utilizou o WACC do 1° ciclo para cálculo da remuneração dos veículos, enquanto que, para os investimentos a serem realizados no 2° ciclo, serão utilizados os parâmetros do 2° ciclo, e não o WACC do 3° ciclo mesclado com Depreciação e Empresa de Referência do 2° ciclo.” [...] Contribuição CELESC: [...] “... utilização do custo médio do capital do 1º ciclo para o cálculo da remuneração do capital, já que os investimentos realizados no PLPT foram no 1º ciclo, e não no ciclo posterior.” [...] Contribuição CEMAR: [...] “Assim, considerando o proposto no Art. 6º, da minuta de Resolução, teríamos uma contradição: (i) os investimentos considerados no cálculo do Xe e executados no período entre revisões seriam remunerados pelo WACC do 1º ciclo; e (ii) os investimentos do PLPT, realizados no mesmo período, seriam remunerados pelo WACC do 2º ciclo. Ou seja, taxas diferentes para investimentos realizados no mesmo instante, o que

Fl. 40 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 evidenciaria a existência de duas taxas de remuneração “consideradas justas e adequadas” pelo Regulador para um mesmo instante de tempo.” [...] “Isto posto, fica evidente que a manutenção da coerência do Regulador com o marco regulatório vigente, com o modelo de regulação por incentivos e com o desejo continuamente expresso pela ANEEL de minimizar o risco regulatório e atrair investimentos para o setor, exige que a taxa a ser usada na remuneração dos investimentos seja o WACC da revisão tarifária que antecede a realização dos mesmos.” [...] Contribuição COPEL: [...] “O investimentos foram realizados a luz da legislação vigente. Não faz sentido utilizar a taxa de remuneração do segundo ciclo. Somente quando a concessionária passar pelo processo de revisão tarifária em 2008 os investimentos passarão a ser remunerados pela nova taxa.” [...] Contribuição CEMIG: [...]

“A rentabilidade bruta de 17% vale para o período de 2004 a 2008, pois o cálculo do fator X visa

manter a rentabilidade do negócio em 17% nesse período. Se os investimentos do Programa Luz para Todos

tivessem entrado no cálculo do Fator X, eles teriam sido remunerados em 17%.

O WACC não é definido para os investimentos ou obras específicas, ele é definido para o período. A partir de abril de 2008 todos os ativos da CEMIG, os existentes em abril de 2003 e os investimentos de 2003 a 2008 passarão a ser remunerados em 15%, desde essa data até abril de 2013. Além disso, no cálculo do novo Fator X, a ser aplicado de 2008 a 2013, entrarão os investimentos a serem realizados de 2008 a 2013 que serão remunerados também a 15%. Por conseguinte, a remuneração dos investimentos do Programa no período de 2003 a 2008 deve ser 17%.” [...] RESPOSTA DA ANEEL:

A remuneração do capital constitui um elemento fundamental para o funcionamento da indústria regulada, pois é o sinal econômico que orienta, mediante incentivos, a direção do investimento produtivo. A correta determinação da remuneração de capital no setor regulado de distribuição é fundamental para o perfeito funcionamento da indústria, pois é o sinal econômico que garante a atratividade dos investimentos, ao mesmo tempo em que evita custos desnecessários aos consumidores.

A metodologia para determinação da estrutura ótima de capital e da taxa de remuneração a ser utilizada no segundo ciclo de revisões tarifárias é essencialmente a mesma utilizada no primeiro ciclo revisional, apenas atualizando-se as séries históricas. A atualização tem o intuito de levar em consideração as alterações ocorridas na conjuntura econômica, institucional e regulatória.

Assim, quando do início do Programa Luz Para Todos, a taxa de remuneração deveria refletir um contexto econômico distinto daquele existente quando do recálculo do WACC a ser utilizado no segundo ciclo revisional. A utilização do WACC do 2º ciclo para a remuneração dos investimentos feitos no Programa Luz

Fl. 41 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 Para Todos, sem levar em consideração o momento em que foram realizados não levaria em consideração a evolução temporal do custo de oportunidade dos recursos, compatível com um risco similar ao que enfrenta a atividade de distribuição de energia elétrica no Brasil em determinado momento.

Como não houve evolução conceitual relativa à definição da taxa de remuneração das concessionárias de distribuição de energia elétrica (caso houvesse deveria prevalecer o conceito mais atual), mas apenas atualização das séries temporais, deve-se alterar a metodologia proposta em Audiência Pública (AP 010/2007) com o intuito capturar a evolução temporal da taxa de remuneração em função do momento em que foram feitos os investimentos.

Assim, até a data de publicação da Resolução Normativa nº 246, de 21 de dezembro de 2006, será utilizado, para remuneração dos investimentos feitos pela concessionária (seja com capital próprio ou de terceiros), o WACC real antes de impostos de 17,06% a.a.. Após a publicação da supracitada Resolução será utilizada a taxa de 15,08% a.a..

O entendimento é que desta forma atende-se o ple ito das concessionárias, ou seja, de se levar em consideração a evolução temporal da taxa de remuneração dos investimentos realizados, sem que haja tratamento diferenciado entre as concessionárias em função da data da revisão tarifária periódica.

Do exposto, acatando-se parcialmente as contribuições, sugere-se a alteração da metodologia posta em Audiência Pública no que tange à remuneração dos investimentos realizados com recursos da concessionária, utilizando-se, para todas as concessionárias, a taxa real antes de impostos de 17,06% até a data de publicação da Resolução nº 246, de 21 de dezembro de 2006, a partir da qual será utilizada a taxa de remuneração prevista na mesma.

V – REMUNERAÇÃO DIFERENCIADA DA PARCELA DA RGR: Contribuição ENERGISA: [...] “Ao se diferenciar a remuneração dos investimentos financiados pela RGR – remunerando esta parcela pelo próprio custo de financiamento – entendemos que a ANEEL deixa de lado o sistema de tarifas vigente (regulação pelo preço) e passa a adotar uma “marcação a mercado.” [...] “Por fim, ao aplicar o WACC na parcela da distribuidora, a ANEEL - ao considerar a remuneração da RGR pelo seu próprio custo – por consistência deveria remunerar esta parte pelo custo do capital próprio, tendo em vista que estes recursos são oriundos única e exclusivamente das concessionárias, já que ela trata, em última instância a RGR como capital de terceiros.” [...] “Solicitamos, neste ponto, que o Regulador mantenha a coerência e consistência metodológicas do ciclo tarifário, ou seja, aplicação do WACC de 17,07% para os investimentos realizados entre a 1ª e 2ª Revisão Tarifária e 15,08% para os investimentos após o 2º Ciclo.” [...] Contribuição CELESC: [...] “Os recursos da RGR são considerados no cálculo do WACC no momento da revisão tarifária. Logo, o menor custo de sua captação já está considerado no custo médio de capital. Para a parcela dos investimentos com recursos da RGR, a remuneração desse investimento deve ser calculada com base no WACC definido no ciclo tarifário em que se realizaram os investimentos (1º ciclo).”

Fl. 42 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 [...] Contribuição CEMAR: [...] “Tal proposta contraria de forma clara o tratamento dispensado pelo Regulador para a questão da remuneração de investimentos no âmbito das Revisões Tarifárias. As metodologias de tratamento da questão no âmbito do 1º e do 2º ciclos revisionais estabelecem o uso de uma taxa única, o WACC, para a remuneração dos investimentos, independente da taxa de cada fonte de recursos individual. Esta metodologia precede, inclusive, o atual modelo de regulação por incentivos, pois consta do Artigo no 171 do Decreto no 41.019, de 26 de fevereiro de 1957.” [...] “Assim, o uso de um tratamento particular para os financiamentos RGR obrigaria o Regulador, em nome da coerência, do princípio da razoabilidade e do princípio da proporcionalidade, a fazer ajustes na taxa usada na remuneração de recursos da concessionária – no caso extremo citado este valor deveria ser remunerado pela taxa de capital próprio do 1º ciclo, cujo valor é de 17,47% segundo o Anexo I da Nota Técnica nº 122/2005/SRE/ANEEL.” [...] Contribuição COPEL: [...] “Deve ser recalculado o WACC a fim de incorporar a parcela de financiamento da RGR para ser utilizada nos dois ciclos tarifários.” [...] RESPOSTA DA ANEEL:

Os recursos oriundos da RGR não têm, no caso do Programa Luz Para Todos, caráter de uma linha

de financiamento que a empresa tenha buscado para executar as obras que lhe cabem dentro do contexto do Programa. Trata-se de um financiamento utilizado pelo Governo Federal para mitigar os potenciais impactos tarifários advindos de sua implementação.

A utilização de tais recursos está prevista no Decreto 4.873, de 11 de novembro de 2003, que instituiu o Programa Luz Para Todos. O mesmo Decreto ainda previu o dever do MME de editar o Manual de Operacionalização do Programa e demais normas pertinentes à sua execução. Tal Manual teve a quinta versão aprovada pela Portaria MME nº 288/2007, e quando trata da forma da atuação do Programa estabelece que “a distribuição dos recursos setoriais (Conta de Desenvolvimento Energético - CDE e Reserva Global de Reversão - RGR) baseia-se principalmente na necessidade de mitigar os impactos tarifários das diversas áreas de concessão.”

Assim sendo, a proposta colocada em Audiência Pública encontra amparo legal. Se fosse utilizado o WACC, esses investimentos seriam remunerados acima do custo do capital captado, o que tornaria nulo o esforço de se mitigar os impactos tarifários através de financiamentos com a RGR, resultando, aí sim, em contradição com os princípios do Programa Luz Para Todos estabelecidos no Decreto que o instituiu e em seu Manual de Operacionalização.

Também não se sustenta o argumento de que para utilizar uma taxa diferenciada para remuneração do investimento feito a partir de recursos da RGR dever-se-ia remunerar o investimento feito pela concessionária pelo custo de capital próprio. O fato de utilizar um recurso Federal como linha de

Fl. 43 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 financiamento não impede que a concessionária busque outras fontes de recursos, que não o capital próprio, para executar as obras que lhe cabem dentro do Programa Luz Para Todos.

De todo o exposto, o entendimento é de que a utilização de uma taxa de remuneração diferenciada para os investimentos feitos a partir de recursos da RGR encontra amparo legal no próprio Decreto que instituiu o Programa Luz Para Todos e não enseja utilização de outra taxa, que não o WACC, para os investimentos feitos pela concessionária, seja com capital próprio ou de terceiros. VI – QUOTA DE REINTEGRAÇÃO: Contribuição ENERGISA: [...] “Solicitamos que seja respeitada a competência do programa com o arcabouço metodológico vigente. Solicita-se a utilização do conjunto de parâmetros do ciclo tarifário a que pertence o mês de apuração do déficit tarifário do Programa Luz para Todos.” [...] Contribuição CEMAR: [...] “O artigo 8º, §3º da Minuta de Resolução indica que as Obrigações Especiais, geradas pelos recursos oriundos de subvenção, não serão objeto de reintegração ou de remuneração. Em relação à remuneração não há o que se discutir, mas a não reintegração de obrigações especiais representa uma regra nova, que integra a Resolução no 234/2006, e cuja aplicação teria início apenas no 2º ciclo revisional, de forma que sua aplicação no contexto do repasse dos impactos do PLPT pode ser vista como uma antecipação da aplicação deste novo conceito.” [...] RESPOSTA DA ANEEL:

Quando do encerramento do 1º ciclo de revisões tarifárias, as bases de remuneração foram blindadas e não houve previsão tarifária, no cálculo do Fator X, para investimentos relativos à implementação do Programa Luz Para Todos. Desta forma, por se tratar de tema a ser avaliado no contexto das revisões tarifárias, o assunto deveria ser revisitado quando da realização do segundo ciclo de revisões. No entanto, por entender que a execução do Programa Luz Para Todos é uma política de Governo e que as concessionárias têm metas a cumprir; devido, principalmente, à dimensão do Programa em algumas áreas de concessão; e para evitar a formação de uma bolha financeira que seria repassada às tarifas dos consumidores finais apenas na data da próxima revisão tarifária, a ANEEL tem repassado parte do déficit calculado já nos reajustes tarifários que precedem a realização da segunda revisão tarifária.

Na evolução da metodologia de revisão tarifária das concessionárias de distribuição, um dos pontos de aperfeiçoamento foi quanto à forma de consideração da depreciação dos ativos constituídos sob a forma de Obrigações Especiais, passando a depreciação de tais ativos a ser considerada como conta retificadora do saldo de Obrigações Especiais. A decisão da Diretoria Colegiada da ANEEL foi de que o novo tratamento se aplica a todo o saldo de Obrigações Especiais, sem distinção das datas de aquisição e garantidos efeitos somente prospectivos.

A proposta colocada em Audiência Pública não produz efeitos retroativos, pois não gera qualquer alteração nos processos tarifários já realizados pela ANEEL e, consequentemente não exige devolução das

Fl. 44 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 depreciações já recuperadas nas tarifas pelas concessionárias. Como os investimentos no Programa Luz Para Todos não foram previstos no Fator X e o novo conceito de consideração da depreciação das Obrigações Especiais aplica-se todo o seu saldo, o entendimento é de que é aplicável a todo o investimento feito no Programa Luz Para Todos, independente da data de aplicação dos recursos. VII – CUSTOS OPERACIONAIS: Contribuição ABRADEE, ENERGISA: [...] “Por simplicidade e praticidade, as freqüências das atividades de O&M integrantes da Empresa de Referência representam valores médios de ocorrência ao longo de toda a vida útil dos bens. Dessa forma, não há necessidade de estabelecer freqüências diferenciadas para cada distribuidora em função da idade média das respectivas instalações.” [...] “Além da total ausência de embasamento técnico para a definição desses parâmetros diferenciados, esse procedimento, de se utilizar freqüências reduzidas das atividades de O&M no início da vida útil dos bens do PLPT, pode comprometer a simplicidade, a praticidade e a coerência do conjunto de metodologias de definição tarifária, pois teria que haver uma série de ajustes adicionais compatíveis com essa situação para torná-la consistente:” [...] “Diante do exposto, a ABRADEE sugere a utilização das freqüências de O&M conforme definidas originalmente na Empresa de Referência.” [...] Contribuição CELESC: [...] “As freqüências consideradas na Empresa de Referencia referem-se à vida média útil dos ativos. Logo não é correta a alteração das freqüências devido ao fato dos ativos serem novos; Argumenta-se também que as freqüências de atividades preventivas (Revisão), independem da vida útil do equipamento.” [...] Contribuição CEMAR: [...] “Deste modo, a opção de fazer ajuste na ER para incorporar os efeitos do PLPT não pode se restringir a um conjunto selecionado de parâmetros que tem como efeito a redução dos custos. Caso o Regulado opte pela permanência nesta abordagem, deveria fazer uma revisão completa dos parâmetros da ER, independente do tipo de efeito (aumento ou redução de custos) que possam ter.” [...] “Diante do exposto, fica evidente que a melhor postura a ser adotada, pois permite que o Regulador mantenha sua coerência e atenda ao princípio da razoabilidade, é o uso da ER para cálculo dos custos, sem qualquer ajuste de parâmetros.” [...] Contribuição COPEL:

Fl. 45 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 [...] “Devem ser mantidas as mesmas condições do primeiro ciclo, pois o corte pretendido por esta agencia não tem embasamento técnico para sua operacionalização. Se a Aneel entende que haverá mudanças significativas em relação aos custos de operação e manutenção, deverá implementá-las a a partir do segundo ciclo de forma a manter a clareza e transparência do processo.” [...] Contribuição CEMIG: [...] “Nos processos de revisão tarifária,a Agência entende que o gerenciamento operacional é de responsabilidade exclusiva da concessionária distribuidora. A regulação econômica não deve se ocupar do controle da execução das atividades empresariais, mas sim monitorar os resultados dessa gestão. Contudo, nesta regulamentação a Agência optou por avaliar de forma específica estrutura de custos de O&M para o programa LPT, baseada na Empresa de Referência. Porém, os percentuais de redução nas freqüências das tarefas de O&M foram apresentados sem nenhuma informação técnico-estatístico que pudesse oferecer segurança às estimativas, principalmente por se tratarem de redes construídas com tecnologia, materiais e equipamentos de baixo custo. Por outro lado, tarefas ou ação que possa ter custos mais elevados do que os valores médios encontrados na Empresa de Referência não foram objeto de apreciação. Assim, achamos prematuras as ilações sobre o desempenho técnico e econômico das redes e por isso recomendamos manter os parâmetros utilizados na ER.” [...] Contribuição COELBA: [...] “Por simplicidade e praticidade, as freqüências das atividades de O&M integrantes da Empresa de Referência representam valores médios de ocorrência ao longo de toda a vida útil dos bens. Dessa forma, não há necessidade de estabelecer freqüências diferenciadas para cada distribuidora em função da idade média das respectivas instalações. O procedimento de se utilizar freqüências reduzidas das atividades de O&M no início da vida útil dos bens do PLPT, pode comprometer a simplicidade, a praticidade e a coerência do conjunto de metodologias de definição tarifária, pois teria que haver uma série de ajustes adicionais compatíveis com essa situação para torná-la consistente:” [...] Contribuição AES SUL: [...] “Quanto aos custos operacionais, é importante enfatizar que, não tem consistência a afirmação do Regulador em usar na metodologia da empresa de referência percentuais de freqüências menores àqueles utilizados no primeiro ciclo de revisão, argumentando que as redes do PLT são relativamente novas, e portanto teriam menores incidências de operação, reparação e revisão. No primeiro ciclo de revisão, quando a ANEEL estabeleceu os parâmetros (tempos e freqüências) da empresa de referência, os considerou como valores médios para operar uma rede existente, composta por ativos novos e antigos. Não obstante, há de se destacar que como a própria Nota Técnica na presente Audiência Pública cita, os equipamentos utilizados

Fl. 46 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 são de menor qualidade, visando a modicidade tarifária. Além disso, as novas redes instaladas estão em áreas mais distante dos escritórios comerciais e gerências regionais que são estipulados pela própria ANEEL, acarretando em um tempo maior de deslocamento das equipes de operação. Além disso, estas regiões possuem características de maior exposição a ações dos ventos e a descargas atmosféricas (onde o índice ceráunico é mais elevado) provocando maiores danos as redes elétricas. Sendo assim, seria necessário revisar todos os parâmetros da empresa de referência e não somente as freqüências, devendo-se levar em consideração, também, que o LPT gera impactos não só nos Processos e Atividades Comercial e O&M, mas também na estrutura central e regional. Logo, a proposta é que se mantenham os parâmetros usados no modelo da empresa de referência do primeiro ciclo.” [...] Contribuição GRUPO REDE: [...] O GRUPO REDE propõe a manutenção das mesmas freqüências do modelo atual da ER na medida em que suas freqüências refletem, pelo menos esta é premissa básica, o estado da arte. Qualquer ajuste que se proponha, a mesma deve ser conduzida em conjunto com a concessionária, dentro do processo de melhorias globais do modelo da ER em curso para a 2ª. Revisão Tarifária Periódica. [...] Contribuição ENERGIAS DO BRASIL: [...] “Com base no exposto, entendemos que o desenho do modelo que avaliará o repasse tarifário dos déficits incorridos pelo atendimento do Programa Luz Para Todos deve ser aderente aos níveis de qualidade exigidos pelo regulador e já praticados pela distribuidora. Assim, propõe-se que sejam utilizados os tempos originais de ER, bem como considerar a maior distância e pior terreno a ser percorrido pelas equipes de manutenção ao prestar os serviços, a existência de redes incorporadas, o acréscimo de custos nas estruturas central e regional.” [...] RESPOSTA DA ANEEL:

De fato as freqüências das atividades de operação e manutenção integrantes do Modelo de Empresa de Referência representam valores médios de ocorrência ao longo de toda a vida útil dos bens, sem levar em consideração a idade dos ativos. São definidas de forma a contemplar as atividades de operação e manutenção que, em média, são necessárias à adequada prestação do serviço público de energia elétrica. Esse dimensionamento, no entanto, leva em consideração todas as redes das concessionárias, independentemente do nível de depreciação das mesmas.

É exatamente por isso que a proposta colocada em Audiência Pública sugere redução das freqüências das atividades de operação e manutenção. Deve ser observado que a proposta colocada em audiência busca determinar déficit tarifário, sendo o mesmo ocasionado tão somente pelo Programa Luz para Todos. Desta forma, o que se busca é dimensionar, da melhor forma possível, o custo incorrido pela concessionária, sem cobertura tarifária, para a operação e manutenção somente das redes impleme ntadas em função do Programa Luz Para Todos, ou seja, não se está propondo uma reavaliação dos custos operacionais de todos os ativos. Neste contexto, as freqüências de operação e manutenção do modelo de Empresa de Referência utilizado no 1º ciclo de revisões tarifárias estão superestimadas para o cálculo do déficit, exatamente por

Fl. 47 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 serem valores médios que não levam em consideração a depreciação acumulada dos ativos. Como no momento do cálculo do déficit é evidente o fato de que as redes foram instaladas nos últimos anos que precedem a análise, é coerente se afirmar que a necessidade de operação e manutenção destas redes é menor, seja para manutenção preventiva, corretiva ou de intervenções na rede em função de manutenções programadas e devido a situações emergenciais ou imprevistas.

No momento da revisão tarifária, aí sim, será dimensionado o nível médio de operação e manutenção para as redes rurais, levando-se em consideração o nível de continuidade que se espera atingir e ponderando-se a relação de compromisso entre impacto tarifário e nível de continuidade exigido das concessionárias.

Ressalte-se que as alterações nas freqüências não têm o objetivo de se determinar um nível de eficiência distinto daquele previsto no modelo anterior. Trata-se simplesmente de adequação do modelo para as reais necessidades de operação e manutenção de redes novas. As alterações não têm, portanto, caráter de se exigir, de forma retroativa, um nível de eficiência que era desconhecido pelas concessionárias e sim de se reconhecer um custo que guarde coerência com a situação de conservação das redes.

Exemplo de tal afirmação são as freqüências das atividades de comercialização, que tratam basicamente da leitura e faturamento das unidades consumidoras atendidas. Embora o artigo 41 da Resolução 456/2000 estabeleça que a leitura e faturamento das unidades consumidoras situadas em área rural possam ser efetuados em intervalos de até 3 ciclos consecutivos, no modelo de cálculo do déficit dos custos operacionais em função da implementação do Programa Luz Para Todos foi utilizada leitura e faturamento mensal de todas as unidades consumidoras atendidas, em conformidade com o modelo que foi utilizado no primeiro ciclo de revisões tarifárias.

Do exposto, o entendimento é de que a utilização das freqüências reduzidas para as atividades de operação e manutenção não compromete a simplicidade, a praticidade e a coerência do modelo utilizado para dimensionamento dos custos operacionais, pois deve ficar claro que o intuito é o dimensionamento dos custos de operação e manutenção de ativos perfeitamente identificáveis e todos recém instalados, e que estão sem cobertura tarifária, em virtude da implementação do Programa Luz Para Todos. Como as redes terão sido instaladas nos últimos anos que precedem a análise é imperativo afirmar que tais redes têm necessidade de operação e manutenção menores do que os valores médios utilizados no primeiro ciclo de revisões tarifárias.

Do exposto, acatando-se parcialmente as contribuições, sugere-se a alteração da metodologia posta em Audiência Pública no que tange às freqüências das atividades de operação e manutenção e tempo de deslocamento:

• Freqüências das atividades de operação (60%), revisão (40%) e adequação (40%): utilizar 50% das freqüências inicialmente previstas no modelo. Assim, as freqüências no início da vida útil dos ativos representaria metade das freqüências de meia vida;

• Alterar o tempo de deslocamento inicialmente previsto no modelo da Empresa de Referência de 45 para 50 minutos em função das condições de acesso enfrentadas pelas concessionárias nas localidades atendidas pelo Programa Luz Para Todos.

VIII – REMUNERAÇÃO FINANCEIRA SOBRE O SALDO DO DÉFICIT: Contribuição ABRADEE, ENERGISA, AES SUL: [...] “Os déficits calculados mensalmente deverão incorporar a devida remuneração financeira a exemplo dos objetivos pretendidos pela edição da Medida Provisória n. 2227/01. Em última análise, reconheceu-se que os desvios econômicos ocorridos por fatos não gerenciáveis pelas distribuidoras - entendidos àquela época -

Fl. 48 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 como itens da Parcela A deveriam receber a justa remuneração financeira. Logo, por similaridade ao evento não gerenciável pelas concessionárias, é razoável que o método incorpore a taxa Selic, ao invés do IGPM, para a constituição do saldo do déficit, bem como para o recebimento, por meio das tarifas, pelos meses subseqüentes ao do reajuste ou revisão em que esse saldo for contemplado.” [...] Contribuição CELESC: [...] “Atualização dos déficits deve ser pela taxa SELIC, ao invés do IGP-M, pois o déficit será considerado componente financeiro.” [...] Contribuição CEMAR: [...] “O déficit a ser apurado constituí-se como um direito do distribuidor, um recurso que seria apurado no mês de sua ocorrência caso o valor estivesse nas tarifas. Como a apuração não ocorreu por uma decisão de terceiro, seus efeitos são caracterizados como um fato não gerenciável pelo distribuidor. Assim, estes déficits devem incorporar a devida remuneração financeira, de forma similar ao tratamento aplicado sobre os componentes da Parcela “A”. Deste modo, é razoável que o método de apuração do déficit incorpore a taxa Selic, ao invés do IGPM. Assim, propõe a seguinte redação para o Art. 13.” [...] Contribuição COPEL: [...] “A Selic é necessária quando o evento que originou o desembolso não foi gerenciável. O IGPM não recompõem a receita original.” [...] Contribuição CEMIG: [...] “Os déficits calculados mensalmente deverão incorporar a devida remuneração financeira a exemplo dos objetivos pretendidos pela edição da Medida Provisória n. 2227/01. Logo, por similaridade ao evento não gerenciável pelas concessionárias é razoável que método incorpore a SELIC.” [...] Contribuição COELBA: [...] “Assim, trata-se do custo do dinheiro no tempo, o qual deve representar uma taxa de juros que reflita o impacto financeiro, na concessionária, decorrente do efeito econômico do item avaliado. Lembrando que, no caso de valor desembolsado pela concessionária e que deverá ser ressarcido, a empresa ou necessita tomar recursos emprestados ou deixa de aplicá-los em ativos financeiros, sugere-se que a taxa de juros a ser utilizada seja intermediária entre estas duas situações. No mercado financeiro essa taxa é representada pela SELIC.”

Fl. 49 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 [...] Contribuição MESA: [...] “Portanto por se tratar de um COMPONENTE FINANCEIRO, EXTERNO AO REAJUSTE (no Processo de Reajuste Tarifário Anual) e a exemplo da CVA, disciplinada pela Portaria Interministerial 296, de 25 de outubro de 2001, entendemos que atualização financeira deva ser calculada com base na taxa de juros SELIC.” [...] RESPOSTA DA ANEEL:

A previsão legal para correção pela taxa SELIC se aplica apenas à Conta de Compensação de Variações de Valores de Itens da Parcela A – CVA, estabelecida na Portaria Interministerial nº 116, de 04 de abril de 2003 dos Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda. Logo não se aplica ao assunto em tela. A remuneração do investimento feito já está incorporada no cálculo do déficit, devendo apenas haver a devida correção monetária dos valores calculados e, por este motivo, o entendimento é de que a utilização do IGP-M é mais adequada. VI – SUBVENÇÃO BAIXA RENDA: Contribuição ABRADEE, ENERGISA, COELBA: [...] “Sugerimos que o procedimento para estimar o recebimento da subvenção para os consumidores enquadrados como baixa renda seja simplificado calculando-se o faturamento desses consumidores utilizando a TUSD Fio B do consumidor residencial (B1).” [...] Contribuição CELESC: [...] “Sugere-se o faturamento sem que existisse o desconto de baixa renda, trazendo mais simplicidade aos cálculos.” [...] Contribuição CEMAR: [...] “Adicionalmente, o Parágrafo único do Art. 12 menciona a necessidade de consideração da subvenção econômica destinada à cobertura dos custos da Parcela B. Esta abordagem pode ser simplificada se para as UC´s baixa-renda for usada a Tusd-fio B do consumidor residencial não beneficiado. Este procedimento simplifica o processo de apuração da receita e elimina a necessidade de apuração de um valor adicional (a subvenção), que já é validado e fiscalizado em processo específico. Assim, são feitas as seguintes sugestões de redação para o Art. 12.” [...]

Fl. 50 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 RESPOSTA DA ANEEL: De fato esta sugestão simplifica o levantamento das informações necessárias para o cálculo do déficit do Programa Luz Para Todos. Assim, ao invés de informarem o montante de subvenção CDE recebida em função das unidades consumidoras atendidas pelo Programa Luz Para Todos e enquadradas na subclasse residencial baixa renda, basta que as concessionárias informem o faturamento destas unidades consumidoras com a Tusd-fio B do consumidor residencial. VII – RECEITAS IRRECUPERÁVEIS: Contribuição ABRADEE, ENERGISA, COELBA: [...] “Solicitamos que do valor do faturamento dos consumidores, considerado no cálculo do déficit tarifário do PLPT, seja abatida parcela referente à inadimplência regulatória, uma vez que não se pode considerar que 100% das receitas faturadas serão recebidas.” [...] Contribuição CELESC: [...] “conceito utilizado na competência do ciclo tarifário, ou seja, a de custo operacional “transitivo” da “Empresa de Referência”, que evolui seguindo uma “trajetória regulatória” descendente, sob a forma de um percentual do faturamento bruto (sem o ICMS) verificado em 2003.” [...] Contribuição CEMAR: [...] “Em relação ao PLPT tem-se observado a ocorrência de níveis de inadimplência superiores à média da concessão. Vale notar que sobre o valor faturado e não recebido ocorre a incidência de ICMS, que deve ser recolhido mesmo que a receita não tenha se verificado. Deste modo, o Regulador deveria considerar na apuração das receitas (Art. 12 da minuta de Resolução) um redutor que considere este índice de inadimplência. A CEMAR propõe um redutor de 3% para a receita apurada.” [...] RESPOSTA DA ANEEL: De fato a consideração da receita auferida pela concessionária como 100% do consumo faturado não considera as receitas irrecuperáveis. No primeiro ciclo tarifário foi utilizada uma trajetória decrescente, partindo-se de 0,5% no ano teste e reduzindo-se 0,1% ao ano até se estabilizar em 0,2%.

Já no segundo ciclo tarifário, a Resolução nº 234, de 31 de outubro de 2006, sinalizou um aprimoramento metodológico para definição do percentual máximo regulatório a ser admitido como provisão. Provisoriamente vêm sendo adotado 0,5% no segundo ciclo de revisões tarifárias.

Por coerência com a metodologia posta em Audiência Pública (AP 010/2007), ou seja, atentando-se para os aspectos conceituais da regulação econômica e não apenas à competência do ciclo tarifário, será

Fl. 51 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 adotado, para o Programa Luz Para Todos, o entendimento de que deve ser considerado, provisoriamente, o percentual de 0,5% da receita bruta a título de provisão para receitas irrecuperáveis. VIII – PREVISÃO DE INVESTIMENTOS: Contribuição COELBA: “Coerentemente com o reconhecimento da ANEEL de que os impactos do Programa Luz para Todos são significativos e podem comprometer os fluxos de caixa das empresas, sugerimos que o repasse das estimativas de custos para os próximos 12 meses após o reajuste ou revisão tarifários, considere o volume de investimentos previstos nos contratos já assinados.” Contribuição AES SUL: “Visando minimizar os impactos do Programa Luz para Todos no fluxo de caixa das concessionárias a ANEEL está reconhecendo no cálculo do déficit uma estimativa do impacto para os 12 (doze) meses subseqüentes. É importante que a ANEEL reconheça nesta estimativa aquelas obras que já estão em execução no momento do cálculo do déficit, comprovadas através das Ordens de Imobilização, contribuindo assim para a minimização do impacto no fluxo de caixa das empresas.” RESPOSTA DA ANEEL:

O Programa Luz Para Todos não vem sendo executado no ritmo previsto quando da assinatura dos Termos de Compromisso. Algumas concessionárias atingem a meta de ligações antes da data prevista, outras, ao contrário, não executam as obras na velocidade contratada e ainda existem aquelas que, embora tenham executado as obras de acordo com o contratado, se depararam com um número de ligações bastante superior ao inicialmente previsto para concluir a universalização no meio rural, havendo necessidade de se rever os Termos de Compromisso inicialmente assinados.

Para as concessionárias que vêm implementando o Programa Luz Para Todos em inobservância às metas definidas, acumular-se os investimentos necessários à conclusão do Programa até 2008, data prevista no Decreto 4.873, de 11 de novembro de 2003, impactaria de forma relevante o cálculo do Fator X, resultando num montante de investimentos que algumas concessionárias sequer têm condições de executar. Por outro lado, as concessionárias que se depararam com um número de ligações a realizar maior do que o inicialmente previsto estão revendo os Temos de Compromisso inicialmente assinados e terão de assinar novos Contratos, até então desconhecidos. Todas as situações mencionadas podem resultar em alteração da data prevista para conclusão do Programa Luz Para Todos e no montante de investimentos necessários à sua conclusão.

Desta forma, o entendimento é de que a cobertura tarifária para os 12 meses subseqüentes ao reajuste, ou o nível econômico das tarifas na revisão tarifária, deve levar em consideração apenas as obras finalizadas até a data do reajuste/revisão em processamento. Os investimentos feitos após o reajuste/revisão em processamento devem ser analisados no processo tarifário subseqüente. IX – ABRANGÊNCIA DA METODOLOGIA Contribuição CEAM:

Fl. 52 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 [...] “A Agência não dispõe na sua minuta de resolução um tratamento idôneo às concessionárias que ainda não foram submetidas à Revisão Tarifária. Segundo a minuta, para o cálculo dos déficits no processo de Reajuste, a Concessionária deve contar com parâmetros do processo de Revisão, tais como: fator X, Empresa Referência, Base de Remuneração e taxa de retorno. Como as concessionárias que não sofreram revisões não possuem tais parâmetros, ficam impossibilitadas de receberem esse tratamento.” [...] RESPOSTA DA ANEEL: No caso do Programa Luz Para Todos, todas as concessionárias têm metas de atendimento definidas em regulamento da ANEEL. O não reconhecimento do déficit incorrido pelas concessionárias em função da implementação do Programa Luz Para Todos poderia ocasionar desequilíbrio econômico-financeiro, afetando assim a continuidade do serviço público, ou a interrupção do programa de universalização, que tornaria infactível o atendimento a toda a demanda no meio rural até o final do Programa Luz Para Todos.

Nesse sentido, para todas as concessionárias será calculado o déficit do Programa Luz Para Todos. Para as concessionárias que não passaram por revisão tarifária, serão utilizados, provisoriamente, parâmetros de concessionárias similares. XI – IMPACTO PARA O CONSUMIDOR: Contribuição ABRACE: [...] “Desta forma, a Resolução Normativa nº 175, de 28 de novembro de 2005 garante que o impacto tarifário para o consumidor não excederá 8%, nesse caso a tarifa paga pelo Consumidor Livre é a TUSD (incluídas todas as componentes: Fio A, Fio B, Encargos de Distribuição, CCC, CDE, Proinfa, Perdas Técnicas, Perdas não técnicas). Portanto, o impacto tarifário deverá observar os valores da TUSD em cada nível de tensão não excedendo 8%. Ademais, com vistas à manutenção da transparência em todo o processo objeto da presente Audiência Pública, entende-se adequada a publicação da metodologia adotada para efeitos do cálculo do impacto tarifário em 8% (oito por cento). Nesse aspecto, entende-se que, na metodologia de cálculo do impacto tarifário limite de 8% para os consumidores, deve ser considerada a parcela da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE destinada à subvenção do Programa Luz Para Todos, tendo em vista que a quota da CDE tem representado parcela significativa dos aumentos tarifários (da ordem de 1%). Por fim, verifica-se necessária a garantia de que o impacto tarifário máximo de 8%, estabelecido no inciso I do artigo 8º da Resolução ANEEL nº 175/2005, seja válido por classe de consumo, uma vez que o efeito real para o consumidor decorre do aumento da tarifa na sua classe de consumo.” [...] Contribuição ABRACE: [...] “Portanto, propõe-se que na hipótese do não atendimento ao disposto no §1º do art. 3º da minuta proposta, a ANEEL não inclua qualquer componente financeiro referente ao Programa Luz para Todos até que sejam apresentadas as informações pela concessionária.”

Fl. 53 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 [...] RESPOSTA DA ANEEL:

A limitação em 8% do impacto tarifário para os consumidores será considerada como a relação entre o nível econômico de receita necessária para cobrir o déficit em função da implementação do Programa Luz Para Todos e a receita requerida pela concessionária no ano seguinte ao reajuste/revisão em andamento.

Assim, no reajuste tarifário, o impacto para os consumidores será medido como a relação entre o déficit estimado, em função da implementação do Programa Luz Para Todos, para os 12 meses que sucedem a data do reajuste em processamento e a receita projetada para os 12 meses seguintes à data do mesmo (RA1).

Na revisão tarifária será considerado o impacto do Programa Luz Para Todos no nível econômico das tarifas em função da receita requerida no ano teste. Para tal levar-se-á em consideração o impacto do Programa na base de remuneração e na composição dos custos operacionais da concessionária. Para o correto dimensionamento do impacto tarifário do Programa Luz Para Todos nas tarifas dos consumidores finais, torna-se imperativo que as concessionárias encaminhem todos os dados previstos nos anexos da Minuta de Resolução colocada em Audiência Pública.

XII – INCORPORAÇÃO DE REDES PARTICULARES:

Contribuição ABRADEE, ENERGISA: “O método deve considerar os investimentos necessários à incorporação e adequação dos ativos

vinculados às redes particulares em processo de absorção, bem como os respectivos custos operacionais de manutenção que serão mencionados posteriormente.”

RESPOSTA DA ANEEL: A Resolução nº 229, de 8 de agosto de 2006, estabelece as condições para incorporação de redes particulares. Em seu artigo 8º, tal Resolução estabelece que durante a revisão tarifária periódica, o Programa de Incorporação de Redes Particulares deverá passar por processo de auditoria externa, realizada por uma empresa de auditoria credenciada junto à ANEEL, atestando a veracidade dos dados apresentados e os custos incorridos no processo de incorporação, incluindo indenizações, reformas, adequações, assim como o aumento dos custos de operação e manutenção.

Ainda no art. 8º, em seu §1º, fica definido que o Plano de Incorporação de Redes Particulares para os anos 2007 e 2008 deveria conter, prioritariamente, as redes necessárias para o cumprimento das metas do Plano de Universalização e do Programa Luz Para Todos. No §5º deste mesmo artigo fica estabelecido o dever da ANEEL de estabelecer horizonte para a incorporação das redes particulares não destinadas ao cumprimento das metas do Plano de Universalização e do Programa Luz Para Todos.

O art. 10 da supracitada Resolução ainda estabelece que o custo decorrente da incorporação das redes particulares, incluindo a respectiva reforma e adequação seria considerado no processo de revisão tarifária periódica da concessionária, seguindo os princípios de custos eficientes e investimentos prudentes, tanto na composição da base de remuneração, quanto no reconhecimento dos custos de operação e manutenção. Assim sendo, até que a ANEEL estabeleça o horizonte para a incorporação das redes particulares, as concessionárias deverão incorporar, única e exclusivamente, as redes particulares necessárias a

Fl. 54 da Nota Técnica n° 321/2007-SRE/ANEEL, de 28/11/07 implementação do Plano de Universalização e Programa Luz Para Todos, sendo seus efeitos reconhecidos na revisão tarifária periódica das concessionárias, mediante apresentação de laudo que ateste os custos incorridos no processo de incorporação, que será analisado pela fiscalização da ANEEL sob a ótica dos investimentos prudentes.

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Nota Técnica nº 321/2007-SRE-SFF/ANEEL - Agência Nacional … · 2007-12-18 · reajuste de suas tarifas. O cálculo contempla tanto o déficit acumulado desde o início da