7.9 Outras informações relevantes
CNPE Conselho Nacional
da República que tem como atribuição principal a formulação de políticas e diretrizes de energia destinadas a promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País.
• Ministério de Minas e Energia – MME: órgão do Poder Executivo, que tem como sua
função principal formular políticas energéticas e submeter ao CNPE para validação, bem como, implementar as políticas já aprovadas no CNPE para o Setor Energético;
• Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE: criado pela Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico, o CMSE atua sob a orientação do MME e tem como função acompanhar e avaliar a continuidade e segurança do suprimento de energia.
Exerce as atividades regulatórias e de fiscalização:
• Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL: autarquia em regime especial, vinculada
ao MME. Tem como atribuições principais regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização da energia elétrica.
As atividades de planejamento, operação e contabilização são exercidas por:
• Empresa de Pesquisa Energética – EPE: empresa pública federal responsável pela
realização dos estudos e pesquisas que subsidiam a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME.
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
Ministério (MME) Poder Concedente para
implementar Políticas CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico EPE Empresa de Pesquisa Energética ANEEL Agência Reguladora e Fiscalizadora (Autarquia Independente) CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ONS Operador Nacional do Sistema
7.9 - Outras informações relevantes
• Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE: pessoa jurídica de direito
privado sem fins lucrativos que tem por finalidade a gestão do registro, medição, contabilização, monitoramento, liquidação financeira e compensação da energia comercializada no Sistema interligado Nacional - SIN, no ACR e no ACL além das operações realizadas no mercado de curto prazo.
• Operador Nacional do Sistema – ONS: sua missão institucional é assegurar aos usuários do
SIN a continuidade, a qualidade e a economicidade do suprimento de energia elétrica.
Concessões
A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento de instalações para produção, distribuição e transporte de energia elétrica, assim como a sua comercialização, podem ser efetuados diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações.
As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período determinado. Tal período é, geralmente, de 30 a 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões distribuição.
A Companhia deve cumprir com as determinações previstas na legislação e regulamentação aplicável às suas atividades. No que se refere à concessão, a Lei nº 8.987/1995 (“Lei de Concessões”) estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. As principais disposições aplicáveis às concessionárias de serviço público são:
• Serviço adequado: A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer
parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço.
• Servidões: O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução
de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária.
• Responsabilidade objetiva: A concessionária é a responsável direta por todos os danos
que sejam resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de culpa.
• Mudanças no controle societário: O Poder Concedente deverá aprovar previamente
qualquer mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária.
• Intervenção do Poder Concedente: O Poder Concedente poderá intervir na concessão
com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações.
• Extinção antes do Termo Contratual: A extinção do Contrato de Concessão poderá ser
determinada por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório que conferiu a concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Nos casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas contratuais e dos danos por ela causados.
7.9 - Outras informações relevantes
• Termo contratual: Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e
privilégios transferidos à concessionária que sejam relevantes e associados à prestação dos serviços de energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados.
Penalidades
A regulamentação vigente prescreve sanções aos participantes do setor elétrico e classifica as penalidades aplicáveis com base na natureza e gravidade da violação (inclusive advertências, multas e caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até 2% da receita (líquida de imposto sobre valor agregado e imposto sobre serviços) das concessionárias verificada no período de 12 meses que anteceder qualquer auto de infração. Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se à omissão do operador em solicitar aprovação da ANEEL no caso de: (i) celebração de contratos com partes relacionadas conforme previsto na regulamentação; (ii) venda ou cessão dos bens necessários à prestação do serviço público bem como imposição de quaisquer ônus sobre eles (inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou sobre outros ativos relacionados à concessão ou à receita dos serviços de energia elétrica; e (iii) alterações no controle do detentor da autorização ou concessão. No caso de contratos celebrados entre partes relacionadas que sejam submetidos para aprovação da ANEEL, a mesma poderá buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, determinar a rescisão do contrato.
Em 2016, a ANEEL reabriu Audiência Pública, AP 077/2011, para discutir as questões relativas ao aprimoramento da regulamentação pertinente à imposição de penalidades aos concessionários, permissionários, autorizados e demais agentes de instalações e serviços de energia elétrica, bem como às entidades responsáveis pela operação do sistema, pela comercialização de energia elétrica e pela gestão de recursos provenientes de encargos setoriais.
Encargos setoriais
• Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC
A CCC, criada pelo Decreto nº 73.102 de 7 de novembro de 1973, tem como finalidade o rateio dos custos relacionados ao consumo de combustíveis (óleo combustível, óleo diesel e carvão) para geração de energia termoelétrica.
Até abril de 2017, os recursos da CCC foram administrados pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRAS. A partir de maio de 2017, a Lei 13.360/16 alterou a administração da CCC para a CCEE. O papel da ANEEL é o de fixar os valores das cotas anuais da CCC que são recolhidos nas contas de luz pelas distribuidoras. As contribuições anuais são calculadas, para cada distribuidora, proporcionalmente ao seu mercado, com base em estimativas do custo de combustível necessário às usinas térmicas para o ano subsequente.
• Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
O Governo Federal, por meio da Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002, criou a CDE objetivando promover: (i) o desenvolvimento energético dos Estados; (ii) a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas, PCHs, Biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelo SIN; e (iii) a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional. A CDE terá a duração de 25 anos e seus recursos, até abril de 2017, eram movimentados pela ELETROBRAS. A partir de maio de 2017, a Lei 13.360/16 alterou a movimentação da CDE para a CCEE.
7.9 - Outras informações relevantes
Os recursos da CDE poderão ser utilizados, ainda, para subvenção econômica, com a finalidade de contribuir para a modicidade tarifária de fornecimento de energia aos consumidores da subclasse residencial de baixa renda. São considerados consumidores de baixa renda aqueles tenham consumo mensal inferior a 80 kWh, calculado com base na média móvel dos últimos 12 meses, ou que comprovem sua inscrição no cadastro único do Governo Federal ou sua condição de beneficiário do programa Bolsa Família do Governo Federal. A Lei nº 12.783/13, regulamentada pelo Decreto nº 7.891 de janeiro de 2013, aumentou a abrangência de cobertura da CDE, que passa a custear os dispêndios de CCC e RGR, além de descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica.
• Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
A ANEEL, por meio da TFSEE, cobra uma taxa de fiscalização dos agentes e concessionárias que prestam serviços de energia elétrica. A TFSEE foi criada de acordo com a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e regulamentada pelo Decreto n° 2.410, de 28 de novembro de 1997, e é equivalente a 0,4% do benefício econômico anual realizado pela concessionária. A determinação do “benefício econômico” tem como base os faturamentos anuais das distribuidoras.
• Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA
Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos termos do PROINFA, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRAS compra a energia gerada por estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda.
A Resolução Normativa ANEEL n° 127, de 6 de dezembro de 2004, estabeleceu os procedimentos para o rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n° 5.025, de 30 de março de 2004.
• Encargos de Serviços do Sistema – ESS
Representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo de energia elétrica no Brasil. Esse custo é apurado mensalmente pela CCEE e é pago pelas distribuidoras aos agentes de geração. A maior parte desse encargo diz respeito ao pagamento para geradores que receberam ordem de despacho do ONS, para atendimento a restrições de transmissão e/ou para segurança energética.
• Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do ONS. Anualmente, o ONS submete à aprovação da ANEEL seu orçamento e os valores das contribuições mensais de seus associados.
• Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Pesquisa de Eficiência Energética - PEE
De acordo com a Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, até 31 de dezembro de 2015, as concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição aplicaram 0,50% de sua receita operacional líquida para P&D e 0,50% para PEE. A partir de 1° de janeiro de 2016, as porcentagens passaram a ser 0,75% e 0,25%, respectivamente.
7.9 - Outras informações relevantes
Segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil
Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Dessa forma, se a distribuidora decidir por praticar algum desconto no valor da tarifa regulada, deve ser levado em consideração o princípio da isonomia.
O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 460.001 GWh no ano 2016, sendo que do total desse consumo, 50,0% foi consumido pela Região Sudeste. O consumo da Classe Industrial totalizou 164.034 GWh, que corresponde a 35,6% do total da energia elétrica consumida. Caracteriza-se por apresentar grandes consumidores eletro intensivos, principalmente na área de siderurgia, metalurgia e papel e celulose. O consumo da Classe Residencial totalizou 132.893
GWh, 28,9% do total, e consumo per capita 160 kWh/mês.2
O serviço público de distribuição de energia elétrica é realizado por concessionárias, autorizadas e permissionárias. Em 2016, havia 63 Concessionárias, 38 Permissionárias e 13 Autorizadas, totalizando 114 agentes, entre públicos, privados e de economia mista, atuando no
mercado de distribuição.3
Tarifas de Distribuição e Transmissão de Energia
As tarifas referentes aos sistemas de distribuição e transmissão são: (i) tarifa cobrada pelo uso da rede local de distribuição exclusiva de cada distribuidora (TUSD); (ii) tarifa cobrada pelo uso da rede básica e demais instalações de transmissão (TUST):
(i) a TUSD é paga por geradoras, consumidores livres e por consumidores especiais pelo uso
do sistema de distribuição da concessionária na qual estejam conectados calculado pela multiplicação do montante de uso contratado (kW) pela tarifa estabelecida pela ANEEL; e
(ii) a TUST é paga por distribuidoras, geradoras, consumidores livres e consumidores especiais
pelo uso do sistema de transmissão que compõe a rede básica e é calculado pela multiplicação do montante de uso contratado (kW) pela tarifa estabelecida pela ANEEL, reajustada anualmente de acordo com a inflação e com as receitas anuais das empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL.
Para fazer uso das instalações de transmissão e/ou de distribuição, e pagar a TUST e/ou a TUSD acima referidas, o usuário deve se conectar a essas instalações de transmissão e/ou de distribuição, sendo que deverão assinar Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCTs com as concessionárias de transmissão que detêm essas instalações e/ ou Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição – CCDs, com as distribuidoras locais, conforme o caso. Os encargos de conexão são de livre negociação entre as partes, devendo cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão do usuário.
Após a criação da ANEEL, em 1997, a agência passou a regular as tarifas praticadas pelas distribuidoras, tendo por base o contrato de concessão que estabelece, dentre outros, as regras para fixação das tarifas a serem praticadas e os respectivos critérios de reajuste/revisão. Nesse ambiente regulatório, a tarifa é diferenciada de acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo).
• Reajustes e Revisões Tarifárias
Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustados anualmente pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3,4 ou 5 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário (revisão tarifária extraordinária).
7.9 - Outras informações relevantes
A ANEEL, para fins de reposicionamento tarifário, divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B.
Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens:
(i) Aquisição de energia elétrica;
(ii) Encargos de conexão e de uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e
(iii) Encargos setoriais: CDE, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, CFURH e EER.
O repasse do custo de aquisição de energia elétrica é limitado ao custo associado ao montante de energia elétrica que contempla o atendimento ao mercado e as perdas do sistema de distribuição homologadas pela ANEEL.
A Parcela B compreende os custos gerenciáveis, ou seja, aqueles que estão sob o controle das concessionárias, que são os custos de capital e os custos de operação e manutenção. A cada reajuste tarifário, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida desde o último reajuste.
O reajuste periódico anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no contrato de concessão. Nele, os custos da Parcela A são, em geral, integralmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP- M, ajustado por um elemento chamado fator X (componente que busca induzir as distribuidoras na melhoria de sua eficiência operacional). O resultado é o Índice de Reajuste Tarifário Anual - IRT.
O Fator X é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais subsequentes e é definido com base em três componentes: (i) Componente Pd, que busca capturar ganhos potenciais de produtividade; (ii) Componente T, que tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais regulatórios; e (iii) Componente Q, que tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado. Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do Fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.
As revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: (i) as alterações na estrutura de custos e de mercado da concessionária; (ii) os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional; e (iii) os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Desta forma, nos processos de revisão tarifária periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da Parcela B são recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para:
(i) a cobertura dos custos operacionais eficientes; e
(ii) a cobertura dos custos de capital (remuneração e quota de reintegração) adequados aos investimentos prudentes considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora.
Ademais, as distribuidoras têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio econômico-financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
Reajuste Tarifário 2014
A Resolução Homologatória ANEEL nº 1.768 de 5 de agosto de 2014, homologou o resultado do reajuste tarifário anual da Companhia aplicado a partir de 7 de agosto de 2014 até 6 de agosto
de 2015.
7.9 - Outras informações relevantes
O reposicionamento tarifário foi de 26,54%, sendo 19,61% relativo ao reposicionamento econômico e 6,93% referente aos componentes financeiros pertinentes. Em relação à tarifa praticada, o efeito médio percebido pelos consumidores foi de 23,58%, sendo 21,99% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 24,71% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão.
O Fator X aprovado neste reajuste tarifário foi de 2,34%, sendo “Pd” (ganhos de produtividade): 0,99%, “T” (trajetória para adequação dos custos operacionais): 1,68% e “Q” (incentivo à qualidade): -0,33%. O componente Q do Fator X representou o prêmio pela melhora no índice de qualidade da distribuidora verificado em relação ao ano anterior.
Na composição do reajuste, aplicado em 2014 para a Companhia, destacam-se os componentes da Parcela A, a Parcela B e os ajustes financeiros, conforme demonstrado no quadro a seguir:
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de 2015
Em 27 de fevereiro de 2015, por meio da Resolução Homologatória nº 1.859, a ANEEL acatou o pedido de RTE das distribuidoras de energia. A RTE foi necessária face o descasamento temporário entre custos e receitas contemplados nas tarifas e os custos e receitas efetivamente realizados devido a uma série de eventos ocorridos, tais como: Exposição Involuntária ao Mercado de Curto Prazo – MCP, risco hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física – CCGF, Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética, o aumento dos custos de compra de energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu, do resultado do 14º Leilão de Energia Existente e do 18º Leilão de Ajuste e aumento da Quota da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE.
Caso não fosse realizada uma RTE, as distribuidoras não conseguiriam financiar esse déficit corrente, o que poderia levar a uma inadimplência generalizada no setor elétrico, cujos efeitos se estenderiam para diversos setores da economia.
O índice aprovado foi de 33,27%, sendo 26,34% relativo à revisão econômica e 6,93% referente aos componentes financeiros do processo tarifário anterior. Em relação à tarifa praticada, o efeito médio percebido pelos consumidores foi de 26,83%, sendo 31,43% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 23,62% para os consumidores atendidos em baixa tensão. A vigência da RTE foi de 2 de março de 2015 até o próximo reajuste tarifário de cada distribuidora, que, no caso da Companhia foi em 6 de agosto de 2015.
7.9 - Outras informações relevantes
O efeito médio percebido pelos consumidores foi de 2,04%, sendo 1,68% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 2,29% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão.
A Parcela B foi reajustada em 4,20%, resultando em R$768.378. O IGP-M apurado para o período tarifário foi de 6,87% e o Fator X de 2,67%. O Fator X é composto das parcelas “Pd” (ganhos de produtividade) de 0,99%, “T” (trajetória para adequação dos custos operacionais) de 1,68% e “Q” (incentivo à qualidade) de 0%.
Revisão Tarifária 2016
A Resolução Homologatória ANEEL nº 2.118 de 2 de agosto de 2016, homologou o resultado da 7ª Revisão Tarifária Periódica aplicada a partir de 7 de agosto de 2016.
Em relação à tarifa praticada, o efeito médio percebido pelos consumidores foi de -2,80% sendo -6,18% o para os consumidores atendidos em alta e média tensão e -0,67% para os