Parcela A Encargos setoriais 1,61%
Energia comprada 6,63% Encargos de transmissão 2,21% Parcela A 10,45% Parcela B 1,60% Reajuste 12,04% CVA total 2,67%
Outros itens financeiros da Parcela A 1,73%
Ajuste financeiro da Revisão Tarifária de 2011 -4,08%
Reajuste total 12,36%
O montante já restituído até a data da publicação da referida resolução foi considerado como um componente financeiro positivo para a Companhia no evento tarifário que ocorreu em 4 de julho de 2015.
Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
Em Março de 2015, a ANEEL aprovou revisão extraordinária para todas as distribuidoras de energia elétrica, através da Resolução Homologatória 1858, com o objetivo aliviar as pressões financeiras pelas quais as distribuidoras estavam submetidas, em função do alto custo da energia no curto prazo e aumento expressivo dos encargos setoriais, ambos componentes de parcela A.
O resultado foi o repasse antecipado para o consumidor de alguns custos, com compra de energia e encargos, que seriam repassados somente no próximo processo tarifário que, no caso da AES Eletropaulo, ocorreu em 4 de julho.
Revisão Tarifária 2015
Em 30 de junho de 2015, a ANEEL autorizou a revisão tarifária média de 15,23%, a ser aplicado em sua tarifa a partir de 4 de julho de 2015 sobre a tarifa vigente.
Esse reajuste é composto pelos seguintes itens:
Revisao Tarifaria 2015
Parcela A Encargos setoriais 7,06%
Energia comprada -0,28% Encargos de transmissão -0,54% Parcela A 6,24% Parcela B 1,27% Reajuste 7,51% CVA total 17,04%
Outros itens financeiros da Parcela A -8,27%
Impacto ativo possivelmente inexistente 1,62%
Reajuste total 17,90%
Efeito Medio ao Consumidor 15,23%
Desta forma as Parcelas A e B da Companhia, após a Revisão Tarifária de 2015, tiveram os seguintes impactos: A Parcela A foi reajustada em 7,68%, representando 6,24% no reajuste econômico com os seguintes componentes:
• Encargos Setoriais – Reajustados em 29%, principalmente devido ao inicio do pagamento da CDE_Energia,
representando 6,33% no reajuste econômico;
• Energia Comprada – A queda de 0,5% decorre principalmente do aumento do fim de contratos mais caros de
compra de energia; e
7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades
• Encargos de Transmissão – A queda de 10,3% decorre das novas tarifas de transmissão publicadas pela
ANEEL, representando -0,28% no reajuste econômico.
O índice de revisão da Parcela B foi de 6,8%, que representa uma participação de 1,27% na revisão tarifária, resultado da revisão dos seguintes itens de custo:
• Custos Operacionais, variação de 2,8% e impacto de 0,26% no índice de revisão
• Anuidades Regulatórias, variação de 3,3% e impacto de 0,03% no índice de revisão tarifária
• Remuneração do Custo de Capital, com variação de 17,7% e impacto de 0,81% no índice de revisão tarifária
• Depreciação, com variação de -15,4% e impacto de -0,58% no índice de revisão tarifária
• Receitas Irrecuperáveis, com variação de 34% e impacto de 0,35% no índice de revisão tarifária
• Outras Receitas, com variação de -8,7% e impacto de 0,06% no índice de revisão tarifáaria
Saída do componente de ajuste dos investimentos do 2º Ciclo de Revisões Tarifárias, com impacto de 0,33% no índice de revisão tarifária.
Reajuste Tarifário 2016
Em 28 de junho de 2016, a ANEEL autorizou um reajuste tarifário médio de -8,10%, a ser aplicado em sua tarifa a partir de 4 de julho de 2016 sobre a tarifa homologada em 30 de junho de 2015. Para os consumidores residenciais (Classe B1), haverá redução de -7,27% (negativo) no valor da tarifa. Sendo que o efeito para a baixa tensão em média é de - 7,30% (negativos). Para a alta tensão o efeito médio percebido é de -9,74% (negativos).
Esse reajuste é composto pelos seguintes itens:
Desta forma as Parcelas A e B, após o Reajuste Tarifário de 2016, tiveram os seguintes impactos:
A Parcela A foi reajustada em -6,87%, representando -5,61% no reajuste econômico com os seguintes componentes:
• Encargos Setoriais – Reajustados em -5,95%, representando -1,73% no reajuste econômico da Companhia;
• Energia Comprada – Reajustados em -8,12%, representando -3,88% no reajuste econômico da Companhia
• Encargos de Transmissão – O aumento de 0,15% decorre das novas tarifas de transmissão publicadas pela
ANEEL, representando 0,01% no reajuste econômico da Companhia.
O índice de reajuste da Parcela B foi de 11,58%, que representa uma participação de 2,13% no reajuste econômico, resultado da combinação dos seguintes componentes:
• IGP-M de 11,26%, no período de 12 meses findos em 30 de junho de 2016, e
• Fator X de -0,16%, composto por; X-Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) de 1,13%,
previamente definido na 4RTP para aplicação nos processos deste ciclo tarifário; X-Q (qualidade de serviço) de
7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades
1,08%, decorrente da evolução da qualidade do serviço prestado; e X-T (trajetória de custos operacionais) de - 2,37%, previamente definido na 4RTP para aplicação nos processos deste ciclo tarifário.
Revisão Tarifária Extraordinária de 2017
Em 28 de março de 2017, a ANEEL aprovou uma Revisão Tarifária Extraordinária para todas as distribuidoras de energia elétrica, através da Resolução Homologatória nº 2.214, com o objetivo de reverter os efeitos da inclusão nas tarifas da parcela do Encargo de Energia de Reserva (EER) correspondente à contratação da usina de Angra III nos processos de reajustes tarifários realizados em 2016. Esse fato se deve ao fato de que o custo da energia oriunda de Angra III foi incluída pela ANEL nas tarifas, mas a energia não chegou a ser usada (usina Angra III não entrou em operação até o presente momento). Por essa razão a ANEEL decidiu pela republicação das tarifas de todas as distribuidoras de energia elétrica do país.
Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i) de distribuição (TUSD), e (ii) de transmissão (TUST), que compreende a Rede Básica e suas instalações auxiliares.
Além disso, as empresas de distribuição do sistema interligado no Sul e no Sudeste/Centro Oeste pagam taxas específicas pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu.
Nos últimos anos, o governo teve por meta a melhoria do sistema de transmissão nacional e, como resultado, algumas empresas de transmissão se envolveram em programas de expansão significativos, custeados por aumentos nas tarifas de transmissão. O aumento nas tarifas de transmissão e taxas pagas pelas Concessionárias de Distribuição é repassado aos seus respectivos clientes através dos Reajustes de Tarifas Anuais e nas Revisões Tarifárias Periódicas.
TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
A TUSD, que é revisada anualmente de acordo com a variação de seus componentes, é paga por geradoras e consumidores livres e especiais pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual tais geradoras e consumidores livres e especiais estejam conectados. O valor a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação da demanda de energia elétrica contratada junto à concessionária de distribuição, em kW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW, bem como pela energia medida, em MWh, pela tarifa estabelecida pela ANEEL em R$/MWh. A TUSD é formada por diversos encargos setoriais, bem como a remuneração da concessionária pelo uso da rede local e os custos regulatórios de pessoal, material e serviços de terceiros.
TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres e especiais pelo uso da Rede Básica e é revisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que também incorpora custos de expansão da própria rede).
As Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST têm por objetivo cobrir os custos associados ao serviço de transporte da energia elétrica no sistema elétrico brasileiro, ou seja, desde os parques geradores de energia elétrica até os centros de consumo.
Sendo o Brasil um país com geração predominantemente hidráulica, as usinas, via de regra, encontram-se afastadas dos centros de carga, tornando-se necessário que uma extensa rede de linhas de transmissão e de subestações em tensão igual ou superior a 230 kV, denominada Rede Básica, transportem essa energia.
7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades
A operação, coordenação e controle desta rede de transmissão são de responsabilidade do ONS (Operador Nacional do Sistema), pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL. As concessionárias de transmissão são remuneradas através de uma Receita Anual Permitida - RAP, definida e homologada pela ANEEL por meio dos Leilões de Transmissão ou de Resoluções Autorizativas. Esta RAP deve ser suficiente para remunerar os investimentos das transmissoras, cobrir os custos de operação e manutenção das instalações, inclusive os custos relativos aos centros de operação do sistema, aos serviços de telecomunicação e da transmissão de dados, além dos tributos e encargos setoriais.
Assim, as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) têm a finalidade de arrecadar os montantes associados a RAP de cada transmissora, sendo que estas tarifas são estabelecidas anualmente pela ANEEL na mesma data em que ocorre o reajuste da RAP das transmissoras, para vigência a partir de 1º de julho de cada ano. A TUST é aplicada a todos os usuários do sistema de transmissão, neste caso: distribuidoras, geradores, consumidores livres e agentes importadores/exportadores de energia, exceto os diretamente conectados a DITs.
O cálculo destas tarifas é realizado a partir de simulação de um programa computacional, chamado Programa Nodal, que utiliza como dados de entrada: i) a configuração da rede, representada por suas linhas de transmissão, subestações; as demandas de geração e de carga do sistema; ii) a receita total a ser arrecadada e iii) de alguns parâmetros estabelecidos pela ANEEL. Cabe informar que a receita total do sistema a ser paga às concessionárias de transmissão, além de ser composta pela RAP, é formada também por parte do orçamento do ONS, por uma Parcela de Ajuste, que correspondente às diferenças de arrecadação do período anterior, e por uma previsão de receita para pagamento de instalações de transmissão que irão entrar em operação ao longo do período considerado.
Desta forma, pela metodologia utilizada pela ANEEL as tarifas de transmissão são aplicadas proporcionalmente ao uso que cada agente faz deste sistema, ou seja, são estabelecidas tarifas específicas para cada ponto de conexão com este sistema de transmissão, à razão da demanda contratada pelos agentes em cada um destes pontos de conexão.
Tarifa de repasse da potência de Itaipu
A ANEEL determina anualmente a tarifa de repasse de potência da usina de Itaipu, em Dólares. Em dezembro de 2016, a tarifa homologada para o exercício de 2017 foi estabelecida em US$28,73/kW mês, aplicável aos faturamentos realizados de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2017, de acordo com a Resolução Homologatória da ANEEL n.º 2018, de 13 de dezembro de 2016.
Limitação de Repasse
Como regra geral, a Companhia repassa aos seus clientes, por meio de suas tarifas, todo o seu custo de compra de energia, com exceção de situações excepcionais previstas pela regulamentação aplicável.
As regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidores finais. O Decreto n.º 5.163 estabelece as seguintes restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores:
• não repasse dos custos referentes aos volumes que excedam 105,0% da demanda real;
• repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão “A-3”, se o volume da energia
adquirida exceder 2,0% da demanda verificada nos 2 anos anteriores (ou seja, em A-5”);
• repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do “Limite Inferior de Contratação” definido pelo Decreto n.º 5.163; e
7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades
• se as Distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar a energia necessária para o atendimento integral
de suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será equivalente ao menor valor entre o PLD e o VR.
Bandeiras Tarifárias
A partir de janeiro de 2015, as contas de energia estão sendo faturadas de acordo com o Sistema de Bandeiras Tarifárias, segundo a Resolução Normativa nº 547/2013 da ANEEL. O sistema possui três classificações de bandeiras que indicam se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração de eletricidade.
• Bandeira verde: Condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo.
• Bandeira amarela: Condições de gerações menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$ 1,50 para cada 100
KWh consumidos até fevereiro/2015; R$ 2,50 para cada 100 KWh consumidos entre março/2015.
• Bandeira vermelha: Condições mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 3,00 para cada 100
KWh consumidos até fevereiro/2015 e R$ 5,50 para cada 100 KWh consumidos entre março/2015 a janeiro/2016. A partir de fevereiro/2016, a Bandeira vermelha foi dividida entre Patamar 1 e Patamar 2, que acrescentam, respectivamente, R$ 3,00 e R$ 4,50 para cada 100 kWh consumidos.
Entre janeiro/2016 e fevereiro/2016, esteve em vigor o Patamar 1 da bandeira tarifária vermelha, com os valores dos acréscimos das bandeiras tarifárias passando para R$ 3,00 para cada 100 KWh consumidos.
No mês de março/2016, esteve em vigor a bandeira amarela, que acrescentou R$ 1,50 para cada 100 kWh consumidos. Finalmente, em abril/2016, entrou em vigor a bandeira tarifária verde, sem acréscimos à tarifa. A bandeira verde ficou vigente nos demais meses de 2016, com exceção do mês de novembro de 2016 que esteve em vigor a bandeira tarifária amarela.
Em 14 de fevereiro de 2017 a ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 2.203, estabeleceu os novos adicionais das bandeiras tarifárias com vigência a partir de fevereiro de 2017. Dessa forma, a partir de 1º de fevereiro de 2017, os valores a serem adicionados à tarifa de aplicação de energia, TE, serão:
• Bandeira verde: a tarifa não sofre nenhum acréscimo.
• Bandeira amarela: R$ 2,00 para cada 100 kWh consumidos.
• Bandeira vermelha: R$ 3,00 para cada 100 kWh quando da vigência do patamar 1 e de R$ 3,50 quando da
vigência do patamar 2 para cada 100 kWh consumidos.
Nos meses de janeiro e fevereiro de 2017 esteve vigente a bandeira tarifária verde, sem acréscimo a tarifa. Março de 2017 foi aplicada a bandeira tarifária amarela, com acréscimo de R$ 2,00 para cada 100 kWh consumidos e em abril de 2017 está em vigor a bandeira tarifária vermelha, patamar 1.
O acionamento de cada bandeira tarifária é sinalizado mensalmente pela ANEEL, de acordo com informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, conforme a capacidade de geração de energia elétrica do país.
CONCESSÕES
A Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 regulamentou o artigo 175 da Constituição Federal e determinou normas para a prestação de serviços públicos. A Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995 estabeleceu regras específicas para o setor de energia elétrica e, dentre elas, permitiu a prorrogação das concessões de distribuição.
As empresas distribuidoras, que operavam sem um “contrato de concessão” formal, passaram a firmar os referidos instrumentos. Os contratos de concessão de distribuição definem os “direitos e obrigações da concessionária”, considerando os termos da Lei n° 8.987/95.
7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades
As empresas ou consórcios que desejem construir e/ou operar instalações para geração com potência acima de 30 MW, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. As concessões garantem o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser renovadas a critério do poder concedente por igual período.
A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve cumprir na prestação dos serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:
• Serviço adequado. A concessionária deve prestar adequadamente serviço regular, contínuo, eficiente e seguro.
• Servidões (uso de terrenos). 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. O poder concedente, nesse caso, fica responsável pelas indenizações cabíveis.
• Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos
resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, como no caso de interrupções abruptas no fornecimento e variações na voltagem, independentemente de sua culpa.
• Alterações do Controle Societário. O poder concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de participação controladora na concessionária.
• Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão a fim de garantir o
desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais, regulatórias e legais. Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o poder concedente deve dar início a um procedimento administrativo em que é assegurado à concessionária o direito de contestar a intervenção. Durante o procedimento administrativo, um interventor nomeado pelo poder concedente passa a ser responsável pela prestação dos serviços objeto da concessão. Caso o procedimento administrativo não seja concluído dentro de 180 dias da data do decreto, a intervenção cessa e a administração da concessão é devolvida à concessionária, sendo necessária prestação de contas pelo interventor. A administração da concessão é também devolvida à concessionária se o interventor decidir pela não extinção da concessão e o seu termo final não tiver expirado.
• Término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de
encampação ou caducidade. Encampação consiste na retomada do serviço pelo poder concedente durante o prazo de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei autorizativa específica. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido um despacho administrativo final indicando que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados e eficientes ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável; (2) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados; ou (3) que a concessionária não cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar a encampação ou caducidade em juízo e tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas contratuais e danos causados pela concessionária.
• Término por decurso do prazo. Com o advento do termo contratual, todos os ativos relacionados à prestação dos serviços de energia revertem ao Governo Federal. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.
7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades
Dependendo da opção a ser adotada, haverá um sinal de preço maior ou menor para a recontratação de energia por parte das Distribuidoras, e consequente impacto nos preços praticados no mercado livre. A percepção é de que deve prevalecer a prorrogação das atuais concessões, mantendo a exploração dos serviços, mas de forma onerosa.
Com o propósito de analisar as implicações sobre a questão das prorrogações ou licitação, o governo federal, liderado pelo MM E, formou um grupo de trabalho.
Em setembro de 2012 o governo promulgou a Medida Provisória nº 579 de 11 de setembro de 2012, que versava acerca da renovação das concessões de Geração, Transmissão e Distribuição, vincendas entre 2015 e 2017 bem como da redução dos encargos setoriais.
A mencionada Medida Provisória foi aprovada no Congresso Nacional e convertida na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013. O quadro apresenta um resumo dos prazos de concessão por segmento e por data de outorga:
Fonte: FitchRatings
Em seguida, o Decreto nº 8.461, de 02 de junho de 2015 regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, de que trata o artigo 7º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e o art. 4o-B da Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995. O referido decreto estabelece as condições para a prorrogação destas concessões de distribuição de energia elétrica, por 30 anos, condicionada ao atendimento e critérios de (i) eficiência com relação à qualidade do serviço prestado; (ii) eficiência com relação à gestão econômico-financeira; (iii) racionalidade operacional e econômica; e (iv) modicidade tarifária. O decreto também define que a prorrogação depende da aceitação expressa pela concessionária das condições estabelecidas no contrato de concessão ou no termo aditivo ao contrato de concessão, bem como a