ENCARGOS SETORIAIS

RGR - Reserva Global de Reversão

Em determinadas circunstâncias, as distribuidoras são indenizadas por ativos ainda não depreciados, em caso de revogação ou encampação das respectivas concessões. Por meio da Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971, foi criado o Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, destinado a prover recursos para essa indenização. As companhias de eletricidade do setor público devem fazer recolhimentos mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3,0% do total das receitas em cada ano. Nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. A Lei n.º 10.438/02 previu a expiração da RGR em 2010, porém a Medida Provisória 517, de 30 de dezembro de 2010, prorrogou a cobrança de tal encargo até 2035.

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

Os agentes de distribuição e transmissão que comercializem energia elétrica com o consumidor final devem contribuir para o rateio do custo de consumo de combustível utilizado na geração de energia termoelétrica nos Sistemas Isolados, por meio da CCC. A CCC foi criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os custos de aquisição dos combustíveis fósseis utilizados pelas usinas de geração térmica, na eventualidade de uma escassez de água nos reservatórios das hidrelétricas, uma vez que o custo de operação das usinas produtoras de energia térmica é maior do que aquele das usinas hidrelétricas.

A Lei 12.111, de 9 dezembro de 2009, alterou a forma de cálculo da CCC, passando a mesma a representar o montante igual à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do Sistema Interligado Nacional – SIN.

CDE – Conta de Desenvolvimento Energético

A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, criou a CDE objetivando promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas (eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional) nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo território nacional. Os recursos da CDE são provenientes, dentre outras fontes, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, de multas aplicadas pela ANEEL e, desde 2003, de quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final no SIN, mediante encargo tarifário incluído na TUSD e na TUST. A CDE tem previsão de duração de 25 anos.

ESS – Encargo de Serviço do Sistema

A ANEEL homologou as regras de mercado relativas ao ESS por meio da Resolução nº 290, de 4 de agosto de 2000. O ESS consiste em um valor em R$/MWh correspondente à média dos custos incorridos para manter a confiabilidade e a estabilidade dos serviços do sistema prestados aos usuários do SIN. O ESS é pago por todos os agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do consumo.

TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica

A Taxa de Fiscalização foi criada pela Lei Federal n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e regulamentada pelo Decreto Federal n.º 2.410, de 28 de novembro de 1997 e pela ANEEL. A Taxa de Fiscalização é uma taxa anual devida desde 1997 por todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas, equivalente a 0,5% do benefício econômico anual auferido, com a finalidade de constituir a receita da ANEEL para cobertura das suas despesas administrativas e operacionais.

EER – Encargo de Energia de Reserva

O EER foi criado pelo Decreto n.º 6.353, de 15 de janeiro de 2008, e regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL n.º 337, de 11 de novembro de 2008. O EER tem o objetivo de arcar com as despesas relacionadas com a contratação de energia de reserva contratada para aumentar a segurança do fornecimento de energia no SIN. O EER é pago mensalmente pelos consumidores finais do Sistema Interligado Nacional.

PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia

O PROINFA, instituído pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003 é pago por todos os agentes do SIN que comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de uso das redes elétricas relativa a consumidores livres, para cobertura dos custos da energia elétrica produzida por empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com base em fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa participantes do PROINFA.

ONS – Operador Nacional do Sistema

Refere-se ao ressarcimento de parte dos custos de administração e operação do ONS (entidade responsável pela operação e coordenação da Rede Básica) por todas as empresas de geração, transmissão e de distribuição bem como os grandes consumidores (consumidores livres) conectados à Rede Básica.

Racionamento

A Lei 10.848/04 estabelece que, na hipótese de decretação de uma redução compulsória no consumo de energia de determinada região, todos os CCEARs por quantidade de energia, cujos compradores estejam localizados nessa mesma região, terão seus volumes ajustados na proporção da redução de consumo verificada.

TARIFAS

As tarifas que a Companhia cobra pela distribuição de energia a consumidores finais são determinadas de acordo com o contrato de concessão da Companhia e com a regulamentação estabelecida pela ANEEL. O contrato de concessão da Companhia e a regulamentação estabelecem um teto para as tarifas e prevêem ajustes anuais, periódicos e extraordinários.

Para determinar as tarifas aplicáveis, cada cliente é colocado em um grupo específico de tarifa, definido por lei. Clientes do Grupo A são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação a partir de 2,3 kV ou mais, com a característica de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão), e que, na sua maior parte, se qualificam como consumidores livres nos termos da Lei do Modelo do Setor Elétrico (“Grupo A”).

Clientes do Grupo B, por sua vez, são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação inferior a 2,3 kV (Tensão Nominal de 115 / 230 V), sendo esse grupo de clientes subdividido em: clientes residenciais, residenciais baixa renda, rurais, de iluminação pública e outras classes (comerciais, industriais, etc.) tendo cada um dos subgrupos uma tarifa específica (“Grupo B”).

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

O quadro abaixo mostra informações sobre tarifas médias do Grupo A e Grupo B nos períodos indicados, sem considerar a RTE, o ECE e o Imposto sobre Circulação de Mercadorias (ICMS).

Tarifas Médias – R$/MWh(1)

Nível de Tensão 2011 2010 2009

A2 – consumidores industriais de alta voltagem 231,3 231,3 226,6 A3a – consumidores comerciais e industriais de alta

voltagem 234,6 234,6 222,9

A4 – consumidores comerciais, industriais e residenciais

de alta voltagem 271,9 271,9 258,8

AS – consumidor servido pela rede subterrânea 302,6 302,6 351,6 B1 – consumidores residenciais de baixa voltagem 309,8 309,8 294,1 B2 – consumidores rurais de baixa voltagem 198,8 198,8 109,7 B3 – consumidores comerciais e industriais de baixa

voltagem 318,6 318,6 298,9

B4 – consumidores públicos de baixa voltagem 164,2 164,2 152,6 Média Total

293,6 293,6 278,9

(1) Devido à postergação em um ano da Revisão Tarifária da Companhia que, de acordo com o contrato de concessão, deveria ter ocorrido em 4 de julho de 2011, as tarifas médias de 2010 foram mantidas para 2011.

* As tarifas são reajustadas anualmente em julho, dessa forma não há informações sobre junho de 2012.

As tarifas para clientes do Grupo A baseiam-se na tensão de atendimento, período do ano que ocorre o fornecimento e na hora do dia da utilização da energia. As tarifas deste grupo apresentam duas componentes: uma “tarifa de demanda” e uma “tarifa de energia”. A tarifa de demanda, refere-se à capacidade do sistema alocada a cada cliente, expressa em Reais por kW, sendo faturada pelo maior valor entre (1) demanda firme contratada ou (2) demanda efetivamente registrada. A tarifa de energia, expressa em Reais por MWh, se baseia no volume de energia efetivamente consumido durante um período de fornecimento, que geralmente é de 30 dias.

No Grupo B, as tarifas são cobradas com base em apenas um componente: a energia efetivamente consumida expressa em Reais por MWh. A tabela abaixo mostra informações sobre tarifas médias de energia relativas às vendas de energia da Companhia durante os períodos indicados.

Tarifas Médias de Vendas de Energia⁽¹⁾⁽²⁾

Ano 2011 2010 2009 Tarifas residenciais (R$/MWh) 309,84 309,84 294,12 Tarifas industriais (R$/MWh) 275,10 275,10 263,11 Tarifas comerciais (R$/MWh) 293,57 293,57 279,12 Outras tarifas (R$/MWh) 241,24 241,24 226,30 Tarifa média (R$/MWh) 293,56 293,56 278,81

Total de receitas de vendas de energia elétrica a clientes cativos (em milhões de Reais)

10.402,3 10.402,3 9.601,3

(1)

As tarifas de vendas de energia elétrica foram calculadas dividindo-se as vendas faturadas sem o ICMS por MWh de energia elétrica vendida. (2)

Devido à postergação em um ano da Revisão Tarifária da Companhia que, de acordo com o contrato de concessão, deveria ter ocorrido em 4 de julho de 2011, as tarifas médias de 2010 foram mantidas para 2011

* As tarifas são reajustadas anualmente em julho, dessa forma não há informações sobre junho de 2012.

Clientes residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo de clientes residenciais e não estão sujeitos a pagamento de taxas emergenciais e de capacidade emergencial ou qualquer tarifa extraordinária imposta pela ANEEL. De acordo com as regras atuais, um cliente residencial de baixa renda é qualquer cliente monofásico que consome menos de 30 kWh por mês e apresentou requerimento para receber benefícios comprovando ser beneficiário de qualquer dos programas sociais do governo.

Para informações sobre o procedimento de faturamento das tarifas cobradas dos consumidores, vide item 7.3 “b” deste Formulário de Referência.

Reajustes e Revisões Tarifárias

Os valores das tarifas de energia elétrica (uso de rede e fornecimento) são reajustados anualmente pela ANEEL (“Reajuste Tarifário Anual”), revistas periodicamente (“Revisão Tarifária”) a cada quatro ou cinco anos, dependendo do contrato de concessão e, por fim, podem ser revistas em caráter extraordinário ("Revisão Extraordinária").

Ao ajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos de concessionárias de distribuição entre (1) custos fora do controle da distribuidora (chamado de custos “não gerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das distribuidoras (chamado de custos “gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

 Custos de energia comprada para revenda;

 Encargos setoriais: dentre os quais se destacam: Encargo de Serviço do Sistema - ESS; Conta de Consumo de Combustível - CCC, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, Reserva Global de Reversão - RGR, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA, Encardo de Energia de Reserva - EER; e

 Custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.

Quando os preços dos itens não gerenciáveis definidos no momento do reajuste tarifário anual e/ou revisão tarifária oscilarem positiva ou negativamente impactarão o resultado da Companhia. Porém, as variações dos itens não gerenciáveis são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, e que por sua vez, serão repassadas aos consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. Antes da adoção do IFRS em 2010, o resultado da Companhia não sofria oscilação devido às variações de itens não gerenciáveis já que havia o mecanismo denominado CVA (Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A), que não permitia tal oscilação. Porém com a adoção do IFRS, esse mecanismo foi retirado das demonstrações financeiras apresentadas à CVM, sendo constituído apenas para fins regulatórios.

A Parcela B, por sua vez, compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e inclui, entre outros:

 Retorno sobre os investimentos relacionados à concessão considerados na Base de Remuneração Regulatória determinada por ocasião das Revisões Tarifárias Periódicas;

 Custos de depreciação regulatória; e

 Custos de operação e manutenção do sistema de distribuição.

O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste de Tarifa Anual, conforme fórmula estipulada no próprio contrato de concessão. Neste momento, busca-se que os custos da Parcela A sejam totalmente repassados aos clientes. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos de acordo com o índice IGP-M, ajustado por um Fator X.

As distribuidoras de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão periódica das tarifas com intervalos que podem variar entre três e cinco anos (no caso da Companhia, a cada quatro anos). Nestas revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o Fator X é calculado para compartilhar ganhos de produtividade da concessionária, basicamente devido ao crescimento de mercado. Nos processos de reajustes tarifários do terceiro ciclo (reajustes de 2012, 2013 e 2014, o Fator X será calculado com base nos componentes: (i) XP (produtividade) e (ii) XQ (qualidade) e (iii) XT (trajetória de custos operacionais).

O Fator X é usado para ajustar o IGP-M que deve ser aplicado ao componente da Parcela B nos reajustes anuais.

Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a eventual revisão tarifária extraordinária, a ser solicitada especificamente ao Poder Concedente e analisadas caso a caso. Tais solicitações serão aceitáveis em caso de significativo desequilíbrio econômico-financeiro.

Reajuste Tarifário 2012

Em 03 de julho de 2012, a ANEEL autorizou um reajuste tarifário médio de + 5,51% a ser aplicado em sua tarifa a partir de 04 de julho de 2012 sobre a tarifa homologada em 02 de julho de 2012.

Esse reajuste é composto pelos seguintes itens:

A Parcela A foi corrigida em 4,54%, representando 3,59% no reajuste econômico com os seguintes componentes:

(i) Encargos Setoriais – R$ 1.545 milhões, com redução de 14,63%. Destaque para a redução de 48,21% na Conta de Consumo de Combustível –CCC, que totalizou R$ 345 milhões, devido a redução do custo unitário decorrente da aprovação do orçamento da CCC para o ano de 2012. Somente a variação desse encargo representou 3,19% de redução no reajuste tarifário deste ano;

(ii) Energia Comprada – R$ 5.573 milhões, com aumento de 12,53%. A variação decorre principalmente do incremento de 14,17% no preço médio ponderado dos leilões de energia contratada para os próximos 12 meses e também pelo aumento da taxa do dólar considerado no Reajuste Tarifário de 2012 de R$ 2,0348 versus o considerado na revisão tarifária de 2011 de R$ 1,5870;

(iii) Encargos de Transmissão – R$ 1.203 milhões, com aumento de 0,46%. Os encargos de transmissão refletem as tarifas de uso do sistema de publicadas através da Resolução Homologatória 1316, de 26 de junho de 2012.

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

O índice de ajuste da Parcela B foi de 4,11%, que representa uma participação positiva de 0,86% no reajuste econômico, resultado da combinação dos seguintes componentes:

(i) IGP-M de 5,14%, no período de 12 meses findos em 30 de junho de 2012; (ii) Fator X equivalente a 1,03%,, composto por XPd de 1,03% e Xt de 0,00%

Os componentes financeiros aplicados a este Reajuste Tarifário totalizam R$ 111 milhões, entre os quais destacamos: (i) R$ 64 milhões de CVA; (ii) efeito negativo de R$ 43 milhões da neutralidade dos Encargos Setoriais; (iii) R$ 104 milhões referentes a sobrecontratação de energia.

A tabela abaixo mostra o efeito a ser percebido pelos consumidores das diversas classes de consumo, após aplicação do reajuste sobre o percentual negativo da revisão tarifária. O efeito médio percebido pelos consumidores será de -2,26%.

Classe de Consumo Índice

Alta Tensão -3,71% Baixa Tensão -1,45% Média Total -2,26%

Revisão Tarifária de 2011

De acordo com o contrato de concessão, a revisão tarifária da AES Eletropaulo deveria ter ocorrido no dia 4 de julho de 2011. Porém, a metodologia a ser aplicada no 3º Ciclo de Revisão Tarifária foi finalizada apenas durante o mês de dezembro de 2011, através do resultado da audiência pública no

040/2011. Em virtude da proximidade da data de aplicação da nova metodologia e a do reajuste tarifário de 2012, a ANEEL, em 29 de novembro de 2011, abriu a audiência pública nº 070/2011, com vistas a aplicar a revisão e o reajuste tarifários para a Companhia conjuntamente, em 4 de julho de 2012. Em 07 de fevereiro de 2012, o regulador aprovou a aplicação conjunta da revisão e reajuste tarifários para a AES Eletropaulo.

Em 02 de julho de 2012, a ANEEL em Reunião Pública de Diretoria homologou o resultado da Terceira Revisão Tarifária Periódica da AES Eletropaulo.

Conforme estabelecido pela ANEEL, o montante total do passivo regulatório referente à postergação da aplicação da metodologia do 3º ciclo de revisão tarifária periódica calculada pela ANEEL é de R$ 1.053 milhões e não foi considerado no reajuste tarifário de 2012.

O índice de revisão tarifária aprovado foi de -9,33% (efeito médio a ser percebido pelo consumidor) e de -5,60% (efeito econômico), retroativo a 04 de julho de 2011 e aplicável a partir de 04 de julho de 2012.

A tabela abaixo mostra uma comparação entre os valores finais aprovados pela ANEEL e aqueles propostos na Audiência Pública 025/2012 (Audiência Pública que definiu a revisão tarifária da empresa):

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

Em comparação com o números propostas na Audiência Pública, a ANEEL reduziu o índice regulatório das perdas não técnicas, refletindo a performance de redução de perdas da Companhia no 2º ciclo tarifário e a mudança da empresa benchmark utilizada para a definição da trajetória de redução de perdas. Com isso, a trajetória de perdas não técnicas, referenciadas ao mercado de baixa tensão, foi definida em 1,0 p.p ao ano e o ponto de partida (ano 2011) passou de 13,34% para 11,56% e o ponto de chegada (ano 2015) passou de 10,88% para 8,56%.

Em 17 de julho, a Companhia protocolou junto à ANEEL pedido de reconsideração em relação à:

(i) Base de Remuneração Regulatória: a Companhia buscará o reconhecimento dos valores de componentes menores e componentes adicionais considerados adequados para fazer frente aos investimentos efetivamente realizados no período incremental (2007 a 2011); e (ii) Trajetória de Perdas Não-Técnicas: o entendimento da Companhia é o de que a ANEEL estabeleceu trajetórias de redução muito agressivas, com base na perda não técnica de uma distribuidora (benchmark) que pode ser classificada como outlier da amostra. Tal fato tem impacto agravado para a AES Eletropaulo, que teve o estabelecimento de trajetória retroativa, em função da postergação de sua revisão tarifária.

Adicionalmente, em 3 de julho de 2012, a ANEEL autorizou um reajuste tarifário médio de +5,51% a ser aplicado em sua tarifa a partir de 4 de Julho de 2012 sobre a tarifa homologada em 2 de Julho de 2012. Esse reajuste é composto pelos seguintes itens:

Parcela A

A Parcela A foi corrigida em 4,54%, representando 3,59% no reajuste econômico com os seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais - R$ 1.545 milhões, com redução de 14,63%.

Destaque para a redução de 48,21% na Conta de Consumo de Combustível - CCC, que totalizou R$ 345.083, devido a redução do custo unitário decorrente da aprovação do orçamento da CCC para o ano de 2012. Somente a variação desse encargo representou 3,19% de redução no reajuste tarifário deste ano;

Componentes da Tarifa ^{Audiência Pública (Nota} Técnica 87/2012 SRE/ANEEL)

Valores Finais (Nota Técnica 203/2012