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VOTO
PROCESSOS: 48500.005473/2016-64 e 48500.002214/2017-62
INTERESSADO: Companhia Energética do Maranhão – Cemar e respectivos consumidores
RELATOR: André Pepitone da Nóbrega
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da 4ª Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do Maranhão – Cemar, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2017, e definição dos limites dos indicadores de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, entre 2018 e 2021, consolidados após a avaliação das contribuições recebidas na Audiência Pública 27/2017
I. RELATÓRIO
Conforme o Contrato de Concessão nº 60/2000, que regula a exploração dos serviços públicos
de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Energética do Maranhão – Cemar, a
4ª revisão tarifária periódica da Concessionária deve ocorrer em 28 de agosto de 2017.
2. As metodologias aplicáveis ao 4º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias
de Distribuição de Energia Elétrica estão contidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária
– Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária. As técnicas aplicadas contemplaram
as alterações no Módulo 2, aprovadas pela Resolução Normativa nº 660, de 28 de abril de 2015.
1. Na 18ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 23 de maio de 2017, a Diretoria Colegiada da
ANEEL decidiu, unanimemente, instaurar audiência pública para colher subsídios e informações adicionais para
aprimorar a 4ª Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do Maranhão – Cemar, a vigorar a partir
de 28 de agosto de 2017, e definir os limites dos indicadores de Duração Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC,
entre 2018 e 2021. O período de contribuições se estendeu de 24 de maio a 14 de julho de 2017, com reunião
presencial em 6 de julho de 2017, na cidade de São Luis - MA.
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3. Observa-se que, originalmente, a reunião presencial estava prevista para 14 de junho de 2017;
todavia, não obstante o esforço de divulgação realizado, a reunião não foi realizada em razão de decisão judicial
liminar.
4. Assim, a reunião presencial foi adiada e realizada em 6 de julho de 2017 e, da mesma maneira,
foi prorrogado o prazo final para o envio de contribuições na Audiência Pública, de 7 para 14 de julho de 2017.
5. Após avaliar as contribuições recebidas durante a Audiência Pública 27/2017, a
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT encaminhou, em 24 de julho de 2017, a proposta consolidada da
4ª Revisão Tarifária à Cemar e ao Conselho de Consumidores da Concessionária. Em 31 de julho de 2017, a
SGT se reuniu com a Concessionária. O Conselho optou por não participar da reunião agendada.
6. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD, pela Nota Técnica nº
86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017, analisou as contribuições recebidas na Audiência Pública e
apresentou proposta, para fixar os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades
consumidoras da Cemar, de 2018 a 2021.
7. Quanto à Base de Remuneração, os valores foram informados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por intermédio do Memorando nº 463/2017-SFF/ANEEL, de 11 de
agosto de 2017.
8. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram prestadas pela SRD
por meio da Nota Técnica nº 94/2017-SRD/ANEEL, de 14 de agosto de 2017.
9. Na mesma data, esta Relatoria reuniu-se com representantes da Distribuidora, da SGT e da
SFF, para esclarecimentos quanto ao processo tarifário.
10. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, mediante a Nota Técnica nº 241/2017-
SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017, consolidou e submeteu à Diretoria Colegiada os resultados finais da 4ª
Revisão Tarifária da Cemar.
11. A Cemar, mediante a Carta CE DER nº 55/2017, de 15 de agosto de 2017, protocolada na
mesma data, apresentou avaliação quanto as projeções de despesas de Parcela A para a revisão tarifária.
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12. Por fim, verificou-se que não constam no Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico registros
de inadimplências relativas às obrigações intrassetoriais em nome da Cemar1.
II. FUNDAMENTAÇÃO
Revisão Tarifária Periódica
13. A revisão tarifária periódica das distribuidoras compreende o cálculo do Reposicionamento
Tarifário, o qual contempla os custos eficientes e os investimentos prudentes para a prestação dos serviços de
distribuição de energia elétrica, do Fator X e da nova estrutura tarifária.
14. O reposicionamento tarifário calculado pela SGT pela Nota Técnica nº 241, de 2017, para a
Cemar seria de 8,67% tendo, como base de comparação, os custos das Parcelas A e B atualmente contidos
nas tarifas. Ao montante calculado, a SGT adicionou os componentes financeiros2, correspondentes a 6,93%.
O efeito da retirada dos componentes financeiros inclusos no processo tarifário anterior representou aumento
de 2,05% na atual revisão. Essa movimentação tarifária conduziria, como indicado na Nota Técnica nº 241, de
2017, ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 17,65% (8,67% + 6,93% + 2,05%), como
detalhado, por nível de tensão, na Tabela 1:
Tabela 1 – Efeito médio para consumidor
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Erro! Fonte de referência não encontrada. Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.
15. Pelas razões a seguir apontadas, julga-se, todavia, que, diante do princípio da modicidade
tarifária, existem razões que possibilitam a revisão tanto da previsão para o Encargo de Energia de Reserva –
EER, que integra a Parcela A, quanto do componente financeiro relativo ao Risco Hidrológico.
16. Dessa maneira, realizados os ajustes propostos e a seguir justificados, o reposicionamento
tarifário da Cemar é de Erro! Fonte de referência não encontrada. tendo, como base de comparação, os
custos das Parcelas A e B atualmente contidos nas tarifas. A esse montante devem ser adicionados os
1 Ver a Declaração Relativa ao Cadastro de Inadimplentes do Setor Elétrico constante dos autos. 2 Os componentes financeiros incluídos em determinado cálculo tarifário “permanecem” nas tarifas por 1 ano; portanto, a cada processo de reajuste, ocorre a “saída” de um conjunto de componentes financeiros e a “entrada” de outro, com valores diferentes.
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componentes financeiros, correspondentes a Erro! Fonte de referência não encontrada., e o efeito da retirada
dos componentes financeiros inclusos no processo tarifário anterior, equivalente a Erro! Fonte de referência
não encontrada.. Essa movimentação tarifária conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
12,88% (Erro! Fonte de referência não encontrada. + Erro! Fonte de referência não encontrada. + Erro!
Fonte de referência não encontrada.).
17. O detalhamento do efeito médio proposto neste Voto, por nível de tensão, é apresentado na
Tabela 2:
Tabela 1 – Efeito médio para o consumidor proposto pela SGT Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
18. O impacto tarifário a ser percebido pelos consumidores depende do subgrupo e da modalidade
tarifária aos quais cada um pertence.
19. A diferença entre os efeitos médios dos grupos A (Alta Tensão) e B (Baixa Tensão) se relaciona
com os itens de custos que estão sofrendo alterações. O principal efeito se deve à nova alocação de custos da
Parcela B, entre os subgrupos tarifários, em razão do recálculo da estrutura tarifária (estrutura vertical). A Nota
Técnica da Estrutura Tarifária analisou detalhadamente esse efeito.
20. O Gráfico 1 apresenta o detalhamento do efeito médio para o Consumidor por componente
tarifário:
Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por componente tarifário
Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.
Reposicionamento Tarifário
21. O reposicionamento tarifário envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. No reposicionamento, o equilíbrio da concessão
ocorre por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos,
considerando a relação entre as receitas do serviço de distribuição, requerida e verificada.
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22. A receita requerida corresponde à compatível com a cobertura dos custos operacionais
eficientes (custo do serviço para atender à qualidade firmada pela ANEEL) e com a remuneração dos
investimentos reconhecidos como prudentes. Tal receita é composta pela soma das Parcelas A e B.
23. Na 4ª revisão tarifária da Cemar, a receita requerida é maior do que a verificada, o que explica
o reposicionamento tarifário de Erro! Fonte de referência não encontrada..
24. A Tabela 3 demonstra os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto
de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida
da revisão.
Tabela 3 – Revisão tarifária da Cemar Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária.
25. O reposicionamento econômico de Erro! Fonte de referência não encontrada. é composto
pelo impacto positivo de Erro! Fonte de referência não encontrada. na Parcela A e do impacto positivo da
Parcela B de 4,30%
Parcela A
26. A Parcela A, que independe da vontade ou da gestão da distribuidora, compreende os custos
relacionados aos encargos setoriais, definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de
geração de energia elétrica, inclusive a geração própria.
27. Nessa Parcela, sobressaiu a redução dos custos com encargos setoriais, os quais impactaram
o reposicionamento tarifário em Erro! Fonte de referência não encontrada.. Dentre os Encargos, destaca-se
a redução do orçamento da CDE-Uso, decorrente da homologação das cotas anuais da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE para 2017, conforme a Resolução Homologatória nº 2.204, de 7 de março
de 2017, que contribuiu para reduzir o efeito médio em Erro! Fonte de referência não encontrada., e a
redução dos Encargos de Serviço do Sistema - ESS e de Energia de Reserva – EER, que implicou a variação
no efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. (como vai continuar negativo, penso que a
referencia deve mesmo ficar, correto? ) na atual revisão da Concessionária.
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28. Quanto aos Encargos de Serviço do Sistema - ESS e de Energia de Reserva – EER observa-se
que a SGT recomendou, pela Nota Técnica nº 241, de 2017, a inclusão de previsão de R$ 70.771.393,233 para
sua cobertura nos próximos 12 meses.
29. Ocorre que a Distribuidora, na Carta CE DER nº 55/2017, de 2017, observou que a efetiva
despesa a título de EER “[...] depende do valor do PLD, já que a energia gerada pelas usinas de reserva é
liquidada a este preço” e que a previsão realizada pela SGT/ANEEL “[...] não considerou [...] a receita que seria
obtida pelas usinas de reserva, com a liquidação da sua energia a PLD [...]”, o que, diante das perspectivas
futuras para o PLD, poderia implicaria “[...] excedente da ordem de R$ 3,9 milhões/mês [...]”.
30. Com efeito, nos termos da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, do Decreto nº 6.353, de 16
de janeiro de 2008, e da Resolução Normativa nº 337, de 11 de novembro de 2008 (com as alterações
supervenientes), que tratam e disciplinam a contratação da energia de reserva, a energia elétrica produzida
pelas usinas comprometidas com os Contratos de Energia de Reserva – CERs é contabilizada e liquidada no
Mercado de Curto Prazo – MCP ao Preço de Liquidação de Diferenças – PLD e a receita obtida no MCP é
utilizada para reduzir o EER. Da Resolução Normativa nº 337, de 2008, transcrevem-se os seguintes trechos:
Art. 3º Os custos decorrentes da contratação de energia de reserva serão pagos mensalmente no âmbito da Liquidação Financeira Relativa à Contratação de Energia de Reserva, a ser realizada pela CCEE, por intermédio do EER e dos recursos disponíveis na CONER, observados os valores referentes à constituição do Fundo de Garantia e ao ressarcimento dos custos administrativos, financeiros e tributários incorridos pela CCEE na gestão e estruturação da CONER e dos contratos associados à energia de reserva. [...] Art. 6º O valor do EER será definido mensalmente pela CCEE, mediante aplicação da seguinte fórmula:
onde: [...] SCm é o valor referente ao saldo da CONER, verificada no momento da realização do cálculo do EER; [...]
3 A parcela relativa ao ESS foi de R$ 417.193,60 e a relativa ao EER de R$ 70.354.199,63.
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Art. 14. A energia elétrica produzida em central geradora comprometida com CER será contabilizada e liquidada no mercado de curto prazo, devendo a CCEE criar um agente de mercado virtual, com perfil de geração, para representar tal geração.
31. Como apontado pela Distribuidora, a previsão de PLD para os próximos 12 meses, divulgada
pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, na apresentação InfoPLD de agosto/20174,
indica tendência de que o preços oscilem em patamar superior ao observado nos últimos 12 meses, como
demonstrado no Gráfico 3.
Gráfico 3 - Projeção do PLD – SE/CO Fonte: CCEE - Apresentação InfoPLD - Agosto/2017.
32. Assim, como também noticiado pela Distribuidora, há boas chances de que a receita com a
energia de reserva ao PLD seja suficiente para cobrir as despesas com o EER, razão pela qual haveria indícios
de que a previsão de R$ 70,7 milhões para o ESS/EER, sugerida pela SGT seria conservadora e acarretará
excedente da ordem de R$ 3,9 milhões/mês ou R$ 46,8 milhões/ano (que seria então capturado pela Conta de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA para devolução aos consumidores no
próximo processo tarifário).
33. Quanto ao tema, constata-se que o Submódulo 3.4A – Encargos Setoriais, aprovado pela
Resolução Normativa nº 761, de 21 de fevereiro de 2017, determina que:
4 Disponível em https://www.ccee.org.br/ccee/documentos/CCEE_428432. Acesso em 18/8/2017.
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4. COBERTURA TARIFÁRIA 18. A cobertura tarifária de cada encargo setorial é obtida conforme procedimentos descritos a seguir. [...] 4.4. ESS e EER 23. Corresponde ao somatório das previsões anuais de ESS e EER definida pela SGT, com base em informações fornecidas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e pela CCEE, conforme Submódulo 5.4 do PRORET, sendo expressa da seguinte forma:
34. Ressalta-se ainda não se encontram disciplinadas, todavia, nem a metodologia a ser utilizada
pela SGT para definir a previsão, nem quais são as informações a serem fornecidas pela SRG e pela CCEE,
haja vista que o Submódulo 5.4 do Proret ainda não foi editado. Assim, a rigor, não há regra clara que indique
a melhor forma de se elaborar a previsão.
35. Diante deste contexto regulatório e do elevado efeito tarifário médio a ser percebido pelos
consumidores da Cemar, essa Relatoria, por considerar o principio da modicidade tarifária, julga que a previsão
para a cobertura do EER dever ser fixada em R$ 23.554.199,63, que somados à previsão para o ESS totalizam
R$ 23.971.393,23, e implicam impacto tarifário de XXXX na revisão da Distribuidora.
36. Frisa-se que, caso a previsão mais atualizada para o comportamento do PLD nos próximos 12
meses não se confirme, e a Distribuidora tenha que efetivamente dispender maiores recursos a título de EER,
as diferenças, a maior ou a menor, serão normalmente capturadas pela CVA para devolução ou repasse aos
consumidores no próximo processo tarifário.
37. Também sobressaiu o aumento dos custos de transmissão, que impactaram a revisão em Erro!
Fonte de referência não encontrada.. O aumento percebido decorre do aumento do custo da Rede Básica, a
partir de julho de 2017, em razão da incorporação na Receita Anual Permitida – RAP das transmissoras da
remuneração dos ativos de RBSE/RPC existentes em 2000 e que não foram indenizados à época da publicação
da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012 (convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de
2013), e da Portaria MF/MME nº 580, de 31 de outubro de 2012.
38. Os custos com compra de energia impactaram a revisão em Erro! Fonte de referência não
encontrada.. O Gráfico 3 ilustra o efeito nas tarifas por modalidade de aquisição de energia:
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Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 3 – Efeito por modalidade de aquisição de energia Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.
39. A Tabela 4 apresenta a variação na compra de energia entre o último processo de reajuste e a
atual revisão:
Tabela 4 – Detalhamento da compra de energia Erro! Fonte de referência não encontrada.
Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.
Perdas na distribuição
40. Com relação às perdas na distribuição, as perdas técnicas foram calculadas considerando
as características do sistema de distribuição da concessionária, como pontos de injeção e consumo de energia
elétrica e o tipo de transformadores. O valor de perdas técnicas, de Erro! Fonte de referência não encontrada.
em relação à energia injetada, desconsiderando o mercado A1, foi calculado nos termos do Módulo 7 dos
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – Prodist.
41. No que tange às perdas não técnicas, a abordagem adotada para defini-las é a comparação
do desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de
perdas é estabelecido, em regra, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média histórica
dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora.
42. O ponto de chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora
com outras que atuam em áreas tão ou mais complexas, sob o ponto de vista do combate às perdas não
técnicas, e que tenham desempenho melhores.
43. No caso da Cemar, propõe-se que seja adotado como ponto de partida a média histórica, que,
quando aplicado o 1º degrau na revisão, corresponde ao percentual de 10,31% sobre o mercado de baixa
tensão faturado. No que se refere à meta para o final do ciclo, propõe-se o percentual de 8,86% de perdas não
técnicas sobre o mercado de baixa tensão faturado, tendo em vista que foram identificadas distribuidoras
comparáveis praticando perdas menores.
Parcela B
44. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de distribuição
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e compreende os de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos operacionais eficientes e o
anual dos ativos – os dos investimentos prudentes realizados pela Distribuidora.
45. Desde a 3ª Revisão Tarifária, o crescimento da Parcela B na receita verificada da
Concessionária foi de Erro! Fonte de referência não encontrada., resultante do efeito dos reajustes tarifários,
que utilizam a variação do IGP-M, deduzido do Fator X, e a variação do mercado da Distribuidora.
Custo de administração, operação e manutenção e anuidades
46. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias, para definir o nível desses custos, que serão reconhecidos nas tarifas. A
partir dessa análise, é estabelecido o intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro para os valores a
serem estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
47. No caso da Cemar, a cobertura de custos operacionais presente nas tarifas está dentro do
intervalo definido pelo método de comparação entre as distribuidoras. No entanto, quanto realizada comparação
com os custos reais da Concessionária, a aplicação da metodologia resultou na relação superior a 120%; desse
modo, foi necessário recalcular a meta de custos operacionais para compartilhar com o consumidor o valor
excedente. O resultado final da análise foi estabelecer trajetória de redução da Parcela B ao longo do ciclo, o
que contribui para o efeito médio de Erro! Fonte de referência não encontrada. nas tarifas.
Custo anual dos ativos
48. O custo anual dos ativos é formado pela remuneração do capital e pela quota de reintegração
regulatória. A 1ª corresponde à remuneração dos investimentos realizados pelas concessionárias e depende
fundamentalmente da base de remuneração líquida e do custo de capital. A 2ª é formada pela depreciação e
pela amortização dos investimentos realizados e visa recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo
da vida útil e está relacionada à base de remuneração bruta e à taxa de depreciação.
49. A respeito da remuneração do capital, houve variação de Erro! Fonte de referência não
encontrada. em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, o que impactou as tarifas em Erro! Fonte de
referência não encontrada.. A situação adveio principalmente do aumento do WACC regulatório e da
remuneração sobre os investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais, que teve início no atual
ciclo de revisões. O aumento da Base de Remuneração Líquida também contribuiu para o aumento da
remuneração.
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50. O Gráfico 4 demonstra os 2 efeitos que explicam a variações de Erro! Fonte de referência
não encontrada. da remuneração de capital. O aumento da base líquida responde por 2,8% e o aumento
WACC regulatório e da remuneração das Obrigações Especiais por 24,6%.
Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 4 – Efeito da revisão sobre remuneração do capital Fonte: Nota Técnica nº 241/2017-SGT/ANEEL, de 15 de agosto de 2017.
51. No que se refere à quota de reintegração regulatória, houve variação de Erro! Fonte de
referência não encontrada. em relação aos valores hoje inclusos nas tarifas, o que impactou a revisão em
Erro! Fonte de referência não encontrada.. A situação proveio do aumento da Parcela B superior aos efeitos
do aumento da Base Bruta combinado com o aumento da taxa de depreciação (de 3,78% para 3,82%).
52. Em relação a cobertura para anuidades, houve a variação de Erro! Fonte de referência não
encontrada. em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de Erro! Fonte de referência não
encontrada. na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios adotados para o cálculo
das anuidades no atual ciclo e da atualização da Base de Remuneração Regulatória, da qual o cálculo das
anuidades depende.
53. Relativamente às receitas irrecuperáveis, houve variação de Erro! Fonte de referência não
encontrada. em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de Erro! Fonte de referência não
encontrada. nas tarifas. Esse resultado proveio da revisão dos percentuais regulatórios de inadimplência
admitidos para a Cemar na atual revisão, bem como da base de cálculo a qual incide os percentuais regulatórios
de receitas irrecuperáveis.
Componentes financeiros
54. A Tabela 5 resume os componentes financeiros incluídos na 4ª Revisão Tarifária da Cemar:
Tabela 5 – Componentes financeiros Erro! Fonte de referência não encontrada. Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
55. O componente financeiro com impacto positivo mais expressivo foi a CVA Energia Comprada
de 4,34%. Já o de maior impacto negativo, de -1.42%, está relacionado ao cálculo da CVA Encargos Setoriais,
em razão da redução das cotas de CDE-Uso, desde janeiro de 2017. Em relação ao impacto da CVA Energia,
as modalidades contratuais que mais impactaram o saldo da CVA foram os contratos de Cotas de Garantia
Física – CCGF.
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56. Registra-se que, tanto para a abertura da Audiência Pública 27/217 quanto na Nota Técnica nº
241, de 2017, a SGT recomendou incluir dentre os componentes financeiros previsão para o Risco Hidrológico,
que implicaria impacto tarifário adicional de 2,91%.
57. Registra-se que, na 3ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 31 de janeiro de 2017, nos
autos do Processo nº 48500.005363/2016-01, a Diretoria Colegiada decidiu, unanimemente, instaurar audiência
pública para obter subsídios para atualizar o Submódulo 4.4A do Proret e discutir o tratamento tarifário da
previsão do risco hidrológico, bem como autorizar a SGT a calcular componente financeiro associado ao risco
hidrológico para as distribuidoras cujo processo tarifário venha a ocorrer antes do fechamento da audiência
pública. As decisões foram materializadas no Aviso de Audiência Pública 4/2017 e no Despacho nº 498, de 14
de fevereiro de 2017.
58. Desse modo, a SGT calculou e recomendou fosse incluído na 4ª RTP da Cemar
R$ 81.778.621,50 para cobrir os riscos hidrológicos associados às usinas comprometidas com Contratos de
Cotas de Garantia Física - CCGF, à Usina de Itaipu e às usinas hidrelétricas cuja energia foi contratada no
Ambiente de Contratação Regulada – ACR e firmaram Termo de Repactuação de Risco, em conformidade com
a Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015.
59. Pondera-se, entretanto, o caráter precário da autorização conferida pela Diretoria Colegiada
para que a SGT calculasse o componente financeiro associado ao risco hidrológico, mesmo antes do
encerramento da Audiência Pública 4/2017 e, portanto, sem a existência de norma setorial aprovada.
60. Diante deste contexto regulatório e do elevado efeito tarifário médio a ser percebido pelos
consumidores da Cemar, essa Relatoria, por considerar o principio da modicidade tarifária, julga que a previsão
para risco hidrológico não deve ser antecipada neste momento.
61. Frisa-se que, caso o risco hidrológico se confirme, e a Distribuidora tenha que efetivamente
suportar maiores custos com a compra de energia elétrica, as diferenças, a maior ou a menor, serão
normalmente capturadas pela CVA para devolução ou repasse aos consumidores no próximo processo tarifário.
Subvenção da CDE para descontos tarifários
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62. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da
CDE, a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE a cada distribuidora, deve
ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores mensais a serem repassados, utilizou-se o mercado
considerado no respectivo processo tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos.
63. Assim, o valor mensal a ser repassado pela CCEE à Cemar, em relação às competências de
agosto/2017 a julho/2018, é de R$ Erro! Fonte de referência não encontrada.. Esse valor já inclui o ajuste
da diferença entre os valores previstos e os realizados entre agosto/2016 a julho/2017.
Definição do Fator X para os próximos reajustes tarifários
64. O Fator X, cujo objetivo é compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade das
concessionárias, é composto por 3 componentes: o que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de
Distribuição – Pd, o de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T e o Componente de Qualidade do
Serviço Q.
65. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora
em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número de unidades
consumidoras da própria empresa. Esse valor é definido anualmente, sendo fixado também nos reajustes
subsequentes. O valor definido para o Componente Pd nesta Revisão é Erro! Fonte de referência não
encontrada..
66. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, a ser fixado nos reajustes subsequentes.
Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir
que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas praticadas. Na aferição do nível de qualidade do
serviço prestado, serão considerados indicadores dos serviços técnicos e comerciais prestados pela
distribuidora.
67. Já o Componente T objetiva estabelecer uma trajetória de custos operacionais regulatórios,
quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses custos ao longo
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, com redação dada pela Lei nº 12.839, de 11 de janeiro de 2013, e do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação
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do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes da Cemar é de Erro!
Fonte de referência não encontrada..
68. Desse modo, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes tarifários da Cemar, até a próxima
revisão tarifária, será de Erro! Fonte de referência não encontrada., que deverá ainda ser somado ao
Componente Q definido em cada processo de reajuste.
Comparação entre a proposta submetida à Audiência Pública e o resultado final
69. A Tabela 6 ilustra a variação ocorrida entre a proposta submetida à Audiência Pública e o
resultado da revisão tarifária.
Tabela 6 – Comparação Audiência Pública e Resultado Final
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT.
70. Os itens mais representativos que levaram à alteração do valor submetido à Audiência Pública
foram o EER, na Parcela A, o componente financeiro Risco Hidrológico e a Base de Remuneração Regulatória
- BRR, haja vista que, para a Audiência foram considerados os valores apresentados pela Concessionária no
Laudo de Avaliação, que ainda não haviam sido fiscalizados pela ANEEL.
71. Assim, a redução da previsão para o EER implicou variação de negativa de -1,98% na Parcela
A, e a exclusão do Risco Hidrológico gerou variação negativa de 2,78% nos componentes financeiros do atual
processo tarifário.
Audiência Pública -
Participação na
Revisão %
Final - Participação
na Revisão %Variação
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 4,60% 2,62% -1,98%
Encargos Setoriais -0,95% -2,77% -1,82%
Custos de Transmissão 4,00% 4,60% 0,60%
Receitas Irrecuperáveis 0,77% 0,00% -0,77%
Custos de Aquisição de Energia 0,77% 0,79% 0,02%
PARCELA B 6,13% 4,30% -1,83%
CO + Anuidades 0,59% 0,32% -0,27%
Remuneração 4,69% 3,25% -1,44%
Depreciação -0,13% -0,19% -0,06%
Receitas Irrecuperáveis 1,02% 0,94% -0,08%
OR + Ajuste Investimentos 2CRTP -0,03% -0,01% 0,02%
Reposicionamento Tarifário 9,95% 6,92% -3,03%
Componentes Financeiros do Processo Atual 6,80% 4,03% -2,78%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,99% 1,93% -0,06%
Alteração do mercado de referência e do subsídio coberto pela CDE 0,00% 0,00% 0,00%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 18,75% 12,88% -5,87%
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72. Após os procedimentos de fiscalização por parte da SFF, apurou-se diferenças que implicaram
a variação na Parcela B de -1,83% após a abertura da Audiência Pública.
73. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com e
sem tributos6, estão demonstrados nos Gráficos 5 e 6.
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 5 – Composição da receita sem tributos Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária
Erro! Fonte de referência não encontrada.
Gráfico 6 – Composição da receita com tributos Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
74. Por fim, o Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas do B1-residencial nos últimos 10 anos, em
comparação à variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período:
Erro! Fonte de referência não encontrada. Gráfico 7 – Evolução da Tarifa B1-residencial Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
Definição dos limites para os indicadores DEC e FEC
6 No Gráfico 4, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 5, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária e utilizadas as alíquotas médias do ICMS e do PIS/COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.
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75. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais propostos de DEC
e FEC para a Cemar. Frisa-se que em relação aos limites globais propostos para 2018 a 2021, a redução média
anual é de 3,44% no DEC e 4,77% no FEC.
Gráfico 8 – Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da Cemar Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.
76. Para avaliar a consistência dos limites globais da Distribuidora, os Gráficos 9 e 10 apresentam
uma comparação entre os limites da CEMAR e os limites de outras distribuidoras de grande porte localizadas
na Região Nordeste:
23,4521,41 21,44 21,64
18,8517,00
15,28 14,2215,10 13,7911,60 10,91 10,88 11,01
8,957,51
46,24
40,10
34,18
29,38
25,19
23,3721,68
19,9218,60
29,70
26,01
23,52
21,02
18,4216,71
15,0313,35
11,95
18,02 17,33 16,68 16,03
11,46 10,80 10,19 9,67
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Histórico de Apuração e Limites de DEC e FEC - Cemar
DEC Apurado FEC Apurado DEC Limite FEC Limite DEC Limite Proposto FEC Limite Proposto
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Gráfico 9 – Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da Região Nordeste Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.
Gráfico 10 – Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da Região Nordeste Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017* 2018 2019 2020 2021
DE
C L
imit
e (h
ora
s)
CEMAR
CEAL
CELPE
CEPISA
COELBA
COSERN
ENEL CE
EPB
ESE
0
5
10
15
20
25
30
35
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017* 2018 2019 2020 2021
FE
C L
imit
e (i
nte
rru
pçõ
es)
CEMAR
CEAL
CELPE
CEPISA
COELBA
COSERN
ENEL CE
EPB
ESE
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77. Depreende-se dos Gráficos que os limites propostos para a Cemar se encontram aderentes à
realidade da região.
78. Com respeito aos indicadores individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI, os limites são definidos a
partir dos indicadores coletivos DEC e FEC, como consta no Anexo I do Módulo 8 do Prodist. A violação aos
limites dos indicadores individuais resulta em compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 7
apresenta os valores pagos e o número de compensações efetuadas pela Cemar entre 2012 e 2016:
Tabela 7 – Compensações efetuadas pela Cemar
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)
2012 3.049.186 12.511.681,45
2013 2.435.823 7.434.708,95
2014 2.517.815 6.953.591,04
2015 2.116.251 6.578.062,15
2016 2.158.284 6.554.567,60 Fonte: Nota Técnica nº 86/2017-SRD/ANEEL, de 26 de julho de 2017.
III. DIREITO
79. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
b) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995;
c) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
d) Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
g) Cláusula 7ª do Contrato de Concessão nº Erro! Fonte de referência não encontrada..
IV. DISPOSITIVO
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80. Fundado nesse exame e nas considerações efetuadas nos Processos nº 48500.005473/2016-
64 e nº 48500.002214/2017-62, voto por aprovar os resultados detalhados, na forma das Resoluções
anexas, a fim de:
a) homologar o resultado da 4ª Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do
Maranhão – Cemar, a vigorar a partir de 28 de agosto de 2017, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de Erro! Fonte de referência não encontrada.,
sendo de Erro! Fonte de referência não encontrada. para os consumidores em alta
tensão e de Erro! Fonte de referência não encontrada. para os consumidores em baixa
tensão;
b) fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da Cemar;
c) estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas
como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) aprovar os valores da previsão anual dos Encargos de Serviços do Sistema – ESS e de
Energia de Reserva – EER;
e) aprovar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, de
R$ Erro! Fonte de referência não encontrada., a ser repassado pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE à Cemar, de modo a custear os descontos
retirados da estrutura tarifária;
f) fixar o componente Pd do Fator X em Erro! Fonte de referência não encontrada. e o
componente T em Erro! Fonte de referência não encontrada.;
g) fixar os indicadores de continuidade DEC e FEC de 2018 a 2021 a serem observados pela
Cemar, e
h) fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2018 a 2020,
conforme a Tabela abaixo:
Reajuste 2018
Reajuste 2019
Reajuste 2020
Perdas Técnicas (sobre Energia Injetada sem A1) (%) 12,06% 12,06% 12,06%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 9,83% 9,34% 8,86%