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SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA SRE

NOTA TÉCNICA Nº 154/2003–SRE/ANEEL COMPLEMENTAR À NOTA TÉCNICA Nº 052/2003–SRE/ANEEL

1a REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CONCESSIONÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA - COELBA

AP 014 / 2003 RESULTADOS ESTABELECIDOS PELA

RESOLUÇÃO ANEEL NO 202, DE 16 DE ABRIL DE 2003

Brasília, 21 de julho de 2003

Nota Técnica Complementar nº 154/2003-SRE/ANEEL à Nota Técnica n.º 052/2003-SRE/ANEEL

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Nota Técnica n.º 154/2003-SRE/ANEEL Complementar à Nota Técnica n.º 052/2003-SRE/ANEEL

Em 21 de julho de 2003.

Assunto: resultados da revisão tarifária periódica da concessionária de distribuição de energia elétrica Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA, estabelecidos pela Resolução ANEEL no 202, de 16 de abril de 2003.

I - OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica apresenta as alterações realizadas pela ANEEL na proposta preliminar de

revisão tarifária periódica da concessionária de distribuição de energia elétrica Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA, constante da Nota Técnica no 052/2003/SRE/ANEEL, disponibilizada na Audiência Pública AP 014/2003. Tais alterações expressam o resultado da análise das contribuições recebidas na referida Audiência Pública, bem como a substituição, por valores definitivos, de valores anteriormente previstos para determinados itens da Parcela A da Receita Requerida. Os resultados decorrentes das alterações aqui apresentadas resultaram nas tarifas estabelecidas mediante a publicação da Resolução ANEEL no 202, de 16 de abril de 2003.

II – VALORES FINAIS DA RECEITA REQUERIDA 2. Após a audiência pública AP 014/2003, o valor da Receita Requerida da COELBA foi alterado de R$

1.896.300.538,90 para R$ 1.920.209.159,42 e, conseqüentemente, o reposicionamento tarifário passou de 30,93% para 31,49%. A Parcela A, composta pelos custos com compra de energia e com encargos tarifários, teve seu valor alterado de R$ 918.928.430,49 para R$ 914.137.137,97 - ou seja, uma redução de R$ 4.791.292,52. Esse ajuste decorre de alterações efetuadas no valor dos custos com compra de energia e dos encargos tarifários, conforme se detalha no capítulo III desta Nota Técnica complementar.

3. A Parcela B, composta por custos operacionais eficientes, remuneração do capital, Quota de

Reintegração e tributos, teve seu valor alterado de R$ 977.372.108,40 para R$ 1.006.072.021,44, em função de alterações no valor dos custos operacionais da “Empresa de Referência” relativa à área de


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concessão da COELBA, no valor da remuneração do capital de terceiros e no valor dos tributos (PIS/PASEP/COFINS e P&D), cujas justificativas são apresentadas no capítulo IV.

III – VALORES FINAIS DA PARCELA A III.1 – COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA 4. Após a Audiência Pública AP 014/203 os custos com compra de energia da COELBA foram alterados de

R$ 692.143.808,59 para R$ 701.580.885,30. Na tabela a seguir apresentam-se as diferenças, por contrato de compra de energia e da parcela relativa à geração própria, entre os valores preliminares apresentados na Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL e os valores definitivos considerados pela Resolução ANEEL no 202/2003.

Tabela I

Despesas com Compra de Energia Elétrica da COELBA e respectivas Tarifas (R$)

COMPRA DE ENERGIA Nota Técnica no 052/2003 SRE/ANEEL

Tarifa R$/MWh

Resolução ANEEL

202/2003 Tarifa

R$/MWh

CONTRATOS INICIAIS 467.823.281,76 54,40 468.119.682,79 54,59CHESF 465.154.755,62 54,33 465.474.809,35 54,43ENERGIPE 619.592,24 83,14 620.559,68 83,27CELPE 1.542.161,88 65,87 1.516.325,78 64,77CEPISA 121.973,80 53,61 122.155,80 53,69SULGIPE 81.355,35 77,11 81.406,70 77,16CEMIG 264.894,46 93,03 267.461,68 93,93ESCELSA 38.548,42 111,73 36.963,81 107,14

CONTRATOS BILATERAIS 234.682.193,54 97,04 230.994.356,74 106,46Com Terceiros 8.758.702,08 62,32 8.345.502,72 59,38

CHESF - LEILÃO 8.758.702,08 62,32 8.345.502,72 59,38Com Partes Relacionadas 225.923.491,46 99,19 222.648.854,02 109,72

ITAPEBI 178.761.159,00 103,85 179.880.030,00 104,50TERMOPERNAMBUCO 20.853.924,00 146,90 21.278.384,40 149,89TERMOAÇU 21.056.896,22 55,86 16.036.390,27 124,88GCS BIOMASSA 4.748.649,66 141,81 4.931.818,08 147,28GCS PCH 502.862,58 125,14 522.231,26 129,96

TOTAL CONTRATOS 702.505.475,30 61,99 699.114.039,52 64,18 - SOBRAS (10.361.666,71) 62,90 - - EXPOSIÇÃO - - 2.466.845,78 6,67TOTAL CONSIDERADO 692.143.808,59 62,90 701.580.885,30 62,29


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5. O valor da despesa com compra de energia dos contratos iniciais foi alterado por duas razões: a substituição da variação do IGP-M prevista para março na Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL, de 29,49%, pela variação efetiva disponível em 30/03/2003, de 32,48%; e a atualização da sazonalização dos montantes de energia elétrica pelo MAE.

6. Os valores de compra de energia dos contratos bilaterais foram alterados em função dos critérios de

análise de contratos de compra e venda de energia elétrica estabelecidos na Nota Técnica no 23/2003-SEM/ANEEL, de 3 de abril de 2003, e na Nota Técnica no 81/2003-SFF/ANEEL (partes relacionadas), de 7 de abril de 2003. Para os contratos com a Termopernambuco e com a GCS, considerou-se o preço dos respectivos contratos, sujeitos às regras de repasse das Resoluções ANEEL nos 256/2001 e 22/2001.

7. A exposição considerada foi valorada pelo preço de R$ 6,67 MWh, que corresponde ao preço médio do

MAE para o submercado da região nordeste, no período de maio/2002 a abril/03. 8. Com base no exposto, o valor considerado na Receita Requerida da COELBA a título de compra de

energia passou de R$ 692.143.808,59 para R$ 701.580.885,30, já expurgadas as sobras. III.2 – PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA 9. Nas revisões tarifárias periódicas das concessionárias distribuidoras com data contratual de revisão

estabelecida para o mês de abril/2003, as perdas de Rede Básica foram consideradas no montante de 2,5% – que corresponde ao valor homologado pela ANEEL quando da separação das atividades de geração, transmissão e distribuição (desverticalização) – e as perdas de Itaipu não foram consideradas.

10. Após a Audiência Pública AP 019/2003, relativa à revisão tarifária periódica da Eletropaulo Metropolitana

de Eletricidade de São Paulo S/A – Eletropaulo, a ANEEL passou a adotar, para as perdas de Rede Básica, o conceito estabelecido na Resolução ANEEL no 40, de 30/01/03, onde os fatores de perda associados aos agentes de geração e de consumo passaram a ser considerados em um único mercado para todo o sistema interligado. Dessa forma a perda da Rede Básica para todo o sistema interligado passou a ser única e no valor de 2,98%, conforme apurado pelo MAE.

11. Este procedimento adotado para a definição de perdas de energia elétrica na revisão tarifária periódica da

Eletropaulo será considerado para as concessionárias cujas revisões foram concluídas em abril de 2003, mediante um ajuste financeiro no cálculo do reajuste tarifário anual de abril de 2004.

12. Quanto às perdas de distribuição, é importante destacar inicialmente que, se o Regulador não fixar um

patamar máximo admitido de tais perdas e permitir o repasse das perdas informadas pelas concessionárias distribuidoras para a Parcela A, sem limitações, estaria incorrendo em uma conduta duplamente negativa. Com efeito, por um lado, estaria convalidando uma gestão ineficiente do setor e, por outro, prejudicaria os consumidores que cumprem suas obrigações, que estariam vendo refletidas nos valores de suas tarifas as perdas causadas por aqueles que não cumprem regularmente essas obrigações, e que incorrem em fraude ou uso irregular da energia.


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13. Conforme esclarecido na seção IV.4 da Nota Técnica no 052/2003/SRE/ANEEL, há necessidade de se definir um tratamento regulatório para as perdas de energia elétrica. É reconhecido que a concessionária distribuidora não possui controle sobre os custos da Parcela A, embora se possa admitir que ela possui certa capacidade para negociar os preços de compra de energia elétrica, dadas as condições e restrições determinadas pela legislação vigente. No entanto, é lícito afirmar que a concessionária possui uma forte capacidade de gestão sobre as perdas de energia elétrica (técnicas e não técnicas), que influem na quantidade de energia elétrica comprada considerada para o cálculo da Parcela A. O Regulador do serviço de distribuição deve transmitir sinais de eficiência em todos os temas relacionados à sua esfera de competência. Em particular, é importante considerar que um nível elevado de perdas se traduz na necessidade de incrementar a energia elétrica disponível na atividade de geração. A experiência dos países da América Latina que realizaram reformas no setor elétrico na década de 90 mostra que, com um enfoque regulatório que proporcione incentivos adequados para a eficiência de gestão, podem se obter resultados excelentes no esforço de redução de perdas no serviço de distribuição, com inquestionáveis benefícios para as concessionárias, seus consumidores e para a sociedade em seu conjunto.

14. O tratamento regulatório sobre este tema, a ser implementado pela ANEEL, encontra-se na seção V.1.3.3

da Nota Técnica no 052/2003/SRE/ANEEL. Consistentemente com estes princípios, a ANEEL efetuou, para a determinação das perdas de distribuição consideradas como ponto de partida (isto é, no ano-teste), uma análise do histórico de tais perdas e arbitrou um valor que considerou consistente com esse histórico. Em alguns casos, valor informado pela concessionária demonstrou-se consistente. Nos casos em que as perdas informadas não eram consistentes com o histórico de perdas, foi arbitrado um montante considerado adequado. Até que se concluam os estudos técnicos sobre perdas de energia elétrica mencionados nas Notas Técnicas apresentadas em audiência pública esse montante não será revisto.

III.3 – ENCARGOS TARIFÁRIOS 15. Conforme se observa na tabela a seguir, o valor dos Encargos Tarifários considerados na Receita

Requerida da COELBA foi reduzido de R$ 226.784.621,90 para R$ 221.556.252,67.


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Tabela II Encargos Tarifários da COELBA (em R$)

Encargo Tarifário

Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL

Resolução ANEEL 202/2003

Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 63.120.984,11 63.120.984,11Reserva Global de Reversão – RGR 27.890.493,46 29.916.887,16

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 3.721.656,58 3.714.062,84

Operador Nacional do Sistema – NOS 120.714,30 120.714,00Rede Básica 117.401.307,12 80.713.398,65Transmissão Nodal - 20.235.733,55Conexão 6.007.425,39 6.212.431,43

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 8.522.040,94 8.522.040,94

Total de Encargos Tarifários 226.784.621,90 221.556.252,67

16. Os valores da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), do Operador Nacional do Sistema (ONS) e da

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), conforme apresentados na Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL, não foram alterados.

17. O valor da Reserva Global de Reversão (RGR) adotado anteriormente era o constante do Despacho

SFF/ANEEL n.º 172, de 26/03/02. O novo valor é o resultado do cálculo atualizado pela ANEEL, constante do Despacho SFF/ANEEL no 181 e 184, de 04/04/03.

18. A alteração no valor da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) decorreu da

definição do valor definitivo, mediante a Resolução no 202, de 16 de abril de 2003. 19. O valor dos encargos de Rede Básica foi corrigido em função da entrada em vigor, a partir de 1o de

janeiro de 2003, da redução gradual de demanda de potência vinculada aos Contratos Iniciais ou equivalentes, a que se refere o art. 10 da Lei no 9.648, de 28 de maio de 1998. Dessa forma, os encargos foram segregados nas parcelas de demanda de potência vinculada aos contratos iniciais (Rede Básica), no valor de R$ 80.713.398,65, e demanda de potência descontratada (Transmissão Nodal), no valor de R$ 20.235.733,55 ambos calculados nos termos da Resolução ANEEL no 358, de 28 de junho de 2002.

20. O valor relativo aos encargos de conexão, conforme apresentados na Nota Técnica no 052/2003-

SRE/ANEEL, eram previstos para março de 2003. O valor definitivo foi estabelecido pela Resolução no 202, de 16 de abril de 2003.


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IV – VALORES FINAIS DA PARCELA B 21. O valor da Parcela B da COELBA, constante da Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL apresentada em

audiência pública, era de R$ 977.372.108,40. Na Resolução ANEEL no 202/2003 o valor considerado foi de R$ 1.006.072.021,44. O acréscimo de R$ 28.699.913,04 decorreu de alterações no valor dos custos operacionais da “Empresa de Referência” relativa à área de concessão da COELBA, no valor da remuneração do capital de terceiros e no valor dos tributos (PIS/PASEP/COFINS e P&D). As justificativas são apresentadas a seguir.

IV.1 – CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES (“EMPRESA DE REFERÊNCIA”) 22. O valor dos custos operacionais da “Empresa de Referência” (ER) relativa à COELBA, apresentada na

Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL, era de R$ 339.673.391,74, incluindo 0,5% do faturamento bruto realizado da COELBA (exclusive ICMS), a título de “inadimplência regulatória”, no valor de R$ 6.443.037,44.

23. A tabela a seguir apresenta o resumo dos custos totais anuais que correspondem à gestão da “Empresa

de Referência” (ER) relativa à COELBA, a preços de dezembro de 2001, conforme apresentado na Nota Técnica 052/2003/SRE/ANEEL.

Tabela III

Custos Operacionais da Empresa de Referência relativa à COELBA (R$ de dezembro de 2001) SETORES DA

EMPRESA UNIDADES E P&A PESSOAL MAT. E SERVIÇOS TOTAL / ANO

CONSELHOS E PRESIDÊNCIA 3.425.538 3.461.112 6.886.651 DIRETORIA DE ADMINISTRAÇÃO 2.997.934 2.986.811 5.984.746

GERÊNCIA DE RH 1.111.911 226.123 1.338.034

GERÊNCIA DE SISTEMAS 2.372.333 5.975.665 8.347.998

DIRETORIA DE FINANÇAS 2.565.512 466.110 3.031.622

DIRETORIA DE DISTRIBUIÇÃO 8.474.827 8.383.770 16.858.597

ESTRUTURA CENTRAL

DIRETORIA COMERCIAL 9.504.670 10.508.181 20.012.851

GERÊNCIAS REGIONAIS 16.644.906 5.791.875 22.436.781 ESTRUTURA REGIONAL ESCRITÓRIOS COMERCIAIS 19.048.148 13.666.594 32.714.742

PROCESSOS E ATIVIDADES COMERCIAIS 12.963.328 19.196.251 32.159.580 PROCESSOS E

ATIVIDADES PROCESSOS E ATIVIDADES DE O&M 47.342.380 42.053.535 89.395.915

CUSTOS TOTAIS POR ANO (R$) 126.451.488 112.716.028 239.167.515


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24. Da análise da tabela e das informações já apresentadas no Anexo I da Nota Técnica

052/2003/SRE/ANEEL, pode ser observado o seguinte: i) Do total de custos de Distribuição e Comercialização da ER, 53% correspondem a gastos de

pessoal e 47% a materiais e serviços. Dentro do item materiais e serviços têm um peso importante os veículos e equipes especiais;

ii) O maior peso nos custos está nos processos de Operação e Manutenção (O&M), com 37% do total, seguido do atendimento ao cliente e atividades de serviço técnico (escritórios comerciais) com 14%, e do Processo e Atividade (P&A) Comercial, com 13%. Os P&A de O&M e Comercial concentram 51% dos custos totais (sem considerar os custos financeiros), como conseqüência de possuírem a maior parte tanto do pessoal alocado como dos demais recursos envolvidos. Cerca de 54% dos custos de P&A, O&M e Comercial correspondem a gastos de pessoal;

iii) Quanto às unidades centrais e regionais, Diretoria de Administração tem 3% dos custos totais, a Diretoria de Finanças tem 3% dos custos totais, a Diretoria de Distribuição 7%, a Diretoria Comercial 8%, as gerências regionais 23% e os Conselhos e Presidência 3%. As unidades centrais e regionais concentram 49% dos custos totais (sem considerar os custos financeiros). Cerca de 44% dos custos destas unidades correspondem a materiais e serviços, como conseqüência fundamentalmente do peso importante das anuidades dos sistemas informatizados nas gerências das diretorias.

25. É importante analisar a distribuição de pessoal entre as diferentes unidades e os P&A da ER. A tabela a

seguir mostra as quantidades de pessoal e a participação percentual no total de pessoal da ER.


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Tabela IV Distribuição de Pessoal entre Setores e P&A da “Empresa de Referência” relativa à COELBA

SETORES DA EMPRESA UNIDADES E P&A QUANTIDADE DE PESSOAL

PESSOAL UNIDADE/ TOTAL (%)

CONSELHOS E PRESIDÊNCIA 62 1%

DIRETORIA DE ADMINISTRAÇÃO 92 2%

GERÊNCIA DE RH 40 1%

GERÊNCIA DE SISTEMAS 70 1%

DIRETORIA DE FINANÇAS 73 2%

DIRETORIA DE DISTRIBUIÇÃO 190 4%

ESTRUTURA CENTRAL

DIRETORIA COMERCIAL 494 10%

GERÊNCIAS REGIONAIS 495 10% ESTRUTURA REGIONAL

ESCRITÓRIOS COMERCIAIS 778 16%

PROCESSOS E ATIVIDADES COMERCIAIS 962 20% PROCESSOS E ATIVIDADES PROCESSOS E ATIVIDADES DE O&M 1.605 33%

QUANTIDADE TOTAL DE PESSOAL 4.861 100%

26. Uma primeira conclusão importante é que a ER apresentada originalmente tem uma relação de 600

clientes/empregado, valor razoável para uma empresa distribuidora de energia elétrica. A quantidade de pessoal considerada no desenho original da “Empresa de Referência” baseia-se na premissa de que a totalidade dos processos e atividades desempenhados pela ER são realizados com recursos próprios, isto é, não há terceirização de atividades.

27. A outra conclusão importante é que os P&A de O&M e Comercial concentram 53% da força de trabalho.

Esta percentagem é muito lógica, dado que os P&A são os grandes consumidores de recursos humanos nas empresas distribuidoras de energia elétrica.

28. Corrigindo-se os resultados para preços de abril de 2003, obtêm-se os resultados a seguir. O custo de

pessoal foi corrigido pela variação do IPCA, de 18,04%, e o custo de Materiais e Serviços foi corrigido pela variação do IGPM, de 33,15%. Observa-se que os custos totais aumentaram em 25,16%.


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Tabela V Custos Operacionais da Empresa de Referência relativa à COELBA (R$ de abril de 2003)

SETORES DA EMPRESA UNIDADES E P&A PESSOAL MAT. E SERVIÇOS TOTAL / ANO

CONSELHOS E PRESIDÊNCIA 4.043.506 4.608.471 8.651.976DIRETORIA DE ADMINISTRAÇÃO 3.538.762 3.976.939 7.515.701

GERÊNCIA DE RH 1.312.500 301.083 1.613.582

GERÊNCIA DE SISTEMAS 2.800.302 7.956.598 10.756.900

DIRETORIA DE FINANÇAS 3.028.330 620.625 3.648.955

DIRETORIA DE DISTRIBUIÇÃO 10.003.686 11.162.990 21.166.676

ESTRUTURA CENTRAL

DIRETORIA COMERCIAL 11.219.313 13.991.643 25.210.956

GERÊNCIAS REGIONAIS 19.647.647 7.711.881 27.359.528ESTRUTURA REGIONAL ESCRITÓRIOS COMERCIAIS 22.484.433 18.197.070 40.681.503

PROCESSOS E ATIVIDADES COMERCIAIS 15.301.913 25.559.808 40.861.721PROCESSOS E

ATIVIDADES PROCESSOS E ATIVIDADES DE O&M 55.882.945 55.994.282 111.877.227

CUSTOS TOTAIS POR ANO (R$) 149.263.336 150.081.391 299.344.727

29. Os ativos específicos do negócio de distribuição de energia elétrica (redes, subestações,

transformadores, etc.) são o capital remunerado e devem ser considerados na Base de Remuneração Regulatória (BRR). Assim, nos gastos da “Empresa de Referência” se incluem as anuidades correspondentes aos ativos não específicos do negócio regulado (veículos, escritórios, sistemas informatizados, almoxarifados).

30. Os itens complementares incluídos no cálculo dos custos da “Empresa de Referência” apresentada na

Nota Técnica 052/2003/SRE/ANEEL, bem como outros conceitos, são os seguintes: i) Engenharia e Supervisão de Obras. Para este item se examinou a estrutura proposta pela

COELBA, calcularam-se os custos e verificou-se que não ultrapassam 5% dos investimentos anuais. Neste caso particular, os gastos estão abaixo de 5%, por isso se manteve a mesma estrutura;

ii) Geração (sem combustível): os gastos de geração a cargo da distribuidora correspondem a pequenas centrais. A partir dos dados proporcionados pela empresa se calcularam os gastos fixos e variáveis de cada central para compará-los com outras referências. Como as resultados se mostraram razoáveis, os custos declarados pela empresa foram mantidos.

iii) Crescimento de Processos Comerciais: ajustaram-se os gastos correspondentes a processos comerciais, tendo em conta o crescimento previsto da quantidade de clientes para abril de 2003;

iv) Crescimento de Processos de O&M: ajustaram-se os gastos correspondentes aos processos de O&M, tendo em conta o crescimento dos ativos para abril de 2003;


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v) Encargos de Pessoal adicionais: reconheceu-se o montante de encargos adicionais sobre o salário base, de acordo com o critério estabelecido pela ANEEL. Esse montante resulta ser 27% do salário base da Empresa de Referência.

31. Os valores resultantes dos mencionados ajustes são apresentados na tabela a seguir.

Tabela VI Custos adicionais da Empresa de Referência constantes da Nota Técnica 052/2003/SRE/ANEEL

COELBA CUSTOS EM DEZEMBRO 2001 (em R$) CUSTOS EM ABRIL 2003 (em R$)

Adicionais (1) PESSOAL MATERIAIS E SERVIÇOS

CUSTOS TOTAIS / ANO PESSOAL MATERIAIS E

SERVIÇOS CUSTOS

TOTAIS / ANO

Engenharia e Supervisão de Obras 7.056.269 1.764.067 8.820.337 8.329.220 2.348.856 10.678.076

Geração (sem combustível) 0 744.314 744.314 0 991.054 991.054

Crescimento Processos Comercial 531.496 787.046 1.318.543 627.378 1.047.952 1.675.331

Crescimento Processos O&M 3.039.381 2.699.837 5.739.218 3.587.685 3.594.833 7.182.518

Encargos de Pessoal Adicionais 17.952.989 0 17.952.989 21.191.708 0 21.191.708

Total de Adicionais (1) 28.580.135 5.995.265 34.575.400 33.735.992 7.982.695 41.718.687 32. Após análise das contribuições recebidas na Audiência Pública AP 014/2003, efetuaram-se novos

ajustes, detalhados a seguir.

i) No que se refere aos custos de manutenção de sistemas, o valor anual foi acrescido em até 20% do valor da licença de uso de software, de modo a contemplar a denominada manutenção evolutiva, que inclui todas as atualizações de desenvolvimento de software (“upgrades”) que se desenvolvem durante a vida útil do sistema. Assim, o custo de manutenção anual dos sistemas corporativos, SCADA E GIS passou de 5% a 20% do investimento em software e a taxa de retorno de 11,26% (depois de impostos) foi alterada para 17,06% (antes de impostos);

ii) Mudança de Vãos em Linhas e Poluição Salina: os vãos de linhas foram alterados para os seguintes valores: MT urbano a 40 ms., MT rural a 125 ms., AT urbano a 100 ms. O critério foi tomar os valores mais altos das demais empresas devido a que os vãos informados pela empresa eram extremamente elevados. Adotou-se o critério de que 10% das linhas MT, AT, e EAT estão submetidas a poluição salina, contra 3% considerados originalmente;

iii) Para os veículos da ER alterou-se a taxa de retorno de 11,26% (depois de impostos) para 17,06% (antes de impostos);

iv) Foi incluído o montante relativo a uma nova gerência, dotada de 15 profissionais e auxiliares, para a atividade de auditoria interna, com vistas a satisfazer as necessidades da concessionária nessa matéria;


12

i) Foi adicionado o montante correspondente a 0,035% do valor dos ativos da rede, a título de seguros de instalações, que é uma exigência dos contratos de concessão;

v) Foi reconhecido nos custos operacionais um montante para efeito de execução de manutenção em linha viva da rede de distribuição da concessionária, onde for efetivamente necessário para alcançar os níveis de qualidade exigidos no contrato de concessão.

33. Os resultados dos ajustes mencionados estão apresentados na tabela a seguir.

Tabela VII Ajustes da Empresa de Referência efetuados após a Audiência Pública AP 014/2003

COELBA CUSTOS EM DEZEMBRO 2001 (em R$) CUSTOS EM ABRIL 2003 (em R$)

ADICIONAIS (2) PESSOAL MATERIAIS E SERVIÇOS


SERVIÇOS CUSTOS

TOTAIS / ANOVãos em Linhas e Poluição Salina 5.978.854 5.439.090 11.417.943 7.057.439 7.242.148 14.299.587

Manutenção de Sistemas 0 7.325.773 7.325.773 0 9.754.267 9.754.267

Veículos 0 839.926 839.926 0 1.118.361 1.118.361Auditoria Interna 606.226 259.811 866.037 715.589 345.939 1.061.528

Seguros 0 1.829.646 1.829.646 0 2.436.173 2.436.173Manutenção em

Linha Viva 2.721.959 1.034.172 3.756.131 3.213.000 1.377.000 4.590.000

Custos Totais Adicionais (2) 9.307.038 16.728.417 26.035.455 10.986.028 22.273.887 33.259.915

34. De acordo com o exposto sobre o cálculo da “Empresa de Referência” e os ajustes complementares

efetuados após a Audiência Pública AP 014/2003, apresenta-se o seguinte resumo final de custos operacionais da COELBA.

Tabela VIII Resumo dos Custos Operacionais da Empresa de Referência após a Audiência Pública AP 014/2003

CUSTOS EM DEZEMBRO 2001 (em R$) CUSTOS EM ABRIL 2003 (em R$) COELBA

PESSOAL MATERIAIS E SERVIÇOS


SERVIÇOS CUSTOS

TOTAIS / ANOCustos Totais ER/Ano 126.451.488 112.716.028 239.167.515 149.263.336 150.081.391 299.344.727


Custos Totais com Adicionais (1) 155.031.623 118.711.292 273.742.915 182.999.328 158.064.086 341.063.413


Custos Totais com Adicionais (1)+(2) 164.338.661 135.439.709 299.778.371 193.985.356 180.337.973 374.323.329


13

35. O valor final, acrescido do montante de R$ 6.443.037,74 a título de “inadimplência regulatória”, resulta no valor de R$ 380.766.366,73 considerado na Resolução no 202, de 16 de abril de 2003

36. Especificamente no que se refere ao conceito de custos com inadimplência, o Regulador está fixando um

critério regulatório transparente, que estabelece um valor máximo a título de inadimplência que cabe repassar às tarifas, de 0,2% do faturamento bruto (sem o ICMS) verificado em 2002. Assim, no reposicionamento tarifário se admite 0,5% do faturamento, que se reduz ano a ano até atingir o montante de 0,2%, que é o padrão regulatório que será admitido nas tarifas. Esse critério, ao mesmo tempo, incentiva a concessionária a realizar a melhor gestão possível das dívidas de seus clientes e, conseqüentemente, evitar que os clientes em situação regular sejam penalizados pelos clientes inadimplentes. Sob uma ótica regulatória, esse critério se apresenta como mais adequado quando se considera que, entre as partes envolvidas na prestação do serviço – a concessionária e o consumidor – apenas a primeira possui condição de influir em sua determinação. O repasse de tais custos para os consumidores configuraria um critério regulatório equivocado, pois desestimularia as empresas reguladas a executar a melhor gestão possível sobre riscos que elas tem condições de gerenciar.

37. Considerando o total dos custos reconhecidos na “Empresa de Referência” (Tabela VIII), obteve-se uma

quantidade total de pessoal de 5.397 empregados, uma quantidade total de veículos de 1.313, uma anualidade de sistemas de informação corporativos (excluídos PC’s) de R$ 27.361.603,00 e uma quantidade total de escritórios comerciais de 418. A “Empresa de Referência” final está desenhada para atender os 3.038.074 clientes (abril de 2003), por isso o custo operativo de Distribuição e Comercialização é de R$ 123,21 por cliente. Conseqüentemente, a “Empresa de Referência” final passou a ter uma relação de 563 clientes/empregado.

IV.2 – REMUNERAÇÃO DO CAPITAL DE TERCEIROS 38. O valor da remuneração bruta de capital de terceiros (RBCT), constante da Nota Técnica no 052/2003-

SRE/ANEEL, foi de R$ 370.855.194,61, obtido como resultado da fórmula a seguir, onde o custo do capital de terceiros real foi 13,05%.

RBCT = (1 - α) x BA x r´D

onde: BA = valor da base de remuneração; r'D = custo real de capital de terceiros de 13,05%; α = participação do capital de terceiros no capital total a ser remunerado (50%).

39. No cálculo final da Receita Requerida da COELBA se procedeu a uma correção na fórmula anterior,

obtendo-se o valor de R$ 358.186.787,62, nos termos das equações a seguir.

RNLCT = rD x (1 - t)

RLCT = [(1 + RNLCT) / (1 + π) ] – 1


14

r´D = RLCT / (1 - t)

RBCT = (1 - α) x BA x r´D

Onde: RNLCT = remuneração nominal líquida de capital de terceiros; RLCT = remuneração líquida de capital de terceiros; RBCT = remuneração bruta de capital de terceiros; rD = custo nominal do capital de terceiros de 15,76%; r´D = custo real do capital de terceiros de 13,05%; α = participação do capital de terceiros no capital total a ser remunerado (50%).

IV.3 – TRIBUTOS 40. O valor dos tributos considerados no cálculo da Receita Requerida constante da Nota Técnica no

052/2003-SRE/ANEEL foi de R$ 102.135.408,65, correspondente a PIS/PASEP/COFINS, no montante de R$ 83.254.223,72, e P&D (Lei nº. 9.991, de 24 de julho de 2000), no montante de R$ 18.881.184,93. A alteração do valor da Receita Requerida decorrente dos itens expostos alterou o valor do PIS/PASEP/COFINS para R$ 84.317.311,62 e o valor relativo a P&D para R$ 18.093.442,06.

V – DEDUÇÕES DA RECEITA REQUERIDA 41. Conforme explicitado na Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL, para o cálculo do reposicionamento

tarifário são deduzidas da Receita Requerida as receitas de atividades extra-concessão, a receita de suprimento, as receitas oriundas do uso do sistema de transmissão e de distribuição, as receitas de prestação de serviços e as receitas de arrendamento e de aluguéis.

42. As receitas da COELBA oriundas do uso do sistema de distribuição foram valoradas em R$

37.140.380,00. A receita de suprimento da COELBA, valorada anteriormente em R$ 13.054,25, foi atualizada para R$ 12.951,19. As receitas de prestação de serviços, arrendamento e de aluguéis, uso do sistema de transmissão e outras, permaneceram com o mesmo valor de R$ 22.833.578,67. Assim, o total de deduções da Receita Requerida passou de R$ 22.846.632,92 para R$ 59.986.909,85.

VI – RECEITA VERIFICADA 43. A receita verificada é o resultado da aplicação das tarifas de fornecimento em vigor sobre o mercado de

venda (fornecimento) considerado para o ano teste de 9.015.135 MWh. O valor da receita verificada constante da Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL foi alterado de R$ 1.430.836.860,00 para R$ 1.414.683.618,93, em função da exclusão da receita de suprimento e da receita de uso do consumidor

Nota Técnica Complementar nº 154/2003-

livre, que haviam sido informadas equivocadamente pela COELBA junto com a receita de fornecimento verificada.

VII – REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO FINAL 44. Conforme explicitado na Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL, o reposicionamento tarifário é o

resultado da comparação entre o valor da Receita Requerida para o ano-teste e o valor da Receita Verificada da concessionária no mesmo período, sendo deduzidas da Receita Requerida as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de atividades extra-concessão, a receita de suprimento de energia elétrica a outras concessionárias e outras receitas, conforme a fórmula a seguir.

45. Nesses termos, o reposicionamento ta

cálculo a seguir.

RT = (1.920.209.159,42 – 22.83

46. Conforme explicitado na Nota Técni

alguns casos, a aplicação imediata dassobre os consumidores de energia elédeve invalidar a aplicação dessas tanegativas para esses mesmos consaplicação das tarifas resultantes da revo impacto sobre os consumidores eeconômico-financeiro do contrato deconcessionária distribuidora que o Reg

47. Assim, conforme já explicitado na se

reposicionamento tarifário (RT) resultlimitado ao percentual do reajuste tarifáTécnica no 052/2003-SRE/ANEEL o IRResolução ANEEL no 202/2003, o IRT se o percentual de 28,61%.

Reposicionamento Tarifário (%)

Receita Requerida

Receita extra-concessão

Receita deSuprimento

Outras Receitas - - -

SRE/ANEEL à Nota

rifário (RT) da COEL

3.578,67 – 37.140.38

RT = 31,49%

ca no 052/2003-SRE tarifas justas pode trica. Entretanto, entrifas, uma vez queumidores. Considerisão tarifária periódi

, ao mesmo tempo concessão associulador respeitará est

ção V.1.8 da Nota Tante do processo drio anual (IRT) hipot

T foi estimado em 27foi novamente calcu

Receita de Forne

Técnica n.º 052/20

BA passou de 30,

0,00 – 12.951,19)

/ANEEL, a ANEErepresentar um impende-se que essa as conseqüênciaando essa realidaca da COELBA em, manter inalteradada a essas tariritamente.

écnica no 052/20e revisão tarifária

eticamente aplicáv,19%. Para a publilado com base em

cimento Verificada
=
03-SRE/ANEEL 15

93% para 31,49%, conforme

/ 1.414.686.618,93

L está consciente que, em acto econômico significativo circunstância não pode nem s poderiam ser muito mais de, a ANEEL procedeu à etapas, de modo a atenuar a a condição de equilíbrio fas. Este é um direito da

03-SRE/ANEEL, o índice de periódica da COELBA foi

el à concessionária. Na Nota cação das tarifas mediante a dados atualizados, obtendo-


16

48. Para assegurar a manutenção da condição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão da ENERSUL, definida pelo índice de reposicionamento tarifário de 31,49%, em cada um dos reajustes tarifários anuais de 2004 a 2007, o valor da Parcela B da receita da COELBA vigente na data de reajuste, será acrescido de um adicional, denominado ∆PB, de R$ 49.950.585,30, calculado conforme segue.

Sendo: VPB1 = Valor da Parcela B resultante da aplicação do índice de reposicionamento tarifário de 31,49%; VPB’1 = Valor da Parcela B resultante da aplicação do índice de 28,61%, fixado na data de revisão tarifária periódica da COELBA; ∆PB: Montante adicional a ser agregado aos valores da Parcela B da receita da concessionária vigente em cada um dos reajustes tarifários anuais. r = Taxa de retorno real (WACC) depois dos impostos, definida pela ANEEL na revisão tarifária periódica, igual a 11,26%. Xe = Componente de produtividade do Fator X, calculado conforme indicado no Anexo III desta Resolução. O valor de ∆PB se calcula pela fórmula VPFR = VPFR’, onde:

∑=

−

−

+−

=5

11

11

)1()1(

ii

ie

rXVPBVPFR

∑=

−+=

5

11)1(

''

ii

i

rVPB

VPFR

onde:

VPB2’ = VPB1’ (1-Xe) + ∆PB VPB3’ = VPB2’ (1- Xe) + ∆PB VPB4’ = VPB3’ (1- Xe) + ∆PB VPB5’ = VPB4’ (1- Xe) + ∆PB

49. Ainda sobre o reposicionamento tarifário, importa esclarecer que o percentual de 31,49% é provisório,

devendo o valor definitivo ser estabelecido quando da definição do valor da Quota de Reintegração Regulatória e da Base de Remuneração Regulatória, nos termos do disposto na Resolução no 493, de 4 de setembro de 2002. Eventual variação de receita da Parcela B, decorrente da diferença entre o


17

percentual provisório de reposicionamento tarifário e o definitivo, será corrigida no reajuste tarifário anual da concessionária.

VIII – FATOR X 50. Na Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL o Fator X foi apresentado como a composição de dois

componentes. O primeiro refere-se exclusivamente aos ganhos de produtividade (Xe) que podem ser obtidos na gestão do serviço durante o segundo período tarifário, nos termos expostos na referida Nota. O segundo componente consiste em um “fator de qualidade” (Xc), vinculado ao nível de satisfação que têm os clientes da concessionária com o serviço que recebem, medido por empresas especializadas em pesquisa de opinião pública sobre satisfação do consumidor, segundo procedimentos definidos pela ANEEL.

51. O cálculo preliminar do Fator Xe para a COELBA, apresentado na Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL

(seção VI.1), resultou em 1,14%. Em função da alteração da Parcela B nos termos aqui apresentados, o valor do Fator Xe foi recalculado aplicando-se o método de fluxo de caixa descontado, introduzindo-se na equação de cálculo o novo valor da Parcela B. Assim, na Resolução ANEEL no 202/2003 o Fator Xe foi estabelecido em 1,10%. Convém esclarecer que o percentual definitivo do Fator Xe depende do reposicionamento tarifário definitivo da concessionária, que, conforme explicitado no parágrafo 49, será estabelecido quando da definição do valor da Quota de Reintegração Regulatória e da Base de Remuneração Regulatória. Assim, o valor do Fator Xe será recalculado pela ANEEL por ocasião do reajuste tarifário anual da concessionária, após a determinação do reposicionamento tarifário definitivo.

52. Após análise das contribuições e comentários recebidos na audiência pública AP 014/2003, a ANEEL

procedeu a um aprimoramento na metodologia de cálculo do Fator Xe. O método do Fluxo de Caixa Descontado (FCD), adotado para cálculo do Fator Xe, considera investimentos estimados para atender o crescimento previsto do consumo (MWh) e do número de consumidores, conforme apresentado no Anexo V da Nota Técnica no 052/2003-SRE/ANEEL, disponibilizada na audiência pública AP 014/2003.

53. O enfoque metodológico associado ao FCD é do tipo “forward looking”, já que visa a determinar os efeitos

no fluxo de fundos da concessionária de distribuição derivados de uma maior produtividade na gestão do serviço de distribuição de energia elétrica, devido às mudanças na escala do negócio. Essa mudança se origina no crescimento do mercado servido, tanto por um maior consumo dos clientes já existentes (crescimento vertical) como pela conexão de novos consumidores na área servida (crescimento horizontal). No contexto atual do setor de distribuição de energia elétrica brasileiro, existem incertezas relacionadas à evolução do mercado no próximo período tarifário. Tais incertezas resultam dos efeitos do racionamento de 2001 e da impossibilidade de se prever de forma razoável o comportamento dos potenciais clientes livres.

54. Nessas condições, considera-se conveniente eliminar o efeito dessas incertezas sobre a gestão das

concessionárias no próximo período tarifário. Para tanto, se adotará um mecanismo transparente para eliminar esses efeitos, que consiste em proceder ao recálculo do Fator Xe, mediante o método FCD, quando o comportamento do mercado avaliado deixar de ser um evento futuro e se tornarem conhecidos


18

os valores reais de demanda de energia e de investimentos. Isso ocorrerá ao se concluir o segundo período tarifário, no qual se aplica o Fator Xe determinado na presente revisão tarifária periódica. A partir de eventuais diferenças que existam entre esse valor recalculado e o aplicado durante cada reajuste do período tarifário, se determinarão montantes da Parcela B que se adicionarão ou se deduzirão dos montantes dessa parcela a ser definida no marco da próxima revisão tarifária periódica, que se realizará ao concluir esse segundo período.

55. Além disso, segundo esse procedimento, em cada reajuste tarifário anual serão calculadas as diferenças

entre os valores anuais acumulados do mercado de vendas previsto e do efetivamente verificado e, quando essas diferenças, em valores absolutos, resultarem superiores a 2,5% do valor acumulado do mercado de vendas previsto (na data da revisão tarifária periódica), o recálculo será efetuado antecipadamente, isto é, na data do reajuste tarifário anual da concessionária.

56. A fórmula de cálculo do Fator Xe a ser aplicado à concessionária, no período tarifário 2003 a 2007, é

apresentada a seguir.

.)r1()r1(

&15

1i5

WACC

5

iWACC

0 ∑= +

+

+

−= A- InvM- O)X (RO

A iiei

Onde: ROi = Receita da Parcela B da concessionária no ano i do período tarifário; O&Mi = Custos operacionais reconhecidos na Parcela B da concessionária, no processo de revisão tarifaria periódica, no ano i do período tarifário; A0 = Valor da Base de Remuneração Regulatória da concessionária na data da revisão tarifária periódica da concessionária; A5 = Valor da Base de Remuneração Regulatória da concessionária ao final do período tarifário, igual a A0 mais os investimentos líquidos do período tarifário; Invi = Valor Regulatório dos Investimentos no ano i do período tarifário; rWACC = Taxa de retorno, determinada pela ANEEL, na revisão tarifaria periódica da concessionária.

57. No que se refere ao segundo componente do Fator X, ou seja, o Fator Xc, a ANEEL procedeu a

alterações em sua forma de cálculo, da forma apresentada a seguir.

Sendo:


19

IASCc t = Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor relativo à concessionária, correspondente ao ano t, determinado segundo metodologia definida no Despacho ANEEL no 047, de 14 de fevereiro de 2003;

IASCmg t = IASC médio do grupo da concessionária, correspondente ao ano t;

IASCMg t = IASC máximo do grupo da concessionária, correspondente ao ano t;

M t = max { IASCMg t , 1,1 x IASCmg t }

58. Considera-se o IASCc t obtido pela concessionária na pesquisa imediatamente anterior à data do reajuste

tarifário anual (ano t). Esse valor de IASCc t será comparado com IASCmg t-1 e IASCMg t-1, ou seja, com os valores de IASC médio e IASC máximo do grupo da concessionária, correspondentes à pesquisa imediatamente anterior (ano t-1) à pesquisa considerada para o cálculo de Xc no reajuste tarifário anual. Assim, o componente Xc da concessionária a ser aplicado nesse reajuste tarifário será calculado da seguinte forma:

a) :1−≤ tmgtC IASCIASCse

101 tCtmg

C

IASCIASCX

−= − com valor limite superior igual a 1,0%

b) :11 −− ≤< ttCtmg MIASCIASCse Xc = 0 c) :1−> tC MtIASCse

101 tCtmg

C

IASCIASCX

−= − com valor limite igual a -1,0%.

59. Segundo esse novo método de cálculo, que incorpora contribuições e comentários recebidos nas

audiências públicas, o Fator Xc pode resultar em punição ou em prêmio à concessionária, dependendo da avaliação do consumidor sobre o serviço prestado. Além disso, as comparações passaram a ser entre concessionárias de um mesmo grupo.

60. Após a realização das audiências públicas sobre a revisão tarifária periódica das concessionárias

distribuidoras com data contratual estabelecida para abril/2003, o Poder Executivo, mediante a Resolução CNPE no 1, de 4 de abril de 2003, estabeleceu que “(...) a ANEEL, mantido o critério de reajuste contratual da Parcela B da receita da concessionária de distribuição de energia elétrica pela variação do IGP-M + X, defina metodologia de cálculo dos valores de ‘X’ a serem aplicados nos reajustes tarifários anuais,


20

considerando, para o componente mão de obra da ‘parcela B’, índice que reflita o valor da remuneração da mão de obra do setor formal da economia brasileira.”

61. Dessa forma, o Fator X passou a ter um terceiro componente, denominado Fator Xa nas Resoluções da

ANEEL que estabeleceram a revisão tarifária periódica das concessionárias distribuidoras. Conforme disposto nestas resoluções, o valor do Fator Xa será calculado em cada reajuste tarifário anual e sua metodologia de cálculo será discutida com a sociedade em audiência pública promovida pela ANEEL. Portanto, o Fator X total será o resultado dos três componentes mencionados:

Fator X = XXXXe e e e + + + + XXXXc c c c + + + + XXXXa a a a

IX – COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO TARIFÁRIA 62. Segundo as disposições da Portaria Interministerial no 116, de 4 de abril de 2003, dos Ministros de Estado

de Minas e Energia e da Fazenda, a compensação do saldo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, destinado a compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes tarifários para os itens da Parcela A, foi diferido, quando positivo, por 12 meses. O saldo da CVA será compensado nos termos estabelecidos pela referida Portaria.

X – ABERTURA DAS TARIFAS E REALINHAMENTO TARIFÁRIO 63. Nos termos do Decreto no 4.562, de 31 de dezembro de 2002, da Resolução CNPE no 12, de 17 de

setembro de 2002, da Resolução ANEEL no 666, de 29 de setembro de 2002, e do Decreto no 4.667, de 4 de abril de 2003, a ANEEL procedeu, simultaneamente à revisão tarifária periódica da COELBA, à abertura e realinhamento das tarifas de fornecimento de energia elétrica dessa concessionária, de forma a dar início ao cronograma de retirada gradual dos subsídios cruzados, ao longo do período de 2003 a 2007. O efeito do realinhamento sobre as tarifas de fornecimento da COELBA das distintas classes de consumidores, promovido juntamente com a revisão tarifária periódica, está apresentado a seguir.

Tabela IX

Realinhamento das Tarifas de Fornecimento da COELBA Reposicionamento Tarifário: 28,61%

Grupo Variação A1 32,01% A2 31,16% A3 29,38%

A3A 30,86% A4 29,60% BT 28,11%

XI – CONSIDERAÇÕES FINAIS 64. O objetivo do reposicionamento tarifário é assegurar, no ano teste considerado, o equilíbrio econômico-

financeiro do contrato de concessão de distribuição de que a COELBA é titular. Com a aplicação das


21

regras de reajuste tarifário anual esse equilíbrio deverá ser mantido até a próxima revisão tarifária periódica. Importa salientar que o equilíbrio obtido no ano-teste é o resultado da aplicação de metodologias que contemplem, de forma coordenada, os conceitos fundamentais de custos operacionais que atendam a critérios de eficiência e de remuneração dos ativos adaptados necessários para a prestação do serviço aos consumidores.

65. Para estabelecer custos operacionais que atendam a critérios de eficiência a ANEEL adotou uma

metodologia não “invasiva” (“Empresa de Referência”) para apurar os custos operacionais, entendendo como tal aqueles que sejam justos que paguem os clientes nas tarifas. Nos termos desta metodologia, as decisões com relação à gestão operacional da concessionária são de sua responsabilidade exclusiva e não cabe ao Regulador validar os procedimentos adotados pela empresa para sua gestão operacional. Nos capítulos 1 e 2 do Anexo I das Notas Técnicas relativas às revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição, disponibilizadas nas respectivas audiências públicas no endereço www.aneel.gov.br, se apresentam em detalhes os argumentos pelos quais a ANEEL decidiu utilizar a metodologia de “Empresa de Referência” para determinar os custos operacionais das concessionárias de distribuição de energia elétrica nas revisões tarifárias periódicas.

66. A remuneração dos ativos adaptados necessários para a prestação do serviço é o resultado da aplicação

do disposto na Resolução no 493, de 4 de setembro de 2002. O conceito chave da Resolução nº 493/2002 é refletir apenas os investimentos prudentes na definição das tarifas dos consumidores. Trata-se dos investimentos requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de distribuição cumprindo as condições do contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de mercado” e “adaptados” através dos índices de aproveitamento definidos na referida Resolução. Tendo em vista que o valor definitivo da Base de Remuneração Regulatória depende de validação, pela ANEEL, dos valores apresentados pela concessionária, nos termos da Resolução nº 493/2002, e que o valor definitivo da Quota de Reintegração Regulatória será estabelecido após a realização de audiência pública específica sobre a matéria, importa destacar que o percentual de reposicionamento tarifário de 31,49% deverá ser ajustado após a definição desses valores. A eventual variação de receita da Parcela B, decorrente da diferença entre o percentual provisório de reposicionamento tarifário e o percentual definitivo será corrigida no reajuste tarifário anual de 22 de abril de 2004.

Leonardo dos Santos Macieira Técnico

Ricardo Romano Líder do Processo

Cesar Antonio Gonçalves Superintendente de Regulação Econômica

http://www.aneel.gov.br/

brasília, 21 de julho de 2003 - aneel.gov.br · superintendÊncia de regulaÇÃo ... que estariam...

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