nota técnica nº 88_2009

SUPERINTENDNCIA DE REGULAO ECONMICA SRE

Nota Tcnica n. 088/2009-SRE/ANEELBraslia, 17 de maro de 2009

SEGUNDA REVISO TARIFRIA PERIDICA DA CONCESSIONRIA DE DISTRIBUIO DE ENERGIA ELTRICA

...................................... ......Companhia Paulista de Fora PaulistaCICLO 2007 2010

e

Luz

CPFL

RESULTADOS FINAIS

Agncia Nacional de Energia EltricaSuperintendncia de Regulao Econmica SGAN 603 / Mdulo I 1 andar CEP: 70830-030 Braslia DF Tel: + 55 61 2192-8695 Fax: + 55 61 2192-8679

(Fls. 2 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009).Nota Tcnica no 088/2009SRE/ANEEL Em 17 de maro de 2009.

Processo n. 48500.004309/2006-51Assunto: Segunda reviso tarifria peridica da CPFL Paulista.

I. OBJETIVO

A presente Nota Tcnica tem como objetivo apresentar as alteraes nos resultados da segunda reviso tarifria peridica da concessionria de distribuio de energia eltrica da CPFL Paulista, em decorrncia da incorporao dos aprimoramentos metodolgicos estabelecidos pela Resoluo n 338, de 25 de novembro de 2008. Tais resultados refletem os ajustes no percentual de Perdas Regulatrias, Custos Operacionais, Remunerao do Capital e Fator X.II. DOS FATOS 2. Em 07 de abril de 2008, foram homologados os resultados da Reviso Tarifria da Companhia Paulista de Fora e Luz CPFL Paulista, com o estabelecimento do reposicionamento tarifrio provisrio de -13,69% e o componente Xe de 0,83%, conforme Resoluo ANEEL n 627/2008. Estes valores foram provisrios, em funo dos aprimoramentos da Resoluo Normativa n 234/2006 submetidos ao processo de Audincia Pblica. 3. Em 09 de abril de 2008, foi realizada a Audincia Pblica AP 52/2007, com vistas obteno de subsdios e informaes adicionais para os aprimoramentos da Resoluo Normativa ANEEL n 234/2006. Aps a anlise das contribuies recebidas no mbito da Audincia Pblica, a Resoluo Normativa ANEEL n 338, de 25 de novembro de 2008, foi homologada, alterando a Resoluo n 234/2006 no que se refere Empresa de Referncia, Fator X, Perdas Tcnicas, Perdas No Tcnicas, Receitas Irrecuperveis e Base de Remunerao Regulatria. 4. Em 21 de janeiro de 2009 foi aberta a Consulta Pblica n 005/2009, com o objetivo de obter subsdios e informaes para o processo da segunda reviso da CPFL Paulista, em complemento ao processo de Audincia Pblica n 006/2008. III. ANLISE 5. Aps incorporar os aprimoramentos metodolgicos estabelecidos pela Resoluo Normativa n 338/2008, os resultados da segunda reviso tarifria da CPFL Paulista foram alterados. As alteraes referem-se ao percentual de perdas regulatrias, Empresa de Referncia, Remunerao do Capital e ao clculo do Fator X.

* A Nota Tcnica um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decises da Agncia

(Fls. 3 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009).

6. A tabela a seguir ilustra a variao ocorrida entre a os resultados homologados pela Resoluo Homologatria n 627/2008 e os resultados da reviso tarifria da CPFL Paulista em 2009.

Tabela 1 Comparativo entre os resultados da Resoluo Homologatria n 627/2008 e os ajustes propostos em 2009Companhia Paulista de Fora e LuzCPFL Encargos Setoriais P&D e Eficincia Energtica Demais Custo com Transporte com Energia REDE BSICA CONEXO TRANSPORTE ITAIPU MUST ITAIPU Compra de Energia Total Parcela A Empresa de Referncia Receitas Irrecuperveis Remunerao Bruta de Capital Quota de Reintegrao Regulatria Total Parcela B Receita Requerida Outras Receitas Receita Verificada Reposicionamento Tarifrio Fator X Resoluo n 627/2008 540.871.634,57 40.038.154,01 500.833.480,56 378.790.809,22 301.898.444,16 8.418.606,36 36.843.196,68 31.630.562,03 2.394.482.319,42 3.314.144.763,21 542.368.207,85 34.602.559,64 351.310.316,70 252.111.385,66 1.180.392.469,83 4.494.537.233,05 27.275.924,48 5.175.545.969,79 -13,69% 0,83% Nota Tcnica n 088/2009-S RE/ANEEL 540.866.495,50 40.033.014,94 500.833.480,56 380.092.746,70 303.200.381,64 8.418.606,36 36.843.196,68 31.630.562,03 2.393.657.444,61 3.314.616.686,81 542.306.450,84 34.598.543,01 350.385.120,58 252.111.385,66 1.179.401.500,09 4.494.018.186,90 27.275.924,48 5.198.356.045,49 -14,07% 0,96% Variao [%] 0,00% -0,01% 0,00% 0,34% 0,43% 0,00% 0,00% 0,00% -0,03% 0,01% -0,01% -0,01% -0,26% 0,00% -0,08% -0,01% 0,00% 0,44% -0,39%

7. seguir.

As alteraes realizadas na reviso tarifria peridica da CPFL Paulista esto detalhadas a

Encargos Setoriais 8. Os encargos setoriais passam de R$ 540.871.634,57 para R$ 540.866.495,50 , em decorrncia da alterao no P&D e Eficincia Energtica, de R$ 40.038.154,01 para R$ 40.033.014,94, j que a Receita Requerida da concessionria a base de clculo desse encargo. Cooperativa Cemirim

Quando da deliberao do processo de reviso tarifria da Companhia Jaguari de Energia 9. CJE, em 27 de janeiro de 2009, decidiu-se pela migrao do faturamento da CEMIRIM, at ento realizada pela CJE, para a CPFL-Paulista, a partir de 03/02/2009. Assim, para efeitos da reviso tarifria da CPFL Paulista, foi adicionado ao Ano-Teste da concessionria, o mercado de 84.115 MWh e a respectiva receita de


(Fls. 4 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009). R$ 16.200.789,40, bem como os custos de transporte de R$ 1.301.937,48. Alm disso, a incluso do mercado da CEMIRIM tem impactos sobre a energia requerida do balano de energia, entretanto o mercado da CEMIRIM no foi considerado para o clculo das perdas tcnicas pois a energia relativa a esta cooperativa no injetada na rede de distribuio da CPFL Paulista.Perdas Regulatrias de Energia 10. Inicialmente cabe explicitar alguns conceitos adotados nesta seo da Nota Tcnica. Em relao s perdas de energia eltrica, denominam-se perdas na distribuio o somatrio de perdas tcnicas e no tcnicas, definidas como:

Perdas tcnicas: montante de energia eltrica dissipada no sistema de distribuio decorrente das leis da Fsica relativas aos processos de transporte, transformao de tenso e medio de energia eltrica. Corresponde soma de trs parcelas: Joule, dieltrica e magntica; e Perdas no tcnicas: apuradas pela diferena entre as perdas totais e as perdas tcnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas associadas distribuio de energia eltrica, tais como fraude e furtos de energia, erros de medio, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medio, dentre outros.11. As perdas na distribuio so definidas como a diferena entre a energia injetada na rede de distribuio e a energia fornecida (considerados o mercado cativo, suprimento e consumidores livres faturados). As perdas tcnicas de energia so calculadas pela ANEEL em cada processo de reviso tarifria e a diferena entre as perdas na distribuio e as perdas tcnicas calculadas so as perdas no tcnicas. As equaes a seguir ilustram o conceito apresentado:

Energia Injetada = Energia Fornecida + Perdas de Energia na Distribuio Perdas de Energia na Distribuio= Perdas Tcnicas + Perdas No Tcnicas12. A figura a seguir apresenta a evoluo das perdas na distribuio da CPFL Paulista nos ltimos anos. O percentual de perdas apresentado calculado sobre a energia injetada.


(Fls. 5 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009).10,00% 9,90% 9,80% 9,70% 9,60% 9,50% 9,40% 9,30% 9,20% 9,10% 9,00% 2003 - 2004 2004 - 2005 2005 - 2006 Perdas Totais 2006 - 2007 2007 - 2008

Figura 1: Evoluo das Perdas de Energia da CPFL Paulista13. Cabe a ANEEL, a cada novo ciclo tarifrio, definir limites para o repasse das perdas para as tarifas dos consumidores de energia eltrica. No modelo de regulao price cap, o comportamento dos entes regulados regido por incentivos e cabe ao regulador definir uma meta regulatria para as perdas globais. A definio da meta regulatria deve ser uma soluo de compromisso entre a busca da modicidade tarifria e o correto incentivo para que as concessionrias reduzam suas perdas alm do nvel regulatrio, uma vez que poderiam se apropriar dos ganhos advindos de tal situao. 14. Assim, com a finalidade de calcular os montantes de energia que a concessionria deve comprar, o Regulador determina, para cada ano de um perodo tarifrio, o nvel mximo de perdas a ser admitido sobre a energia injetada em seu sistema distribuio. Essa determinao pode ser feita mediante a fixao de um valor nico para todo o perodo tarifrio ou mediante a definio de uma trajetria ou curva decrescente. Com o valor regulatrio de perdas determinado dessa forma, adicionado ao valor das perdas de energia na rede bsica, se calcula o montante de energia a ser considerado na Parcela A das tarifas da concessionria. 15. A Superintendncia de Regulao dos Servios de Distribuio SRD definiu o nvel de perdas tcnicas da concessionria em 6,37% da energia injetada, conforme Nota Tcnica n 062/2008SRD/ANEEL. 16. O mecanismo utilizado na definio do referencial regulatrio de perdas no tcnicas regulatrias o da comparao entre as empresas. Ou seja, define-se o nvel regulatrio de perdas no tcnicas observando-se, em especial, os nveis praticados por empresas comparveis, bem como os nveis histricos praticados pela prpria empresa. Para a comparao, o referencial utilizado so as perdas no tcnicas sobre o mercado de baixa tenso, por ser o segmento onde se concentram as perdas dessa natureza. 17. Com o objetivo de se fazer uma comparao de forma apropriada, so observados fatores que influenciam de forma direta e indireta as perdas no tcnicas e seus nveis em todas as reas de concesso e tambm fatores especficos de cada distribuidora. O conjunto desses fatores define o que se convencionou chamar de de complexidade de combate s perdas no tcnicas, ou, simplesmente, complexidade. Quanto maior a complexidade, maior a dificuldade de se combater s perdas no tcnicas.



18. Para possibilitar a comparao, foi construdo um ndice de complexidade que levou em considerao diversos fatores que influenciam no combate s perdas no tcnicas. Concessionrias comparveis so aquelas cujas reas de concesso so to ou mais complexas. A Nota Tcnica n. 342/2008-SRE/ANEEL detalha a metodologia utilizada. 19. No caso da CPFL Paulista, tal anlise no indicou o estabelecimento de trajetria de reduo do nvel de perdas no tcnicas com relao ao ponto de partida. Dessa forma, para a reviso da CPFL Paulista, foi adotado o percentual de perdas no tcnicas sobre o mercado de baixa tenso e perdas tcnicas conforme calculado pela SRD, correspondente ao mnimo histrico de perdas globais. Nos reajustes anuais subseqentes reviso, o limite regulatrio para as perdas na distribuio obedecer trajetria constante, conforme mostra a Tabela 02. 20. Face ao exposto, nos reajustes anuais subseqentes a esta reviso o limite regulatrio para as perdas na distribuio da CPFL Paulista permanecer fixo, conforme tabela a seguir. O referencial para o ndice de perdas tcnicas a energia injetada da concessionria, enquanto que para perdas no tcnicas o referencial a ser utilizado nos reajustes tarifrios o nvel de perdas no tcnicas sobre o mercado de baixa tenso. 21. O referencial do percentual das perdas no tcnicas em relao ao mercado de baixa tenso da distribuidora visa impedir que as variaes de mercado na mdia e alta tenso influenciem no montante de perdas no tcnicas admitido. Isto porque as variaes nas perdas no tcnicas decorrem do surgimento e regularizao de fraudes e furtos e , ao contrrio das perdas tcnicas, em nada se relacionam com ao fluxo de potncia na rede da distribuidora. Tabela 02: Nvel de Perdas para Cada Ano do CicloAno Perdas Tcnicas (sobre energia injetada) Perdas No Tcnicas (sobre o mercado BT) Ano Teste 6,37% 7,97% Ano Teste + 1 6,37% 7,97% Ano Teste + 2 6,37% 7,97% Ano Teste + 3 6,37% 7,97% Ano Teste + 4 6,37% 7,97%

22. Ressalte-se que foram dimensionados os custos operacionais associados s atividades de combate s perdas a partir do montante de energia anual a ser regularizada, resultante do nvel de perdas definido. O clculo dos insumos no leva em considerao, necessariamente, o nvel real de perdas no tcnicas da concessionria, mas sim o ponto de partida definido. Compra de Energia

Com a alterao do percentual regulatrio de perdas no tcnicas sobre o mercado de baixa 23. tenso, que passou de 8,90% para 7,97%, o requisito de energia eltrica da CPFL Paulista para atendimento ao seu mercado de referncia no ano-teste foi alterado de 22.574.352 MWh para 22.566.126 MWh ( 19.413.284 MWh para atendimento ao mercado de fornecimento e 3.152.842 MWh para cobertura das perdas de energia eltrica).24. Em relao ao montante de perdas tcnicas, foi adicionada a sua base de clculo a energia injetada referente ao uso da rede de distribuio da CPFL Paulista por outras concessionrias, no valor de 201.693 MWh. Este procedimento foi adotado uma vez que, na definio do percentual de perdas tcnicas, a energia relativa ao uso da rede por outras concessionrias considerada na energia injetada na rede de distribuio.



25. Na Tabela 3 esto relacionados os contratos de compra de energia eltrica da CPFL Paulista. Esses contratos, incluindo o Proinfa, totalizam 22.644.785 MWh, ou seja, existe uma sobra de 78.659 MWh, uma vez que a energia requerida de 22.566.126 MWh. A sobra de energia foi valorada pelo preo mdio dos CCEAR, apurado em R$ 100,27 /MWh, de forma que o custo com compra de energia da CPFL Paulista, aps a deduo da sobra, de R$ 2.393.657.444,61.

Tabela 3: Contratos de Compra de Energia Eltrica da CPFL PaulistaContratos AMBIENTE REGULADO - CCEAR MCSD (2005-2012) 1 LEILO (2006-2008) 3 LEILO (2006-2013) 1 LEILO (2007-2014) 1 LEILO (2007-2014) 5 LEILO (2008-2015) 2 LEILO (2009-2016) 4 LEILO Produto CFA121SE - 6 Leilo Ajuste (2009-2023) (A-3 2009-15 T) 2 NOVA (2009-2038) (A-3 2009-30 H) 2 NOVA (2008-2022) (A-3 2008-15T) - 1 NOVA (2008-2037) (A-3 2008-30H) 1 NOVA (2009-2023) (A-4 2009-15T) 1 NOVA (2009-2038) (A-4 2009-30 H) 1 NOVA CO NTRATO S BILATERAIS CPFL BRASIL - BIOMASSA I CPFL BRASIL - PPT NOVA 1 - CPCH - CPFL GERAO(MONJOLINHO CERAN BAESA ENERCAN CPFL BRASIL - COMPETITIVO - L.P. NOVA 1 - CPCH - CPFL GERAO PETROBRAS TRACTEBEL L.P. ITAIPU TOTAL Custo Total (R$) 40.817.343,33 30.876.860,33 6.445.909,22 98.784.227,43 15.530.456,74 10.178.829,58 92.381.185,32 38.451.838,23 22.446.732,42 34.220.828,07 50.076.659,06 92.404.076,53 8.975.583,69 29.229.453,80 1.408.189,09 141.014.260,59 255.484.341,53 366.187,54 61.883.063,90 78.474.871,05 114.246.167,67 201.063.656,04 109.828.015,95 135.962.495,98 238.371.476,27 492.622.185,84 2.401.544.895,21 Tarifa (R$/MW h) 69,84 66,39 69,38 77,72 87,11 110,91 93,46 104,61 139,07 146,50 136,39 152,20 116,81 139,39 124,82 145,29 122,71 125,51 140,69 140,90 109,06 103,38 173,24 112,03 134,01 83,97 107,96 Compra Considerada (MW h) 584.474 465.103 92.904 1.270.979 178.290 91.772 988.446 367.581 161.406 233.589 367.171 607.123 76.837 209.695 11.282 970.571 2.082.017 2.918 439.854 556.954 1.047.553 1.944.899 633.965 1.213.626 1.778.732 5.866.309 22.244.052

Custos Operacionais 26. Na Nota Tcnica n 89/2008-SRE/ANEEL, o valor da Empresa de Referncia havia sido definido provisoriamente em R$ 542.368.207,85, tendo em vista que a metodologia encontrava-se em processo de Audincia Pblica. Entretanto, com a homologao da Resoluo Normativa n 338/2008, a Empresa de Referncia passou para R$ 542.306.450,84.


(Fls. 8 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009).27. A seguir apresenta-se um quadro que resume os custos totais anuais que correspondem gesto da ER, para prestar de forma eficiente os servios de distribuio e comercializao de energia eltrica a seus clientes da rea de concesso. Os valores esto projetados para Abril/2008.

Tabela 4: Custos Totais por Ano Preos a abril de 2008DAT A DA REVISO SET ORES DA EM PRESA 1. ADM INIST RAO ESTRUTURA CENTRAL ESTRUTURA REGIONAL SISTEMAS 2. PROCESSOS DE O&M 3. PROCESSOS COM ERCIAIS TAREFAS COMERCIAIS FATURAMENTO PERDAS NO-TCNICAS TELEATENDIMENTO 4. CUST OS ADICIONAIS ADMINISTRATIVO OPERAO E MANUTENO COMERCIAL GERAO PRPRIA CUST OS T OT AIS POR ANO 8-abr-08 CUST OS PESSOAL (R$) 110.035.821,40 63.746.936,22 46.288.885,18 0,00 92.208.270,27 124.066.396,36 55.691.861,82 46.046.582,46 10.308.248,88 12.019.703,20 -6.322.225,45 -1.832.330,35 940.524,36 -5.430.419,45 0,00 319.988.262,58 CUST OS M AT . E CUST OS T OT AIS / SERV. (R$) ANO (R$) 67.436.014,55 177.471.835,96 12.699.626,65 76.446.562,88 5.684.573,15 51.973.458,33 49.051.814,75 49.051.814,75 53.001.374,92 145.209.645,19 74.525.096,41 198.591.492,77 7.628.900,72 63.320.762,53 54.328.765,85 100.375.348,31 1.730.162,60 12.038.411,48 10.837.267,24 22.856.970,44 27.355.702,37 21.033.476,93 6.193.012,30 4.360.681,94 13.166.800,57 14.107.324,92 7.995.889,51 2.565.470,07 0,00 0,00 222.318.188,26 542.306.450,84 % SOBRE T OT AL 32,73% 14,10% 9,58% 9,05% 26,78% 36,62% 11,68% 18,51% 2,22% 4,21% 3,88% 0,80% 2,60% 0,47% 0,00% 100,00%

28. Apresenta-se a seguir o quadro com as quantidades de pessoal e a participao percentual no total de pessoal da ER.

Tabela 05: Quantidade de PessoalSETORES DA EMPRESA UNIDADES E P&A CONSELHO PRESIDNCIA OUVIDORIA DIRETORIA DE ASSUNTOS REGULATRIOS DIRETORIA COMERCIAL DIRETORIA FINANCEIRA E CONTROLADORIA DIRETORIA TCNICA DIRETORIA RECURSOS HUMANOS DIRETORIA ADMINISTRATIVA GERNCIAS REGIONAIS PROCESSOS E ATIVIDADES DE COMERCIAL PROCESSOS E ATIVIDADES DE O&M TOTAL QUANTIDADE DE PESSOAL 8 43 7 16 101 61 334 49 95 420 2.167 1.445 4.746 PESSOAL UNIDADE / TOTAL (%) 0,2% 0,9% 0,1% 0,3% 2,1% 1,3% 7,0% 1,0% 2,0% 8,8% 45,7% 30,4% 100,0%

ESTRUTURA CENTRAL

ESTRUTURA REGIONAL PROCESSOS E ATIVIDADES

29. Os detalhes sobre a metodologia de clculo dos custos operacionais aplicada, os itens de custos considerados e os respectivos clculos encontram-se no Anexo I. Dessa forma, os custos operacionais admitidos como eficientes que devem ser cobrados na tarifa dos consumidores finais so de R$ 542.306.450,84. 30. A Resoluo n. 234/2006, com redao dada pela Resoluo n. 338/2008 estabeleceu o referencial regulatrio a ser utilizado nos processos de reviso tarifria a ttulo de receitas irrecuperveis, que no caso da CPFL Paulista de 0,60% da receita bruta da concessionria.


(Fls. 9 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009).31. Considerando uma receita igual a R$ 5.766.423.834,99 inclusos PIS/COFINS com alquota mdia de 5,21% e ICMS com alquota de 18,62%, chega-se ao valor de R$ 34.598.543,01, a ser atribudo a ttulo de perdas de receita irrecuperveis. Remunerao do Capital 32. A ANEEL validou o valor da base de remunerao da CPFL Paulista nos termos da Resoluo ANEEL n. 234/06, para efeito da presente reviso tarifria adotou-se, em carter definitivo, os valores validados pela Superintendncia de Fiscalizao Econmica e Financeira (SFF) para a Base de Remunerao, conforme consta do Memorando n. 380/2008-SFF/ANEEL, de 03 de abril de 2008.

a) O Ativo Imobilizado em Servio AIS, contendo os ajustes previstos na Resoluo n. 234/06 (deduzido dos valores de Servides; Terrenos, Bens Administrativos, Veculos e Moveis e Utenslios), sobre o qual deve ser calculada a Quota de Depreciao anual, a valores de 31 de maro de 2008, de R$ 5.540.909.574,90. b) A Base de Remunerao Lquida provisria, a valores de 31 de maro de 2008, j deduzida do valor de Obrigaes Especiais, de R$ 2.330.299.588,13. c) O valor de Obrigaes Especiais de R$ 883.775.349,03. d) A Taxa de Depreciao mdia 4,55%. e) A Quota Anual de Depreciao mdia de R$ 252.111.385,66.33. Com relao ao Programa Luz Para Todos, os valores que integram a base bruta / lquida so os abaixo especificados:

a. Recurso Prprio: R$ 2.517.188,69 / R$ 2.254.491,28; b. CDE: R$ 1.901.316,52 / R$ 1.702.892,41; c. RGR: R$ 12.362.752,72 / R$ 11.072.558,18.34.

Os resultados esto sintetizados na tabela a seguir.Valores 7.414.586.298,37 39.975.106,14 883.775.349,03 949.926.268,30 5.540.909.574,90 4.272.000.092,68 3.142.586.205,69 39.733.812,48 3.102.852.393,21 4.170.739,05 4.765.728,18 102.286.076,72 2.330.299.588,13 12.362.752,72 1.290.194,54 11.072.558,18 4,55% 252.111.385,66

Descrio (1) Ativo Im obilizado em Servio (Valor Novo de Reposio) (2) ndice de Aproveitam ento Integral (3) Obrigaes Especiais (4) Bens Totalm ente Depreciados (5) Base de Remunerao Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) (6) Depreciao Acum ulada (7) AIS Lquido (Valor de Mercado em Uso) (8) ndice de Aproveitam ento Depreciado (9) Valor da Base de Rem unerao (VBR) (10) Alm oxarifado em Operao (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servides (13) Base de Remunerao Lquida T otal = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) (14) Base de Rem unerao Bruta - RGR/PLPT (15) Depreciao Acum ulada - RGR/PLPT (16) Base de Remunerao Lquida - RGR/PLPT (17) Taxa de Depreciao (18) Quota de Reintegrao Regulatria = (17) * (6)



35. O clculo da remunerao do capital deve considerar o custo mdio ponderado de capital em termos reais de 9,95% a.a. aplicado sobre a base de remunerao lquida, deduzida dos valores referentes aos ativos do Programa Luz Para Todos, financiados com recursos da RGR, que devem ser remunerados em separado ao custo de 6,72% a.a., conforme definido na Resoluo n. 234/2006. Assim, o clculo da remunerao lquida do capital (RLC) dado pelas equaes a seguir:

RLC = BRRl * rWACC RLC RGR = BRRl RGR * rRGRonde: BRRl = base de remunerao regulatria lquida; rwACC = custo mdio ponderado de capital (real;. BRRlRGR = base de remunerao regulatria lquida dos ativos do PLPT/RGR; rRGR = custo de capital da RGR (real).

36. Por conseguinte, a remunerao bruta do capital (RBC) dada pela equao a seguir, onde T a alquota do imposto (34%):

RBC =

RLC + RLC RGR 1T

37. Dessa forma, o valor da remunerao bruta do capital apurado de acordo com as equaes anteriores foi de R$ 350.385.120,58. Tal valor diferencia-se da remunerao bruta de capital, de R$ 351.310.316,70, apresentada na Nota Tcnica n 089/2008-SRE/ANEEL, tendo em vista que em abril de 2008 os ativos do Programa Luz Para Todos, financiados com recursos da RGR, no haviam sido remunerados em separado ao custo de 6,72% a.a..

Receita Requerida38. A Receita Requerida da concessionria formada pela soma das Parcelas A e B. A Parcela A composta pela Compra de Energia, Encargos Setoriais e Custo com Transporte de Energia e totaliza R$ 3.314.616.686,81. A Parcela B composta por Custos Operacionais Eficientes, Remunerao do Capital e Quota de Reintegrao e totaliza R$ 1.179.401.500,09. Assim, o total da Receita Requerida de R$ 4.494.018.186,90. Mercado de Energia 39. O mercado de energia da CPFL Paulista, referente ao Ano-Teste, foi alterado de 25.397.362 MWh para 25.683.170 MWh, sendo que desta diferena, 201.693 MWh refere-se energia injetada na rede distribuio da CPFL Paulista devido ao uso da mesma por outras distribuidoras e 84.115 MWh refere-se ao mercado da CEMIRIM. Quanto alterao devido ao uso da rede por outras concessionrias, essa teve impacto apenas no clculo das perdas tcnicas, sendo mantida a receita verificada e o mercado do Fator X, definidos em 2008. Reposicionamento Tarifrio


(Fls. 11 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009).40. Com as alteraes expostas nesta Nota Tcnica, o reposicionamento tarifrio (RT) da CPFL Paulista passou de -13,69% para -14,07%. Dessa forma, para que a CPFL Paulista tenha receita capaz de cobrir custos operacionais eficientes e adequada remunerao sobre investimentos prudentes, suas tarifas de fornecimento de energia eltrica devem ser reposicionadas em -14,07%. O clculo do reposicionamento tarifrio est expresso a seguir.

Tabela 06: Clculo do Reposicionamento TarifrioDescrio Receita Requerida Outras Receitas Receita Verificada Reposicionamento Tarifrio Clculo (1) (2) (3) [(1) (2)] / (3) Valor (R$) 4.494.018.186,90 27.275.924,48 5.198.356.045,49 -14,07%

41. Esse reposicionamento assegura, no momento da reviso tarifria peridica, o equilbrio econmico-financeiro do contrato de concesso de distribuio de que a CPFL Paulista titular. Com a aplicao das regras de reajuste tarifrio anual esse equilbrio dever ser mantido at a prxima reviso. Fator X 42. Em relao ao componente Xe, foi adotado o modelo de clculo estabelecido pela Resoluo Normativa n 234/2006, aps a incorporao das alteraes definidas pela Resoluo Normativa n 338/2008. 43. De acordo com o Anexo VI da Resoluo Normativa n 338/2008, os investimentos em redes eltricas, adotados no fluxo de caixa do componente Xe, para baixa, mdia e alta tenso, representam o montante de investimento global a ser considerado e dever ser proposto pela concessionria, devendo ser distribudo uniformemente no fluxo de caixa. 44. A avaliao da projeo dos investimentos ser feita a posteriori, conforme o mecanismo descrito adiante. No momento da reviso tarifria, a ANEEL dever apenas avaliar o montante global sob o ponto de vista do impacto tarifrio. Alm disso, as projees de investimentos consideradas no podero resultar em um valor de Fator X negativo e devero ser distribudas uniformemente no fluxo de caixa. 45. A CPFL Paulista, mediante Carta n 355/RR/Paulista, de 11 de dezembro de 2008, apresentou novo plano de investimento para o perodo tarifrio, ajustando-se assim metodologia estabelecida pela Resoluo Normativa n 338/2008. Conforme a concessionria, o plano de investimento no contempla as obras necessrias ao acesso de cogeradores, apresentadas no estudo ONS NT-008/2008 elaborado pelas concessionrias do Estado de So Paulo em conjunto com o ONS. 46. Na Consulta Pblica n 005/2009, a concessionria se manifestou no sentido de manter a no incluso das obras necessrias ao acesso de cogeradores na previso de investimentos adotados no Fator X, solicitando ainda que as mesmas, caso venham a ser realizadas, sejam consideradas posteriormente. 47. Sobre o pleito da concessionria referente considerao posterior dos investimentos, ressaltase que esta ser realizada dentro da metodologia estabelecida pela Resoluo ANEEL n 338/2008, a qual define que somente na situao em que os investimentos efetivamente realizados forem inferiores queles considerados no clculo do Fator X, que haver o reclculo dos investimentos. Assim, caso a CPFL Paulista apresente, ao final do perodo tarifrio, investimentos realizados superiores aos previstos, estes no produziro o reclculo do Fator X.



48. Em relao projeo dos custos operacionais adotada no fluxo de caixa do Fator X, a CPFL Paulista solicitou alterao da distribuio dos custos operacionais relativos estrutura central, sistemas e estrutura regional, entre as atividades operao e manuteno, gesto comercial e administrao. Esse pleito tambm foi feito pela ABRADEE para as consultas pblicas n 01, 03 a 06, 08 a 14 e 17 a 20/2009. Sobre esse aspecto prope-se que seja adotado um maior detalhamento dos custos da Empresa de Referncia no Fator X e reclassific-los como Operao e Manuteno, Comercial e Administrao de forma diferente da adotada pela ANEEL. 49. Vale lembrar que para efeito de projeo dos custos adota-se para a parcela referente aos processos comerciais e os custos de pessoal na operao de manuteno o mesmo crescimento do nmero de clientes. J para os demais custos de operao de manuteno adota-se o mesmo crescimento do mercado. Por fim, para a parcela de custos referentes administrao, mantm-se constante ao longo do ciclo. O objetivo dessa forma de projeo capturar os ganhos de produtividade que ocorrem ao longo do ciclo associados aos custos operacionais. 50. No entanto, argumentam a ABRADEE e a CPFL que parte dos custos de Estrutura Central, Estrutura Regional, Sistemas e Perdas No Tcnicas deveriam ser reclassificados e passarem a crescer tambm em funo do mercado e clientes, j que foram mantidos constantes na proposta colocada em consulta pblica. 51. importante enfatizar que o mtodo uma forma simplificada de projeo dos custos totais (operacionais) ao longo do ciclo. Para tanto, parte dos custos operacionais que tende a crescer em funo do crescimento do mercado ou consumidores projetada de acordo com seu crescimento e parte dos custos que tende a se manter constante projetada constante. Esta forma simplificada tem a vantagem de projetar custos de forma mais aderente realidade sem partir de parmetros mais complexos como economias de escala e densidade. 52. Ao mesmo tempo que no se espera que os custos associados s redes cresam (em termos reais) exatamente na mesma proporo do mercado no se espera tambm que os custos administrativos fiquem exatamente iguais ao longo do ciclo. Porm, adotando estas simplificaes, entende-se que a projeo dos custos totais ocorre de forma adequada. 53. J para as estruturas ou gerncias regionais, reavaliou-se a classificao adotada, entendendo que parte dessa estrutura est de fato diretamente ligada aos processos de operao e manuteno. Assim, a anlise e reclassificao da estrutura de pessoal resultaram em um percentual de 70% desses custos crescendo com o mercado e 30% sendo mantido fixo. 54. Em relao aos sistemas, os mesmos no devem ser projetados com crescimento ao longo do ciclo, pois em tese para o sistema reconhecido se pressupe uma capacidade excedente, j que nenhum sistema projetado para atender to somente a demanda atual e sim, levando-se em conta o crescimento esperado pelo menos de curto prazo. Por fim, em relao s perdas no tcnicas, vale esclarecer que o clculo j feito considerando-se a mdia de custos ao longo do ciclo e, portanto, no podem crescer. 55. Dessa forma, em relao ao pleito, foi alterada a classificao da estrutura regional, mantendo-se as demais.


(Fls. 13 da Nota Tcnica no 088/2009-SRE/ANEEL, de 17/03/2009).56. Ainda sobre a projeo dos custos operacionais, a CPFL Paulista solicita tambm a projeo do incremento de custos operacionais em funo da incorporao de redes particulares. 57. Primeiramente, cabe ressaltar que o frum adequado para discutir esse pleito, caso pertinente, seria no mbito da Audincia Pblica n 052/2007, que tratou dos aprimoramentos das metodologias de reviso tarifria, de forma que pudesse ser modelado e incorporado ao mtodo utilizado. Quanto a isso, tanto a CPFL quanto as demais empresas no abordaram a questo. Esse um fato relevante, pois se tem aqui a mesma dificuldade encontrada com os investimentos, onde as informaes so apenas declaradas pela empresa e no se tem um mecanismo de aferio desses dados e muito menos uma compensao futura em caso de no realizao do projetado. 58. Destaca-se que no modelo do Fator X apenas h abertura para definio do crescimento de mercado e clientes e investimentos, no havendo nenhum espao para incorporao de outros custos ou particularidades. 59. Por exemplo, pelas informaes apresentadas pela CPFL agora no incio do segundo ano de seu ciclo tarifrio, foi considerada a incorporao de zero km no ano-teste (que j se realizou), 1.039 km no segundo ano e de 8.826 km, 8.676 km e 8.642 km nos anos seguintes, finalizando assim toda a incorporao at maro de 2013. Assumir essas informaes, incorporando no modelo, coloca a Agncia em uma posio difcil, pois no h nenhum mecanismo para reavaliao dessas informaes no futuro, como no caso dos investimentos e nem deve de fato ser implementado, pois ainda que se aferisse o total de rede incorporada, no haveria possibilidade de validar o custo efetivo incrementado, que em virtude da economia de escala no dever crescer linearmente conforme a proposta da empresa. 60. Ressalta-se ainda que na data da reviso tarifria no h uma exigncia quanto ao prazo de concluso da incorporao das redes. A resoluo que disciplina a questo (REN 229/2006) foi colocada em audincia pblica recentemente no incio de 2009 e ainda no foi fechado o processo, nem mesmo decidido quanto ao prazo que ser estipulado pela ANEEL. 61. Neste sentido, a reviso tarifria deve considerar to somente os regulamentos existentes na data da reviso, o que vlido seja para o clculo da empresa de referncia, base de remunerao ou fator X. 62. Alm disso, o fato de incorporar tais redes tambm no implica em nenhum desequilbrio econmico, uma vez o crescimento projetado de custos estima uma evoluo da produtividade ao longo do ciclo que pode ser diferente da empresa real. Fica a cargo da gesto da empresa alocar temporalmente esses investimentos de forma a minimizar o incremento de custos operacionais, garantindo uma adequada rentabilidade. 63. Assim, dado a regulamentao vigente na data da reviso tarifria e o modelo de clculo do Fator X aprovado na Resoluo n 338/2008, entende-se que o pleito no deve ser acatado, mantendo-se inalterado o mtodo aplicado. 64. Com as alteraes descritas acima, o componente Xe passou de 0,83% para 0,96%. O clculo do componente Xe est detalhado no Anexo II desta nota tcnica

Efeitos desta Reviso Tarifria



65. Com as alteraes destacadas neste voto, o ndice de reposicionamento tarifrio passou de 13,69% para -14,07%, o que implicar em um ajuste econmico a ser considerado no reajuste tarifrio da CPFL Paulista de 2009. 66. Entretanto, para o clculo do componente financeiro decorrente das alteraes no resultado da reviso, a incluso da CEMIRIM no mercado da CPFL Paulista ter impacto apenas a partir de fevereiro de 2009. IV. CONCLUSO 67. Assim, aps a aplicao das metodologias definidas para o segundo ciclo de revises tarifrias das concessionrias de distribuio de energia, os resultados para a CPFL Paulista esto resumidos a seguir.Reposicionamento Tarifrio Fator X -14,07% 0,96%

I nvestimentos considerados R$ 1.414.682.271 no Fator X Trajetria de Perdas Perdas Tcnicas (sobre energia injetada) Perdas No Tcnicas (sobre o mercado BT) Ano-Teste 6,37% 7,97% Ano Teste +1 6,37% 7,97% Ano Teste +2 6,37% 7,97% Ano Teste +3 6,37% 7,97% Ano Teste +4 6,37% 7,97%

CRISTINA SCHIAVI NODA Especialista em Regulao de Servios Pblicos de Energia

HLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA Especialista em Regulao de Servios Pblicos de Energia

De acordo

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulao Econmica


nota técnica nº 88_2009

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