nota técnica nº218/2008-sre/aneel processo: 48500.002799...

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº218/2008-SRE/ANEEL

Em 21 de julho de 2008

Processo: 48500.002799/2008-20 Assunto: Homologação das tarifas de fornecimento de energia elétrica e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD, estabelecimento da receita anual das instalações de conexão e fixação do valor anual da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, referentes à Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA.

I. DO OBJETIVO

Esta Nota Técnica tem por objetivo apresentar os detalhes do Reajuste Tarifário Anual de 2008 da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA, com a utilização da fórmula de cálculo do Índice de Reajuste Tarifário – IRT, de acordo com o que estabelece a Cláusula Sétima do seu Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1995.

II. DOS FATOS

2. A ESCELSA, sediada na cidade de Vitória -ES, atende atualmente 1.103.046 unidades consumidoras, conforme quadro abaixo, abrangendo 70 municípios, cujo consumo de energia elétrica representa uma receita anual de R$ 1.244.548.337,90 .

Fls. 2 Nota Técnica nº218/2008-SRE/ANEEL , de 21 de julho de 2008– Processo n° 48500.002799/2008-20


MERCADO CATIVO Classe de Consumo

Nº de Unidades Consumidoras

%Consumo mensal de energia (MWh / mês)

%

Residencial 862.255 78,17% 144.562 35,57%

Industrial 10.600 0,96% 82.392 20,27%

Comercial, Serviços e Outras 92.710 8,40% 89.493 22,02%

Rural 125.668 11,39% 36.148 8,89%

Poder Público 8.574 0,78% 14.133 3,48%

Iluminação Pública 278 0,03% 17.737 4,36%

Serviço Púb lico 966 0,09% 15.242 3,75%

Consumo Próprio 130 0,01% 700 0,17%

Rural Aquicultor 1 0,00% 0 0,00%

Rural Irrigante 1.864 0,17% 6.060 1,49%

Total 1.103.046 100,00% 406.466 100,00%Fonte: SAMP - Jan/2008

ESCELSA

Aspectos Contratuais

3. Em 17 de julho de 1995 foi firmado o Contrato de Concessão nº 001/1995 entre a União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA. Esse contrato tem por objeto a regulação da exploração, pela concessionária, de serviços públicos de distribuição de energia elétrica da concessão de que a mesma é titular. O mencionado contrato prevê, na Subcláusula Terceira da Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica, conforme a Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima.

4. Em 17 de julho de 2005 foi assinado o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 001/1995, o qual dá nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, assunto que foi objeto da Audiência Pública 045/2004, realizada pela ANEEL na forma presencial em 20 de janeiro de 2005.

Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE

5. A Resolução ANEEL n0 643, de 21 de dezembro de 2001, homologou as tarifas da ESCELSA considerando a Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE) estabelecida pela Medida Provisória nº 14/2001, posteriormente convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, a título de compensação plena da Perda de Receita da concessionária, verificada durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica, da compra de Energia Livre realizada no mesmo período e do Passivo da “Parcela A” no período de 1° de janeiro a 25 de outubro de 2001. A recomposição foi estabelecida mediante a aplicação dos percentuais de reajuste de 2,9% para a classe Residencial B1 e Rural B2 e 7,9% para as demais classes, excluídos os consumidores integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda, Serviços Executados e para os Suprimentos entre empresas.

6. Em 18 de fevereiro de 2002, a Resolução ANEEL n0 90 estabeleceu os parâmetros para conferir, mediante a incorporação de efeitos financeiros, tratamento isonômico às variações de valores de



itens da “Parcela A”, previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica, ocorridas no período entre 10 de janeiro e 25 de outubro de 2001. O art. 60 da Lei n0 10.438, de 2002, estabeleceu que esse mecanismo deveria ser observado em relação às variações verificadas em todo o exercício de 2001.

7. Em 3 de maio de 2002 foi publicada a Resolução n° 247, alterando o percentual de 7,9% para 2,9%, da aplicação do reajuste referente à recomposição tarifária extraordinária aos consumidores integrantes da Classe Rural – Subgrupo B2 – Cooperativa de Eletrificação Rural e Serviço Público de Irrigação e da Classe Iluminação Pública – Subgrupos B4, decorrente do disposto nos incisos II e III do parágrafo 1° do artigo 1° da Resolução n° 130, de 2 de maio de 2002, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE.

8. A Resolução ANEEL n0 482, de 29 de agosto de 2002, homologou o montante relativo às variações de valores financeiros de itens da “Parcela A”, constantes dos contratos de concessão, no período de 10 de janeiro a 25 de outubro de 2001.

9. Em 29 de agosto de 2002, pela Resolução ANEEL n° 485, foram estabelecidas diretrizes para classificação na Subclasse Residencial Baixa Renda de unidade consumidora com consumo mensal entre 80 e 220 KWh, conforme o disposto no Decreto n0 4.336, de 16 de agosto de 2002. Esta resolução cria para cada concessionária de energia elétrica um novo segmento do subgrupo tarifário B1 – Baixa Renda correspondente ao consumo mensal acima do máximo regional.

10. A Resolução ANEEL nº 510, de 12 de setembro de 2002, homologou as tarifas de energia elétrica, dos consumidores integrantes das Classes Residencial e Rural, em decorrência do Decreto n° 4.359, de 05 de setembro de 2002, que alterou o § 1° da Resolução GCE n° 130, de 2 de maio de 2002.

11. A Resolução Normativa n.° 01, de 12 de janeiro de 2004, que retifica o montante homologado pela Resolução n.° 483/02 e altera os prazos máximos de permanência da RTE nas tarifas de fornecimento das concessionárias de distribuição de energia elétrica. O prazo máximo fixado para a ESCELSA é de 69 meses, contados a partir de dezembro de 2001, terminou em setembro de 2007, contudo caso a empresa não tenha recomposto as perdas com as variações dos itens da Parcela A ela deverá cobrar RTE até que tenha integralmente amortizado essas perdas.

Fator X

12. Conforme a Resolução Homologatória nº 528, de 6 de agosto de 2007, que divulgou o resultado provisório da Revisão Tarifária Periódica de 2007 da ESCELSA, foi estabelecido o valor também provisório do componente Xe em 1,45%.

13. Por meio da Nota Técnica nº. 224-SRE/ANEEL, de 28 de julho de 2008, foi submetido à deliberação da Diretoria da ANEEL, no âmbito do Processo nº. 48500.004292/2006-50, o resultado ainda provisório da Revisão Tarifária Periódica de 2007 da ESCELSA, apresentando o percentual recalculado de 2,0300% para o componente Xe do “Fator X”.

14. Esclarecido que o componente Xa do “Fator X” é recalculado em cada reajuste tarifário anual, na forma do Anexo VI da Resolução Normativa nº. 234, de 31 de outubro de 2006, foi considerado no atual cálculo tarifário da ESCELSA o Fator X de 5,13%, sendo o componente Xe = 2,0300% e o componente Xa = 2,8466% (variação em 12 meses do IGP-M = 15,12% e do IPCA = 6,45%).

Revisão Tarifária Periódica de 2007



15. Em 7 de agosto de 2007 as tarifas da ESCELSA foram, em média, reajustadas em -2,16%, conforme Resolução Homologatória nº. 528, de 6 de agosto de 2007, que publicou o resultado provisório da Revisão Tarifária Periódica de 2007 da concessionária, sendo -6,92% relativos ao reposicionamento tarifário e 4,76% referentes aos componentes financeiros externos ao cálculo tarifário econômico

16. Igualmente, pela mesma Resolução, foi estabelecido o valor provisório do componente “Xe” do “Fator X” em 2,0300%, a ser aplicado como redutor da “Parcela B” da receita da concessionária, nos reajustes tarifários anuais de 2008 a 2009.

17. Consta da referida Resolução Homologatória nº. 528, de 2007, que, tanto o reposicionamento tarifário quanto o componente “Xe” do “Fator X”, deverão ter seus percentuais definitivos estabelecidos quando da definição dos Custos Operacionais Eficientes, relativos à ESCELSA.

18. Pela Nota Técnica nº.224-SRE/ANEEL, de 28 de julho de 2008, foi submetido à deliberação da Diretoria da ANEEL, no âmbito do Processo nº. 48500.004292/2006-50, o resultado ainda provisório da Revisão Tarifária Periódica de 2007 da ESCELSA, apresentando os percentuais recalculados de – 4,90% para o reposicionamento tarifário e de 2,0300% para o componente Xe do “Fator X”. Em conseqüência, no atual Reajuste Tarifário de 2008 da concessionária, estão sendo devidamente considerados os respectivos ajustes de R$ 11.093.580,05 na base tarifária econômica e de R$ 12.055.700,97 como componente financeiro, esclarecido que exclusivamente para o cálculo dos ajustes ora citados foi considerado o mesmo Gerenciador de Tarifas de Fornecimento – GTF utilizado originalmente em agosto de 2007, porém, ainda sem as retificações do mercado (migração) efetivadas para o cálculo final do reposicionamento tarifário.

19. Destaca-se que, nos procedimentos relativos ao recálculo da quarta revisão tarifária da ESCELSA realizado em 2008, o mercado do ano-teste da concessionária passou a considerar a estimativa de migração de consumidores entre as modalidades tarifárias convencional, verde e azul, em função de alteração na estrutura tarifária. Como forma de dar transparência a essas alterações, que têm impactos tarifários somente a partir de 7 de agosto de 2008, em até 30 (trinta) dias da publicação da Resolução que homologará o resultado deste reajuste tarifário, a concessionária deverá comunicar aos consumidores afetados as vantagens de cada alternativa de faturamento. Nesta comunicação, será informado também que a solicitação expressa do consumidor por mudança na modalidade tarifária contratada, a ser exercida em até 60 (sessenta) dias da notificação, deverá ser atendida desconsiderando a contagem do prazo de 12 (doze) ciclos de faturamento estipulado pelo art. 5º, § 2°, inciso I, da Resolução n° 456, de 29 de novembro de 2000.

Proposta da Concessionária para o Reajuste Tarifário Anual de 2008

20. Em 30 de junho de 2008, por meio da Carta CT-DIR-13/08, a ESCELSA encaminhou à ANEEL solicitação de Reajuste Tarifário Anual médio de 10,56%, a ser aplicado às tarifas de fornecimento de energia elétrica, a partir de 29 de abril de 2008. Esse percentual pleiteado contempla o reflexo da variação dos seguintes itens:

a) Índice de Reajuste Tarifário – IRT, de 7,53%;

b) CVA em Processamento (Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A), de 0,942%;

c) Saldo a Compensar da CVA Ano Anterior, de -0,077%;

d) Recomposição de subsídio irrigante aquicultor - REN 207/06, de 0,395%;

e) Recomposição de subsídio TUSD - REN 77/04, de 0,195%;

f) Sobrecontratação - Dec 5163/2004, de 0,401%;



g) Diferença de preços entre submercados, de -0,025%;

h) PA RB e RBFronteira, de -0,448%;

i) PA Conexão, de 0,021%;

j) Subsídio TUSD Fio "B" Suprida - Res 243/2006, de 0,643%;

k) Diferença de receita da ELFSM, de -0,118%;

l) Descontos concedidos para Auto Produtor - REN 166/05, de 0,767%;

m) Passivo UHE Mascarenhas - REH ANEEL nº 497/2007, de 0,307%;

n) Despesas com Leilões - ACR e Garantias Financeiras, de 0,006%;

o) Despesas com Auditoria Independente - Ofício nº 1500/2007 - SRE/ANEEL, de 0,003%;

p) Laudo de Avaliação, de 0,019%;

21. Nos cálculos para apuração do reajuste pleiteado de 10,56% a ESCELSA utilizou valores projetados para a variação do IGP-M, do IPCA e para os montantes relativos às receitas.

22. Por meio da carta CT-DIR-13/08, de 30 de junho de 2008, a ESCELSA encaminhou os dados e documentos necessários para o cálculo do déficit incorrido pela concessionária em função da implementação do Programa Luz para Todos – PLPT e solicitou a revisão do valor considerado no reajuste de 2007.

III. DA ANÁLISE

23. A Superintendência de Regulação Econômica – SRE, em reunião realizada em 28 de maio de 2008, na sede da ANEEL, procurou prestar aos técnicos da ESCELSA os esclarecimentos cabíveis quanto à metodologia a ser adotada na definição do índice de reajuste tarifário anual.

24. Consultado o aplicativo da ANEEL gerenciado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, denominado “Inadimplentes do Setor Elétrico”, constatou-se que a ESCELSA, conforme as disposições constantes do art. 10 da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, alterado pelo art. 7° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, encontra-se adimplente, nesta data, com as obrigações intra-setoriais relacionadas no referido dispositivo legal, a seguir transcrito:

“Art. 10. O inadimplemento, pelas concessionárias, pelas permissionárias e pelas autorizadas, no recolhimento das parcelas das quotas anuais de Reserva Global de Reversão - RGR, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, compensação financeira pela utilização de recursos hídricos e outros encargos tarifários criados por lei, bem como no pagamento pela aquisição de energia elétrica contratada de forma regulada e da Itaipu Binacional, acarretará a impossibilidade de revisão, exceto a extraordinária, e de reajuste de seus níveis de tarifas, assim como de recebimento de recursos provenientes da RGR, CDE e CCC.”

25. Os custos de contratação da auditoria independente para apuração dos itens financeiros e Conta de Variação dos Itens da Parcela A - CVA, conforme Despacho nº 2.082, de 29 de maio de 2008 são custos inerentes ao negócio ao qual a empresa participa. Portanto, o repasse destes custos será avaliado no



âmbito da metodologia de empresa de referência, objeto da Audiência Pública nº 52/2007, sobre a regulamentação do segundo ciclo de revisões tarifárias.

Cálculo do IRT 2008

26. O Reajuste Tarifário Anual da ESCELSA, calculado pela Superintendência de Regulação Econômica – SRE, para aplicação em 7 de agosto de 2008, resultou no percentual total de 12,17%, sendo 7,48% relativo ao cálculo econômico e 4,69% referente aos componentes financeiros, assim distribuídos:

a) Índice de Reajuste Tarifário Contratual - IRT, de 7,48%;

b) CVA em Processamento, de 0,85%;

c) Saldo a Compensar da CVA Ano Anterior, de 0,283%;

d) Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 , de 0,073%;

e) Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004 , de 0,197%;

f) Previsão Subsídio - Baixa Renda , de 0,341%;

g) Subsídio - Programa Luz Para Todos , de -0,176%;

h) Recálculo do IRT ano anterior , de 0,879%;

i) Repasse da sobrecontratação de energia REN n° 255/2007 , de -0,158%;

j) Exposição CCEAR entre Submercados , de -0,027%;

k) Parcela de Ajuste de Fronteira , de -0,445%;

l) Parcela de Ajuste de Conexão (PIS/COFINS, PA Revisão) , de 0,021%;

m) Previsão Subsídio TUSD Fio "B" Suprida - Res 243/2006 , de 0,567%;

n) Recomposição Tarifária Supridoras - Res 243/2006 , de -0,400%;

o) Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes - Res. 166/2005 , de 0,768%;

p) Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - Res 497/2007 , de 0,411%;

q) Despesas com Leilões - ACR e Garantias Financeiras , de 0,003%;

r) Consultoria para Reavaliação de Ativos - Res. 493/2002, de 0,019%;

s) Previsão Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004 , de 0,217%;

t) Previsão de Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes - Res. 166/2005, de 0,930%; e

u) Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006, de 0,342%.

27. O índice médio final do reajuste, de 12,17%, foi calculado considerando-se o IGP-M acumulado no período de agosto de 2007 a julho de 2008, com variação de 15,12% do qual foi deduzido o Fator X de 5,13%, resultando um percentual de 10,00% aplicado para atualizar Parcela B da Concessionária.

28. Por meio da Resolução Homologatória nº 573, de 04 de dezembro de 2007, foi homologada a previsão de custo do Encargo de Serviço do Sistema - ESS para o ano de 2008, a ser contemplada nos



reajustes ou revisões tarifárias das concessionárias de distribuição do Sistema Interligado Nacional - SIN. Para a ESCELSA foi previsto o valor anual de R$ 120.559,04.

29. Com o objetivo de mitigar os efeitos dos novos componentes do ESS instituídos pela Resolução CNPE nº 008, de 20 de dezembro de 2007, relacionados à segurança energética, ou seja, custos devidos a ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco e aos despachos de termelétricas fora da ordem de mérito de custo ordenados pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, foi considerada uma cobertura tarifária adicional para esse encargo no valor de R$ 7.449.630,78 , totalizando uma previsão de custo para 2008 de R$ 7.570.189,82 , visando à diminuição do saldo da respectiva Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVAess a ser calculado no próximo reajuste tarifário, com o conseqüente efeito da remuneração desses valores pela taxa SELIC.

30. Cabe ressaltar que tal valor, provisoriamente estabelecido para a ESCELSA, está sendo utilizado exclusivamente para fins de cálculo do atual reajuste tarifário e de apuração da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA do próximo reajuste da concessionária.

31. O índice compreende também a atualização de custos como: RGR, CCC, TFSEE, CDE, ESS, PROINFA, P&D, ONS, Energia Comprada, Rede Básica, encargos de Conexão e CUSD.

32. Conforme dispõe o Art. 7° da Portaria Interministerial n° 25, de 24 de janeiro de 2002, com a nova redação dada pela Portaria Interministerial nº 361, de 26 de novembro de 2004, os itens de custo da Parcela A, relativos à Quota de Reserva Global de Reversão – RGR, à Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, aos Encargos de Conexão e aos Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição, estão ajustados ou concatenados com a data de reajuste tarifário anual da ESCELSA.

33. Também estão sendo considerados: o reajuste das Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e os procedimentos de abertura e das tarifas dos consumidores atendidos pela ESCELSA.

34. Em consonância com o disposto na Resolução nº 219 e 233, de 11 de abril de 2006 e 24 de outubro de 2006, a base de cálculo utilizada para apuração do encargo de P&D e Eficiência Energética na Data do Reajuste em Processamento – DRP foi obtida mediante a dedução dos valores relativos aos encargos da CCC, CDE e RGR, da Receita Operacional Líquida – ROL da ESCELSA, nesta já considerados os respectivos ajustes financeiros que compõem a receita total da concessionária.

35. No cálculo da Receita Anual – RA0 da ESCELSA, na Data de Referência Anterior – DRA do período de referência, de agosto de 2007 a julho de 2008, a SRE considerou o valor de R$ 1.244.548.337,90 , obtido do banco de dados Gerenciador de Tarifas de Fornecimento – GTF, preenchido considerando-se tarifas com desconto para o mercado relativo ao Residencial-Baixa Renda e Rural Irrigante horário especial e tarifas “cheias” (sem desconto) para os mercados correspondentes a Fontes Incentivadas, Autoprodução, quando houver, ao qual foi adicionado o valor de R$ 19.898.616,52 , referente ao somatório das diferenças mensais de receita em virtude dos novos critérios de classificação das unidades consumidoras na Subclasse Residencial Baixa Renda e o valor de R$ 11.093.580,05 , referente ao resultado provisório do recálculo da revisão tarifária de 2007 da empresa. Após os ajustes econômicos mencionados, a Receita Anual – RA0 da ESCELSA totalizou o valor de R$ 1.275.540.534,47 .

36. Em relação ao valor de R$ 19.898.616,52 , adicionado à RA0, cabe esclarecer que se refere ao somatório das diferenças mensais de receita verificadas no período de referência, sejam elas positivas (redução de receita) ou negativas (aumento de receita), decorrentes dos novos critérios de classificação das unidades consumidoras na Subclasse Residencial Baixa Renda de que trata a Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, cujos valores foram homologados pela Superintendência de Regulação da Comercialização da Eletricidade – SRC/ANEEL, na forma da Resolução Normativa nº 89, de 25 de outubro de 2004.



37. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando n° 1019/2008-SFF/ANEEL, de 22 de julho de 2008, informou o seguinte:

a) Valor da Reserva Global de Reversão – RGR para o período de agosto de 2007 a julho de 2008, sendo a quota anual de R$ 16.608.189,14 e o Ajuste de 2006, resultante da PAC do respectivo exercício, no valor a ser compensado, de (574.497,73), resultando um encargo anual da RGR de R$ 16.033.691,41 ;

b) Valores da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA em processamento da ESCELSA, validando o montante atualizado até o trigésimo dia anterior à data contratual do reajuste anual da concessionária de R$ 10.771.304,47 ;

c) O desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, relativo a empreendimentos com potência instalada menor ou igual a 30.000 kW (PCH) de que trata a Resolução nº 77, de 18 de agosto de 2004, totalizaram um valor nominal de R$ 2.703.414,46 ;

d) O desconto especial na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica das atividades de irrigação e aqüicultura previsto na Resolução Normativa nº 207, de 09 de janeiro de 2006, totalizaram o valor nominal de R$ 4890741,00;

e) Descontos concedidos (valores nominais, sem atualização) nas tarifas para Autoprodutores, conforme previsto na Resolução Normativa n° 166, de 10 de outubro de 2005, de R$ 9.565.697,10 , relativos aos meses de competência de agosto/2007 a abril/2008;

f) Preços de Repasse (projeção para agosto/2008) da energia elétrica referente aos contratos firmados pela ESCELSA com a Castelo Energética - CESA PCH São João, de R$ 153,32 / MWh, Castelo Energética - CESA PCH Viçosa, de R$ 165,63 / MWh, ENERTRADE, de R$ 112,50 e ENERGESTPEIXE, de R$ 137,48 ;

g) Dispêndios da ESCELSA para constituição de garantias financeiras na contratação regulada de energia elétrica, efetivada por meio dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR, nos valores nominais (sem atualização) de R$ 43.559,43;

h) Custos incorridos na contratação de empresas especializadas para realização dos trabalhos de reavaliação de ativos de que trata a Resolução nº 493, de 03 de setembro de 2002, no valor nominal de R$ 257.336 ; e

i) Valores Faturados ou medidos de Uso do Sistema de Distribuição pela Empresa de Força e Luz Santa Maria nos valores de 390.000 kW (Ponta) e de 418.126 kW (Fora de Ponta) no nível de tensão A2, 846.131 kW (Ponta) e de 942.968 (Fora de Ponta) no nível de tensão A3 no período de janeiro de 2006 a agosto de 2007 e de 270.250,00 kW (Ponta) e de 288.446,29 kW (Fora de Ponta) no período de agosto de 2007 a agosto de 2008; e de Venda de Energia nos valores de 551.664 MWh no período de janeiro de 2006 a agosto de 2007;

Transporte de Energia



38. Por meio do Memorando nº 170/2008-SRT/ANEEL, de 27 de junho de 2008, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT informou os valores dos encargos de uso da Rede Básica a serem considerados no cálculo do atual reajuste tarifário da ESCELSA, tendo por base o período de referência de agosto de 2007 a julho de 2008 e as tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional vigentes desde junho de 2008, conforme quadro abaixo:

DRA DRP74.598.782 75.313.594 21.218.616 25.399.197 9.068.835 10.198.480

104.886.233 110.911.271 DESPESA TOTAL

REDE BÁSICA - RESUMO

MUST ITAIPU (quota-parte escalonada)REDE BÁSICA FRONTEIRAREDE BÁSICA NODAL

39. De acordo com o Memorando nº 170/08-SRT/ANEEL, foram considerados na parcela de ajuste fronteira deste ciclo os valores financeiros provenientes da revisão tarifária das transmissoras. Assim, para o ciclo 2007-2008, foram considerados para serem devolvidos em 12 parcelas mensais iguais, os passivos financeiros na forma da PA-RBF(revisão). Já para as 12 parcelas restantes, a devolução ocorrerá no presente ciclo tarifário 2008-2009. Portanto, a Parcela de Ajuste de Fronteira – PAF, traz os valores totais referentes à apuração das RAP de fronteira, um valor associado a PIS/COFINS atribuído às receitas das transmissoras oriundas da Rede Básica de Fronteira e por último um valor correspondente ao passivo financeiro obtido em função da revisão tarifária das instalações RBNI de fronteira, totalizando o valor negativo de R$ (6.099.586,74).

40. Também foi informado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT pelo mesmo Memorando nº 170, de 2008, o novo encargo anual de Conexão devido às transmissoras Castelo Energética S/A - CESA e FURNAS Centrais Elétricas S/A - FURNAS, a vigorar a partir de agosto de 2008, relativo às Demais Instalações de Transmissão – DIT em operação, conforme o quadro abaixo:

A preços de jun/08Valor concatenadocom a data dereajuste da ESCELSA

6.359.690,01 6.600.313,44

278.581,53 289.121,86

6.638.271,54 6.889.435,31

Parcela de Ajuste PIS / COFINS e revisãotarifária da Castelo Energética S/A - CESA

TOTAL

Encargo anual de Conexão, da CasteloEnergética S/A - CESA para ESCELSA,relativo às Demais Instalações deTransmissão - DIT em operação

41. Em relação ao quadro apresentado no item anterior, cabem os seguintes esclarecimentos:



a) os encargos mencionados, calculados a preços de 01 de junho de 2008, foram atualizados até agosto de 2008 pela variação do IGP-M, resultando um encargo anual de conexão, relativo às DIT, devido à transmissora CHESF de R$ 6.889.435,31 ; e

b) a parcela de ajuste do PIS/PASEP e COFINS refere-se ao impacto financeiro do acréscimo desses tributos às instalações de conexão de uso próprio (RPC), que, conforme determina a Nota Técnica nº 046/2008-SRT/ANEEL, deve ser aplicado na data de reajuste tarifário de cada concessionária de distribuição.

42. Levando em consideração a tarifa mensal de transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional, de R$ 3,37886 por kW, com vigência a partir de julho de 2008 (Nota Técnica nº 1708/2008-SRT/ANEEL, de 27 de junho de 2008), foi contemplado no atual reajuste tarifário da ESCELSA o valor de R$ 11.863.177,46 para cobertura deste encargo de transmissão.

43. Para o período entre agosto de 2008 a julho de 2009, a Usina Térmica Mascarenhas responderá pelo pagamento de parte do valor considerado como encargo de rede básica fronteira da ESCELSA, referente às instalações de transmissão compartilhadas conforme estabelecido na Resolução Normativa n° 067, de 08 de junho de 2004, correspondente a R$ 1.231.987,32 (base: julho/2008), levando-se em conta a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSDg de R$ 577,00 /MW/mês a vigorar a partir de julho de 2008 (Res. Hom. Nº 671, de 24/06/2008).

44. Considerando que a UTE não faz parte do mercado informado no Gerenciador de Tarifas de Fornecimento – GTF da concessionária, este valor foi deduzido da despesa total de rede básica fronteira para fins de cálculo tarifário e abertura das tarifas da ESCELSA. Desse modo, nesse item, fica preservado o equilíbrio econômico-financeiro contratual da concessionária, não sendo atribuído aos demais consumidores da ESCELSA o valor de responsabilidade exclusiva da referida UTE. No próximo reajuste tarifário, em 2009, o valor ora deduzido será considerado no cálculo da Tarifa Média Rede Básica, para fins de apuração da CVA-rede básica, pois as faturas mensais emitidas pelo ONS contêm também a parcela referente às geradoras. O procedimento tarifário ora adotado (redução da despesa total de rede básica fronteira) também deverá ser devidamente analisado para sua adequada consideração em 2009 no cálculo do Valor da Parcela “A” (VPA) na Data de Referência Anterior – DRA.

45. A propósito dessa questão, em cumprimento ao disposto nos §§ 1º e 2º do art. 4° da Resolução Homologatória n° 497, de 2007, e de acordo com os dados constantes do Memorando nº 200/2008-SRT/ANEEL, de 22 de julho de 2008, foram apurados os passivos acumulados entre 1º de julho de 2004 e 30 de junho de 2007, devidamente atualizados até agosto de 2008, de R$ 10.445.117,39 a ser pago pela ESCELSA, conforme o disposto no § 5º do art. 4º da REH nº 497, de 2007, com a redação dada pela Resolução Homologatória nº 600, de 18 de dezembro de 2007.

46. O passivo financeiro mencionado no parágrafo anterior será compensado pelos consumidores finais da ESCELSA no atual cálculo tarifário de 2008 da concessionária, pois desde agosto de 2005 (data da desverticalização da empresa) as tarifas destes foram incorretamente reduzidas pelo encargo que era de responsabilidade das respectivas UTE Mascarenhas, e agora não é mais. Do passivo apurado pela SRT foi deduzido o montante já pago pelos consumidores da ESCELSA na revisão tarifária da empresa em 2007 de R$ 4.180.757,89 (base: agosto de 2007), resultando no valor final considerado neste reajuste de R$ 5.632.071,85 .

47. Cabe informar que todas as orientações pertinentes, inclusive quanto à metodologia de cálculo do passivo associado ao uso das redes de âmbito da distribuição acumulado de 01 de julho de 2004 a 30 de junho de 2007, a que se refere o art. 4° da Resolução Homologatória n° 497, de 2007, com as redações dadas pelas REH nº 547 e 600, também de 2007, constam do Ofício Circular nº 176/2007-



SRT/ANEEL, expedido em 03 de outubro de 2007 pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão – SRT.

Aquisição de Energia

48. O art. 36 do Decreto n° 5.163/2004 estabelece:

“Art. 36. A ANEEL autorizará o repasse a partir do ano-base “A” dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os arts. 15, 27 e 32 deste Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, conforme os seguintes critérios: § 1º Deverá ser assegurada a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica constantes dos contratos de que trata o caput, utilizando-se metodologia de cálculo que deverá observar, dentre outras, as seguintes diretrizes:

I - o preço médio ponderado dos contratos de compra de energia elétrica registrados, homologados ou aprovados na ANEEL até a data do reajuste em processamento, para entrega nos doze meses subseqüentes; e II - a aplicação deste preço médio ponderado ao mercado de referência, entendido como o mercado dos doze meses anteriores à data do reajuste em processamento.

§ 2º Para cumprimento do disposto no § 1º, a ANEEL fica autorizada a celebrar, se for o caso, aditivos aos Contratos de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.”

49. Esta SRE adotou as tarifas a seguir mencionadas para a determinação dos custos a serem repassados aos consumidores finais da ESCELSA, conforme Decreto n° 5.163, de 30 de julho de 2004, observadas as disposições do contrato de concessão e demais normas pertinentes:

Na Data de Referência Anterior - DRA

• Montantes de energia elétrica comprada, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, o qual foi calculado conforme demonstrativo abaixo:



Empresa Vendedora Energia - MWh R$ Tarifa média 2007Produto 2005/2012 1.557.317,13 99.887.879,67 64,14 Produto 2006/2013 1.283.110,64 96.352.966,22 Produto 2007/2014 46.915,30 3.948.422,64 84,16 Produto 2008/2015 104.840,41 9.466.966,05 90,30 MCSD 526.014,11 37.699.431,13 71,67 Produto 2008/2037 - Hidro 4.603 519.498,67 112,86 Produto 2008/2023 -Termo 36.370 5.090.382,56 139,96 Cesa - Viçosa 24.595 3.538.586,23 143,87 Cesa - PCH São João 128.949 17.102.015,47 132,63 Enertrade - Lajeado 455.520 42.432.426,34 93,15 Enerpeixe 472.164 61.733.881,23 130,75 ITAIPU 1.720.575 153.210.447,75 89,05 PROINFA 83.463 - - 5. SOBRA (+) -238.094 (16.739.772,51) 70,31

TOTAL 6.206.343 514.243.131,45 82,86

TARIFA MÉDIA DA ENERGIA COMPRADA (IRT 2007)

Na Data do Reajuste em Processamento - DRP

• (i) para a energia comprada por meio de contratos firmados anteriormente à Lei nº 10.848/2004: o preço de repasse de cada contrato vigente em DRP será aplicado ao montante de energia elétrica de cada contrato, verificado no período de referência, limitado ao montante de energia que poderá ser atendido pelo mesmo contrato nos 12 meses subseqüentes;

OBS: para apuração do limite acima referido, conforme estabelecido no Decreto nº 5.163/2004, em seu artigo 13, no cumprimento da obrigação de contratar compra de energia para atendimento à totalidade do mercado dos agentes de distribuição, será contabilizada a energia elétrica: a) contratada até 16 de março de 2004; b) contratada nos leilões de energia; e c) proveniente de geração distribuída, do PROINFA e de Itaipu Binacional.



Vendedor Critério de Atualização Monetária e Repasse

Última atualização de Preço

Preço Contratual atualizado (R$/MWh)

VN / VR (R$/MWh)

Preço Repasse (R$/MWh)

Caste lo Energética - CESA PCH São João

IGP-M e NT nº 23/03-SEM/ANEEL e NT nº 81/03-SFF/ANEEL, conforme Ofício nº 2205/03-SFF/ANEEL, de 26/12/03 ago/2008 153,32 153,32

Caste lo Energética - CESA PCH Viçosa

IGPM e Nota Técnica nº23, de 3/4/2003, conforme Ofício nº 2094/04, de 3/12/04 ago/2008 165,63 165,63

ENERTRADE IGP-M ago/2008 112,50 112,50

ENERPEIXE

IGP-M e NT nº 23/03-SEM/ANEEL e NT nº 81/03-SFF/ANEEL, conforme Ofício nº 1649/03-SFF/ANEEL, de 10/10/03 ago/2008 150,52 150,52

ENERGEST IPCA ago/2008 137,48 139,44 137,48

• (ii) para a energia elétrica comprada por meio de contratos firmados após a Lei no 10.848/2004: o preço médio de repasse dos contratos de compra de energia elétrica de que trata o caput do art. 36 do Decreto n° 5.163, de 2004, autorizados pela ANEEL até a data do reajuste em processamento (DRP), ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12 (doze) meses subseqüentes, aplicado ao montante de Energia Elétrica Comprada, deduzidos os montantes referidos no inciso (i) anterior. O cálculo do preço médio aqui mencionado consta do quadro abaixo:



Empresa Vendedora Energia - MWh Preço - R$/MWh R$

LEILÃO 2005-08 1.528.196 68,29 104.354.722,36 LEILÃO 2006-08 1.256.847 79,95 100.480.314,63 LEILÃO 2007-08 46.047 89,60 4.125.837,91 LEILÃO 2006-03 263 71,37 18.757,30

LEILÃO 2007-08 (A-1) 0 114,09 - LEILÃO 2008-08 182.011 96,13 17.497.264,08 LEILÃO 2009-08 0 107,60 - MCSD - 2005-08 298.367 66,56 19.858.349,04 MCSD - 2006-03 605 67,54 40.848,90 MCSD - 2006-08 217.923 78,23 17.047.760,68

MCSD - 2007-08 1o leilão 85,66 - MCSD - 2008-08 1.978 91,09 180.207,84 A-3 2008-H30 7.989 120,15 959.855,85 A-3 2008-T15 63.119 124,48 7.857.026,77 A-4 2009-H30 5.191 128,39 666.489,62 A-4 2009-T15 67.835 110,76 7.513.457,53 A-3 2009-H30 72.091 140,26 10.111.600,88 A-3 2009-T15 46.248 126,15 5.834.175,10

6º Leilão de Ajuste 26.417 138,82 3.667.171,85 ENERGEST 155.227 137,48 21.340.635,46

TOTAL 3.976.355 Preço Médio 321.554.475,78

80,87

PREÇO MÉDIO PONDERADO DOS CONTRATOS FIRMADOS APÓS A LEI 10.848

No cálculo, foi considerado de forma provisória, o contrato com a ENERGEST, de geração distribuída, cujo pedido de homologação na ANEEL foi feito no dia 5 de dezembro de 2007, porém ainda não foi analisado pela mesma. Caso o contrato não seja aprovado, ou haja alguma alteração quanto ao preço ou montantes, a correção deverá ser feita na CVA energia a ser calculada em 2009.

• (iii) para a energia elétrica proveniente de Itaipu: o preço calculado a partir da tarifa de repasse de potência estabelecida pela Resolução Homologatória nº. 599, de 18 de dezembro de 2007, de US$ 23,0270 por kW, e da cotação para venda do dólar americano de 17 de julho de 2008, de R$ 1,5913 , resultando o valor de R$ 36,64 / kW, o qual foi aplicado ao montante da demanda de potência contratada para os próximos doze meses, sendo que até dezembro/2008 conforme previsto na Resolução Normativa nº. 574, de 04 de dezembro de 2007, e de janeiro a julho/2009 o montante de potência (kW) estimado, utilizando-se os mesmos montantes do período jan-jul/2008, flexibilizados pela nova cota-parte de Itaipu para 2009 fixada para a distribuidora (Nota Técnica nº 059/2007-SRG/ANEEL, de 26 de novembro de 2007).

50. Conforme previsto no Contrato de Concessão, para o cálculo do Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) as Perdas Elétricas do Sistema de Distribuição (Técnicas e Comerciais) receberão o tratamento a elas estabelecido no momento da última revisão tarifária periódica da concessionária. Sendo assim, o Balanço Energético a ser considerado na Data do Reajuste em Processamento (DRP) apresentou um montante de Energia Requerida de 2,23% MWh, a saber:



Data da Revisão 07/08/07Perdas % sobre

a Energia Requerida

Perda Técnica (%) => PT_MWh / vendas_cativo 7,2050% 11,04%

Perda Comercial (%) => PC_MWh / vendas_cativo 5,0519% 7,74%

Perda Rede Básica DRA (%) 2,45% 2,18%

Perda Rede Básica DRP (%) 2,23%Mercado de Consumidor Livre (MWh) 3.532.342,00Mercado de Venda (MWh) (cativo +

suprimento)5.043.883,00

Energia Injetada 9.774.247,11

Resultado Obtido - Perdas Elétricas

Energia Requerida 6.381.302,29 PERDAS (MWh) Técnicas na D 704.232,91 Comerciais 493.789,20 Rede Básica das Perdas da D 26.754,80 Rede Básica do consumo cativo 112.642,38 Perdas Totais 1.337.419,29

51. A SRE elaborou o Balanço Energético para o período de referência do reajuste tarifário em análise, contendo as informações físicas apresentadas no quadro abaixo, referentes à geração própria, leilões de energia, energia do PROINFA, e dos contratos bilaterais:



BALANÇO ENERGÉTICO PARA DEFINIÇÃO

DE SOBRAS FÍSICAS NO IRTTOTAL - MWh

(1) Energia PROINFA - MWh 77.845

(2) Itaipu - MWh 1.721.955

(3) = (4)+(5)+(6)+(7) Compra de Energia 4.811.466

(4) Contratos Bilaterais - MWh 1.230.375

ENERGEST 99.322CESA - VIÇOSA 24.595CESA - SÃO JOÃO 134.338ENERPEIXE 558.354ENERTRADE 413.766

(5) Leilão - Energia Existente - MWh 3.504.621

LEILÃO 2005-08 1.852.589LEILÃO 2006-08 1.499.923LEILÃO 2006-03 344LEILÃO 2007-08 (A-1) 0LEILÃO 2008-08 105.101LEILÃO 2007-08 46.664LEILÃO 2009-08 0

(6) Leilão - Energia Existente - MWh 35.071

6º Leilão de Ajuste 35.071

(7) Leilão - Energia Nova - MWh 41.399

A-3 2008-H30 4.554A-3 2008-T15 36.845

(8) = (1)+(2)+(3) Energia Disponível - MWh (CONTRATOS) 6.611.265

(9) Fornecimento - MWh 4.652.471

(10) Suprimento - MWh 391.412

(11) = (9) + (10) Totais de Vendas - MWh (MERCADO) 5.043.883

(12) Energia Injetada - MWh 9.774.247

(13) Perdas Regulatórias na Distribuição ( % - REVISÃO12,26%

(14) Perdas Regulatórias na Rede Básica (% DRA) 2,45%

(15) Perdas Regulatórias na Rede Básica (% DRP) 2,23%

(16) = ((11) + (12) * (13)) * (1 + (15)) Energia Requerida - MWh (DRP) 6.381.302

(17) = ((11) + (12) * (13)) * (1 + (14)) Energia Requerida - MWh (DRA) 6.394.832

(16) = (8) - (17) Disponibilidade Líquida (SOBRAS) 216.433



52. O Quadro-Resumo a seguir apresenta os montantes físicos (MWh), as tarifas (R$/MWh) e as respectivas despesas (R$), considerados no cálculo da energia comprada da ESCELSA:

Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2007 DRA - R$

1) CONTRATOS BILATERAIS 1.230.375 101.945.992,10 CESA - VIÇOSA 24.595 82,86 2.037.900,96 CESA - SÃO JOÃO 134.338 82,86 11.130.903,59 ENERPEIXE 558.354 82,86 46.263.900,11 ENERTRADE 413.766 82,86 34.283.719,24

2) LEILÃO AJUSTE 32.952 2.730.295,24 6º Leilão de Ajuste 32.952 82,86 2.730.295,24 3) LEILÃO ENERGIA NOVA 38.897 3.222.904,08 LEILÃO 2008-H30 4.279 82,86 354.524,47 LEILÃO 2008-T15 34.618 82,86 2.868.379,61

4) LEILÃO ENERGIA EXISTENTE 3.292.809 272.834.491,05 LEILÃO 2005-08 1.740.623 82,86 144.223.960,59 LEILÃO 2006-08 1.409.271 82,86 116.768.925,92 LEILÃO 2007-08 43.844 82,86 3.632.780,79 LEILÃO 2006-03 323 82,86 26.749,39 LEILÃO 2007-08 (A-1) 0 82,86 - LEILÃO 2008-08 98.749 82,86 8.182.074,36 LEILÃO 2009-08 0 82,86 - 4) ITAIPU 1.721.955 82,86 142.677.147,24

5) GERAÇÃO PRÓPRIA 0 82,86 -

6) PROINFA 77.845 82,86 6.450.031,95

7) EXPOSIÇÃO CCEE 0 82,86 -

TOTAL ENERGIA REQUERIDA EM DRA6.394.832 82,86 529.860.861,67

ESCELSA - DRA



Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2008 DRP - R$

1) CONTRATOS BILATERAIS 1.188.846 135,75 161.384.074,59 ENERGEST 138.988 137,48 19.108.016,05 CESA - VIÇOSA 24.528 165,63 4.062.622,93 CESA - SÃO JOÃO 120.310 153,32 18.446.142,65 ENERPEIXE 472.164 150,52 71.070.363,28 ENERTRADE 432.857 112,50 48.696.929,69 4) ITAIPU 1.663.086 76,48 127.187.534,37

5) PROINFA 108.326 0,00 -

SUBTOTAL (1+2+3+4+5) 2.960.257 288.571.608,96

COMPLEMENTO APÓS LEI 10.848 3.421.045 80,87 276.648.438,97

TOTAL ENERGIA REQUERIDA EM DRP6.381.302 88,57 565.220.047,93

ESCELSA - DRP

Outros Componentes Financeiros

53. Conforme previsto no Art. 7º da Resolução Normativa n° 77, de 18 de agosto de 2004, foram considerados no atual reajuste tarifário da ESCELSA os valores relativos à perda de receita de distribuição decorrentes dos descontos concedidos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, aplicáveis aos empreendimentos hidrelétricos com potência instalada igual ou inferior a 1 MW e aos geradores com potência instalada menor ou igual a 30 MW (PCH e Fontes Incentivadas), destinados à produção independente ou autoprodução, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada. Foram contemplados no atual cálculo tarifário da ESCELSA, os valores fiscalizados e validados pela SFF, no Memorando nº1019/2008-SFF/ANEEL, de 22 de julho de 2008, totalizando um valor de R$ 2.703.414,46 devidamente atualizados para agosto de 2008.

54. Ainda em relação aos descontos de que trata a REN nº 77, de 2004, foi considerada no atual cálculo tarifário da ESCELSA a “Previsão Subsídio Fonte Incentivada – Consumidor Livre” referente aos próximos 12 meses, no valor de R$ 2.973.327,96 , devendo ser apurada a diferença entre o valor ora contemplado e o efetivamente realizado para fins de compensação no próximo reajuste tarifário da concessionária.

55. Igualmente, visto que o subsídio referente ao conjunto de consumidores denominado “Baixa Renda T4" (quantidade de unidades consumidoras faturadas com a tarifa de baixa renda, que já pertenciam à referida subclasse pelas regras específicas estabelecidas nas Portarias do DNAEE) não é contemplado no montante da subvenção econômica homologada pela ANEEL, portanto, não é repassado às distribuidoras pela ELETROBRÁS, foi considerada no atual cálculo tarifário da ESCELSA a “Previsão Subsídio Baixa Renda” referente aos próximos 12 meses, no valor de R$ 4.672.177,14 , calculado a partir dos dados fornecidos pela Superintendência de Regulação da Comercialização da Eletricidade – SRC por meio do Memorando nº 369/2008-SRC/ANEEL, de 14 de julho de 2008, devendo ser apurada a diferença entre o valor



ora contemplado e o efetivamente realizado para fins de compensação no próximo reajuste tarifário da concessionária.

56. No cálculo da Revisão tarifária da empresa em 2007 foi considerado o faturamento com o desconto previsto para as atividades de irrigação e aqüicultura, conforme Resolução n° 207, de 09 de janeiro de 2006. Com isso, no cálculo da perda de receita provocada pelo subsídio para irrigantes e aqüicultores, foram considerados os valores até a data de 7 de agosto de 2007, quando houve a revisão tarifária. Sobre os valores fiscalizados pela SFF foram alteradas as tarifas para as do Anexo I, sem RTE. Esse cálculo resultou em um componente financeiro de R$ 1.007.299,92 .

57. No cálculo do reajuste tarifário foi considerada a previsão de perda de receita da distribuidora para o período de agosto de 2008 a julho de 2009 em decorrência dos descontos concedidos na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica das atividades de irrigação e aqüicultura, conforme Resolução n° 207, de 09 de janeiro de 2006, no valor de R$ 4.689.970,10 .

58. A SFF, por meio do Memorando n.º 1019/2007 também validou o montante de R$ 9.565.697,10 relativo aos descontos concedidos à energia destinada aos agentes autoprodutores, conforme dispõe os artigos 19 e 20 da Resolução Normativa n.º 166, de 10 de outubro de 2005. A empresa não obteve um aumento de receita no período de agosto de 2007 a julho de 2008 que compensasse a não arrecadação de CCC, CDE e PROINFA desses consumidores. Por isso, os valores informados pela SFF foram integralmente repassados, com a atualização monetária pelo IGP-M, resultando no valor final de R$ 10.533.839,20 .

59. Ainda em relação aos descontos de que trata a Resolução Normativa n.º 166, de 2005, foi considerada no atual cálculo tarifário da ESCELSA a “Previsão de Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes - Res. 166/2005” referente aos próximos 12 meses, no valor de R$ 12.754.262,80 , devendo ser apurada a diferença entre o valor ora contemplado e o efetivamente realizado para fins de compensação no próximo reajuste tarifário da concessionária.

60. O art. 38 do Decreto nº 5.163/04, determina que no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica de que tratam os seus arts. 36 e 37 às tarifas dos consumidores finais, a ANEEL deverá considerar até cento e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento do agente de distribuição. Este repasse foi regulamentado pela Resolução Normativa nº 255 de 06 de março de 2007. Entretanto esta resolução determina que a apuração desta sobrecontratação é de responsabilidade de Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e que esta “deverá apresentar à ANEEL, em até 60 dias da publicação desta Resolução, proposta de Regra e Procedimento de Comercialização objetivando disciplinar os cálculos, os prazos, as condições e a forma do fluxo de informações necessários à apuração das Sobras Contratuais.” 61. Na análise do resultado da sobrecontratação foi observado um possível conflito entre a forma de gestão da compra de energia pela ESCELSA e o princípio estabelecido no contrato de concessão de que a concessionária obriga-se a obter a energia elétrica requerida pelos usuários ao menor custo efetivo, dentre todas as alternativas disponíveis. Em agosto de 2007, quando o Preço de Liquidação de Diferenças – PLD caiu ao patamar de R$ 39,27 / MWh, a ESCELSA optou por sazonalizar toda a energia do contrato com a ENERTRADE nos últimos 5 meses do ano unicamente no mês de agosto. A conseqüência desta ação foi que a empresa teve que comprar energia nos últimos meses do ano, onde o PLD atingiu patamares de até R$ 204,93 / MWh. Tais práticas produziram um custo adicional à distribuidora em torno de R$ 7 milhões. 62. A SRE solicitou à CCEE informações com vistas a subsidiar análise mais aprofundada do tema, e foi constatado que a sazonalização foi decidida no dia 13 de setembro de 2007, data limite para inserção na CCEE da sazonalização definitiva do mês de agosto de 2007. Neste período, já eram conhecidos os PLDs das primeiras duas semanas do mês de setembro, no patamar de R$ 130 / MWh. Ou seja, caso a empresa tomasse a decisão com base na modicidade tarifária, teria optado por sazonalizar menos energia em agosto e mais energia em setembro, o contrário do que ela optou por fazer.



Contrato com a Enertrade e PLD médio mensal

Sazonalização da Enertrade

0

50

100

150

200

250

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

R$/MWh

0

30

60

90

120

150

GWh

Previsto (julho de 2007) Realizado PLD médio Enertrade

63. De acordo com a manifestação da ESCELSA, a opção pela sazonalização foi determinada pelo modelo de risco da distribuidora, com o objetivo de minimizar o custo total de compra de energia para o consumidor. Porém, como já indicado no item anterior, quando foi feita a decisão da empresa na CCEE já havia uma indicação de grande elevação dos preços de setembro e até o final do ano. 64. A este respeito, transcrevemos a seguir trechos do contrato bilateral entre partes relacionadas firmado entre ENERTRADE e ESCELSA, e do Procedimento de Comercialização da CCEE que trata do Registro dos Contratos Bilaterais:

A cláusula 4ª do entre ENERTRADE e ESCELSA, de 23 de dezembro de 2002 estabelece que:

“CLAUSULA 4ª – (...) A sazonalização durante os meses, bem como o volume a

ser registrado no Sinercom para fins de contabilização serão definidos pela Compradora no mês de dezembro de cada ano, dentro do limite de sazonalização da Usina.”

Conforme previsto no contrato entre as partes, a responsabilidade pela definição da

sazonalização mensal é da distribuidora. Inclusive, pelo contrato, não se poderia mudar o valor no decorrer do ano, uma vez que há uma determinação para que a sazonalização seja feita em Dezembro. 65. Fica claro então que a concessionária vem descumprindo o Contrato de Concessão nº 001/1995, firmado entre a União e a ESCELSA, que estabelece na Décima Quinta Subcláusula da Cláusula Sétima que: “A CONCESSIONÁRIA obriga-se a obter a energia elétrica requerida pelos usuários ao menor custo efetivo, dentre as alternativas disponíveis, quando comparado com os custos observados no contexto nacional e internacional.”



66. Quanto ao repasse da sobrecontratação, em caso análogo ao discutido nos itens anteriores, porém sobre a CPFL Paulista, a Procuradoria Federal/ANEEL manifestou-se mediante Parecer nº 098/2008-PF/ANEEL, o qual concluiu que:

“Portanto, caso reste comprovado em eventual caso concreto a violação do direito do consumidor ao serviço adequado ou o descumprimento obrigação do concessionário de adquirir energia pelo menor custo efetivo ou abuso de direito ou inobservância à função social do contrato, “violado o direito, nasce para o titular a pretensão”, como dispõe o art. 189 do Código Civil. No caso, a pretensão de reparação do dano causado ao consumidor, que pode ser compensado na tarifa. Note-se que a solução ora discutida não passa pelo direito de repasse de sobrecontratação da concessionária. Trata-se de devolver aos consumidores, por meio da tarifa, eventual sobrecusto que lhes foi imputado por um ato ilícito, um abuso de direito: as manobras oportunistas de uma dada distribuidora, independente do direito de repasse de eventual sobrecontratação”.

67. Com base nos fatos constados através das informações prestadas pela CCEE, quanto à data da sazonalização da ENERTRADE e ESCELSA, descritos anteriormente, e no Parecer nº 098/2008-PF/ANEEL, para efeitos tarifários, a sobrecontratação foi recalculada considerando os montantes relativos ao contrato ENERTRADE e ESCELSA que haviam sido inseridos no Sinercom até julho de 2007. Dessa forma, serão devolvidos às consumidores cativos da ESCELSA o montante de R$ (2.171.976,82), calculado em conformidade com a metodologia aprovada na Resolução nº 255/2007.

68. Conforme dispõe o art. 28 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, em seus §§ 2º e 3º, as regras de comercialização prevêem mecanismos específicos para o rateio dos riscos financeiros decorrentes de diferenças de preços entre submercados, eventualmente impostos aos agentes de distribuição que celebrarem Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na modalidade de quantidade de energia. Garantindo o repasse em caso de cobertura não integral dos custos incorridos, este procedimento está de acordo com o § 1º do artigo 36 do mesmo decreto, que prevê a neutralidade do repasse dos custos dos CCEARs. A ESCELSA apresentou, segundo informações da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, um lucro devido a sua exposição líquida nas contabilizações efetuadas no período de janeiro de 2006 a dezembro de 2007, que devidamente atualizada pela variação do IPCA até agosto de 2008 resultou no valor negativo de R$ (368.820,76), considerado no atual reajuste tarifário da concessionária.

69. Nos cálculos tarifários têm sido reconhecidos os custos relativos à constituição e/ou manutenção das garantias financeiras exigidas na contratação de energia elétrica no ambiente regulado (CCEAR), em conformidade com os Editais de Leilões de Compra de Energia proveniente de Empreendimentos Existentes (Fiança Bancária, Contrato de Constituição de Garantia - CCG ou Cessão de CDB) ou de Novos Empreendimentos (Contrato de Constituição de Garantia de Pagamento - CCG, via Vinculação de Receitas), haja vista que a existência de tais garantias contribui para a modicidade tarifária, uma vez que possibilitam aos vendedores a redução dos preços de venda, dada a segurança do recebimento dos valores envolvidos na compra e venda de energia elétrica. Sendo assim, foram considerados no atual cálculo tarifário da ESCELSA os valores fiscalizados e validados pela SFF, referentes aos dispêndios relativos ao período de agosto de 2007 a junho de 2008, no total de R$ 46.135,06 , devidamente atualizado pela variação do IGPM até agosto de 2008.

70. Por meio do Memorando nº 1019/2008-SFF/ANEEL, de 22 de julho de 2008, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF validou os valores referente aos custos incorridos pela concessionária na contratação de empresa especializada para realização da reavaliação dos ativos com vistas à composição da base de remuneração da concessionária, conforme estabelecido na Resolução nº 493, de 03 de setembro de 2002. Assim, atualizando-se os valores verificados de acordo com a variação do IGPM até agosto de 2008, foi considerado no atual reajuste tarifário da ESCELSA um ajuste financeiro de R$ 257.801,47 .



71. No processo de reajuste das tarifas de suprimento da ESCELSA para a Santa Maria, foram calculados os passivos financeiros referentes à aplicação retroativa a janeiro de 2006 da resolução normativa 243/2006 que efetuou uma correção nos níveis de subsídio que vinham sendo aplicados às concessionárias com mercado inferior a 500GWh/ano. Desta maneira, ao se retirar o desconto que era aplicado à Tarifa de Energia – TE e ao isentar as concessionárias supridas do pagamento da TUSD fio “B” foram criadas uma bolha positiva relativa à TE (a ser devolvida à ESCELSA) e uma negativa relativa à TUSD (a ser recebida da ESCELSA). Entretanto, uma vez que este subsídio dado pela REN 206/2005 e posteriormente corrigido pela REN 243/2006 foi pago pelos consumidores da ESCELSA até agosto de 2007, data da revisão tarifária da empresa, faz-se necessário que as bolhas financeiras em questão sejam devolvidas a estes consumidores. Para o período de janeiro de 2006 até agosto de 2007, foi apurado o valor a devolver para os consumidores de R$ (1.591.785,12) , ao qual foi retirado o componente financeiro concedido no IRT de 2006 da empresa devido ao mesmo assunto de R$ 3.245.469,15 (base: agosto de 2006), cuja soma e já atualização monetária pelo IGPM até agosto de 2008 resultou no valor negativo de R$ (5.477.494,18), a ser considerado neste IRT.

72. A abertura tarifária realizada pela ANEEL no presente IRT considerará que a Santa Maria pagará a tarifa de TUSD sem o desconto da TUSD Fio B, conforme determina a Resolução Normativa nº 243/2006. Por isso, essa perda de receita estimada da empresa para o período de agosto de 2008 a julho de 2009 será compensada pelo componente financeiro de R$ 7.769.407,99 , e eventuais diferenças entre a perda de receita estimada neste período e a verificada será objeto de retificação do próximo IRT.

Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA

73. Os valores da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA em Processamento relativos à ESCELSA, foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF e validados pela SFF e pela SRE, e, conforme o Memorando n°1019/2008-SFF/ANEEL, de 22 de julho de 2008.

74. Com relação aos valores da CVAenergia fiscalizados e informados pela SFF, vale destacar que o tratamento dado pela SRE foi o de considerar os volumes contratados para atendimento de 100% do menor valor entre o mercado regulatório e o real apurado mensalmente. Os montantes contratados excluídos do cálculo mensal da CVAenergia obedeceram à ordem de corte prevista na Resolução Normativa nº 255, de 06 de março de 2007, que estabeleceu os critérios de repasse dos custos de sobrecontratação de até 103% do mercado regulatório. O cálculo da sobrecontratação de energia sob a nova metodologia disciplinada na referida Resolução, demandou nova forma de apuração da CVAenergia mediante a aplicação de Fatores “K” Mensais que objetivam limitar o montante de energia contratada até 100% do mercado. Tal adequação na forma de apurar a CVAenergia constitui um tratamento provisório até que se concluam os estudos sobre a metodologia definitiva conforme determinado na reunião da Diretoria que homologou a citada Resolução.

75. Outro procedimento adotado pela SRE, em relação à CVAenergia fiscalizada e validada preliminarmente pela SFF, diz respeito à inclusão no cálculo da referida CVA dos montantes de energia do PROINFA (MWh) e Geração Própria (MWh) de modo a assegurar a neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica, haja visto que a energia do PROINFA (MWh) e Geração Própria é parte integrante do balanço energético da concessionária, bem como compõe o cálculo da tarifa média da compra de energia apurada no último reajuste tarifário. Além disso, os preços praticados no contrato com a Enertrade foram alterados para os mesmos homologados no reajuste tarifário da empresa em 2006 de R$ 89,57 / MWh, nos meses até julho de 2007; e para os mesmos homologados na revisão tarifária da empresa em 2007, de R$ 92,46 / MWh, para o mês de agosto de 2007.



76. Sendo assim, depois de verificados e validados pela SRE os valores da CVAenergia, o montante final da CVA em Processamento da ESCELSA, atualizado até o trigésimo dia anterior à data contratual do reajuste, resultou em R$ 10.771.304,47 , conforme quadro a seguir:

CVA EM PROCESSAMENTO R$

Conta de Consumo de Combustíve is - CVAccc

602.883,87

Repasse Itaipu – CVAE.ITAIPUTransporte Itaipu – CVAT.ITAIPU (165.058,97)Rede Básica – CVAREDEBÁSICA (7.100.728,94)Compensação Financeira – CVACFURH

-

Encargos Serviço do Sistema - CVAESS

14.011.837,73

Conta Desenvolvimento Energético – CVACDE

(5.816.162,03)

Energ ia Comprada - CVAEnerg 6.004.700,11 Energ ia PROINFA – CVAPROINFA 3.233.832,69

CVA até o 30° dia anterior ao reajuste

10.771.304,47

77. Os valores da CVA em processamento validados pela SFF e pela SRE, remunerados pela taxa de juros SELIC até o quinto dia útil anterior ao reajuste tarifário, atingiram o montante de R$ 10.899.526,12 .

78. Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA´s atualizados até o quinto dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais, divulgada pelo Banco Central do Brasil, referente aos trinta dias anteriores à data de reajuste anual, e a projeção de variação indicada no mercado futuro, trinta dias antes da data de reajuste tarifário anual, da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros para prazo de doze meses. No caso da ESCELSA, a menor taxa obtida na comparação acima mencionada foi a da taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC, de 12,17%, resultando o valor final da CVA em Processamento de R$ 11.592.769,80 , conforme quadro a seguir:



CVA EM PROCESSAMENTO DISPOSITIVO LEGAL R$Conta de Consumo de Combustíveis - CVAccc

Resolução n° 492, 20/11/2001

645.384,21

Repasse Itaipu – CVAE.ITAIPU Resolução n° 491, 20/11/2001

-

Transporte Itaipu – CVAT.ITAIPU Resolução n° 493, 20/11/2001

(176.694,81)

Rede Básica – CVAREDEBÁSICA Resolução n° 494, 20/11/2001

(7.601.295,42)

Compensação Financeira – CVACFURH

Resolução n° 495, 20/11/2001

-

Encargos Serviço do Sistema - CVAESS

Resolução n° 089, 18/02/2002

14.999.603,41

Conta Desenvolvimento Energético – CVACDE

Resolução n° 184, 09/04/2003

(6.226.172,86)

Energ ia Comprada - CVAEnerg Resolução n° 153, de 14/03/2005

6.490.143,27

Energ ia PROINFA – CVAPROINFA Resolução n° 189, de 06/12/2005

3.461.802,00

TOTAL 11.592.769,80

79. Conforme previsto no § 4° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 2002, para o cálculo do Reajuste Tarifário de 2008 foi verificado se o saldo da CVA em Processamento considerado no IRT de 2007 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição do reajuste tarifário da concessionária e o mercado verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada. No caso da ESCELSA, conforme demonstrado no quadro a seguir, apurou-se um Saldo a Compensar da CVA Ano Anterior de R$ 3.878.744,11 , a ser considerado para este reajuste tarifário anual a partir 7 de agosto de 2008:



24.849.258,14 Até o 5° dia útil anterior - Calculada no IRT anterior

Receita Cativo Receita Cativo CVA Saldo CVA SaldoCOM Financeiros SEM Financeiros Atualizado a Compensar

1,00992635 ago/07 91.116.324,16 86.297.211,58 1.884.836,12 25.095.920,61 23.211.084,49 1,00804961 set/07 83.843.205,87 79.408.766,14 1.729.240,22 23.397.924,74 21.668.684,52 1,00929493 out/07 84.401.117,33 79.937.169,85 1.739.669,11 21.870.093,35 20.130.424,24 1,00844670 nov/07 97.384.279,07 92.233.656,41 2.000.525,40 20.300.459,99 18.299.934,59 1,00844670 dez/07 91.080.340,58 86.263.131,16 1.872.874,53 18.454.508,74 16.581.634,21 1,00929384 jan/08 95.418.041,85 90.371.412,83 1.960.669,38 16.735.741,21 14.775.071,83 1,00802232 fev/08 93.918.733,02 88.951.401,96 1.932.292,85 14.893.602,14 12.961.309,29 1,00844598 mar/08 92.332.795,22 87.449.343,89 1.898.777,10 13.070.780,23 11.172.003,13 1,00901426 abr/08 99.149.991,95 93.905.981,31 2.038.159,49 11.272.710,44 9.234.550,95 1,00876783 mai/08 93.945.059,17 88.976.335,73 1.932.426,42 9.315.517,91 7.383.091,49 1,00955592 jun/08 89.205.695,01 84.487.634,99 1.839.072,29 7.453.643,76 5.614.571,47 1,01069671 jul/08 87.137.609,98 82.528.930,30 1.795.884,81 5.674.628,92 3.878.744,11

1.098.933.193,22 1.040.810.976,15 22.624.427,74

Valor da CVA 5° dia Útil

Selic Efetiva*

Mês/AnoCVA recebida cativo+carga

80. Cabe destacar que devido à nova metodologia de cálculo da tarifa média de compra de energia aplicada no reajuste de 2007, a CVA energia em processamento até o quinto dia útil anterior do reajuste anterior foi recalculado considerando as novas tarifas médias e a inclusão dos montantes de energia do PROINFA e Geração Própria a partir de janeiro de 2006. Isso produziu um ajuste no valor de R$ 5.088.344,21 , o que resultou em um recálculo do valor da CVA em processamento até o quinto dia útil anterior do reajuste anterior de R$ 24.849.258,14 .

Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica e Programa LUZ PARA TODOS (PLPT)

81. No reajuste tarifário anual de 2007 da ESCELSA foi considerado, a título provisório, o valor de R$ 17.713.117,82 , referente ao déficit incorrido pela concessionária com a implementação do Programa Luz Para Todos - PLPT.

82. Tendo em vista o disposto na Resolução Normativa n° 294, de 11 de dezembro de 2007, que estabeleceu a metodologia aplicável e os procedimentos de repasse tarifário dos déficits incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica em função da execução do Programa Luz Para Todos, e após as análises cabíveis das informações fornecidas pela concessionária, a SRE considerou no atual cálculo tarifário da ESCELSA um componente financeiro atualizado até agosto de 2008 de R$ (2.418.347,04), já revertido o valor provisoriamente considerado no cálculo do IRT de 2007, devidamente corrigido.

83. A empresa alega que os dados das obras do Programa fornecidos à ANEEL pela ELETROBRÁS estão desatualizados, e portanto não refletem tudo o que já foi executado no programa. Segundo dados da empresa, em maio de 2008 ela já havia ligado à sua rede de distribuição de energia elétrica 32.150 clientes, praticamente a totalidade contratada nas 3 tranches do programa (de 34.399). Porém, somando os clientes atendidos pelas obras do programa informados pela ELETROBRÁS com os clientes atendidos pelo Governo do Estado informado pela concessionária, foram atendidos até agora apenas 25.822. Desta forma, caso a empresa entre em contato com a ELETROBRÁS e haja alguma alteração dos dados informados por ela para a ANEEL, deverá haver uma adequação do cálculo do PLPT realizado neste reajuste.



84. A diferença entre o reajuste solicitado pela ESCELSA, de 10,56%, e o reajuste tarifário calculado pela SRE, de 12,17%, está demonstrada a seguir:



ITENS EMPRESA ANEEL MOTIVO

IGP-M - FATOR X 10,03% 10,00%A empresa utilizou percentuais do IGPM projetados

RA0 1.266.660.974 1.275.540.534 ANEEL usou GTF enviado pela empresa após retificação de tarifas

ENCARGOS SETORIAISRGR (Anual e Ajuste) 23.506.747 16.033.691 ANEEL usou valores definidos pela SFFTFSEE 4.185.335 3.358.628 ANEEL usou valor definido pela SRE

P&D 12.444.047 12.835.342 ANEEL usou metodologia de cálculo da Resolução 233/2006

ONS 55.774 61.241 ANEEL usou valor homologadoESS 120.559 7.570.190 ANEEL usou previsão mais recente de custoENERGIA COMPRADA

ENERGIA COMPRADA 433.903.947 438.032.514

ANEEL usou metodologia de cálculo e de repasse da Resolução 305/2008 e do Decreto 5.163/2004

ITAIPU 131.293.967 127.187.534 ANEEL usou cotação de dólar do dia 17/07/2008PARCELA B

ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO - IRT 7,53% 7,48%COMPONENTES FINANCEIROSCVA em processamento 12.824.826 11.592.770 ANEEL usou valores validados pela SFF e SRE

CVA saldo a compensar do ano anterior (1.050.279) 3.878.744 ANEEL recálculou a CVA energia do IRT 2007, considerando os montantes de PROINFA

Recomposição de subsídio irrigante aquicultor - REN 207/06 5.374.332 1.007.300

ANEEL considerou valores até revisão tarifária da empresa

Recomposição de subsídio TUSD - REN 77/04 2.652.758 2.703.414 ANEEL usou valores validados pela SFF Previsão Subsídio - Baixa Renda - 4.672.177 ANEEL usou valores validados pela SRC Déficit do Programa Luz para Todos - (2.418.347) Empresa não pleiteou o valor

Recálculo do IRT ano anterior - 12.055.701 ANEEL considerou efeito da retificação parcial da Revisão Tarifária

Sobrecontratação - Dec 5163/2004 5.466.410 (2.171.977) ANEEL usou metodologia da Resolução 255/2007 Diferença de preços entre submercados (346.286) (368.821) ANEEL usou valores validados pela CCEE

Diferença de receita da ELFSM (1.612.840) (5.477.494)ANEEL recalculou financeiro de 2006 de R$ 3,5 MM, usou tarifa calculada no passivo da ELFSM

Descontos concedidos para Auto Produtor - REN 166/05 10.441.413 10.533.839 ANEEL usou valores validados pela SFF Passivo UHE Mascarenhas - REH ANEEL nº 497/2007 4.180.758 5.632.072

ANEEL considerou valor integral do passivo, conforme Res. Hom. 497/2007

Despesas com Leilões - ACR e Garantias Financeiras 75.264 46.135 ANEEL usou valores validados pela SFF Despesas com Auditoria Independente - Ofício nº 1500/2007 - SRE/ANEEL 35.333 - Valor será avaliado na AP 52/2007 Previsão Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004 - 2.973.328 Empresa não pleiteou o valor Previsão de Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes - Res. 166/2005 - 12.754.263 Empresa não pleiteou o valor Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 - 4.689.970 Empresa não pleiteou o valorTOTAL COMPONENTES FINANCEIROS (R$) 41.240.512 64.319.819

FINANCEIROS (%) 3,03% 4,69%REAJUSTE TARIFÁRIO TOTAL 10,56% 12,17%

FINANCEIROS RETIRADOS DA BASE -5,04% -5,04%REAJUSTE TARIFÁRIO MÉDIO PERCEBIDO 5,51% 7,13%

Diferenças verificadas no Índice de Reajuste Tarifário - IRT em relação ao Pleito da Concessionária (R$ e %)



85. Com relação ao pleito de IRT da ESCELSA, as maiores diferenças com relação ao cálculo da ANEEL se encontram nos itens financeiros, principalmente na concessão pela ANEEL da cobertura prevista de subsídios para o período de agosto de 2008 a julho de 2009, não pleiteado pela empresa (diferença de R$ 25 milhões), além da bolha financeira devido ao recálculo ainda provisório da Revisão Tarifária da empresa em 2007 (R$ 12 milhões). Por outro lado, esse efeito foi amenizado pelas diferenças nos cálculos da Sobrecontratação de 2007 (itens 60 a 67 desta Nota Técnica) e do Subsídio de Irrigantes (considerado pela ANEEL apenas até 6 de agosto de 2007 – veja item 56 deste voto), em um total de R$ 12 milhões a menor pela ANEEL. 86. Outros itens que contribuíram com a diferença entre os dois índices estão motivados na tabela de diferenças anterior. 87. O quadro a seguir demonstra o efeito da abertura tarifária nos diferentes grupos de consumo cativo.

Reajuste Médio Final de Efeito Médio a ser percebido pelo Consumidor Cativo

Grupo de Consumo % A2 4,90% A3 5,00% A3a 6,27% A4 7,64%

AT (igual ou maior que 2,3 kV) 7,48% BT (abaixo de 2,3 kV) 6,96%

88. O art. 19 da Resolução Normativa n° 166, de 10 de outubro de 2005, regulamenta a aplicação da TUSD-Encargos para o atendimento feito por empreendimento próprio de produção independente e autoprodução. Dessa forma, nos Anexos II-A e II-B da Resolução Homologatória das tarifas da concessionária estão sendo incluídos os quadros relativos à TUSD específica para os PIEs e APEs, cujo faturamento deverá ser realizado de acordo com o disposto no art. n° 20 da Resolução n° 166/2005.

89. Para uma melhor compreensão, apresentamos, a seguir, análise detalhada da apuração do IRT da ESCELSA.

90. O cálculo do Índice de Reajuste Tarifário – IRT econômico da ESCELSA, para aplicação a partir de 29 de abril de 2008, resultou em um percentual médio de 7,48%, dos quais 3,96% referem-se à variação de custos da Parcela A e 3,52% são decorrentes da atualização da Parcela B, tendo sido considerada a variação acumulada do IGP-M de 15,12% e o Fator X de 5,13%, relativamente ao período de agosto de 2007 a julho de 2008.

91. Dentre os diversos itens de custos considerados no cálculo do IRT econômico da ESCELSA, merecem destaque os seguintes itens:

• A Parcela “B” da receita da concessionária (cuja variação foi de 10,00%, com impacto de 3,52%). Isso se deve à variação anual do IGP-M neste período de referência, de agosto de 2007 a julho de 2008, no percentual de 15,12%, que corresponde a mais de três vezes o percentual verificado em idêntico período do ano anterior;

• O encargo setorial PROINFA (cuja variação foi de 42,74%, com impacto de 0,438%), acompanhando o aumento de energia associada ao programa no mesmo período de 59,1%



• O encargo setorial ESS, cuja variação na previsão para os próximos 12 meses foi de 699,26%, com impacto de 0,519%; e cujo impacto no cálculo da CVA em Processamento foi de 1,094%. Essa variação se deve ao despacho fora da ordem de mérito no ano de 2008 determinado pelo CMSE com fins de segurança energética.

• As previsões de Subsídios do próximo período tarifário (para Irrigantes, AutoProdutores, Baixa Renda, Uso do Sistema de Distribuição para concessionárias com mercado inferior a 500 GWh/ano e geradoras de fontes alternativas e Consumidores atendidos por elas), cujo impacto total neste IRT foi de 2,397%.

• Ao recálculo da quarta revisão tarifária periódica da empresa de 2007, cuja diferença de Receita requerida gerou um item financeiro de R$ 12.055.700,97 , com impacto no índice de reajuste de 0,879%.

92. Importante mencionar que o reajuste tarifário não segue necessariamente a mesma variação da inflação. A fórmula paramétrica constante no Contrato de Concessão considera uma “Parcela A“, contida de despesas não gerenciáveis pela concessionária, e uma “Parcela B“, contida de custos gerenciáveis pela mesma. As despesas constantes da “Parcela B“ são corrigidas unicamente, pela variação do Índice Geral de Preços do Mercado – IGP-M, no período de referência abordado, deduzido do compartilhamento de ganhos de produtividade, o “Fator X”. Portanto, as despesas constantes da “Parcela A”, destacadas no item 90, são conseqüência da aplicação de legislações específicas e podem trazer variações acima da inflação medida no período analisado. Os crescimentos dos encargos do item anterior foram superiores ao do IGP-M que, no período anual de referência da ESCELSA, apresentou uma variação de 15,12%. Cabe destacar que, conforme dispõe o Contrato de Concessão, as tarifas de energia elétrica não estão indexadas à variação da inflação, mas sim à variação dos componentes da “Parcela A” e da “Parcela B”.

93. Ao Índice de Reajuste Tarifário – IRT econômico de 7,48% foram adicionados ou subtraídos os componentes financeiros devidos, no total de 4,69%, resultando um percentual final médio de 12,17% para o reajuste tarifário anual de 2008 da ESCELSA.

Detalhamento dos valores da Parcela A - Custos Não Gerenciáveis – VPA

94. O Valor da Parcela A - VPA da ESCELSA apresentou uma variação de 6,12% no período de referência, conforme demonstrado abaixo, representando um percentual de 3,96% na composição do IRT econômico da concessionária:

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais em Reais no período % no IRT826.694.179 877.250.984 6,12% 3,96%

VPA

95. A participação de 3,96% do Valor da Parcela A – VPA no IRT tem a seguinte composição:

a) Reserva Global de Reversão – RGR



VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais em Reais no período % no IRT

RGR – ANO 14.725.570 16.608.189 12,78% 0,148%RGR – AJUSTE 0 -574.498 #DIV/0! -0,045%

TOTAL – RGR 14.725.570 16.033.691 8,88% 0,103%

RGR - ANO Resolução Homologatória nº 528, de 6 de agosto de 2007.Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008RGR – AJUSTE Resolução Homologatória nº 528, de 6 de agosto de 2007.Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008

RGR

ATOS LEGAIS EM DRA ATOS LEGAIS EM DRP

b) Conta de Consumo de Combustíveis - CCC

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais em Reais NO PERÍODO % NO IRT 67.977.282 61.235.943 -9,92% -0,529%

CCC Resolução Homologatória nº 432/2007 Res. Homolog. nº 616, de 26/02/08

CCC


c) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais Em Reais NO PERÍODO % NO IRT 62.702.140 61.653.509 -1,67% -0,082%

CDE Resolução Normativa nº 268/2007 Res.Normat. nº 291, de 27/11/2007

CDE


d) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais Em Reais NO PERÍODO % NO IRT 3.665.039 3.358.628 -8,36% -0,024%

TFSEE Nota Técnica nº 211/2007 - SRE/ANEEL Nota Técnica SRE n° 212, de 08/07/2008

TFSEE


e) Pesquisa e Desenvolvimento – P&D

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais Em Reais NO PERÍODO % NO IRT 11.657.847 12.835.342 10,10% 0,092%

P & D Fórmula - REN 233/2006 Res.Normat. nº 233, de 24/10/2006

P & D


f) Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS



VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais Em Reais NO PERÍODO % NO IRT 63.791 61.241 -4,00% 0,000%

ONS Resolução Autorizativa nº 772, de 19 de dezembro de 2006Resolução Autorizativa Nº 1.425, de 24 de junho de 2008

ONS


g) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais Em Reais NO PERÍODO % NO IRT 13.083.282 18.675.643 42,74% 0,438%

PROINFA Resolução Homologatória nº 405/2006 Res.Homolog. nº 567, de 27/11/2007

PROINFA


h) Encargos relativos ao Transporte de Energia

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO

em Reais em Reais NO PERÍODO % NO IRT REDE BÁSICA 96.633.029 101.944.778 5,50% 0,416%CONEXÃO 5.733.233 6.600.313 15,12% 0,068%TOTAL - TRANSPORTE 112.942.377 120.408.269 6,61% 0,585%

REDE BÁSICA Res.Homolog. nº 497, de 26/06/2007 Resolução Homologatória nº 671, de 24 de junho de 2008CONEXÃO Res.Homolog. nº 496, de 26/06/2007 Resolução Homologatória nº 670, de 24 de junho de 2008

TRANSPORTE DE ENERGIA


i) Energia Elétrica Comprada – EC

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO

Em Reais Em Reais NO PERÍODO % NO IRT 529.860.862 565.220.048 6,67% 2,772%

ENERGIA COMPRADA Aditivo ao Contrato de Concessão Aditivo ao Contrato de Concessão

ENERGIA COMPRADA




Detalhamento dos valores da Parcela B - Custos Gerenciáveis – VPB

96. O índice utilizado para reajustar a Parcela B reflete a variação acumulada do IGP-M no período de agosto de 2007 a julho de 2008, de 15,12%, que ajustado pelo Fator X de 5,13% atingiu o percentual de 10,00%. O valor da Parcela B da ESCELSA apresentou uma variação de 10,00% no período, conforme demonstrado abaixo, representando um percentual de 3,52% na composição do IRT da concessionária.

VALOR EM DRA VALOR EM DRP VARIAÇÃO % PARTICIPAÇÃO em Reais em Reais NO PERÍODO % NO IRT 448.846.356 493.721.870 10,00% 3,52%

VPB

Gráficos

97. Os gráficos abaixo se referem: Gráfico I – Participação percentual dos itens não gerenciáveis (VPA) e dos gerenciáveis (VPB) na composição do IRT. Gráficos II – Participação (peso) dos itens não gerenciáveis (VPA) e dos gerenciáveis (VPB), na composição da nova Receita Anual da ESCELSA. Gráfico III – Participação de cada segmento, tributos e encargos setorais na composição da receita da concessionária. Gráfico I

PARTICIPAÇÃO PERCENTUAL NA COMPOSIÇÃO DO " IRT "

ESCELSA

-9%

-6%

-3%

0%

3%

6%

9%



Gráfico II

PARTICIPAÇÃO % DOS ITENS DAS PARCELAS " A " e " B " NA COMPOSIÇÃO DA NOVA RECEITA DA ESCELSA

ENCARGOS DOCONSUMIDOR

13%

ENERGIACOMPRADA

41% TRANSPORTEDE ENERGIA

10%

" PARCELA "B36%

Gráfico III

GERAÇÃO24,25%

TRANSMISSÃO5,60%

DISTRIBUIÇÃO21,18%

ICMS30,74%

ENCARGOSSETORIAIS7,78%

PIS/COFINS10,44%

Tributos Incidentes por

dentro41,18%

98. Na a construção do gráfico anterior foram utilizadas as alíquotas médias de 30,74% para o ICMS e 10,44% para o PIS/COFINS. 99. O quadro a seguir demonstra, na primeira coluna, a participação percentual dos itens não gerenciáveis (VPA) e gerenciáveis (VPB) na composição do IRT. A segunda coluna demonstra quanto cada item evoluiu no período de 2007 a 2008. E a terceira coluna representa a distribuição da receita para cobrir os custos não gerenciáveis e gerenciáveis.



ITENS - Parcela A Participação IRTRelação 2008/2007Particip. Receita %RGR (ANUAL + AJUSTE) 0,10% 8,88% 1,17%CCC -0,53% -9,92% 4,47%TFSEE -0,02% -8,36% 0,24%CDE -0,08% -1,67% 4,50%CFURH 0,00% 0,00% 0,00%ESS 0,52% 699,26% 0,55%PROINFA 0,44% 42,74% 1,36%P&D 0,09% 10,10% 0,94%ONS 0,00% -4,00% 0,00%ENCARGOS DO CONSUMIDOR 0,52% 3,78% 13,23%ENERGIA COMPRADA 3,99% 13,13% 31,95%ITAIPU -1,21% -10,86% 9,28%ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA 2,77% 6,673% 41,228%TRANSPORTE ITAIPU 0,10% 12,17% 0,87%REDE BÁSICA (Selo/Nodal/Fronteira/Outros) 0,50% 6,09% 8,18%CONEXÃO 0,07% 15,12% 0,48%TRANSPORTE DE ENERGIA 0,67% 7,045% 9,527%

VPA1 - DRP 3,96% 6,12% 63,99%

VPB1 - DRP = (VPB0+DELTA PB)*(IGPM-X) 3,52% 10,00% 36,01%ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO - IRT 7,48%

Componentes Financeiros Participação IRTCVA em processamento 0,846%CVA saldo a compensar do ano anterior 0,283%Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 0,073%Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 0,197%Previsão Subsídio - Baixa Renda 0,341%Subsídio - Programa Luz Para Todos -0,176%Recálculo do IRT ano anterior 0,879%Repasse da sobrecontratação de energia REN n° 255/2007 -0,158%Exposição CCEAR entre Submercados -0,027%Parcela de Ajuste de Fronteira -0,445%Parcela de Ajuste de Conexão (PIS/COFINS, PA Revisão 0,021%Previsão Subsídio TUSD Fio "B" Suprida - Res 243/2006 0,567%Recomposição Tarifária Supridoras - Res 243/2006 -0,400%Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes 0,768%Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - 0,411%Despesas com Leilões - ACR e Garantias Financeiras 0,003%Consultoria para Reavaliação de Ativos - Res. 493/2002 0,019%Previsão Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD 0,217%Previsão de Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes 0,930%Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 0,342% TOTAL DOS COMPONENTES FINANCEIROS 4,69%

REAJUSTE TOTAL 12,17%FINANCEIROS RETIRADOS DA BASE -5,04%

REAJUSTE TARIFÁRIO MÉDIO PERCEBIDO 7,13%

PARTICIPAÇÃO NO IRT



100. O quadro abaixo demonstra a evolução dos custos (em R$), participação percentual no Índice de Reajuste Tarifário e a receita atualizada da ESCELSA.

ANTERIOR ATUAL VARIAÇÃO PARTICIP.DRA - R$ DRP - R$ (R$) NO IRT

RGR 14.725.570 16.608.189 1.882.619 0,15%RGR - Ajuste - (574.498) (574.498) -0,05%CCC 67.977.282 61.235.943 (6.741.339) -0,53%TFSEE 3.665.039 3.358.628 (306.411) -0,02%CDE 62.702.140 61.653.509 (1.048.631) -0,08%CFURH - - - 0,00%ESS 947.153 7.570.190 6.623.037 0,52%PROINFA 13.083.282 18.675.643 5.592.361 0,44%P&D 11.657.847 12.835.342 1.177.495 0,09%ONS 63.791 61.241 (2.550) 0,00%

Subtotal I 174.822.105 181.424.188 6.602.082 0,52%

ENERGIA COMPRADA 387.183.714 438.032.514 50.848.799 3,99%ITAIPU 142.677.147 127.187.534 (15.489.613) -1,21%

Subtotal II 529.860.862 565.220.048 35.359.186 2,77%TRANSPORTE ITAIPU 10.576.115 11.863.177 1.287.062 0,10%REDE BÁSICA NODAL 75.414.413 76.545.581 1.131.168 0,09%REDE BÁSICA FRONTEIRA 21.218.616 25.399.197 4.180.581 0,33%MUST ITAIPU 9.068.835 10.198.480 1.129.645 0,09%CONEXÃO 5.733.233 6.600.313 867.080 0,07%CUSD - - - 0,00%

Subtotal III 122.011.212 130.606.749 8.595.537 0,67%TOTAL 826.694.179 877.250.984 50.556.806 3,96%

448.846.356 493.721.870 44.875.514 3,52%

- 1.275.540.534 1.370.972.854 95.432.320 7,48%

64.319.819 4,69%Observação: variação do IGPM em 12 meses = = = > 15,12%

RA0

ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO - IRT

1.275.540.534

ITENS DA IRT

1.370.972.854

RECEITA

PARCELA A

ENCARGOS

Componentes Financeiros 12,17%

REMUNERAÇÃO DO CAPITAL

GERENCIÁVEIS

3,52%

Delta EconômicoRECEITA TOTAL ( R$) E IRT

7,5%

COMPRA DE

ENERGIA

REAJUSTE TOTAL

RA1

ENCARGOS DE

PARCELA B

GERENCIÁVEIS

NÃO GERENCIÁVEIS

3,96%

SETORIAIS

TRANSMISSÃO

Os quadros abaixo relacionados constituem os Anexos a esta Nota Técnica e se referem às planilhas de cálculos do IRT.



• Quadro A – Memória de Cálculo – Reajuste Tarifário Anual • Quadro B – Componentes Financeiros • Quadro C – CVA consolidada; • Quadro I – IVI–Índice de Variação da Inflação – IGP-M e Fator X; • Quadro II – Receita Anual-RAo e Mercado em (MWh); • Quadro III – Encargos Setoriais e de Transporte de Energia; • Quadro IV – Encargos de Rede Básica; • Quadro V – Encargos de Conexão; • Quadro VI – Tarifa Média da Energia Comprada; • Quadro VII – Energia Comprada; • Quadro VIII – Balanço Energético;

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

101. O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato. 102. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 06 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 103. O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão.

V. DA CONCLUSÃO 104. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 001/1995, no que consta do Processo nº 48500.002799/2008-20 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opinamos: i) pela aprovação do reajuste tarifário anual médio de 12,17%, a ser aplicado às tarifas da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos de 7,13% sendo de 7,48% para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 6,96% para os conectados em Baixa Tensão (BT); ii) pela fixação das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD; iii) pelo estabelecimento dos valores da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE e da receita anual referente às instalações de Conexão; e iv) pela aprovação, para fins exclusivos de cálculo do atual reajuste tarifário e de apuração da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA do próximo reajuste, da cobertura tarifária relativa ao Encargo de Serviço do Sistema – ESS, observados os Anexos a seguir discriminados:

a) Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica

• Anexo I, IA e IB – com vigência de 07 de agosto de 2008 a 06 de agosto de 2009, considera o índice de reajuste tarifário médio de 12,17% que incorpora os percentuais do Índice de Reajuste Tarifário - IRT econômico de 7,48% e dos componentes financeiros adicionais de



4,69%. Os Anexos, I-A e I-B, incorporam adicionalmente o reflexo da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE estabelecida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002.

• Anexo II – considera apenas o Índice de Reajuste Tarifário Anual – IRT econômico de 7,48%,

com vigência a partir de 7 de agosto de 2009, devendo constituir a base de cálculo dos reajustes tarifários subseqüentes.

b) Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD

• Anexo II-A – fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD, que inclui os reflexos da CVA e demais componentes financeiros pertinentes, com vigência de 07 de agosto de 2008 a 06 de agosto de 2009.

• Anexo II-B– fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD que estarão em

vigor a partir de 7 de agosto de 2009, devendo constituir a base de cálculo dos reajustes tarifários subseqüentes.

c) Receita Anual referente às Instalações de Conexão

• Anexo III-A – estabelece a receita anual referente às instalações de conexão das transmissoras Castelo Energética S/A - CESA e FURNAS Centrais Elétricas S/A - FURNAS que estará em vigor no período de 07 de agosto de 2008 a 06 de agosto de 2009.

• Anexo III-B – estabelece a receita anual referente às instalações de conexão das transmissoras Castelo Energética S/A - CESA e FURNAS Centrais Elétricas S/A - FURNAS que estará em vigor a partir de 7 de agosto de 2009, devendo constituir a base de cálculo dos reajustes tarifários subseqüentes.

d) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE

• Anexo IV – fixa para a distribuidora ESCELSA o valor da Taxa de Fiscalização de Serviços

de Energia Elétrica – TFSEE, referente ao período de agosto de 2008 a julho de 2009. e) Previsão do custo com Encargos de Serviço do Sistema - ESS da ESCELSA para 2008

• Anexo V – fixa para a distribuidora ESCELSA o valor da previsão do custo com Encargos de

Serviço do Sistema - ESS da ESCELSA para 2008.

f) Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica após término da RTE • Anexo VI – fixa as tarifas de fornecimento a ser aplicada após término de recolhimento dos

valores relativos à RTE, conforme previsto na Resolução Normativa nº 1, de 12 de janeiro de 2004.

VI. DA RECOMENDAÇÃO



105. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.

BRUNO HATORI VIDAL Especialista em Regulação

EDUARDO DE ALENCASTRO Líder do Processo de Reajuste Tarifário

De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica



REAJUSTE TARIFÁRIO DA ESCELSA - 2008

ANEXOS



Quadro A

Número índice

DRP DRA

7/8/2008 7/8/2007

IGP-M 15,12% 407,45 353,920

IPCA 6,45% 2.848,43 2.675,79

FATOR X 5,13%

(IGP-M - FATOR X) 10,00%

EMPRESA 10,03%

OBS.

RGR (Anual e Ajuste) 14.725.570,11 RGR (Anual e Ajuste) 14.725.570,11

CCC 67.977.282,15 CCC 67.977.282,15

TFSEE 3.665.039,22 TFSEE 3.665.039,22

CDE 62.702.140,43 CDE 62.702.140,43

CFURH - CFURH -

ESS 947.153,02 ESS 947.153,02

PROINFA 13.083.282,11 PROINFA 13.083.282,11

P&D 11.657.846,70 P&D 11.657.846,70

ONS 63.791,43 ONS 63.791,43

ENCARGOS SETORIAIS 174.822.105,17 ENCARGOS SETORIAIS 174.822.105,17

ENERGIA COMPRADA 386.916.262,52 ####### ENERGIA COMPRADA 387.183.714,43

ITAIPU 142.701.559,31 ####### ITAIPU 142.677.147,24

ENERGIA COMPRADA TOTAL 529.617.821,83 ENERGIA COMPRADA TOTAL 529.860.861,67

TRANSPORTE ITAIPU 10.576.115,08 TRANSPORTE ITAIPU 10.576.115,08

REDE BÁSICA (Selo/Nodal/Fronteira/Outros) 105.701.865,67 REDE BÁSICA (Selo/Nodal/Fronteira/Outros105.701.863,76

CONEXÃO 5.733.233,19 CONEXÃO 5.733.233,20

CUSD - - CUSD -

TRANSPORTE DE ENERGIA 122.011.213,94 TRANSPORTE DE ENERGIA 122.011.212,04

Subvenção Baixa Renda ####### Ajuste Econômico 11.093.580,05 19.898.616,52

RA0 1.266.660.974,05 ####### RA0 1.244.548.337,90

RA0 TOTAL 1.266.660.974,05 RA0 total 1.275.540.534,47 1,01%

VPA0-DRA 826.451.140,93 VPA0-DRA 826.694.178,88

VPB0-DRA 440.209.833,12 VPB0-DRA 448.846.355,60 0,2%

Part. % IRT 2008/2007 Part. % IRT

RGR (Anual e Ajuste) 23.506.747,00 0,693% RGR (Anual e Ajuste) 16.033.691,41 8,88% 0,103%

CCC 61.235.943,06 -0,532% CCC 61.235.943,06 -9,92% -0,529%

TFSEE 4.185.335,43 0,041% TFSEE 3.358.628,36 -8,36% -0,024%

CDE 61.653.509,11 -0,083% CDE 61.653.509,11 -1,67% -0,082%

CFURH - 0,000% CFURH - 0,00% 0,000%

ESS 120.559,04 -0,065% ESS 7.570.189,82 699,26% 0,519%

PROINFA 18.675.642,67 0,442% PROINFA 18.675.642,67 42,74% 0,438%

P&D 12.444.046,80 0,062% P&D 12.835.341,88 10,10% 0,092%

ONS 55.774,17 -0,001% ONS 61.241,28 -4,00% 0,000%

ENCARGOS SETORIAIS 181.877.557,27 0,56% ENCARGOS SETORIAIS 181.424.187,59 3,78% 0,52%

ENERGIA COMPRADA 433.903.947,00 3,710% ENERGIA COMPRADA 438.032.513,56 13,13% 3,986%

ITAIPU 131.293.966,98 -0,901% ITAIPU 127.187.534,37 -10,86% -1,214%

ENERGIA COMPRADA TOTAL 565.197.913,98 2,81% ENERGIA COMPRADA TOTAL 565.220.047,93 6,67% 2,77%

TRANSPORTE ITAIPU 11.863.177,46 0,102% TRANSPORTE ITAIPU 11.863.177,46 12,17% 0,101%

REDE BÁSICA (Selo/Nodal/Fronteira/Outros) 112.143.260,21 0,509% REDE BÁSICA (Selo/Nodal/Fronteira/Outros112.143.258,07 6,09% 0,505%

CONEXÃO 6.547.225,18 0,064% CONEXÃO 6.600.313,44 15,12% 0,068%

CUSD - 0,000% CUSD - 0,00% 0,000%

0,000%

TRANSPORTE DE ENERGIA 130.553.662,85 0,67% TRANSPORTE DE ENERGIA 130.606.748,98 7,04% 0,67%

DELTA PB DELTA PB - 0,00%

VPA1-DRP 877.629.134,11 4,04% VPA1-DRP 877.250.984,50 6,12% 3,96%

VPB1-DRP 484.375.279,31 3,49% VPB1-DRP 493.721.869,59 10,00% 3,52%

IRT EMPRESA 7,53% 7,53% IRT ANEEL 7,48% 7,48%

RA1 total 1.362.004.413,42 RA1 total 1.370.972.854,09

IRT EMPRESA 7,53% IRT Anexo II 7,48% sete vírgula quarenta e oito por cento

FORNECIMENTO a Fornecimento 25.004.765,88 FORNECIMENTO + USO CARGA b Fornecimento + Uso Carga 18.673.533,70 FORNEC. + USO CARGA + USO DISTRIB. c Fornecimento + Uso Carga + Uso Geração13.627.842,54 FORNEC. + SUPRIMENTO d Fornecimento + Uso Carga + Uso Distribuição(4.918.683,67) FORNEC. + SUPR. + USO (CARGA + DIST. + GER.) e Fornecimento + Uso Carga + Uso Geração 14.347.614,78

f Fornecimento + Suprimento (2.540.797,57) g Fornecimento + Suprimento + Uso Carga (467.514,89) h Fornecimento + Suprimento + Uso Carga 593.058,39

TOTAL 41.240.512,21 TOTAL 64.319.819,16

FINANCEIRO TOTAL (%) 3,03% FINANCEIRO TOTAL (%) 4,69% quatro vírgula sessenta e nove por cento

IRT TOTAL - EMPRESA 10,56% IRT Anexo I 12,17% doze vírgula dezessete por cento

COMPONENTES FINANCEIROS COMPONENTES FINANCEIROS

IVI

MEMÓRIA DE CÁLCULO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL DA ESCELSA

ANEXO II

DADOS: ANEEL

ANEXO II

OBS.

DIF. RECEITA BAIXA RENDA

DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR - DRA - R$ DATA DE REFERÊNCIA ANTERIOR - DRA - R$

DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO - DRP - R$

DADOS: ANEEL

DATA DO REAJUSTE EM PROCESSAMENTO - DRP - R$

brunovidal:

Crescimento de 60%???



Quadro B TIPO COMPONENTES FINANCEIROS R$ F Uc Ug Ud S TOTAIS POR TIPOa CVAcf - Compensação Financeira - a CVAec - Energia Comprada 10.197.481,13 a CVAei - Energia Itaipu - a CVAti - Transporte Itaipu (210.448,28) a CVAess - Encargo Serviços Sistemas 15.017.733,02 a CVArb (SELO) - a CVArb Itaipua Recálculo do IRT ano anterior - Proinfa e Geração Própriaa Saldo a compensar da Parcela "A" relativo à RTEa Saldo a compensar do PERCEE aa 25.004.765,88 b CVAccc (5.253.995,14) b CVAProinfa 4.766.970,90 b CVAcde (4.127.544,07) b Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes 10.533.839,20 b Previsão de Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - Autoprodutores e Produtores Independentes 12.754.262,80 b 18.673.533,70 c Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 1.007.299,92 c Previsão Subsídio - Irrigação e Aqüicultura - Res 207/2006 4.689.970,10 c Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004 2.703.414,46 c Previsão Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 2.973.327,96 c Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/2004c Previsão Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/2004c Subsídio - Baixa Rendac Previsão Subsídio - Baixa Renda 4.672.177,14 c Subsídio - Programa Luz Para Todos (2.418.347,04) c Remuneração dos Ativos de Conexão do A1 já Considerados na Base de Remuneraçãocc 13.627.842,54 d CVArb (NODAL) (4.918.683,67) dd (4.918.683,67) e Previsão Subsídio TUSD Fio "B" Suprida - Res 243/2006 7.769.407,99 e Recomposição Tarifária Supridoras - Res 243/2006 (5.477.494,18) e Parcela Restante do Delta PBe Recálculo do IRT ano anterior 12.055.700,97 e 14.347.614,78 f Repasse da sobrecontratação de energia REN n° 255/2007 (2.171.976,82) f Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)f Exposição CCEAR entre Submercados (368.820,76) f Despesas com os RATEIOS dos custos dos Leilões de compra de energiaff (2.540.797,57) g Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - Res 497/ 5.632.071,85 g Parcela de Ajuste de Fronteira (6.099.586,74) gg (467.514,89) h Ajuste Financeiro da Conexão (SE Aparecida)h Concatenação dos CUSDs - h Consultoria para Reavaliação de Ativos - Res. 493/2002 257.801,47 h Mudança da Fronteira do Sistema de Distribuição - Incremento das Perdas Técnicash Parcela de Ajuste de Conexão (PIS/COFINS, PA Revisão) 289.121,86 h Campanha de Medidas - Res. 152/2003h Passivo PIS/COFINS Distribuidorah PIS/COFINS sobre componentes financeiros 2003 - 2005h Reclassificação Baixa Renda - Despacho NEGATIVO - Res 514/02 e 89/05h P&D sobre Adicionais Financeiros 2003 - 2005h Despesas com Leilões - ACR e Garantias Financeiras 46.135,06 h Despesas com Auditoria Independente - Ofício nº 1500/2007 - SRE/ANEEL 593.058,39

TOTAL DOS COMPONENTES FINANCEIROS 64.319.819,16 64.319.819,16

a Fornecimento 25.004.765,88 b Fornecimento + Uso Carga 18.673.533,70 c Fornecimento + Uso Carga + Uso Geração 13.627.842,54 d Fornecimento + Uso Carga + Uso Distribuição (4.918.683,67) e Fornecimento + Uso Carga + Uso Geração + Uso Distribuição 14.347.614,78 f Fornecimento + Suprimento (2.540.797,57) g Fornecimento + Suprimento + Uso Carga + Uso Distribuição (467.514,89) h Fornecimento + Suprimento + Uso Carga + Uso Distribuição + 593.058,39

TOTAL 64.319.819,16

COMPONENTES FINANCEIROS



Quadro C ESCELSA

CVACCC PART. % CVACCC PART. % CVACCC PART. %645.384,21 5,57% (5.899.379,35) -152,10% (5.253.995,14) -33,96%

CVACDE CVACDE CVACDE(6.226.172,86) -53,71% 2.098.628,79 54,11% (4.127.544,07) -26,68%

CVAENERGIA COMPRADA CVAENERGIA COMPRADA CVAENERGIA COMPRADA6.490.143,27 55,98% 3.707.337,87 95,58% 10.197.481,13 65,91%

CVAENERGIA ITAIPU CVAENERGIA ITAIPU CVAENERGIA ITAIPU- 0,00% - 0,00% - 0,00%

CVATRANSPORTE ITAIPU CVATRANSPORTE ITAIPU CVATRANSPORTE ITAIPU(176.694,81) -1,52% (33.753,47) -0,87% (210.448,28) -1,36%

CVARB SELO CVARB SELO CVARB SELO0,00% - 0,00% - 0,00%

CVARB NODAL CVARB NODAL CVARB NODAL(7.601.295,42) -65,57% 2.682.611,75 69,16% (4.918.683,67) -31,79%

CVACOMP. FINANCEIRA CVACOMP. FINANCEIRA CVACOMP. FINANCEIRA- 0,00% - 0,00% - 0,00%

CVAENCARGOS SERV SISTEMA CVAENCARGOS SERV SISTEMA CVAENCARGOS SERV SISTEMA14.999.603,41 129,39% 18.129,62 0,47% 15.017.733,02 97,07%

CVAPROINFA CVAPROINFA CVAPROINFA3.461.802,00 29,86% 1.305.168,90 33,65% 4.766.970,90 30,81%

CVATOTAL DAS CVA´s CVAITOTAL DAS CVA´s CVAITOTAL DAS CVA´s 11.592.769,80 100,00% 3.878.744,11 100,00% 15.471.513,90 100,00%

0,846% s/ RA1 0,283% s/ RA1 1,129% s/ RA1

3.878.744,11

CVA EM PROCESSAMENTO CVA ANO ANTERIOR a compensar CVA TOTAL

CVASALDO A COMPENSAR



Quadro I

Mês/Ano IGP-M - % % Acumulado Mês/Ano IGP-M - %% Acumuladoago/07 0,98% 0,98% ago/07 0,98% 0,98%set/07 1,29% 2,28% set/07 1,29% 2,28%out/07 1,05% 3,35% out/07 1,05% 3,36%nov/07 0,69% 4,07% nov/07 0,69% 4,07%dez/07 1,76% 5,90% dez/07 1,76% 5,90%jan/08 1,09% 7,06% jan/08 1,09% 7,06%fev/08 0,53% 7,62% fev/08 0,53% 7,62%mar/08 0,74% 8,42% mar/08 0,74% 8,42%abr/08 0,69% 9,17% abr/08 0,69% 9,17%mai/08 1,61% 10,93% mai/08 1,61% 10,93%jun/08 1,98% 13,13% jun/08 1,98% 13,12%jul/08 1,76% 15,12% jul/08 0,95% 14,20%

Fator X 5,13% Fator X 4,163%10,00% 10,03%IGP-M - (Fator X)

I.V.I - ANEELESCELSA

I.V.I - EMPRESA

IGP-M - (Fator X)FONTE: FUNDAÇÃO GETÚLIO VARGAS



Quadro II ESCELSA

ENERGIA MWh FORNECIMENTO Energia

Total 8.576.225 MWh Energia - R$ Demanda - R$ Total

A1 Azul -

Uso Carga - A1 - A2 Azul 3.749 437.739,98 267.926,79 705.666,77

Uso Carga - A2 3.504.606 A3 Azul 20.486 2.408.109,32 1.028.493,34 3.436.602,66

Uso Carga - A3 - A3a Azul 188.721 20.380.631,15 8.775.371,74 29.156.002,89

Uso Carga - A3a - A3a Verde 13.597 2.148.221,71 258.113,16 2.406.334,87

Uso Carga - A4 27.736 A3a Convencional 31 6.604,74 7.415,82 14.020,56

Uso Carga - AS - A4 Azul 148.441 17.060.249,32 13.824.633,00 30.884.882,32

Total Consumidor Livre 3.532.342 A4 Convencional 257.052 59.415.412,96 12.289.541,62 71.704.954,58

A4 Verde 1.049.603 44.732.812,83 153.541.420,42 198.274.233,25

Total Sem Consumidor Livre 5.043.883 3,9% AS Azul - -

AS Convencional - - - - AS Verde - -

Totais do Nível - MWh BT 2.970.791 669.831.347,30 - 669.831.347,30

A1 - SUBTOTAL 4.652.471 816.421.129,31 189.992.915,89 1.006.414.045,20

A2 3.763.600

A3 156.653 TUSD CONSUMIDORES LIVRES MWh Energia - R$ Demanda - R$ Total

A3a 202.349 Uso Carga - A1

A4 1.482.832 Uso Carga - A2 3.504.606 67.498.713 116.107.521 183.606.234,28

AS - Uso Carga - A3 -

BT 2.970.791 Uso Carga - A4 27.209 524.045,19 2.999.035,45 3.523.080,64

TOTAL 8.576.225 Uso Carga - AS -

Uso de Carga - Consumidores Livres 3.531.815 68.022.758,20 119.106.556,72 187.129.314,92

TUSD Distribuição MWh kW R$Uso Carga - A1 - Uso Carga - A2 565.062,00 2.438.025,98 2.438.025,98 Uso Carga - A3 603.802,00 2.926.984,62 2.926.984,62Uso Carga - A3aUso Carga - A4 527 2.897,00 67.333,59 67.333,59Uso Carga - ASUso de Carga - Distribuição 527 1.171.761,00 5.432.344,19 5.432.344,19

SUPRIMENTO MWh kW R$ TotalA1 - A2 255.245 23.196.660,69 23.196.660,69 A3 136.167 12.374.826,70 12.374.826,70 A3a - A4

SUBTOTAL 391.412 - 35.571.487,39 35.571.487,39

TUSD Geração kWA1A2 2.500.080 5.975.191 5.975.191,20 A3 1.153.608 2.757.123,12 2.757.123,12 A3a 453.996 1.085.050,44 1.085.050,44 A4 76.896 183.781,44 183.781,44

USO GERAÇÃO 4.184.580 10.001.146,20 10.001.146,20 Energia - R$ Demanda - R$ Total

TOTAL MWh 8.576.225 885.615.648,51 360.104.450,39 1.244.548.337,90 Total MWh sem Suprimento 8.184.813 0,95436Ajuste Econômico

Baixa RendaTotal RAo 1.244.548.337,90

R$



Quadro III

Em DRA Dispositivo Legal VALOR - R$RGR Resolução Homologatória nº 528, de 6 de agosto de 2007 14.725.570,11 RGR - Ajuste Resolução Homologatória nº 528, de 6 de agosto de 2007.CCC Resolução Homologatória nº 432/2007 67.977.282,15 TFSEE Nota Técnica nº 211/2007 - SRE/ANEEL 3.665.039,22 CDE Resolução Normativa nº 268/2007 62.702.140,43 CFURH - - ESS Resolução Homologatória nº 401/2006 947.153,02 PROINFA Resolução Homologatória nº 405/2006 13.083.282,11 P&D Fórmula - REN 233/2006 11.657.846,70 ONS Resolução Autorizativa nº 772, de 19 de dezembro de 2006 63.791,43

TOTAL - DRA 174.822.105,17

Em DRP Dispositivo Legal VALOR - R$RGR Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008 16.608.189,14 RGR - Ajuste Memorando SFF nº 1019, de 22/07/2008 (574.497,73) CCC Res. Homolog. nº 616, de 26/02/08 61.235.943,06 TFSEE Nota Técnica SRE n° 212, de 08/07/2008 3.358.628,36 CDE Res.Normat. nº 291, de 27/11/2007 61.653.509,11 CFURHESS Resolução Homologatória Nº 573, de 4 de dezembro de 7.570.189,82 7.449.630,78 PROINFA Res.Homolog. nº 567, de 27/11/2007 18.675.642,67P&D Res.Normat. nº 233, de 24/10/2006 12.835.341,88 ONS Resolução Autorizativa Nº 1.425, de 24 de junho de 2008 61.241,28 Variação % DRP/DRA

TOTAL - DRP 181.424.187,59 3,78%

Em DRA Dispositivo Legal VALOR - R$TRANSPORTE ITAIPU Res.Homolog. nº 497, de 26/06/2007 10.576.115,08 REDE BÁSICA NODAL Res.Homolog. nº 497, de 26/06/2007 75.414.413,00 REDE BÁSICA FRONTEIRA Res.Homolog. nº 497, de 26/06/2007 21.218.616,00 CUST ITAIPU Res.Homolog. nº 497, de 26/06/2007 9.068.834,76 CONEXÃO Res.Homolog. nº 496, de 26/06/2007 5.733.233,20 CUSD -

TOTAL - DRA 122.011.212,04

Em DRP Dispositivo Legal VALOR - R$TRANSPORTE ITAIPU Resolução Homologatória nº 671, de 24 de junho de 2008 11.863.177,46 12%REDE BÁSICA NODAL Resolução Homologatória nº 671, de 24 de junho de 2008 76.545.581,00 REDE BÁSICA FRONTEIRA Resolução Homologatória nº 671, de 24 de junho de 2008 25.399.197,00 CUST ITAIPU Resolução Homologatória nº 671, de 24 de junho de 2008 10.198.480,07 CONEXÃO Resolução Homologatória nº 670, de 24 de junho de 2008 6.600.313,44 CUSD - Variação % DRP/DRA

TOTAL - DRP 130.606.748,98 7,04%

ANEEL

ENCARGOS SETORIAIS

ANEEL

ENCARGOS COM TRANSPORTE DE ENERGIA



Quadro IV

DRA DRP DRA DRP

Pontos de ConexãoMUST 2007 (ago-dez) (MW)

MUST 2008 (jan~jun) (MW)

MUST 2008 (jul) (MW)

Total - MWRes. Hom. nº

497, de 26/06/2007

Res. Hom. Nº 671, de

24/06/2008CAMPOS---138 154,0 141,0 129,0 1.745,0 4.641,00 4.870,00 8.098.545 8.498.150 4,9%MASCARENHAS---138 235,0 160,0 125,0 2.260,0 4.583,00 4.525,00 10.357.580 10.226.500 -1,3%VERONA---138 101,0 101,0 4.528,00 - 457.328 VIANA---138 325,0 341,0 330,0 4.001,0 4.952,00 4.999,00 19.812.952 20.000.999 0,9%VITÓRIA---138 653,0 610,0 567,0 7.492,0 4.958,00 4.987,00 37.145.336 37.362.604 0,6%

Total 1.367,0 1.252,0 15.599,0 4.834,57 4.907,08 75.414.413 76.545.581 -100,0%

DRA DRP DRA DRP

Pontos de ConexãoMUST 2007 (ago-dez) (MW)


MUST 2008 (jul) (MW)


497, de 26/06/2007


24/06/2008CAMPOS---138 154,0 141,0 129,0 1.745,0 479,00 503,00 835.855 877.735 5,0%MASCARENHAS---138 235,0 160,0 125,0 2.260,0 683,00 1.429,00 1.543.580 3.229.540 109,2%VERONA---138 - - 101,0 101,0 1.429,00 - 144.329 VIANA---138 325,0 341,0 330,0 4.001,0 2.617,00 2.973,00 10.470.617 11.894.973 13,6%VITÓRIA---138 653,0 610,0 567,0 7.492,0 1.117,00 1.235,00 8.368.564 9.252.620 10,6%

Total 1.367,0 1.252,0 1.252,0 15.599,0 1.360,25 1.628,26 21.218.616 25.399.197

DRA DRP DRA DRP

Demanda contratada


497, de 26/06/2007


24/06/200852,94% 1.863,0 2.577,00 2.898,00 4.801.041 5.399.075 12,5%47,06% 1.656,1 2.577,00 2.898,00 4.267.794 4.799.405 12,5%

3.519,1 2.577,00 2.898,00 9.068.835 10.198.480 Quota-parte 2007 2,53% IBIÚNAQuota-parte 2008 2,52% IVAIPORÃ

DRA DRP74.598.782 75.313.594 21.218.616 25.399.197 9.068.835 10.198.480

104.886.233 110.911.271

DRA DRP DRA DRPMUST 2007 (ago-dez) (MW)


Demanda contratada


497, de 26/06/2007


24/06/2008177,93 177,93 2.135,2 382,00 577,00 815.631 1.231.987,32

Despesa - R$

DESPESA TOTAL

REDE BÁSICA - RESUMO

MUST ITAIPU (quota-parte escalonada)REDE BÁSICA FRONTEIRAREDE BÁSICA NODAL

REDE BÁSICA FRONTEIRA

Tarifa Média - R$ / MWTotal

Pontos de Conexão

IBIÚNAIVAIPORÃ

MUST ITAIPU (quota-parte escalonada)Tarifas - R$ / MW

Receita - R$

REDE BÁSICA NODAL

REDE BÁSICA

Tarifas - R$ / MW Despesa - R$

Tarifas - R$ / MW Despesa - R$

Tarifa Média - R$ / MW

Geradora

Mascarenhas

Geradoras conectadas na DITTarifas - R$ / MW



Quadro V ESCELSAEmpresa: Castelo Energética S/A - CESA Empresa: FURNAS Centrais Elétricas S

Período Castelo Energética S/A - CESA PeríodoFURNAS Centrais Elétricas S/A jun/08 796.375,68 jun/08 5.563.314,33ago/08 826.507,13 ago/08 5.773.806,32

Período Castelo Energética S/A - CESA PeríodoFURNAS Centrais Elétricas S/A jun/08 153.217,07 jun/08 125.364,46ago/08 159.014,15 985.521,27 ago/08 130.107,71

A preços de jun/08Valor concatenadocom a data dereajuste da ESCELSA

6.359.690,01 6.600.313,44

278.581,53 289.121,86

6.638.271,54 6.889.435,31

CONEXÃO - DRP ref. Castelo Energética S/A - CESA CONEXÃO - DRP ref. FURNAS Centrais Elétricas S/A

Resolução Homologatória nº 670, de 24 de junho de DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO - DIT DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO - DIT

Resolução Homologatória nº 670, de 24 de junho de

PA PIS/COFINS CCT referente às DITResolução Homologatória nº 670, de 24 de junho de

Parcela de Ajuste PIS / COFINS e revisãotarifária da Castelo Energética S/A - CESA

TOTAL

Encargo anual de Conexão, da CasteloEnergética S/A - CESA para ESCELSA,relativo às Demais Instalações deTransmissão - DIT em operação

PA PIS/COFINS CCT referente às DITResolução Homologatória nº 670, de 24 de junho de



Quadro VI ESCELSA

Empresa Vendedora Energia - MWh R$ Tarifa média 2007Produto 2005/2012 1.557.317,13 99.887.879,67 64,14 Produto 2006/2013 1.283.110,64 96.352.966,22 Produto 2007/2014 46.915,30 3.948.422,64 84,16 Produto 2008/2015 104.840,41 9.466.966,05 90,30 MCSD 526.014,11 37.699.431,13 71,67 Produto 2008/2037 - Hidro 4.603 519.498,67 112,86 Produto 2008/2023 -Termo 36.370 5.090.382,56 139,96 Cesa - Viçosa 24.595 3.538.586,23 143,87 Cesa - PCH São João 128.949 17.102.015,47 132,63 Enertrade - Lajeado 455.520 42.432.426,34 93,15 Enerpeixe 472.164 61.733.881,23 130,75 ITAIPU 1.720.575 153.210.447,75 89,05 PROINFA 83.463 - - 5. SOBRA (+) -238.094 (16.739.772,51) 70,31

TOTAL 6.206.343 514.243.131,45 82,86

TARIFA MÉDIA DA ENERGIA COMPRADA (IRT 2007)

PARA VALORAR ENERGIA EM DRA



Quadro VII

Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2007 DRA - R$

1) CONTRATOS BILATERAIS 1.230.375 101.945.992,10 CESA - VIÇOSA 24.595 82,86 2.037.900,96 CESA - SÃO JOÃO 134.338 82,86 11.130.903,59 ENERPEIXE 558.354 82,86 46.263.900,11 ENERTRADE 413.766 82,86 34.283.719,24

2) LEILÃO AJUSTE 32.952 2.730.295,24 6º Leilão de Ajuste 32.952 82,86 2.730.295,24 3) LEILÃO ENERGIA NOVA 38.897 3.222.904,08 LEILÃO 2008-H30 4.279 82,86 354.524,47 LEILÃO 2008-T15 34.618 82,86 2.868.379,61

4) LEILÃO ENERGIA EXISTENTE 3.292.809 272.834.491,05 LEILÃO 2005-08 1.740.623 82,86 144.223.960,59 LEILÃO 2006-08 1.409.271 82,86 116.768.925,92 LEILÃO 2007-08 43.844 82,86 3.632.780,79 LEILÃO 2006-03 323 82,86 26.749,39 LEILÃO 2007-08 (A-1) 0 82,86 - LEILÃO 2008-08 98.749 82,86 8.182.074,36 LEILÃO 2009-08 0 82,86 - 4) ITAIPU 1.721.955 82,86 142.677.147,24

5) GERAÇÃO PRÓPRIA 0 82,86 -

6) PROINFA 77.845 82,86 6.450.031,95

7) EXPOSIÇÃO CCEE 0 82,86 -

TOTAL ENERGIA REQUERIDA EM DRA6.394.832 82,86 529.860.861,67 Energia Requerida

Empresas Vendedoras MWh R$/MWh - 2008 DRP - R$

1) CONTRATOS BILATERAIS 1.188.846 135,75 161.384.074,59 ENERGEST 138.988 137,48 19.108.016,05 CESA - VIÇOSA 24.528 165,63 4.062.622,93 CESA - SÃO JOÃO 120.310 153,32 18.446.142,65 ENERPEIXE 472.164 150,52 71.070.363,28 ENERTRADE 432.857 112,50 48.696.929,69 4) ITAIPU 1.663.086 76,48 127.187.534,37

5) PROINFA 108.326 0,00 -

SUBTOTAL (1+2+3+4+5) 2.960.257 288.571.608,96

COMPLEMENTO APÓS LEI 10.848 3.421.045 80,87 276.648.438,97

TOTAL ENERGIA REQUERIDA EM DRP6.381.302 88,57 565.220.047,93

ESCELSA - DRA

ESCELSA - DRP



Quadro VIII BALANÇO ENERGÉTICO PARA DEFINIÇÃO

DE SOBRAS FÍSICAS NO IRTTOTAL - MWh

(1) Energia PROINFA - MWh 77.845

(2) Itaipu - MWh 1.721.955

(3) = (4)+(5)+(6)+(7) Compra de Energia 4.811.466

(4) Contratos Bilaterais - MWh 1.230.375

ENERGEST 99.322CESA - VIÇOSA 24.595CESA - SÃO JOÃO 134.338ENERPEIXE 558.354ENERTRADE 413.766

(5) Leilão - Energia Existente - MWh 3.504.621

LEILÃO 2005-08 1.852.589LEILÃO 2006-08 1.499.923LEILÃO 2006-03 344LEILÃO 2007-08 (A-1) 0LEILÃO 2008-08 105.101LEILÃO 2007-08 46.664LEILÃO 2009-08 0

(6) Leilão - Energia Existente - MWh 35.071

6º Leilão de Ajuste 35.071

(7) Leilão - Energia Nova - MWh 41.399

A-3 2008-H30 4.554A-3 2008-T15 36.845

(8) = (1)+(2)+(3) Energia Disponível - MWh (CONTRATOS) 6.611.265

(9) Fornecimento - MWh 4.652.471

(10) Suprimento - MWh 391.412

(11) = (9) + (10) Totais de Vendas - MWh (MERCADO) 5.043.883

(12) Energia Injetada - MWh 9.774.247

(13) Perdas Regulatórias na Distribuição ( % - REVISÃO12,26%

(14) Perdas Regulatórias na Rede Básica (% DRA) 2,45%

(15) Perdas Regulatórias na Rede Básica (% DRP) 2,23%

(16) = ((11) + (12) * (13)) * (1 + (15)) Energia Requerida - MWh (DRP) 6.381.302

(17) = ((11) + (12) * (13)) * (1 + (14)) Energia Requerida - MWh (DRA) 6.394.832

(16) = (8) - (17) Disponibilidade Líquida (SOBRAS) 216.433

nota técnica nº218/2008-sre/aneel processo: 48500.002799...

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