SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA SRE

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

DA CONCESSIONÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

COMPANHIA ENERGÉTICA DO PIAUÍ – CEPISA

Audiência Pública AP 012/ 2005

Nota Técnica nº 187/2005 – SRE / ANEEL

Brasília, 21 de junho de 2005

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ÍNDICE

I - OBJETIVO __________________________________________________________________________ 3

II – ANTECEDENTES ____________________________________________________________________ 3

III – A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CEPISA _________________________________________ 5

III.1 – CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA DA CEPISA ____________________________________ 6 III.1.1 – Custos Operacionais Eficientes __________________________________________________ 6 III.1.2 – Remuneração do Capital _______________________________________________________ 6

III.1.2.1 – Base de Remuneração Regulatória ___________________________________________ 6 III.1.2.2 – Remuneração Bruta do Capital Próprio e de Terceiros ____________________________ 7 III.1.2.3 – Quota de Reintegração Regulatória (Depreciação) _______________________________ 7

III.1.3 – Valor da Parcela A____________________________________________________________ 7 III.1.3.1 – Compra de Energia Elétrica _________________________________________________ 7 III.1.3.2 – Encargos Tarifários ______________________________________________________ 10

III.1.4 – Total da Receita Requerida ____________________________________________________ 11 III.1.5 – Receita Verificada ___________________________________________________________ 11 III.1.6 – Outras Receitas _____________________________________________________________ 11 III.1.7 – Cálculo do Reposicionamento Tarifário ___________________________________________ 11

IV – CÁLCULO DO FATOR X_____________________________________________________________ 12

V – COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO TARIFÁRIA ____________ 13

VI – CONSIDERAÇÕES FINAIS___________________________________________________________ 14

VII - ANEXOS _________________________________________________________________________ 17

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Nota Técnica n.º 187/2005-SRE/ANEEL Em 21 de junho de 2005.

Assunto: revisão tarifária periódica da concessionária de distribuição de energia elétrica da Companhia Energética do Piauí – CEPISA.

I - OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar, em audiência pública, a metodologia e os

resultados preliminares da revisão tarifária periódica da concessionária de distribuição de energia elétrica da Companhia Energética do Piauí – CEPISA. As metodologias adotadas na definição desses resultados estão detalhadas na Nota Técnica n° 122/2005- SRE-ANEEL, de 19 de abril de 2005.

2. A seção II apresenta uma breve caracterização da concessionária e de sua área de concessão, bem

como dos reajustes tarifários homologados desde a assinatura do contrato de concessão. A revisão tarifária periódica da CEPISA é apresentada nas seções III e IV, onde se explicita os resultados obtidos para o reposicionamento tarifário e para o Fator X, respectivamente.

3. Na seção V são apresentados os cálculos dos componentes tarifários financeiros externos à revisão

tarifária periódica, que devem ser agregados às tarifas resultantes da revisão, isto é, a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA); e passivo de PIS/PASEP e COFINS. Finalmente, na seção VI abordam-se as considerações finais.

II – ANTECEDENTES 4. A CEPISA tem como objetivo a exploração do serviço público de distribuição de energia elétrica em todo

o território piauiense, composto de 223 municípios, com área de 251.529km², população de 2.843.278 habitantes e densidade demográfica de 11,30 habitantes/km².

5. Geograficamente, o Estado do Piauí se estende por 1.300km no sentido Norte/Sul, e 600km no sentido

Leste/Oeste. 6. No ano de 2004, a CEPISA forneceu energia para 702.402 consumidores, distribuídos da seguinte forma:

86,79% são Residenciais, 7,91% são Comerciais, 0,56% são Industriais, 3,07% são Rurais, 1,68% são classificados como Demais Classes.

7. O Sistema Elétrico da CEPISA apresenta características puramente radiais, envolvendo grandes

distâncias, sendo constituído atualmente de 4.314 km de linhas de subtransmissão nas tensões de 138, 69 e 34,5 kV, 63 subestações com 669,5 MVA instalados, 142 alimentadores de distribuição, 29.877 km de

4

redes de distribuição AT e BT, urbanas e rurais, 9.062 transformadores de distribuição com 512 MVA instalados.

8. Em 12 de fevereiro de 2001, foi assinado com a ANEEL o Contrato de Concessão n° 04/2001 para a

distribuição de energia elétrica no Estado do Piauí.

Mapa da Área de Concessão

O C E A N O A T L Â N T I C O

SEDE UAC-II

SEDE MUNICIPAL

SUPRIDA CEPISA

SUPRIDA OUTRACONCESSIONÁRIA

SEDE GERÊNCIA

STO . A

NTÔ

NIO

DE

LIS

BOA

BARRAS

PIRACURUCA

S.PEDRO

PEDRO II

M.OLÍMPIO

COCAL

MADEIRO

ILHA GRANDEDE STA. ISABEL

LUIZ CORREIA

JOAQUIM PIRES

MURICI DOS PORTELAS

COCAL DOS ALVES

BOMPRINCÍPIO

CAXINGÓ

SÃO BERNARDO

CAJUEIRO DA PRAIA

CARAÚBAS DO PIAUÍ

CAMPOLARG O

NOSSA SENHORA DOS REMÉDIOS

SÃO JOÃO DA FRONTEIRA

BRASILEIRA

MORRO DO CHAPEU

DO PIAUÍ

STA. QUITÉRIA

PORTO

SÃO JOÃO DO ARRAIAL

S. J. DO DIVINO

BATALHA

ESPERANTINA

UNIÃO

DOMINGOS MOURÃO

LAGOA DE SÃO FRANCISCO

CAP. DE CAMPOS

LAGOAALEGRE

BOAHORACABECEIRAS

PIRIPIRI

BOQUEIRÃO

JOSE DE FREITAS

COIVARAS

MILTON BRANDÃO

SIGEFREDO PACHECO

NOVO STO.ANTÔNIO

JATOBÁ C. MAIOR

COCAL DE TELHA

JUAZEIRO DO PIAUÍ

ALTOS

N. S. DE NAZARÉ

S.MIGUEL DO TAPUIO

BENEDITINOS

OLHO D’ÁGUA

ALTOLONGÁ

ASSUNÇÃODO PIAUÍ

BURITI DOS MONTES

CASTELO

MONSENHOR GIL

SÃO FÉLIX

PRATA DO PIAUÍ

S. MIGUEL DA BAIXA GRANDE

BARRO DURO

P.FRANCALAGOINHA DO PIAUI

M.LEÃO

SÃO JOÃO DA SERRA

PARNARAMA

LAGOA DO PIAUÍ

CURRALINHO

DEMERVAL LOBÃO

AGRICOLÂNDIA

Pov. COVA DONGA

AROAZES

PIMENTEIRAS

LAGOA DO SÍTIO

SANTA CRUZ DOS MILAGRES

REGENERAÇÃO

BA

RR

A

D’A

L CÂ

NTA

RA

ARRAIALFRANCISCO AIRES

H.NAPOLEÃOJARDIM DO

MULATO

ANGICALE.VELOSO

S. FRANCISCODO MARANHÃO

VÁRZEA GRANDE

VALENÇAFRANCI-NÓPOLIS

PALMEIRAISS. GONÇALO DO PIAUÍ

INHUMA

S. J

. DA

CA

NAB

RAV

ASÃ

O L

UIS

DO

PIA

UÍ

STO . A

NTÔ

NIO

DE

LIS

BOA

ALAGOINHAPIO IX

FCO. S

ANTOS

WALL FERRAZ

COLÔNIADO PIAUÍ

CAMPO GRANDE

SANTA ROSA DO PIAUÍ

CAJAZEIRASDO PIAUÍ

CALDEIRÃO GRANDE

STA. CRUZ DO PIAUI

VILA NOVA

SAN

T AN

A D

O P

IAU

Í

DOM

EXP

EDIT

O

LOPE

SIPIRANGA

MONS. HIP

ÓLITO

BOCAIN

A

ALEGRETE

SÃ

O J

OS

É DO

PIA

UÍ

S. J. DA VARJOTA

TANQUEDO PIAUÍ

PAQUETÁ

GEMINIANO

S.JULIÃO

SUSSUAPARA

JACOBINA

VERA MENDES

FLORESTA DO PIAUI

SANTO INÁCIODO PIAUÍ

SÃO MIGUEL DO FIDALGO

PAES LANDIM

ITAUEIRA

RIO GRANDEDO PIAUÍ

PAVUSSÚ

CANAVIEIRA

PAJEÚ DO PIAUÍ

FLORES DO PIAUÍ

SOCORRO DO PIAUÍ

ISAIAS COELHO

CONCEIÇÃODO CANINDÉ

SIMÕES

FCO. MACEDO

PATOS DOPIAUÍ

MARCOLÂNDIAJAICÓSITAINÓPOLIS

PE.MARCOS

BELÉM DO PIAUÍ

CARIDADE

MASSAPÊ DO PIAUÍ

CAMPINAS DO PIAUÍ

CURRAL NOVO

PAULISTANA

ACAUÃ

BETÂNIA DO PIAUÍ

POV. PIPOCASCOLÔNIA DO GURGUÉIA

BELA VISTADO PIAUI

S. FRANCISCO DEASSIS DO PIAUI

MANOEL EMÍDIO

EUCATEX

SEDE UAC-I

LUZILÂNDIA

JOCA MARQUES

STO. A. DOS MILAGRES

AMARANTE

FRONTEIRAS

MIGUELALVES

REGIONAL SUDESTEÁREA = 35.669 Km²Nº DE MUNICIPIOS = 55Nº DE CONS. = 105.783EXT. DE REDES 34,5/13,8KV = 3.095,8 Km

9. O contrato de concessão da CEPISA, assinado em 12 de fevereiro de 2001, estabelece a data de sua

primeira revisão tarifária periódica para 26 de agosto de 2005. A partir da assinatura do contrato de

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concessão, as tarifas de fornecimento de energia elétrica da CEPISA foram reajustadas durante quatro anos consecutivos, de acordo com as regras acima mencionadas e apresentadas em detalhe mais adiante. A tabela a seguir apresenta os reajustes tarifários da CEPISA e o comportamento das Parcelas A e B da receita ao longo do primeiro período tarifário.

Tabela I - A

Reajustes Tarifários da CEPISA

ANO 2000 2001 2002 2003 2004 ACUMULADO

Reajuste 7,46% 11,24% 14,09% 26,13% 17,06% 101,36% Revisão

Extraordinária 1,00% 1,00%

Acumulado 8,54% 11,24% 14,09% 26,13% 17,06% 103,37%

Notas: (1) Em 2000, refere-se a alteração da alíquota da COFINS de 2% para 3%; e

(2) Em 2003, não inclui a Recomposição Tarifária Extraordinária estabelecida pela Lei no 10.438, de 26 de abril de 2002.

Tabela I - B Evolução da Parcela A e da Parcela B da CEPISA

Ano IRT 2000 IRT 2001 IRT 2002 IRT 2003 IRT 2004

Mercado (MWh) 1.395.341 1.447.179 1.240.517 1.476.691 1.632.078

Parcela A

R$ 74.395.005,12 94.640.304,61 100.680.037,52 127.835.041,66 178.791.383,54

R$/MWh 53,32 65,40 81,16 86,57 109,55

US$ 40.704.166,50 37.020.929,67 32.249.603,61 43.288.422,90 60.631.912,48

US$/MWh 29,17148317 25,58144478 25,99690582 29,31447601 37,1501316

% da receita 45,47% 51,55% 60,75% 59,73% 57,73%

Parcela B

R$ 89.219.080,88 88.966.030,39 65.046.821,50 86.180.632,13 130.897.964,24

R$/MWh 63,94 61,48 52,44 58,36 80,20

US$ 48.814.948,23 34.801.294,94 20.835.651,85 29.183.106,61 44.390.248,32

US$/MWh 34,98424273 24,04767824 16,79594221 19,76250049 27,19860712

% da receita 54,53% 48,45% 39,25% 40,27% 42,27%

R$/US$ (1) 1,8277 2,5564 3,1219 2,9531 2,9488

III – A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CEPISA 10. A revisão tarifária periódica é realizada em duas etapas: o reposicionamento tarifário e o Fator X. No

reposicionamento tarifário se trata de calcular a Receita Requerida da concessionária, que consiste na receita compatível com a cobertura de custos operacionais eficientes e com um retorno adequado sobre o capital prudentemente investido. Como a Receita Requerida é calculada em bases anuais, trata-se de

6

estabelecer um fluxo de receita compatível com os custos econômicos da prestação do serviço referenciados ao período de 12 meses subseqüentes à data da revisão tarifária. Para a concessionária CEPISA esse período anual, denominado ano-teste, compreende os 12 meses de agosto/2005 a julho/2006.

11. O reposicionamento tarifário é o resultado da comparação entre a Receita Requerida (em R$) para o ano-

teste e a Receita Verificada (em R$) da concessionária no mesmo período. A Receita Verificada corresponde à receita que seria por ela auferida com as tarifas vigentes antes da revisão tarifária periódica aplicadas ao mercado de venda do ano-teste. Para efeito de modicidade tarifária, são deduzidas da Receita Requerida as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de atividades extra-concessão, a receita de suprimento de energia elétrica a outras concessionárias e outras receitas, conforme apresentado na equação a seguir.

III.1 – CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA DA CEPISA 12. A receita da concessionária é constituída das Parcela A e B. Na revisão tarifária periódica o Regulador

determina os valores dessas parcelas, mantendo a neutralidade da Parcela A e estabelecendo novos valores para a Parcela B.

III.1.1 – Custos Operacionais Eficientes

13. Os custos operacionais admitidos como eficientes que devem ser cobrados na tarifa da CEPISA

equivalem ao valor de R$ 141.880.903,92. A título de inadimplência dos consumidores no valor de R$ 1.494.996,95, que corresponde a 0,5% do faturamento bruto da CEPISA realizado em 2004 (exclusive ICMS). Assim, o total de custos operacionais considerado foi de R$ 143.375.900,87.

14. Os detalhes da metodologia da “Empresa de Referência” aplicada à concessão da CEPISA, os itens de

custos considerados e os respectivos cálculos encontram-se no Anexo I desta Nota Técnica. III.1.2 – Remuneração do Capital III.1.2.1 – Base de Remuneração Regulatória 15. A CEPISA ainda não apresentou o Laudo de Avaliação da Base de Remuneração. 16. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF informou, mediante o Memorando nº

345/2005-SFF/ANEEL, de 9 de junho de 2005, os valores da Base de Remuneração, de acordo com o disposto na Resolução ANEEL n° 493, de 3 de setembro de 2002, e na Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL, sendo a Base de Remuneração Bruta de R$ 694.396.379,07 e a Base de Remuneração

Reposicionamento Tarifário (%)

Receita Requerida

Receita extra-

concessão

Outras Receitas

Receita Verificada (Fornecimento + Suprimento)

- -

=

7

Líquida de R$ 335.597.977,44. A taxa de depreciação considerada é de 4,57%. Estes valores não são definitivos.

III.1.2.2 – Remuneração Bruta do Capital Próprio e de Terceiros 17. A remuneração do capital a ser considerada na Receita Requerida é de R$ 57.282.657,85, sendo

composta de R$ 37.416.115,65 para remuneração bruta de capital próprio e R$ 19.866.542,20 para remuneração bruta de capital de terceiros. Convém salientar que esse valor é provisório e poderá ser corrigido até a data da revisão tarifária (28/08/05), caso seja disponibilizada e validada a base de remuneração da CEPISA nos termos da Res. nº 493/2002 e da Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL.

III.1.2.3 – Quota de Reintegração Regulatória (Depreciação) 18. Para este item foi considerado o percentual de 4,57% sobre o valor do Ativo Imobilizado em Serviço

menos Terrenos. Esse percentual reflete a taxa média de depreciação e amortização dos ativos da CEPISA. O valor apurado de quota de reintegração foi de R$ 31.733.914,52. Vale comentar que o percentual é provisório e foi informado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por intermédio do Memorando nº 345/2005-SFF/ANEEL, de 9 de junho de 2005.

III.1.3 – Valor da Parcela A 19. A Parcela A inclui os denominados custos “não-gerenciáveis” da concessionária, isto é, custos cujos

montantes e variação não são administrados pela concessionária. Tais custos referem-se à compra de energia elétrica e aos encargos tarifários, que são compostos de encargos setoriais e transporte de energia.

III.1.3.1 – Compra de Energia Elétrica 20. Os requisitos de energia elétrica da CEPISA para atendimento ao seu mercado de referência, no ano

teste, é de 2.471.055 MWh, formado por 1.696.507 MWh para atendimento ao mercado de fornecimento e 774.548 MWh para cobertura das perdas admitidas de energia elétrica.

21. As perdas de energia elétrica da CEPISA representam 31,34% da energia requerida e 45,66% do seu

mercado de venda. Considerando as perdas calculadas sobre o mercado, elas são compostas por 17,32% referente a perdas técnicas, 24,44% de perdas comerciais e 2,73% de perdas de rede básica.

22. O montante de 774.548 MWh de perdas elétricas valorado pela tarifa média de compra de energia da

concessionária, R$ 66,23 /MWh, representa um custo de R$ 51.298.931,34 com perdas elétricas. Essa situação precisa ser revertida, portanto o Regulador está adotando uma trajetória regulatória para as perdas elétricas, principalmente para as perdas comerciais, de acordo com carta CTA-PR-5837/2004, de 09 de junho de 2005, enviada pela ELETROBRÁS, controladora da concessionária, estabelecendo plano de metas e ações para redução das perdas comerciais até 2009.

23. A trajetória regulatória para as perdas elétricas será implementada da seguinte forma:

i) As perdas comerciais da CEPISA deverão atingir o percentual de 17,32% (calculados sobre o mercado de venda, que correspondem a 14,80% sobre o requisito de energia) até a próxima

8

revisão tarifária periódica, em agosto de 2009. Nesta revisão tarifária estão sendo consideradas perdas comerciais no percentual de 24,44%, calculadas em relação ao mercado de venda da concessionária. Assim, nos reajustes tarifários de 2006, 2007 e 2008 serão utilizados percentuais decrescentes de perdas comerciais até que seja atingido o percentual de 15,99% em agosto de 2009.

ii) No transcurso do primeiro ano após a revisão tarifária a ANEEL realizará estudos para determinar as perdas técnicas da rede elétrica considerada para efeito de fixação da Base de Remuneração, segundo procedimentos e enfoques metodológicos a serem definidos previamente. iii) Uma vez estabelecido o valor das perdas técnicas, a ANEEL procederá à fixação das “perdas regulatórias totais” a serem consideradas no cálculo da Parcela A em cada ano do próximo período tarifário.

24. Na tabela a seguir está relacionado o contrato de compra de energia elétrica da CEPISA. Esse contrato

totaliza 2.778.669 MWh. Considerando que os requisitos de energia necessários para o atendimento do seu mercado de referência são de 2.471.055 MWh, então existe uma sobra de energia de 307.614 MWh considerada para efeito de cálculo da Receita Requerida.

Tabela II Contratos de Compra de Energia Elétrica da CEPISA – Físico (MWh)

COMPRA DE ENERGIA MWh %

CONTRATOS INICIAIS 231.172 8,32%

CHESF 230.868 8,31%

CELPE 233 0,01%

CEMAR 40 0,00%

COELCE 32 0,00%

CONTRATOS BILATERAIS 2.547.497 91,68%

Com terceiros

CHESF LEILÃO-CCVE 09/2002 544.608 19,60%

LEILÃO CCEAR 2005 748.605 26,94%

LEILÃO CCEAR 2006 1.254.284 45,14%

TOTAL 2.778.669 100,00%

25. Na tabela a seguir são apresentadas as despesas (em R$) com compra de energia elétrica para os contratos relacionados na tabela anterior.

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Tabela III Despesas com Compra de Energia Elétrica da CEPISA e respectivas tarifas (R$)

COMPRA DE ENERGIA R$ % R$/MWh

CONTRATOS INICIAIS 15.950.201,34 8,67% 69,00

CHESF 15.924.036,98 8,66% 68,97

CELPE 19.786,87 0,01% 85,10

CEMAR 3.041,06 0,00% 76,03

COELCE 3.336,43 0,00% 105,92

CONTRATOS BILATERAIS 167.993.766,27 91,33% 65,94

Com terceiros

CHESF LEILÃO-CCVE 09/2002 40.487.941,44 22,01% 74,34

LEILÃO CCEAR 2005 43.050.799,91 23,40% 57,51

LEILÃO CCEAR 2006 84.455.024,91 45,91% 67,33

TOTAL 183.943.967,61 100% 66,20 26. O valor da despesa com compra de energia da CHESF foi apurado com base na tarifa da Resolução nº

206, de 24 de agosto de 2004, atualizada pelo percentual provisório de 15,00% (valor estimado do reajuste da tarifa de suprimento entre CHESF e CEPISA ) e nos montantes de energia do contrato inicial com a CHESF, informado pela CEPISA.

27. O valor da despesa com compra de energia da CELPE foi apurado com base na tarifa do Anexo da

Resolução nº 203, de 24 de agosto de 2004, atualizada pelo percentual de 12,50% (valor referente ao Reposicionamento tarifário da CELPE) e nos montantes de energia do contrato inicial com a CELPE, informado pela CEPISA.

28. O valor da despesa com compra de energia da CEMAR foi apurado com base na tarifa do Anexo da

Resolução nº 204, de 24 de agosto de 2004, atualizada pelo percentual de 15,00% (valor estimado do reajuste da tarifa de suprimento entre CEMAR e CEPISA) e nos montantes de energia do contrato inicial com a CEMAR, informado pela CEPISA.

29. O valor da despesa com compra de energia da COELCE foi apurado com base na tarifa da Resolução

nº 99, de 18 de abril de 2005, e nos montantes de energia do contrato inicial com a COELCE, informado pela CEPISA.

30. O valor da despesa com compra de energia do leilão da CHESF foi apurado com base na tarifa

considerada no último reajuste tarifário anual da CEPISA, atualizado pelo IGPM de 7,16%, e nos montantes de energia do contrato com a CHESF, informado pela CEPISA.

31. O valor da despesa com compra do leilão de energia de 2005 foi apurado com base na tarifa média

considerada de R$ 57,51 /MWh, e nos montantes de energia adquiridos em tal leilão, informado pela CEPISA.

32. O valor da despesa com compra do leilão de energia de 2006 foi apurado com base na tarifa média

considerada de R$ 67,33 /MWh, e nos montantes de energia adquiridos em tal leilão, informado pela CEPISA.

10

33. A CEPISA, de acordo com o balanço energético, ficará com sobra de 307.614 MWh para o Ano Teste, que estão sendo valoradas pelo preço médio dos contratos bilaterais, ou seja, R$ 65,94 /MWh. O valor referente a sobra de R$ 20.284.037,75 será diminuído ao total de compras da CEPISA, portanto, à Parcela A e conseqüentemente à sua receita requerida.

34. Com base no exposto, o custo a ser considerado na Receita Requerida da concessionária CEPISA a

título de compra de energia elétrica é de R$ 163.659.929,85. Ressalte-se que esse valor deverá ser atualizado em 28/08/2005.

III.1.3.2 – Encargos Tarifários 35. Na presente revisão tarifária periódica, para os encargos tarifários da CEPISA foram considerados os

valores apresentados na Tabela IV, que totalizam R$ 44.361.918,32 , com a ressalva de que serão atualizados em 28/08/2005, Os valores de CCC e CDE serão considerados de acordo com as Resoluções vigentes na data do reposicionamento, enquanto que os valores dos encargos RGR, TFSEE, Conexão e Compra de Energia Elétrica serão concatenados naquela data, ou seja, terão seus valores estabelecidos na data do reposicionamento tarifário da concessionária.

Tabela IV

Encargos Tarifários da CEPISA

Encargos Tarifários R$

Reserva Global de Reversão - RGR: 3.124.301,65 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE: 1.104.423,38

Conta de Consumo de Combustíveis - CCC: 15.642.042,11 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE: 2.574.812,78

Pesquisa e Desenvolvimento em Eficiência Energética – P&D 4.367.125,46 Total de Encargos Setoriais: 26.812.705,38

Operador Nacional do Sistema - O.N.S.: 25.309,28 Montante de Uso dos Sistema de Transmissão fora dos CI´s: 12.410.177,85

Rede Básica: 3.578.143,63 Encargos de Conexão: 1.505.178,39

Despesa com o uso do Sistema de Distribuição : 30.403,80

Total de Transporte de Energia: 17.549.212,94

Total Encargos Tarifários 44.361.918,32 Notas: (1) valor provisório a ser definido em despacho pela SFF/ANEEL, em agosto/05; (2) valor provisório a ser definido em resolução pela SRE/ANEEL, em agosto/05; (3) valor definido na Resolução Normativa ANEEL n.º 144, de 24/01/05; (4) valor definido na Resolução Normativa ANEEL n.º 114, de 29/11/04; (5) valor provisório a ser definido ao final da revisão em agosto/2005; (6) valor definido na Resolução Autorizativa ANEEL n.º 433, de 23/12/04; (7) valor provisório a ser definido em Resolução Homologatória em julho/2005; (8) valor provisório a ser definido em Resolução Homologatória em julho/2005; (9) valor provisório a ser definido em resolução pela SRE/ANEEL, em agosto/05; (10) valor provisório a ser definido ao final da revisão em agosto/2005.

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36. A Parcela A deve ser neutra para efeito tarifário, ou seja, se reconhece que a concessionária não deve ser indevidamente beneficiada ou prejudicada por eventos que não pode controlar (exceto o ressalvado quanto aos preços dos montantes de energia elétrica adquirida para substituir a redução dos contratos iniciais). Assim, os custos da Parcela A são integralmente repassados às tarifas. O valor total apurado para a Parcela A da CEPISA, calculado nos termos dos itens III.1.3.1 e III.1.3.2 é de R$ 208.021.848,18 (compra de energia elétrica = R$ 163.659.929,85 + encargos tarifários = R$ 44.361.918,32 ).

III.1.4 – Total da Receita Requerida 37. A Receita Requerida da concessionária é formada pela soma das Parcelas A e B. A Parcela A é

composta pela Compra de Energia e pelos Encargos Tarifários e totaliza R$ 208.021.848,18. A Parcela B totaliza R$ 232.392.473,24 e é composta por Custos Operacionais Eficientes no valor de R$ 143.375.900,87 , Remuneração do Capital no valor de R$ 57.282.657,85 e Quota de Reintegração no valor de R$ 31.733.914,52. Assim, o total da Receita Requerida é de R$ 440.414.321,42.

III.1.5 – Receita Verificada 38. A Receita de Fornecimento Verificada (estimada para o ano-teste) é de R$ 358.720.695,39 para um

mercado de 1.696.507 MWh. Esse valor é o resultado da aplicação das tarifas de fornecimento e suprimento em vigor sobre o mercado de venda (fornecimento+suprimento) considerado para o ano-teste. O mercado para atender soa consumidores de fornecimento cativos é de 1.690.971 MWh receita de R$ 358.299.546,37 e 5.536 MWh para suprimento com receita correspondente de R$ 421.149,02, conforme previsão da concessionária.

III.1.6 – Outras Receitas 39. A CEPISA aufere ainda receitas oriundas da prestação de serviços, aluguéis de postes para companhias

telefônicas e outras. O valor obtido foi de R$ 8.284.756,97, sendo R$ 1.607.441,44 de prestação de serviços, R$ 1.358.613,36 de aluguéis de postes, R$ 736.636,80 de outras receitas, e R$ 4.582.065,37 de receitas de uso do sistema de distribuição.

III.1.7 – Cálculo do Reposicionamento Tarifário 40. O reposicionamento tarifário, conforme Nota Técnica nº 122/2005-SRE/ANEEL, é o resultado da

comparação entre o valor da Receita Requerida para o ano-teste e o valor da Receita Verificada da concessionária no mesmo período, sendo deduzidas da Receita Requerida as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de atividades extra-concessão e outras receitas, conforme a fórmula descrita no Item III. Assim, índice de reposicionamento tarifário da CEPISA é 20,46%, conforme cálculo a seguir.

RT = ( R$ 440.414.321,42 - R$ 8.284.756,97 ) / R$ 358.720.695,39

RT = 20,46%

41. No marco do princípio do equilíbrio econômico-financeiro estabelecido no contrato de concessão e com

vistas ao atendimento da proposta mencionada no parágrafo anterior, a ANEEL está definindo o seguinte procedimento para aplicação do índice de reposicionamento tarifário (RT) resultante do processo de revisão tarifária periódica:

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i.quando o RT resultante da revisão tarifária for superior ao índice que resultaria da hipótese de ser calculado o reajuste tarifário anual da concessionária (IRT), as tarifas serão reposicionadas em percentuais equivalentes a este último;

ii.para garantir a condição de equilíbrio econômico-financeiro, a diferença entre RT e IRT será convertida em acréscimos à Parcela B a serem adicionados em cada um dos quatro anos do próximo período tarifário, de modo que o fluxo de fundos da concessionária distribuidora durante o segundo período tarifário assegure-lhe a taxa de retorno (WACC) definida na presente revisão tarifária;

iii.dessa forma, o reposicionamento tarifário poderá ser implementado em duas etapas. A primeira, correspondente ao percentual de IRT, a ser implementada em 29/06/2005; a segunda, correspondente à diferença entre o RT e o IRT, será implementada ao longo do segundo período tarifário.

42. Levando-se em conta que o índice de reposicionamento de 20,46% é superior ao índice estimado de

reajuste tarifário anual da CEPISA de 1,15%, então o reposicionamento tarifário, para atender ao princípio de modicidade tarifária e ao equilíbrio econômico-financeiro estabelecido no contrato de concessão, poderá ser implementado em duas etapas. A primeira, correspondente ao percentual de IRT, a ser aplicado em 28/08/2005; a segunda correspondente à diferença entre o RT e o IRT e será implementada ao longo do segundo período tarifário.

43. Entretanto, tendo em vista que o índice de reajuste tarifário anual ajustado pela relação “(remuneração

total + depreciação) / montante regulatório de juros pagos” foi estimado em 10,60%, deve-se aplicá-lo ao invés do IRT estimado de 1,15%. Portanto, o reposicionamento tarifário da CEPISA é de 10,60%, sendo que a diferença de receita resultante da aplicação dos percentuais de 20,46% e 10,60% será acrescida à Parcela B da concessionária em parcelas anuais, no valor estimado de R$ 25.521.456,90, no próximo período tarifário, ou seja, para os anos de 2006 a 2008.

44. Ainda sobre o reposicionamento tarifário, importa esclarecer que o percentual de 20,46% é provisório,

em função de o laudo de avaliação de ativos ainda não ter sido encaminhado a ANEEL para avaliação e validação, nos termos da Resolução no 493, de 4 de setembro de 2002.

IV – CÁLCULO DO FATOR X 45. O cálculo preliminar de Xe para a CEPISA resulta em 0,6158% e os detalhes de cálculo encontram-se

no Anexo II desta Nota Técnica. Convém salientar que os valores da Parcela A e Parcela B aqui apresentados serão alterados em função da finalização do processo de revisão tarifária periódica . Conseqüentemente, a determinação do valor definitivo do Fator Xe se realizará aplicando-se o método de fluxo de caixa descontado, introduzindo na equação de cálculo o valor definitivo da Parcela B definido pela ANEEL ao final da revisão tarifária periódica.

46. O quadro abaixo mostra as diferenças entre os investimentos solicitados pela empresa para o próximo

período tarifário e aqueles adotados pelo Regulador no cálculo do Xe da CEPISA.

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47. A ANEEL não está considerando a totalidade do programa de investimentos apresentado pela

concessionária, por entender ser ele incompatível com a capacidade de geração de recursos da concessão, bem como resultar em uma elevada tarifa para os consumidores da CEPISA. Caso fosse considerado o programa de investimentos proposto pela concessionária o componente Xe do Fator X seria de – 10,21%. Nessas condições, nos próximos reajustes tarifários, até a próxima revisão, o Fator X ao invés de ser um redutor do IGP-M, seria acrescido à variação do citado índice. Assim, a título de exemplo, se para o reajuste tarifário de 2006 tivéssemos uma variação do IGP-M de 5,00%, a Parcela B da concessionária seria atualizada por 15,21%. Esse fato aumentaria a tarifa média da concessionária, até 2009, em 23,77% em termos reais, e 50,44% em termos nominais, considerando uma inflação anual de 5,00%. Por outro lado, a ANEEL deverá compatibilizar as metas de qualidade impostas à empresa com os valores de investimentos ora considerados.

48. Para as componentes Xc e Xa, calculadas conforme metodologia detalhada pela Nota Técnica n°

122/2005-SRE/ANEEL, obtiveram-se os valores de -0,3749% e 1,0000%, respectivamente. Entretanto, vale salientar que estes valores serão recalculados em cada reajuste tarifário, de acordo com o estabelecido nos Anexos II e III da Resolução Normativa ANEEL nº 55/2004.

49. O Fator X, a ser aplicado à Parcela B da receita da concessionária em cada reajuste tarifário anual do

tarifário, é resultado da seguinte igualdade:

( ) ( ) aaCe XXIGPMXXX +-·+= Sendo: IGPM = número índice obtido pela divisão dos índices do IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de Referência Anterior”.

50. Com a aplicação da fórmula acima, chegou-se ao valor de 1,3515% para o Fator X da CEPISA .

V – COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO TARIFÁRIA 51. Em atendimento ao disposto na Portaria Interministerial no 116, de 04/04/2003, dos Ministros de Estado

de Minas e Energia e da Fazenda, o valor da CVA da CEPISA, calculado em R$ 7.005.277,04, será incorporado às tarifas em 28/08/05, compreendendo a segunda parcela da CVA adiada, nos termos estabelecidos pela referida Portaria Interministerial, no valor de R$ 22.908,65, e o montante computado nos últimos 12 meses, de - R$ 6.305,26. O total da CVA representa 1,77% da Receita Requerida Líquida.

ANEEL Ago 2005 - Jul 2006 Ago 2006 - Jul 2007 Ago 2007 - Jul 2008 Ago 2008 - Jul 2009 TOTAL Investimentos em Distribuição (U < 34,5 kV) R$ 30.758.965,87 32.468.768,39 34.273.676,28 36.178.982,97 133.680.393,51 Investimentos em Subtransmissão (U > 34,5 kV) R$ 9.038.042,50 19.156.492,50 18.590.247,50 11.699.712,50 58.484.495,00 Total de Investimentos R$ 39.797.008,37 51.625.260,89 52.863.923,78 47.878.695,47 192.164.888,51

CEPISA Ago 2005 - Jul 2006 Ago 2006 - Jul 2007 Ago 2007 - Jul 2008 Ago 2008 - Jul 2009 TOTAL Investimentos em Universalização R$ 109.812.000,00 200.000.000,00 175.000.000,00 193.000.000,00 677.812.000,00 Investimentos em Distribuição (U < 34,5 kV) R$ 13.963.300,00 28.110.940,00 20.243.295,00 18.958.758,00 81.276.293,00 Investimentos em Subtransmissão (U > 34,5 kV) R$ 36.152.170,00 76.625.970,00 74.360.990,00 46.798.850,00 233.937.980,00 Total de Investimentos 159.927.470,00 304.736.910,00 269.604.285,00 258.757.608,00 993.026.273,00

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52. Os outros financeiros que estão sendo considerados nesta revisão tarifária referem-se aos custos incorridos pela concessionária para reavaliação de ativos, estudo da curva de carga e locação de kits de leitura para campanha de medidas. Esses valores totalizam R$ 819.000,00, o que representa 0,21% da Receita Requerida Líquida. Ressalta-se que esse valor foi informado pela CEPISA e depende de validação pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade - SFE e pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF.

53. Também estão sendo considerados outros adicionais financeiros. O primeiro se refere ao passivo

financeiro do PIS/PASEP e do COFINS como decorrência da mudança de alíquotas e de base de cálculo desses tributos estabelecida pelas Leis n.º 10.637/02, Lei n.º 10.833/03 e Lei n.º 10.865/04. O passivo do PIS/PASEP refere-se ao período de dezembro de 2002 a março de 2005, e o passivo do COFINS refere-se ao período de fevereiro de 2004 a março de 2005. Os valores que estão sendo considerados, ainda não foram validados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF, e são de R$ 1.173.115,96 relativo ao PIS/PASEP e R$ 3.327.428,37 relativo ao COFINS, que juntos representam R$ 4.500.544,33, ou seja, um acréscimo de 1,13% no índice de reposicionamento. Os valores definitivos do passivo de PIS/PASEP e COFINS, após validação pela SFF, serão compensados a partir do próximo reajuste tarifário.

54. Desse modo, os valores estimados dos componentes tarifários financeiros externos para a Revisão

Tarifária da concessionária CEPISA compreendem:

RESUMO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

ITENS VALORES (%)

RECEITA REQUERIDA LÍQUIDA DIFERIDA R$ 396.757.276,08

RECEITA VERIFICADA R$ 358.720.695,39

INDICE DE REAJUSTE TARIFARIO - IRT (%) (1) 10,60%PIS/COFINS: 4.500.544,33 1,13%

Comp. de Variação Valores - CVA : 7.005.277,04 1,77%Campanha de Medidas: 270.000,00 0,07%

Avaliação de Ativos - Res. Nº 493 549.000,00 0,14%

TOTAL VALORES FINANCEIROS (2) R$ 12.324.821,37 3,11%

INDICE DE REPOSICIONAMENTO TOTAL (%) (IRT + efeitos financeiros) (1) + (2) 13,71% VI – CONSIDERAÇÕES FINAIS 55. Cumpre salientar que os resultados ora apresentados são preliminares, uma vez que serão ajustados em

função das contribuições recebidas na presente audiência pública e em função dos valores efetivos vigentes em 28/08/05 para as seguintes variáveis:

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No que se refere à Parcela A:

i) variação do IGP-M, que exerce efeitos nos valores da energia comprada mediante

contratos iniciais e bilaterais; e ii) RGR e TFSEE terão seus valores estabelecidos em junho de 2005, mediante a

publicação de Despachos específicos; iii) Encargos de Conexão e Rede Básica; e

iv) Pesquisa e Desenvolvimento – P&D.

No que se refere à Parcela B:

v) Base de Remuneração Regulatória e Quota de Reintegração Regulatória. 56. Dessa forma, os valores definitivos do reposicionamento tarifário e do Fator X serão estabelecidos após a

análise das contribuições recebidas na presente audiência pública e após o conhecimento dos valores acima citados.

57. O objetivo do reposicionamento tarifário é assegurar, no ano teste considerado, o equilíbrio econômico-

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

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

metodologia não “invasiva” (“Empresa de Referência”) para apurar os custos operacionais, entendendo como tal àqueles que sejam justos que paguem os clientes nas tarifas. Nos termos desta metodologia, as decisões com relação à gestão operacional da concessionária são de sua responsabilidade exclusiva e não cabe ao Regulador validar os procedimentos adotados pela empresa para sua gestão operacional. Nos capítulos 1 e 2 do Anexo I desta Nota Técnica, apresentam-se em detalhes os argumentos pelos quais a ANEEL decidiu utilizar a metodologia de “Empresa de Referência” para determinar os custos operacionais das concessionárias de distribuição de energia elétrica nas revisões tarifárias periódicas.

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

disposto na Resolução ANEEL n.º 493, de 3 de setembro de 2002 e da Nota Técnica n.º 178/2003-SFF/SRE/ANEEL. O conceito chave da Resolução n.º 493/2002 é refletir apenas os investimentos prudentes na definição das tarifas dos consumidores. Trata-se dos investimentos requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de distribuição cumprindo as condições do contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de mercado” e “adaptados” através dos índices de aproveitamento definidos na referida Resolução.

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60. Finalmente, é importante esclarecer que a ANEEL, a partir das contribuições, críticas, sugestões e

comentários recebidos na Audiência Pública AP 43/2003, definiu a metodologia de cálculo do Fator X, conforme consta da Resolução Normativa ANEEL nº 055/2004.

Mauricio de Oliveira Abi-Chahin Técnico

José Jurânio Rocha Líder do Processo

Cesar Antonio Gonçalves Superintendente de Regulação Econômica

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VII - ANEXOS 61. Acompanham a presente Nota Técnica os seguintes Anexos:

i) Anexo I – Metodologia e Cálculo da “Empresa de Referência” relativa ao contrato de

concessão da CEPISA; e

ii) Anexo II - Metodologia e Cálculo do Fator X para a CEPISA.