VOTO. INTERESSADO: Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda. IENERGIA.

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1 VOTO PROCESSOS: / e / INTERESSADO: Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda. IENERGIA. RELATOR: Diretor Edvaldo Alves de Santana. RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica SRE e Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD. ASSUNTO: Abertura de audiência pública com vistas a colher subsídios e informações para aprimoramento da proposta referente à Terceira Revisão Tarifária Periódica da Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda IENERGIA, bem como para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FEC dos conjuntos da referida concessionária, para o período de 2013 a I. RELATÓRIO O Contrato de Concessão nº 050/99 definiu a data de 7/8/2012 para a realização da terceira revisão tarifária periódica da Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda IENERGIA. 2. As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária aplicável. Tais módulos foram aprovados por meio das Resoluções Normativas 457/2011 e 464/ Por sua vez, os procedimentos para definição dos limites de continuidade dos indicadores coletivos DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras das distribuidoras de energia elétrica estão estabelecidos no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição PRODIST. 4. Em 24/1/2012, por meio do Ofício nº 0046/2012-SRD/ANEEL, a SRD apresentou à IENERGIA proposta preliminar de limites para os indicadores DEC e FEC. Em 6/3/2012, por meio da Correspondência nº 0512/2012, a IENERGIA apresentou sua manifestação com sua contraproposta de limites de DEC e FEC. 5. Em 12/3/2012, a Concessionária encaminhou as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária (Carta 0577/2012). Em 19/4/2012 a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à IENERGIA e ao Conselho de Consumidores. 6. Em 3/5/2012 recebi a IENERGIA em reunião, que fez diversos questionamentos, sobretudo quanto à empresa de referência do 2º ciclo e quanto à sua conexão com a CELESC, que compromete seriamente a qualidade do serviço. 7. A SRD, por meio da Nota Técnica nº 0053/2012-SRD/ANEEL, de 25/4/2012, analisou a manifestação da IENERGIA e consolidou a proposta preliminar de limites de DEC e FEC, para o período de 2013 a 2016, para ser submetida à Audiência Pública. A SRE, pela Nota Técnica nº 122/2012-SRE/ANEEL, de 9/5/2012, detalhou a proposta de revisão tarifária da IENERGIA a ser submetida à Audiência Pública.

2 8. É o relatório. II. II.1. FUNDAMENTAÇÃO Resultados relevantes 9. A revisão tarifária periódica das distribuidoras consiste, essencialmente, no cálculo do Fator X, conforme determina a Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 50/99, e, adicionalmente, do Reposicionamento Tarifário (RT). 10. O valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da IENERGIA até a próxima revisão tarifária é de 1,52%, ainda devendo ser somado o Componente Q definido em cada processo de reajuste, conforme explicado mais adiante. 11. Conforme detalhado na Nota Técnica nº 122/2012-SRE/ANEEL, a revisão tarifária da IENERGIA conduziria a um efeito tarifário médio para os consumidores de -0,99%. 12. O reposicionamento tarifário calculado foi de 0,34%. Como, no processo de revisão, também são realizadas diversas etapas do processo de reajuste, ao reposicionamento tarifário, de 0,34%, foram adicionados os componentes financeiros 1, que correspondem a -0,74%. Foram então subtraídos os componentes financeiros incluídos no reajuste tarifário anterior, correspondentes a 0,59% da receita. Essas movimentações tarifárias combinadas resultam no efeito médio percebido pelos consumidores: [0,34% - 0,74% - 0,59%= -0,99%]. O gráfico a seguir mostra com maior clareza o cálculo do efeito médio para os consumidores em função da revisão tarifária. Financeiros 0,59% Efeito Consumidor: -0,99% Reposicionamento: 0,34% Financeiros -0,74% Tarifa Final Econômico = Parcela A + Parcela B Econômico = Parcela A + Parcela B Tarifa Final Último Reajuste Revisão Tarifária 13. A tabela a seguir sintetiza o efeito médio por Subgrupo/Classe tarifária. 1 Os componentes financeiros considerados em um determinado cálculo tarifário permanecem nas tarifas pelo período de um ano, portanto, a cada processo de reajuste ocorre a saída de um conjunto de componentes financeiros e a entrada de outro conjunto com valores diferentes.

3 Tabela 1 Efeito médio por Subgrupo Tarifário S ubgrupo/classe Efeito Médio (%) A4 (2,4 a 25 kv) 9,94% B1 (Baixa Tensão Residencial e Baixa Renda) -10,01% B2 (Baixa Tensão - Rural) -5,13% B3 (Baixa Tensão Demais Classes) -9,90% B4 (Baixa Tensão Iluminação Pública) -5,23% Efeito Médio -0,99% 14. Ressalta-se que os valores mostrados acima são provisórios, pois são resultados de informações enviadas pela empresa ainda preliminares, como a campanha de medidas. Ajustes serão feitos até a deliberação dos resultados definitivos, após a Audiência Pública. De qualquer forma, a empresa tem cerca de 40% de seu mercado alocados para a alta tensão, para um número muito pequeno de consumidores, alguns deles, conforme nos informou a empresa em reunião aqui realizada, com grave situação de inadimplência. É um tema para ser examinado com bastante atenção. II.2. Fator X 15. O Fator X corresponde a um valor a ser subtraído ou acrescido da variação do IGPM, que serve para atualizar a Parcela B, quando da execução dos reajustes tarifários anuais entre revisões periódicas, com vistas a compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade estimados para o período. 16. Neste terceiro ciclo de revisões, dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o componente que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição (Pd) e o Componente de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais (T). 17. O Componente Pd tem por objetivo estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora em função da produtividade média do setor, do crescimento do mercado e do número de unidades consumidoras da própria empresa. Na revisão tarifária da IENERGIA o valor do Componente Pd é de 1,52%. 18. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais regulatórios. Essencialmente, trata-se de uma transição entre metodologias diferentes para a definição de custos operacionais eficientes. O valor do componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da IENERGIA é de 0,00%, o que quer dizer que a cada reajuste tarifário não haverá redução da Parcela B, uma vez que os custos operacionais já convergiram para o valor indicado pelo método de benchmarking. 19. A partir do reajuste de 2013 da IENERGIA será ainda apurado o Componente Q do Fator X, que tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade, alterando as tarifas para mais ou para menos, de acordo com o comportamento de indicadores de qualidade DEC e FEC. 20. Dessa forma, o valor de Fator X a ser considerado nos reajustes da IENERGIA até a próxima revisão tarifária seria de 1,52%, ainda devendo ser somado o Componente Q definido em cada processo de reajuste.

4 II.3. Reposicionamento tarifário (RT) equilíbrio econômico-financeiro 21. O RT envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o equilíbrio econômicofinanceiro do contrato de concessão. No RT, o reequilíbrio econômico-financeiro da concessão se dá por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, considerando a relação entre a receita requerida e a verificada. 22. A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com o retorno adequado para o capital prudentemente investido. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e Parcela B, conforme detalhado mais adiante. No caso, a receita requerida, composta conforme tabela abaixo, é menor do que a verificada, o que explica o reposicionamento tarifário de 0,34%. Na tabela abaixo são apresentados os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida Tabela 2 Revisão Tarifária da IENERGIA Descrição Revisão (R$) Impacto na Revisão Part. Receita Tarifária (%) Revisão (%) 1. PARCELA A ( ) ,46% 75,08% 1.1 Encargos Setoriais ,78% 11,72% RGR 340-0,03% 0,55% CCC ,45% 2,72% TFSEE 121 0,02% 0,20% CDE ,15% 3,75% PROINFA ,28% 1,93% P&D (Eficiência Energética) 637-0,13% 1,03% ESS 948 0,38% 1,54% 1.2 Transmissão ,78% 9,00% CUSD ,78% 9,00% 1.3 Compra energia ,02% 54,36% Contratos Bilateriais ,02% 54,36% 2. PARCELA B ( ) ,37% 24,92% 2.1 Custos Operacionais + Anuidades ,31% 21,88% 2.2 Remuneração ,44% 1,83% 2.3 Depreciação ,19% 2,02% 2.4 Receitas Irrecuperáveis 169 0,02% 0,27% 2.5 Outras Receitas ,07% -1,08% 3. Parcela A + Parcela B ,91% 100,00% 4. Alocação de Subsídios na tarifa econômica 0 1,25% 5. Reposicionamento Econômico (3+4) ,34% 6. Componentes Financeiros ,74% 7. Reposicionamento com Financeiros (5+6) -0,40% 8. Financeiros Retirados do IRT anterior -0,59% 9. Efeito médio p/ consumidor (7+8) -0,99% 23. O reposicionamento tarifário, de -0,34%, é composto por um impacto positivo de 0,46% em razão do crescimento dos itens de Parcela A e uma redução de 1,37% em função do decréscimo da Parcela B. Contribuíram ainda para o efeito para o consumidor o fato dos componentes financeiros terem valor negativo na revisão tarifária e a retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste anterior, que eram positivos.

5 II.3.1. Parcela A 24. A Parcela A compreende os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive geração própria, além dos encargos setoriais definidos em legislação específica, cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora. 25. No tocante à variação nos custos da Parcela A, cumpre ressaltar a redução da quota de CCC, decorrente da consideração do custo unitário proposto de R$ 7,75 por MWh, bastante inferior ao custo unitário de R$ 15,00 por MWh utilizado anteriormente, conforme consta da Nota Técnica n o 14/2012-SRG- SRE/ANEEL, de 15/3/2012, objeto de análise no âmbito dos Processos n os / e / , que deu origem a Audiência Pública n 12/ Por outro lado, houve majoração do custo de compra de energia, devido ao aumento da tarifa da Iguaçu Comercializadora, única supridora de energia da distribuidora. 27. Com relação às perdas não técnicas, destaca-se que houve redução do nível regulatório de perdas em razão de a distribuidora ter reduzido ao longo do ciclo seu nível de perdas além do referencial fixado no segundo ciclo. Destaca-se, entretanto, que o nível de perdas não-técnicas, de 2,91%, poderá ser ajustado por ocasião da aprovação do resultado definitivo da revisão, em função de informações preliminares enviadas pela empresa. II.3.2. Parcela B 28. A Parcela B compreende os custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária. Aqui estão, por exemplo, os investimentos e a remuneração do capital investido. A redução dos itens da Parcela B se deve, principalmente, aos efeitos (1,44 pontos percentuais) da redução da Taxa de Remuneração Regulatória (WACC). II.4. Componentes financeiros 29. A tabela a seguir resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da IENERGIA. Dentre os valores negativos destaca-se a CVA em processamento, a Sobrecontratação, a Neutralidade os Encargos Setoriais e o subsídio Baixa Renda em função do saldo negativo entre a reversão do adiantamento recebido no reajuste anterior e o efetivo déficit incorrido pela concessionária. Tabela 3 Componentes Financeiros Descrição Valor (R$) CVA em processamento CVA Saldo a compensar Neutralidade encargos setoriais Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/ Subsídio - Baixa Renda Sobrecontratação de energia REN n 255/2007 (Apurado + Previsão - Reversão) Exposição CCEAR entre Submercados 0 Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE Total Dentre os componentes financeiros com valor positivo, destaca-se implantação do Manual de Controle Patrimonial, cujo reconhecimento tarifário está previsto na Resolução 367/2009.

6 31. Os subsídios tarifários também passam a ser compensados na própria estrutura tarifária, não sendo mais necessário considerar como componente financeiro a previsão de subsídio para os próximos doze meses. Os valores constantes da tabela tratam-se, portanto, simplesmente do ajuste entre os montantes efetivamente apurados no período de referência e a previsão feita no reajuste anterior. II.5. Gráficos 32. Os gráficos a seguir apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita da distribuidora (sem e com tributos), ou seja, a proporção da fatura de energia elétrica que se destina (i) às atividades de geração (compra de energia), transmissão e distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), a depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; (ii) ao pagamento dos encargos setoriais 2 e tributos 3 : COMPOSIÇÃO DA RECEITA SEM TRIBUTOS Custo de Distribuição 24,9% RGR 0,6% CCC 2,7% TFSEE e ONS 0,2% Custo de Energia 54,4% Encargos 11,7% Custo de Transmissão 9,0% CDE 3,8% ESS/EER 1,5% PROINFA 1,9% P&D 1,0% 2 No primeiro gráfico, destaque especial é dado à participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de energia elétrica e repassados pela concessionária aos seus destinatários. 3 Na construção do segundo gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela concessionária, tendo sido utilizadas as alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. Estes dados serão validados pela fiscalização.

7 II.6. Proposta de Limites para os Indicadores DEC e FEC II.6.1 Análise das Contribuições da Distribuidora 33. A proposta de limites para os indicadores de qualidade para os conjuntos da IENERGIA foi obtida pela aplicação da metodologia comparativa (fundamentado em modelo matemático), conforme descrito na Nota Técnica nº 053/2012-SRD/ANEEL. Os valores a serem submetidos à Audiência Pública consideram a aplicação da metodologia comparativa e a manifestação da Distribuidora. 34. Com relação à proposta inicial dos limites de DEC e FEC da ANEEL, a IENERGIA solicitou o aumento dos valores dos limites de DEC e FEC nos anos de 2014 e 2015 para o seu único conjunto de unidades consumidoras. 35. De acordo com a IENERGIA, a Distribuidora é suprida pela Subestação Xanxerê - SC, pertencente à CELESC, por meio de três alimentadores. Esses alimentadores estão co m o carregamento elevado, o que tem comprometido o desempen ho do sistema de distribuição da IENERG IA. Na perda de um alimentador, há corte de carga. Assim, a Distribuidora solicitou mais um circuito à CELESC, que planejou a entrada em operação desse circuito para meados de Portanto, considerando-se que a entrada em operação do novo alimentador vai atender às solicitações da IENERGIA, a SRD entendeu que não há motivos para aceitar a proposta de aumento dos limites dos indicadores de continuidade. Observo, porém, que a distribuidora já espera por tais instalações há mais de três anos (conforme suas informações) e nada foi feito até agora. Acho relevante que a SRD, em conjunto com a SFE, examinem com detalhe tal situação. 36. Dessa forma, são propostos os limites dos indicadores de continuidade de DEC e FEC para o período de 2013 a 2016, conforme tabela 4: Tabela 4 Proposta de limites de DEC e FEC para o conjunto de unidades consumidoras da IENERGIA. Conjunto de Unidades DEC (Horas) FEC (Nº de Interrupções) Nº de Código Consumidoras UC's IENERGIA II.6.2 Proposta de limites para os indicadores DEC e FEC

8 37. A Figura abaixo apresenta o histórico de apuração e limites da IENERGIA. Percebe-se que a Distribuidora possui a apuração do indicador DEC inferior ao limite, enquanto o FEC apurado, nos últimos dois anos da série histórica, se encontra ligeiramente superior ao limite. É importante destacar que a Distribuidora já obteve valores do FEC apurado inferiores aos respectivos limites nos quatro primeiros anos da série. Os limites para o período de 2013 a 2016 foram obtidos considerando o número de unidades consumidoras de 2010: 38. Em relação aos limites propostos para o período 2013 a 2016, considerou-se uma redução média geométrica anual de 4,09% no DEC e 4,46% no FEC, tendo 2012 como referência. III. DIREITO 39. A presente decisão tem amparo legal considerando: o art. 3 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996, com alterações dadas pela Lei nº , de 15/3/2004, e a explícita remissão ao art. 29 da Lei nº 8.987, de 13/2/1995, em especial ao inciso V deste; o art. 21 do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6/10/1997; e Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 050/1999, Resoluções Normativas 457/2011 e 464/2011 e o Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST. IV. DISPOSITIVO 40. Do exposto e do que consta dos Processos nº / e / , voto pela promoção de Audiência Pública, no período de 17 de maio a 25 de junho de 2012, com sessão ao vivo presencial no dia 21 de junho de 2012, na cidade de Xanxerê/SC, e pela publicação de seu respectivo Aviso, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para (i) o aprimoramento da revisão tarifária da IENERGIA relativa ao terceiro ciclo de revisões tarifárias, bem como para o (ii)

9 estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da referida concessionária, para o período de 2013 a Voto, ainda, por determinar à Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade - SFE que examine a situação do suprimento feito pela CELESC à IENERGIA, por meio da Subestação Xanxerê, quanto ao atendimento do pleito feito pela IENERGIA de ampliação da referida Subestação e, consequentemente, aumento da demanda, no sentido de analisar (i) a morosidade da CELESC em atender o pleito da IENERGIA, (ii) a pertinência das cobranças feitas pela CELESC por suposta ultrapassagem de demanda, (iii) a elevação dos índices de DEC e FEC e ressarcimentos de DIC e FIC, ocasionados pela limitação da SE em questão. Brasília, 15 de maio de EDVALDO ALVES DE SANTANA Diretor