PROCESSOS: / e / INTERESSADO: Companhia Sul Paulista de Energia CPFL Sul Paulista

Transcrição

1 PROCESSOS: / e / INTERESSADO: Companhia Sul Paulista de Energia CPFL Sul Paulista RELATOR: Diretor Romeu Donizete Rufino RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica SRE ASSUNTO: Abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações para aprimoramento da proposta referente à Terceira Revisão Tarifária Periódica da Companhia Sul Paulista de Força e Luz CPFL Sul Paulista, bem como para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da referida concessionária para o período de 2013 a I. R E L A T Ó R I O O Contrato de Concessão nº 019/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Sul Paulista de Energia CPFL Sul Paulista, define a data de 03/02/2012 para a realização da terceira revisão tarifária periódica (3CRTP). 2. As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 do PRORET que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária aplicável. Ambos os módulos foram aprovados em novembro de 2011 por meio das Resoluções 457/2011 e 464/ Devido à extensão das discussões relativas às metodologias para o 3CRTP, não houve tempo hábil para se proceder a revisão tarifária da CPFL Sul Paulista na data definida no Contrato de Concessão. De acordo com a disciplina definida pela Resolução 433/2011, que veio a ser substituída pela Resolução 471/2011, as tarifas vigentes em 31/01/2012 foram prorrogadas, não tendo o consumidor percebido qualquer movimentação tarifária naquela oportunidade. 4. A variação de receita decorrente da diferença entre as tarifas efetivamente aplicadas no período de vigência da revisão tarifária e as definidas na homologação dos resultados definitivos, aplicada sobre o mercado de referência do reajuste tarifário seguinte, será equacionada e considerada como componente financeiro nos reajustes seguintes sendo, portanto, a postergação da revisão tarifária neutra para concessionária e consumidores. 5. Por meio do Ofício nº 011/2011-SRE/ANEEL, de 02/12/2011, a Superintendência de Regulação Econômica SRE solicitou as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, as quais foram encaminhadas pelas Cartas 073 e 075/OR/CPFL SUL PAULISTA 2012 de 07 e 10 de agosto de 2012, respectivamente. 6. No dia 13/09/2012, a proposta preliminar da revisão tarifária da Distribuidora foi encaminhada ao Conselho de Consumidores e à CPFL Sul Paulista. No dia 17/09/2012 e 18/09/2012, respectivamente, ambos trouxeram suas contribuições à proposta preliminar, tendo sido avaliadas e, quando pertinentes, incorporadas à proposta descrita na Nota Técnica nº 347/2009-SRE/ANEEL, de 28/09/

2 7. Com relação aos indicadores DEC 1 e FEC 2 para o período de 2013 a 2016, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição SRD apresentou à concessionária sua proposta preliminar por meio do ofício n. 0238/2012-SRD/ANEEL, de 18 de junho de No referido ofício também ficou estabelecido um cronograma com as etapas a serem seguidas pela distribuidora e pela ANEEL. 8. A concessionária, por sua vez, manifestou concordância com os valores estabelecidos (Carta n. 070/OR/CPFL SUL PAULISTA/2012, de 30 de julho de 2012). 9. Por meio da Nota Técnica nº 0142/2012-SRD/ANEEL, de 14 de setembro de 2012, a SRD apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para o estabelecimento dos limites dos referidos indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da concessionária. II. F U N D A M E N T A Ç Ã O DA PROPOSTA DE REVISÃO TARIFÁRIA II.1. Reposicionamento Tarifário e efeito médio para os consumidores 10. Conforme detalhado na Nota Técnica n SRE/ANEEL, a revisão tarifária da CPFL Sul Paulista conduziria a um efeito tarifário médio para os consumidores da distribuidora de -4,12% em 03/02/ O reposicionamento tarifário calculado foi de -2,25%. Ao reposicionamento tarifário foram adicionados os componentes financeiros 3, que correspondem 0,56%. Finalmente, foram subtraídos os componentes financeiros incluídos no reajuste tarifário anterior, correspondentes a -1,70% da receita. Essas movimentações tarifárias combinadas resultam no efeito médio percebido pelos consumidores de -4,12%. 12. A tabela a seguir sintetiza o efeito médio por Subgrupo/Classe tarifária. Tabela 1 Efeito médio por Subgrupo Tarifário Subgrupo/Classe Efeito Médio A2 (88 a 138 kv) -6,83% A3a (30 kv a 44 kv) 5,32% A4 (2,3 kv a 25 kv) 1,42% B1 (Baixa Tensão Residencial e Baixa Renda) -7,54% B2 (Baixa Tensão - Rural) -2,72% B3 (Baixa Tensão Demais Classes) -7,63% B4 (Baixa Tensão Iluminação Pública) -3,16% 1 DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora. 2 FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora. 3 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. 2

3 13. A tabela a seguir apresenta 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 CPFL Sul Paulista Descrição Projeção Revisão % IRT (R$.mil) Receita Requerida (R$.mil) Impacto na Revisão Tarifária (%) Part. Receita Revisão (%) Encargos Setoriais ,03% 14,3% Reserva Global de Reversão RGR ,25% 0,9% Conta de Consumo de Comb. CCC ,20% 2,6% Taxa de Fisc. de Serv. de E.E. TFSEE ,03% 0,3% Conta de Desenv. Energético CDE ,34% 4,5% PROINFA ,40% 2,3% P&D (Eficiência Energética) ,04% 1,2% Encargo de Serviços do Sistema - ESS ,20% 2,5% Transmissão ,87% 14,1% Rede Básica ,88% 7,1% Rede Básica Fronteira ,32% 4,7% Itaipu ,30% 1,4% Conexão ,01% 0,9% Compra energia ,54% 39,3% CCEAR Existente ,24% 1,3% Contratos Bilateriais ,31% 29,1% Itaipu ,12% 8,4% Geração Própria ,49% 0,5% Outros (Proinfa, GD e Déficit) 5-0,00% 0,0% PARCELA A ,62% 67,7% Custos Operacionais ,23% 19,8% Anuidades ,57% 2,3% Geração Própria ,18% 0,0% Remuneração ,72% 6,2% Depreciação ,29% 4,8% Receitas Irrecuperáveis ,09% 0,2% Outras Receitas (1.292) (1.022) 0,23% -0,9% PARCELA B ,71% 32,3% Receita Requerida ,33% 100% Alocação de Subsídios na tarifa econômica (1.319) - 1,08% Receita Verificada Reposicionamento Econômico -2,25% Componentes Financeiros 672 0,55% Reposicionamento com Financeiros -1,70% Financeiros Retirados do IRT anterior -2,41% Efeito médio p/ consumidor -4,12% II.1.1. Parcela A 14. No que tange à Parcela A, merece destaque a majoração da quota anual da RGR, devido principalmente à incorporação ao aumento dos investimentos realizados no período recente; bem como a redução da cota de CCC - Conta de Combustíveis Fósseis, representando um impacto de -3,20% nesta Revisão Tarifária, conforme termos da Resolução 1.291/2012, que alterou as quotas anuais da CCC de responsabilidade das concessionárias e permissionárias homologadas nos meses de fevereiro e março de 2012, devido a ter fixado em seu Art. 2º, o custo unitário da CCC em 7,75 R$/MWh, com vigência no ano de 2012, a ser utilizado para definição da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão TUST CCC e das quotas anuais de responsabilidade das concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica. 15. A tabela a seguir apresenta a variação da compra de energia da concessionária: 3

4 Tipo de Contrato Tabela 3 Variação da Compra de Energia da CPFL Sul Paulista Reajuste 2011 (GWh) Montante (MWh) R$/MWh TOTAL Revisão 2012 (GWh) Var (%) Reajuste 2011 (R$/MWh) Revisão 2012 (R$/MWh) Var (%) Var (%) Receita Requerida (R$) Impacto na Revisão Tarifária (%) CCEAR Velha , ,24% Bilaterais ,04% 112,72 117,79 4,50% -1,81% ,31% Itaipu ,28% 90,15 94,24 4,53% 4,25% ,12% Proinfa ,12% Geração Própria ,69% 167, ,49% Outros TOTAL ,62% 103,28 108,32 4,87% 4,22% ,54% 16. Ressalta-se ainda que houve redução do nível regulatório de perdas, tanto técnicas como não técnicas, em relação ao referencial definido no segundo ciclo. II.1.2. Parcela B 17. A redução dos itens da Parcela B se deve, principalmente, à redução da Taxa de Remuneração Regulatória (WACC) e da Taxa de Depreciação Regulatória reconhecida pela ANEEL nas revisões tarifárias das distribuidoras, e da reversão para a modicidade tarifária dos ganhos de produtividade que as concessionárias tiveram a oportunidade de reter com relação aos custos operacionais. 18. 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 4 e tributos 5 : Custo de Energia 39,4% Composição da Receita sem Tributos Custo de Transmissão 14,1% RGR 0,9% CCC 2,6% TFSEE 0,3% CDE 4,5% Custo de Distribuição 33,3% 13,1% ESS/EER 2,5% PROINFA 2,3% 4 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. 5 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. 4

5 Composição da Receita com Tributos Custo de Transmissão 11,0% Encargos Setoriais 11,1% Custo de Energia 30,7% Outra 21,3% Custo de Distribuição 25,9% ICMS 16,9% PIS/COFINS 4,4% II.1.3. Componentes financeiros 19. A tabela a seguir resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da CPFL Sul Paulista. Dentre os principais valores destaca-se a Neutralidade os Encargos Setoriais, a CVA, o Subsidio de Cooperativas de Eletrificação Rural e a Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE. Tabela 4 Componentes Financeiros Descrição Valor (R$) CVA em processamento CVA Saldo a compensar Neutralidade encargos setoriais Subsídio - Irrigação e Aquicultura - Res 207/2006 (apurado - reversão ano anterior) Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/ Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/ Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE - Res. 166/ Subsídio - Baixa Renda 0 Sobrecontratação de energia REN n 255/2007 (Apurado + Previsão - Reversão) Exposição CCEAR entre Submercados 0 Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0 Parcela de Ajuste RB Fronteira Parcela de Ajuste de Conexão/DIT 0 Consumidor A1 - Ativos de Conexão/DIT já considerados na Parcela A 0 Déficit - Programa Luz Para Todos Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE Total Ressalta-se que os subsídios tarifários 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. 5

6 21. No que se refere ao financeiro MCPFL SUL PAULISTA esse está sendo considerado de forma provisória até a regulamentação específica que trata o art. 3 da RN 367/2009, sujeito a alteração no âmbito dos processos de reajuste tarifário posteriores ao resultado desta revisão tarifária. Componentes financeiros não aceitos 22. Grosso modo a concessionária pleiteia que sejam feitos ajustes na Empresa de Referência do 2CRTP antes de sua atualização e o reconhecimento como componente financeiro de custos advindos de novas regulamentações. Os ajustes estariam relacionados a novos cenários impostos pela regulamentação que não estão relacionados com o crescimento do mercado: Redes Particulares; Novos requisitos legais como a Resolução 414/2010; Decreto 6523/2008 que trata do Call Center ; pesquisa de posses e hábitos de consumo; laudo de avaliação de 100% dos medidores; dentre outros. 23. Pelo regramento definido nos contratos de concessão, variações de custos e de mercado são avaliados somente nas revisões tarifárias. Isso implica que o risco da atividade de distribuição é alocado às concessionárias. 24. Não há previsão no contrato de concessão de que decisões regulatórias devem ter efeito neutro para as distribuidoras. O que se espera é que o nível de remuneração definido na revisão tarifária, em conjunto com as regras de correção da Parcela B, seja compatível com o risco da atividade. Regra geral não deve haver, portanto, componentes financeiros relacionados à Parcela B. 25. Se sistematicamente o regulador impõem maiores custos aos agentes regulados, isso se reflete nas tarifas finais quando se observa uma produtividade mais baixa. Os ganhos de produtividade são mensurados a partir da variação dos custos reais das distribuidoras. Se esses custos crescem, a produtividade é menor. 26. O mesmo vale para o estudo de benchmarking. Custos médios mais altos resultam em tarifas mais altas. Portanto, a metodologia reflete, regulatoriamente, alterações em novas regulamentações, decisões judiciais, altercações de marcos legais, dentre outros. 27. Avaliar o impacto de cada alteração regulamentar e repassá-lo às tarifas é uma característica do modelo de regulação pelo custo do serviço, no qual o risco da atividade de distribuição é todo alocado ao consumidor. 28. Quanto às redes particulares, a própria metodologia de atualização dos custos operacionais definidos no segundo ciclo considera a variação da extensão de rede. Não é necessário, portanto, alterar a empresa de referência do segundo ciclo para refletir o aumento de custos gerados pela incorporação de redes particulares. 29. Ainda sobre redes particulares, a problemática não é estranha ao processo de revisão tarifária. Já era conhecida no segundo ciclo, quando a ANEEL se posicionou pelo tratamento regulatório dos custos nos processos de revisão tarifária, sem previsão de qualquer componente financeiro para apurar o resultado efetivo do processo de incorporação. Segue transcrição de parte do voto do processo de revisão tarifária da CPFL Paulista no segundo ciclo: 6

7 Além disso, o fato de incorporar redes particulares não implica desequilíbrio econômico, uma vez que o crescimento projetado de custos estima uma evolução da produtividade ao longo do ciclo que pode ser diferente da empresa real. Fica a cargo da gestão da empresa alocar temporalmente esses investimentos de forma a minimizar o incremento de custos operacionais, garantindo uma adequada rentabilidade. Assim, considerados o modelo de cálculo do Fator X aprovado na Resolução nº 338/2008 e a regulamentação vigente na data da revisão tarifária, entendo que o pleito não deve ser acatado, mantendo-se inalterado o método aplicado. 30. Do exposto, se posiciona a SRE pelo não reconhecimento dos pleitos relacionados a redes particulares e novas regulamentações. II.1.4. Fator X 31. 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). 32. 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 CPFL Sul Paulista o valor do Componente Pd é de 0,79%. 33. 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 CPFL Sul Paulista é de 2,00%, o que quer dizer que a cada reajuste tarifário a Parcela B da CPFL Sul Paulista será reduzida para que o valor regulatório de custos operacionais convirja para o valor indicado pelo método de benchmarking. 34. A partir do reajuste de 2013 da CPFL Sul Paulista será ainda apurado o Componente Q do Fator X, que tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas para mais ou para menos de acordo com o comportamento de indicadores de qualidade DEC e FEC. 35. Dessa forma, o valor de Fator X a ser considerado nos reajustes da CPFL Sul Paulista até a próxima revisão tarifária seria de 2,79%, devendo ainda ser somado o Componente Q definido em cada processo de reajuste. II.1.5. Efeitos da revisão tarifária nos reajustes subsequentes 36. Embora processada em atraso, a revisão tarifária da CPFL Sul Paulista tem vigência desde a data prevista no Contrato de Concessão, 03/02/2012. Com o objetivo de tornar neutro para distribuidora e consumidores a postergação da revisão tarifária, será apurado um componente financeiro a partir da diferença entre as tarifas prorrogadas (que foram aplicadas) e aquelas definidas na revisão tarifária (que deveriam ter sido aplicadas), vezes o mercado de referência do reajuste tarifário de

8 37. O cálculo do componente financeiro deve-se dar a partir das tarifas de Anexo I, ou seja, considerando tanto os itens econômicos da receita quanto os componentes financeiros. Como os efeitos da revisão tarifária não são uniformes, ou seja, variam de acordo com a modalidade tarifária em que o consumidor é enquadrado, sugere-se que a bolha financeira também seja calculada por modalidade tarifária e subgrupo, tornando o ajuste mais preciso. 38. Outra questão relevante que se coloca é em que momento deve o componente financeiro ser compensado nas tarifas finais dos consumidores. 39. A consideração de todo o componente financeiro em um único ano pode trazer elevada alteração tarifária. No ano seguinte, a retirada de tal financeiro traz, por si só, uma elevação ou redução tarifária de alta magnitude sobre a qual ainda incidirá o reajuste tarifário anual. O efeito seria uma tarifa com fortes oscilações, o que distorce a percepção dos consumidores quanto ao preço real do serviço de energia elétrica, prejudicando a previsibilidade quanto às despesas com energia elétrica. 40. A fim de evitar tal efeito, a sugestão da SRE é que o valor financeiro, uma vez constatado de elevada magnitude, seja considerado de forma progressiva nos reajustes subsequentes da CPFL Sul Paulista. DA PROPOSTA DE LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC II.2 Análise das Contribuições da Distribuidora 41. Os resultados advindos da aplicação da análise comparativa são valores iniciais, obtidos de um modelo matemático. Baseado em manifestações da distribuidora e em informações diversas, realiza-se uma análise posterior à modelagem matemática para, enfim, disponibilizar os valores em Audiência Pública. 42. Em sua manifestação a CPFL Sul Paulista se posicionou pela concordância com os limites propostos no Ofício n. 0238/2012-SRD/ANEEL. II.3 Proposta de Limites de DEC e FEC 43. A Tabela a seguir apresenta os limites propostos para os conjuntos da CPFL Sul Paulista os quais serão submetidos à Audiência Pública. Código Limites propostos para os conjuntos da CPFL SUL PAULISTA. Conjunto de Unidades Consumidoras DEC (Horas) FEC (Nº de Interrupções) Nº de UC ITAPETININGA ITAPETININGA A proposta para o período de 2013 a 2016 irá reduzir a distância entre os limites dos conjuntos, levando a uma maior uniformização da continuidade prestada pela distribuidora aos seus consumidores. 45. Na Figura a seguir é apresentado o histórico de apuração global da CPFL SUL PAULISTA. Nesta mesma figura percebe-se que a distribuidora possui apuração inferior aos limites globais para os indicadores DEC e FEC. 8

9 Histórico de apuração e limites globais propostos da CPFL SUL PAULISTA. 46. Em relação aos limites propostos para o período 2013 a 2016, a proposta é uma redução média geométrica anual de 093% no DEC e 4,98% no FEC. III. D I R E I T O 47. A presente decisão tem amparo legal considerando: o art. 3 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei nº , de 15 de março de 2004, e a explícita remissão ao art. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em especial ao inciso V deste; o art. 21 do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; e Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 021/1999. IV. D I S P O S I T I V O 48. Do exposto e com base nos documentos constantes dos Processos n / e / , voto pela promoção de Audiência Pública, no período de 04 de outubro a 12 de novembro de 2012, com sessão ao vivo presencial no dia 07 de novembro de 2012, na cidade de Itapetininga - SP, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para (i) o aprimoramento da revisão tarifária da CPFL Sul Paulista, relativa ao terceiro ciclo de revisões tarifárias, com proposta de reposicionamento de -2,25%, que após adicionados os componentes financeiros do exercício e subtraídos os componentes incluídos no reajuste tarifário anterior, representa um efeito tarifário médio para os consumidores de -4,12%, bem como para (ii) o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da referida concessionária, para o período de 2013 a Brasília, 02 de outubro de ROMEU DONIZETE RUFINO Diretor 9