A CARGA TRIBUTÁRIA E OS ENCARGOS SETORIAIS NA COMPOSIÇÃO DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA O CASO DA CELPE, ENERGIPE, COELBA E COSERN

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1 A CARGA TRIBUTÁRIA E OS ENCARGOS SETORIAIS NA COMPOSIÇÃO DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA O CASO DA CELPE, ENERGIPE, COELBA E COSERN Cláudia Regina Beserra de Melo Souza 1

2 A CARGA TRIBUTÁRIA E OS ENCARGOS SETORIAIS NA COMPOSIÇÃO DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA O CASO DA CELPE, ENERGIPE, COELBA E COSERN Cláudia Regina Beserra de Melo Souza Rio de Janeiro Agosto de

3 Sumário 1. Introdução 4 2. Corpo do Trabalho Regulação Tarifária no Setor Elétrico Brasileiro Reajuste Tarifário Revisão Tarifária Periódica Revisão Tarifária Extraordinária Detalhamento dos Componentes das Tarifas de Fornecimento Evolução Histórica no Passado Recente dos Componentes das Tarifas de Fornecimento Conclusão Referências Bibliográficas 17 3

4 A CARGA TRIBUTÁRIA E OS ENCARGOS SETORIAIS NA COMPOSIÇÃO DAS TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA O CASO DA CELPE, ENERGIPE, COELBA E COSERN Cláudia Regina Beserra de Melo Souza Resumo O que se pretende analisar é o crescimento evolutivo da Carga Tributária e dos no decorrer dos anos 2000 à 2004, mostrando tanto os crescimentos percentuais de cada encargo de um ano para o outro como a crescente participação percentual destes sobre a receita anual da concessionária. Estes crescentes aumentos impactam diretamente as tarifas de fornecimento, provocando elevações maiores nos índices de Reajustes Tarifários homologados para cada concessionária distribuidora de energia elétrica. 1. Introdução O As tarifas de fornecimento de energia assumem um papel de importância relevante para as concessionárias de eletricidade, para os consumidores e para o governo, devendo conciliar com equilíbrio as preocupações e os interesses de todos os agentes envolvidos. De um lado as tarifas devem remunerar os custos eficientes e os investimentos prudentes de modo a manter o equilíbrio econômico financeiro das concessionárias, atraindo novos investimento para o setor; do outro lado temos os consumidores onde tarifas justas permitem uma maior inclusão social, promovendo uma qualidade de vida melhor, principalmente para a população de baixo poder aquisitivo, para a qual a energia elétrica compõe um item importante do orçamento familiar e por último o governo que através das tarifas de energia elétrica, pela essencialidade do produto, viabiliza sua arrecadação e desta forma suas políticas públicas. O gráfico abaixo mostra que nos últimos anos as tarifas de fornecimento tiveram um crescimento superior em relação aos Índices IPCA e IPGM. Entretanto o crescimento das tarifas tem sido acompanhado pela elevação substancial da Carga Tributária e de que incidem sobre as tarifas públicas. 4

5 % Comparação Evolutiva das Tarifas de Fornecimento de 1996 a ,19 140,13 180,45 146, ,07 98, ,86 76,16 90,57 45,27 59,9 66, ,89 39, ,99 53,18 23,78 27,74 43, ,76 33,95 12,11 21,1 26, Tarifa Media Basileira IPCA IGP-M Comparação Crescimento das Tarifas com IPCA e IGPM Se compararmos a Carga Tributária incidente sobre as tarifas de energia elétrica do Brasil, Canadá e Noruega, onde predomina a geração hidráulica, verifica-se que o peso dos impostos incidentes nas faturas de energia elétrica no Brasil é bem maior. No Canadá por exemplo, incide o Imposto Federal, com uma alíquota única de 7% sobre o valor da fatura do consumidor e impostos provinciais que variam de 4 a 12% sobre o faturamento. Portanto a Carga Tributária Canadense incluída nos preços de energia, pode variar dependendo da província de 11 a 19%. Na Noruega, incidem sobre a fatura do consumidor um imposto denominado Value Added Tax - VAT e uma taxa de consumo de energia elétrica. O VAT possui alíquota de 24% incidente sobre a fatura. Já no Brasil se considerarmos apenas o ICMS sobre os consumidores residenciais, a alíquota nominal é de 25%, o que representa no final um imposto de 33%, pois o próprio imposto constitui a sua base de cálculo, chamado de cálculo por dentro. 2. Corpo do Trabalho 2.1 Regulação Tarifária no Setor Elétrico Brasileiro A Regulação Tarifaria tem como objetivo principal, a construção de tarifas eficientes e justas que conciliem, com equilíbrio as preocupações e os interesses dos consumidores, das concessionárias e da sociedade. CONSUMIDOR REMUNERAÇÃO INVESTIDORES REGULAÇÃO MODICIDADE Importância de Regulação Tarifária GOVERNO EQUILIBRIO FISCAL 5

6 O Regime de Regulação envolve a escolha do critério tarifário, que inclui, entre outras coisas, a forma de controle e ajuste dos preços a serem cobrados, o grau de liberdade de variação destes preços de acordo com as diferentes categorias dos consumidores. No Brasil, os contratos de concessão assinados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica, após 1995, passaram a estabelecer a Regulação por Incentivo, através de um Regime Tarifário do Tipo Price Cap. Este Regime Tarifário consiste na fixação pelo regulador de preço limite inicial, para as tarifas a serem praticadas pelas concessionárias, buscando estimular a eficiência produtiva, visto que devido ao preço previamente especificado, as firmas tendem a minimizar os custos para se apropriar de lucros excedentes. O grande desafio desse método é garantir a qualidade do serviço e fazer com que tais reduções de custos beneficiem os consumidores, o que, na prática, tem levado a um aumento significativo do aparato e da complexidade do acompanhamento regulatório. O Regime de Regulação por Incentivo emprega três mecanismos para refletir a mudança de custo das tarifas: - Reajuste Tarifário - Ajustar o valor da tarifa de modo a refletir as mudanças nos custos contratualmente definidos, através da aplicação de fórmula paramétrica e com periodicidade anual; - Revisão Tarifaria Periódica Ocorre por iniciativa do órgão Regulador a cada 4 ou 5 anos de modo a refletir as mudanças nos custos das concessionárias; - Revisão Tarifaria Extraordinária Ocorre por iniciativa do concessionário, entre os Reajustes anuais, sempre que eventos inesperados ameaçarem o Equilíbrio Econômico Financeiro Reajuste Tarifário Os Reajustes Tarifários são realizados anualmente de modo a refletir as mudanças nos custos contratualmente definidos, ou seja o objetivo é repor o poder de compra da tarifa. O Reajuste atua separadamente e de forma distinta sobre as parcelas da receita, uma relacionada ao conjunto dos s não Gerenciáveis Parcela A, que corresponde aos custos cujos montantes e variações não são administrados pela concessionária: - Compra de energia elétrica para revenda; - Uso da Rede Básica; - de conexão; - do Setor Elétrico : Reserva Global de Reversão RGR; Conta de Consumo de Combustíveis CCC; Taxa de Fiscalização Aneel - TFSEE; Conta de Desenvolvimento Energética CDE; Contribuição do ONS. e a Parcela B que corresponde aos s Gerenciáveis pela concessionária que corresponde aos custos: - s de Operação e Manutenção; - s de Capital (Investimentos). 6

7 O reajuste será calculado mediante a aplicação, sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior, do Índice de Reajuste Tarifário ( IRT ), assim definido: VPA1 + VPB0 ( IVI ± X ) IRT = RA Aplicação da Fórmula Paramétrica do Reajuste Tarifário RA 1 RA 0 VPB1 IGPM ± X VPB 0 Repasse VPA VPA 0 1 DRA DRP 0 PERÍODO ANUAL CONSIDERADO EM REAJUSTE 1 CUSTOS GERENCIÁVEIS: DISTRIBUIÇÃO OPERAÇÃO MANUTENÇÃO INVESTIMENTOS MÃO-DE DE-OBRA CUSTEIO OPERACIONAL INFRA-ESTRUTURA ENCARGOS FINANCEIROS CUSTOS NÃO-GERENCIÁVEIS: COMPRA DE ENERGIA CONEXÃO REDE BÁSICA RGR ONS TFSEE CCC CDE ESS MAE Dessa forma, nas datas de aplicação dos reajustes contratuais: Os aumentos de custos não gerenciáveis são repassados as tarifas; Os custos gerenciáveis são corrigidos pela variação do índice do IGP-M do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à Data de Referência Anterior, deduzido do fator X (ganhos de produtividade) Revisão Tarifária Periódica O processo de Revisão Tarifária Periódica tem como principal objetivo analisar, após um período previamente definido no contrato de concessão (geralmente de 4 anos), o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. A revisão tarifária periódica é realizada mediante o cálculo do Reposicionamento Tarifário e do estabelecimento do Fator X. a) Reposicionamento Tarifário O cálculo do Reposicionamento Tarifário se baseia na comparação entre a Receita Requerida e a Receita verificada para o Ano Teste. Reposicionamento Tarifário = Receita Requerida - Receita Extra Concessão - Outras Receitas Receita de Fornecimento Verificada + Receita de Suprimento A Receita Verificada corresponde à Receita por ela auferida com as tarifas vigentes antes da Revisão Tarifária Periódica, aplicadas ao mercado de venda do Ano Teste. A Receita Requerida é formada pela soma das Parcelas A e B. A Parcela A inclui os denominados custos Não-Gerenciáveis da concessionária, ou seja, refere-se as 7

8 despesas com Compra de, e os. A Parcela B nos Reajustes Tarifários anuais é atualizada monetariamente pelo IGP-M, no momento da Revisão Tarifária Periódica a mesma é calculada, sendo obtida pela soma dos s Operacionais Eficientes mais a Remuneração do Capital e Quota de Reintegração. b) Cálculo do Fator X Por meio do Fator X, são estabelecidas as metas de eficiência para o próximo período tarifário que serão expressas na tarifa Revisão Tarifária Extraordinária O mecanismo da Revisão Tarifária Extraordinária (RTE), estabelece que a ANEEL, poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômicofinanceiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos da empresa de distribuição Detalhamento dos Componentes das Tarifas de Fornecimento a) TFSEE TAXA DE FISCALIZAÇÃO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA A Taxa de Fiscalização de Serviços de Elétrica (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e regulamentada pelo Decreto nº 2.410/1997, equivale a 0,5% do Benefício Econômico Anual auferido pela Concessionária, Permissionários e Autorizado, incluindo Produtores Independentes e Autoprodutores. É fixada anualmente e paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias, cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destinase à cobertura do custeio de suas atividades. b) RGR RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO A Reserva Global de Reversão (RGR) foi criada pelo Decreto n.º , de 26 de fevereiro de A Lei n.º 9.648/98 definiu que a RGR seria extinta em 31/12/2002, entretanto, a Lei n.º , de 26 de abril de 2002, estendeu sua vigência até Trata-se de parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica, para financiamento de fontes alternativas de energia elétrica, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos, e para desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade e limitado a 3,0% de sua receita anual. C) CCC - CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS FOSSEIS 8

9 A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) foi criada pelo Decreto n.º , de 7 de novembro de 1973 e refere-se ao rateio dos ônus e vantagens do consumo de combustíveis fósseis para geração de energia termoelétrica quando as condições de geração de energia hidroelétrica são insuficientes para o atendimento ao mercado do sistema interligado e para o atendimento as regiões do país localizadas fora da área de atendimento pelo sistema interligado. Os custos da geração termoelétrica são rateados por todos os consumidores do país, mediante a fixação de valores anuais para cada concessionária de distribuição, em função do seu mercado podendo variar em função da necessidade maior ou menor do uso das usinas termoelétricas. A Lei n.º 9.648/98 e a Resolução ANEEL n.º 261, de 13 de agosto, estabeleceram que, a partir de 1º de janeiro de 2006, ficará extinto a quota de CCC para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste, permanecendo apenas a quota para o Sistema Isolado. c) CDE - CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO A Conta de Desenvolvimento Energético CDE foi criada pela Lei n.º /2002. Tratase de parcela cujo valor anual é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para: i) o desenvolvimento energético dos Estados; ii) a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral, nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados; iii) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional. A CDE, cuja duração é de 25 anos, é fixada anualmente e paga mensalmente pelas concessionárias à ELETROBRÁS, que é a entidade que movimentará os recursos arrecadados para esse fim. Os recursos da CDE são provenientes dos pagamentos anuais realizados por todos os concessionários, permissionários, inclusive produtores independentes que comercializem energia elétrica diretamente ao consumidor final. d) CUSTO COM COMPRA DE ENERGIA Para atendimento a seu mercado de referência, as concessionárias de distribuição compram energia elétrica de diferentes empresas de geração e sob diferentes condições, em função do crescimento do mercado, mediante diversos Contratos Iniciais, Contratos Bilaterais, CCEAR Contrato de Compra e Venda de Elétrica através de Leilão e, no caso da energia produzida por Itaipu Binacional, mediante quotas definidas pela legislação. Algumas concessionárias complementam a compra de energia elétrica com geração própria e aquisições na Câmara de Comercialização de Elétrica - CCEE. A cada contrato temos associado um Preço de Venda e conseqüentemente um custo que será repassado as tarifas de energia elétrica através do Reajuste Tarifário. e) ENCARGOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO O Uso das Instalações da Rede Básica de Transmissão de Elétrica refere-se aos valores pagos pelas concessionárias de distribuição às Transmissoras conforme Contrato 9

10 de Uso do Sistema de Transmissão CUST celebrado com o ONS pelo acesso à rede básica de transmissão do Sistema Interligado. Tais encargos são calculados mensalmente pelo ONS, com base nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa específica estabelecida pela ANEEL. Essa tarifa, por sua vez, é função da receita anual permitida para as concessionárias detentoras da rede básica de transmissão (Transmissoras), também estabelecida pela ANEEL, para cobrir os custos decorrentes da atividade de transmissão. f) PIS/PASEP O PIS foi instituído pela Lei Complementar nº 7, de 7 de setembro de 1970, o PASEP foi instituído pela Lei Complementar nº 8, de 3 de dezembro de 1970, e essas duas contribuições foram unificadas pela Lei Complementar nº 26 de 11 de dezembro de Até o exercício de 2002, a base de incidência do PIS/PASEP era, salvo exceções, a receita bruta das empresas. Consistindo num Imposto Cumulativo, onde a alíquota de 0,65% incidi em cascata sobre a receita bruta de cada elo da cadeia produtiva. A industria de Elétrica no Brasil possui uma cadeia produtiva composta pelas atividades de Geração, Transmissão e Distribuição, cada uma atuando de forma independente e autônoma. GERAÇÃO TRANSMISSÃO DISTRIBUIÇÃO Receita com a venda de e outras. (x) 0,65% = Pis/Pasep a recolher Receita com a transmissão de e outras. (x) 0,65% = Pis/Pasep a recolher Receita com a Comercialização de e outras. (x) 0,65% = Pis/Pasep a recolher Forma de Cálculo do PIS/PASEP pelo regime de Cumulatividade A partir de 30 de dezembro de 2002, com o advendo da Lei nº foi instaurada a não cumulatividade do PIS/PASEP e a alteração das alíquotas de 0,65% para 1,65%. No sistema de não cumulatividade tributa-se apenas o valor agregado ou adicionado em cada etapa da produção. Isso é feito por meio da dedução de custos e despesas, referentes às fases anteriores da cadeia produtiva, da base de cálculo do imposto. GERAÇÃO TRANSMISSÃO DISTRIBUIÇÃO (+) Receita com a venda de e outras. (-) Insumos na Produção de. (-) de Uso da Rede Elétrica ( =) do Forma de Cálculo do Cofins PIS/PASEP pelo (x) 7,60% regime. de Não. Cumulatividade (x) 7,60%. = Cofins a recolher (+) Receita com a transmissão de e outras. (-) Insumos no Processo de transmissão de. (-) de Uso da Rede Elétrica. (=) do Cofins. = Co fins a recolher (+) Receita com a Comercialização de e outras. (-) Compra de. (-) de Uso da Rede Elétrica. (=) do Cofins ( x) 7,60%. = Cofins a recolher 10

11 h) COFINS O COFINS foi instituído pela Lei Complementar n 30 de dezembro de Consistia num Imposto Cumulativo onde a alíquota de 3%, até janeiro/2004, incidia diretamente sobre a base de cálculo que consistia na Receita bruta das empresas. GERAÇÃO TRANSMISSÃO DISTRIBUIÇÃO Receita com a venda de e outras. (x) 3,00% = Cofins a recolher Receita com a transmissão de e outras. (x) 3,00% = Cofins a recolher Receita com a Comercialização de e outras. (x) 3,00% = Cofins a recolher Forma de Cálculo do COFINS pelo regime de Cumulatividade A partir de fevereiro de 2003, com o advendo da Lei nº foi instaurada a não cumulatividade do COFINS, e a alíquota foi alterada de 3,00% para 7,60% incidindo apenas sobre o valor agregado ou adicionado em cada etapa da produção. ICMS Forma de Cálculo do COFINS pelo regime de Não Cumulatividade i) ICMS O ICMS é um imposto de competência dos estados e do distrito federal, têm como fato gerador às operações relativas à circulação de mercadorias e à prestação de serviços de transportes interestaduais e intermunicipais e de comunicação, ainda que as operações e prestações se iniciem no exterior. O ICMS não é cumulativo, compensando-se o que for devido em cada operação relativa à circulação de mercadorias ou prestação de serviços com o montante cobrado nas anteriores, pelo mesmo ou outro estado ou distrito federal, bem como poderá ser seletivo, em função da essencialidade das mercadorias e serviços. As alíquotas nominais são estabelecidas de acordo com o regulamento do ICMS de cada estado, variando de 17% a 30%. Entretanto, de acordo com a fórmula de calculo do imposto a pagar, as alíquotas reais verificadas são superiores as nominais. A partir de 1998, a energia elétrica passou a ser considerada mercadoria e portanto, sujeita à incidência do ICMS. Por ser um imposto de competência estadual, cada um dos estados mantém uma legislação especifica determinando como se dá à tributação sobre as mercadorias em seu território. A alíquota média dos estados é de 25% incidente sobre o valor faturado Evolução Histórica no Passado Recente dos Componentes das Tarifas de Fornecimento 11

12 Através da Análise Vertical e Horizontal dos componentes das tarifas de fornecimento é determinado o crescimento evolutivo dos principais e, bem como a crescente participação percentual destes sobre a Receita Anual das concessionárias impactando diretamente as tarifas de fornecimento. a) CELPE Companhia Energética de Pernambuco Entre os anos de 2000 e 2004 a participação dos e na Receita da Celpe passaram de 27,55% para 37,35% e conseqüentemente neste período houve a redução na participação na Parcela B caindo de 40,27% para 30,76%. O maior impacto foi causado pelos que representava 17,68% da Receita em 2000 e passou para 28,74% em 2004, explicado pelo aumento da alíquota de ICMS para a Classe Residencial e do PIS/COFINS. Outro impacto de menor proporção foi à criação da CDE Conta de desenvolvimento Energético que corresponde a 0,46% da Receita a ser repassado para o governo. Participação dos Componentes nas Tarifas de Fornecimento Coelba 2004 Total Parcela B 40% 4% 25% 25% 6% Total Parcela B Participação dos Componentes das tarifas sobre a Receita Para a Celpe o gráfico abaixo mostra que para o mesmo período de 2000 a 2004, todos os componentes das Tarifas de Fornecimento cresceram muito mais que o IGP-M e o IPCA, exceto a Parcela B e o com que ficou no patamar do IGPM. Porém é dado um enfoque especial para os tributos que cresceram praticamente 3 vezes mais que a variação do IGP-M Crescimento Acumulado% 2000 a , ,98 104,99 62,25 57,93 84,83 68,98 42,48 0 Total Parcela B Reajuste tarifario IGPM IPCA Crescimento Acumulado dos Componentes das Tarifas 12

13 b) COELBA Cmpanhia de Eletricidade do Estado da Bahia Entre os anos de 2000 e 2004 os e na Receita da Coelba passaram de 31,91% para 35,64% em 2004 e conseqüentemente neste período houve a redução na participação na Parcela B caindo de 44,21% para 39,32%. Participação dos Componentes nas Tarifas de Fornecimento Coelba 2004 Total Parcela B 40% 4% 25% 25% 6% Total Parcela B Participação dos Componentes das tarifas sobre a Receita Para a Coelba o gráfico abaixo mostra que para o mesmo período de 2000 a 2004, todos os componentes das Tarifas de Fornecimento cresceram muito mais que o IGP-M e o IPCA, exceto a Parcela B que ficou no patamar do IGPM. Porém é dado um enfoque especial para os e de que cresceram praticamente 2 vezes mais que a variação do IGP-M ,47 96,86 Crescimento Acumulado % 2000 a ,96 100,83 Total Parcela B Crescimento Acumulado dos Componentes das Tarifas 67,00 Reajuste tarifario 95,01 IGPM 68,98 IPCA 42,48 c) COSERN Companhia Energética do Rio Grande do Norte Entre os anos de 2000 e 2004 a participação dos e na Receita da Cosern passaram de 27,27% para 33,71% em 2004 e conseqüentemente neste período houve a redução na participação na Parcela B caindo de 46,52% para 40,17%. O maior impacto foi causado pelos que representava 18,41% da Receita em 2000 e passou para 22,69% em 2004, explicado pelo aumento da alíquota de ICMS para a Classe Residencial e do PIS/COFINS. Outro impacto de menor proporção foi à criação da CDE Conta de desenvolvimento Energético que corresponde a 0,57% da Receita a ser repassado para o governo. 13

14 Participação dos Componentes nas Tarifas de Fornecimento Cosern 2004 Total Parcela B 40% 4% 26% 23% 7% Total Parcela B Participação dos Componentes das tarifas sobre a Receita Para a Cosern o gráfico abaixo mostra que para o mesmo período de 2000 a 2004, todos os componentes das Tarifas de Fornecimento cresceram muito mais que o IGP-M e o IPCA, exceto a Parcela B que cresceu abaixo do IGPM. Porém é dado um enfoque especial para os setoriais, de e que cresceram praticamente 2 vezes mais que a variação do IGP-M. Crescimento Acumulado % 2000 a ,91 105,46 105, ,12 43,87 68,02 68,98 42, Total Parcela B Reajuste tarifario IGPM IPCA Crescimento Acumulado dos Componentes das Tarifas d) ENERGIPE - Companhia Energética de Sergipe Entre os anos de 2000 e 2004 a participação dos e na Receita da Energipe passaram de 27,80% em 2000 para 35,69% em O maior impacto foi causado pelos que representava 17,84% da Receita em 2000 e passou para 26,14% em 2004, explicado pelo aumento da alíquota de ICMS para a Classe Residencial e do PIS/COFINS. Outro impacto de menor proporção foi à criação da CDE Conta de desenvolvimento Energético que corresponde a 0,50% da Receita a ser repassado para o governo. 14

15 Participação dos Componentes nas Tarifas de Fornecimento Energipe 2004 Total Parcela B 39% 4% 26% 26% 5% Total Parcela B Participação dos Componentes das tarifas sobre a Receita Para a Energipe o gráfico abaixo mostra que para o mesmo período de 2000 a 2004, todos os componentes das Tarifas de Fornecimento cresceram muito mais que o IGP-M e o IPCA, exceto o de que cresceu abaixo do IGPM. Porém é dado um enfoque especial para os que cresceram praticamente 3 vezes mais que a variação do IGP-M. Crescimento Acumulado% 2000 a , ,38 55,57 78,26 110,92 98,89 68,98 42,48 0 Crescimento Acumulado dos Componentes das Tarifas Total Parcela B Reajuste tarifario IGPM IPCA e) Região Nordeste Na Região NORDESTE entre os anos de 2000 à 2004 a evolução da participação dos e na Receita das concessionárias foi de 30,10% para 35,86%. Conseqüentemente neste período houve a redução na participação na Parcela B caindo de 41,63% para 36,05%. Ou seja, os investidores tiveram de deslocar nesse período recursos destinados a cobrir custos de Operação e Manutenção e Remuneração dos investimentos para arcar com a elevação dos e. O maior impacto foi causado pelos que representava 20,85% da Receita em 2000 e passou para 25,65 % em 2004, explicado pelo aumento da alíquota de ICMS em alguns estados do Nordeste e do PIS/COFINS. Outro impacto de menor proporção foi à criação da CDE Conta de desenvolvimento Energético que corresponde a 0,48% da Receita a ser repassado para o governo no ano de

16 Participação dos Componentes nas Tarifas de Fornecimento Nordeste 2004 Total Parcela B 4% 36% 28% 26% 6% Total Parcela B Participação dos Componentes das tarifas sobre a Receita Dando um outro enfoque observa-se conforme o gráfico abaixo que para o mesmo período de 2000 a 2004, todos os componentes das Tarifas de Fornecimento cresceram muito mais que o IGP-M e o IPCA, exceto a Parcela B que cresceu menos que o IGPM. Crescimento Acumulado% 2000 a ,09 89,87 102,92 134,97 84, ,41 68,98 42, Crescimento Acumulado dos Componentes das Tarifas Total Parcela B Reajuste tarifario IGPM IPCA 3. Conclusão Desta forma pode-se verificar que nos últimos anos a tarifa de energia elétrica vem sendo majorada por uma tributação crescente e pela incorporação de novos encargos setoriais. Existe um deslocamento de recursos destinados a cobrir os custos de Operação, Manutenção e Remuneração dos investimentos para arcar com a elevação dos e. Diante do Exposto fica a necessidade da desoneração das tarifas de energia elétrica, onde a essencialidade do produto levará a um aumento de consumo por parte da população e uma liberação de renda para o consumo de outros bens e serviços. 16

17 4. Referências Bibliográficas - BRASIL. Câmara Americana de Comercio, Comitê de. A utilização da Tarifa de Elétrica como fonte Arrecadadora de. São Paulo, 2004; - BRASIL. Ministério da Fazenda, Receita Federal. Estudos Tributários 11 Carga Tributária do Brasil Brasília, 2003; - GANIN, Antonio. Setor elétrico Brasileiro: aspectos regulamentares e tributários. Rio de Janeiro. Editora Canal, 2003; - Brasil. Ministério de Minas e, Agencia Nacional de Elétrica - Regulação Econômica do Setor Elétrico - Revisão e Reajustes Tarifários. Brasília, 2005; - PIETRO, Maria Sylvia Zanella Di. Direito Regulatório. Belo Horizonte. Editora Fórum, 2003; - MELO, José Eduardo Soares de. Curso de Direito Tributário. São Paulo. Editora Dialética, 2004; - Brasil. Ministério de Minas e, Agencia Nacional de Elétrica - Modelo Contrato de Concessão de Distribuição de Elétrica. Brasília, 2000; - BENJÓ, Isaac. Fundamentos de Economia da Regulação. Rio de Janeiro, 1999; - Brasil. Constituição da Republica Federativa do Brasil 17