PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES SOBRE O SETOR ELÉTRICO

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1 PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES SOBRE O SETOR ELÉTRICO RELATÓRIO ANUAL EVOLUÇÃO TARIFÁRIA 2008 Nivalde J. de Castro Márcio Bruno F. Silveira PROJETO PROVEDOR DE INFORMAÇÕES ECONÔMICAS FINANCEIRAS DO SETOR ELÉTRICO

2 Índice SUMÁRIO EXECUTIVO REAJUSTES TARIFÁRIOS ANUAIS REVISÕES TARIFÁRIAS PERIÓDICAS ENCARGOS SOCIAIS PERSPECTIVAS MACROECONÔMICAS PARA

3 SUMÁRIO EXECUTIVO A ANEEL desempenha o papel de regulador do sistema elétrico e tem como objetivo a garantia e a segurança do Setor Elétrico Brasileiro (continuidade e confiabilidade dos serviços de energia elétrica), atrelado à modicidade tarifária, respeitando as restrições do marco legal presente nos contratos. Os objetivos da Agência devem garantir um ambiente para que as concessionárias de distribuição possam obter as remunerações dos investimentos definidos contratualmente, visto que esse setor apresenta uma estrutura de monopólio natural. Assim, o agente regulador assegura: o atendimento ao consumidor, com expansão da oferta e qualidade do fornecimento de energia elétrica, com base na competição e estímulo à eficiência econômica dos agentes; o atendimento ao contribuinte, desobrigando investimentos futuros e recuperando recursos; e o atendimento ao cidadão, permitindo o Governo mais eficiente. Há três mecanismos para a concessão, pelo agente regulador, dos reajustes tarifários: o reajuste anual, a revisão tarifária periódica e a revisão extraordinária. Estes mecanismos são fundamentais para assegurar o equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias e garantir a modicidade tarifária aos consumidores. O presente estudo tem um duplo objetivo: (1) analisar a evolução das tarifas de energia elétrica, com base nos reajustes e revisões tarifárias concedidos em 2008, e (2) avaliar os impactos sofridos pelas variações sobre o setor elétrico. Este relatório será composto das tarifas em 2008 e sua análise, sendo dividido em três seções: reajustes tarifários anuais, revisões tarifárias periódicas e encargos setoriais. A seção que aborda os reajustes tarifários anuais apresenta a data e os valores dos reajustes concedidos em 2008 para todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica. Baseando-se nisso, foi realizada análise do impacto dos reajustes sobre as tarifas médias de fornecimento para cada classe de consumo. A segunda seção do estudo examina as revisões periódicas partindo de uma tabela com os valores dos índices de reposicionamento tarifário e as datas das revisões.

4 A terceira seção trata dos encargos setoriais avaliando-se as variações dos encargos atrelados aos valores dos reajustes concedidos. 1 REAJUSTES TARIFÁRIOS ANUAIS Os reajustes tarifários anuais garantem que a recomposição real das receitas e relação nos custos não administrados concessionária. Assim o equilíbrio econômicofinanceiro da concessão não sofrerá os impactos do processo inflacionário. Implica dizer que durante o período de um ano, o contrato de concessão garante, através do agente regulador (Aneel), a reposição do valor real das tarifas que podem ter sido deterioradas pelo processo inflacionário. A partir desta definição constata-se que durante o ano de 2008, a ANEEL homologou o reajuste tarifário de 47 empresas concessionárias, em um valor médio de 0,39%. A Tabela nº.1 apresenta dados detalhados de todos os reajustes tarifários verificados durante o ano de 2008 para cada empresa concessionária. Tabela nº.1 Reajuste Tarifário Anual Médio e por Tensão de Concessionárias de Distribuição (em R$/ MWh) CONCESSIONÁRIA DATA DO REAJUSTE REAJUSTE MÉDIO BAIXA TENSÃO ALTA TENSÃO REAJUSTE MÉDIO EM 2007 AES-SUL 17/abr -1,27-9,46 6,91 1,59 BRAGANTINA 6/mai 5,08-1,67 11,83-4,57 CAIUÁ 6/mai -1,44-15,57 12,69 1,05 CEAL 26/ago 12,48 13,33 11,64 5,38 CEB 25/ago -1,51-3,26 0,23 1,28 CEEE -D 21/out 4,17 1,90 6,45 8,55 CELESC 5/ago -4,12-7,27-0,98-3,74 CELPE *** 22/abr 3,16 2,87 3,46 3,24 CELTINS 1/jul -1,54-4,19 1,10 6,18 CEMAR 26/ago 10,95 10,99 10,92 4,32 CEMAT 7/abr -11,02-1,13-20,92 2,75 CEMIG 7/abr -13,64-17,11-10,18 4,70 CEPISA 26/ago 10,52 10,19 10,85 1,11 CFLO 29/jan -3,92-10,36 2,52 - CHESP 9/set -7,74-1,84-13,65 5,08 CJE 29/jan -2,97-3,29-2,65 - CLFP 29/jan -7,10-7,94-6,27 -

5 CLFSC 29/jan -7,34-6,99-7,69 - COCEL 23/jun -9,31-18,68 0,06 11,45 COELBA 17/abr -10,59-13,98-7,20 5,32 COPEL 23/jun -1,16 2,00-4,32-1,13 COSERN 17/abr -4,06-2,14-5,98 5,61 CPEE 29/jan -2,27-0,36-4,19 0,24 CPFL ** 7/abr -18,74-18,18-19,30 3,75 CSPE 29/jan -7,63-7,22-8,04 2,70 DEMEI 24/jun 6,35 8,52 4,18 15,88 DMEPC 25/jun -6,94-6,25-7,63 4,44 ELETROCAR 24/jun 14,63 16,19 13,07 13,61 ENERGIPE 17/abr -10,62-11,00-10,25 1,87 ENERGISA (MG) 17/jun 0,26-5,64 6,15 - ENERGISA (N. Friburgo) 17/jun 10,42 11,97 8,88 - ENERGISA (PB) 26/ago 14,96 15,77 14,15 - ENERSUL * 7/abr -8,15-8,80-7,51-6,33 EX-CEAM 28/out 20,40 19,16 21,65-0,50 FORCEL 19/ago -0,84 0,89-2,57-1,73 HIDROPAN 24/jun 9,58 11,78 7,38 13,44 IGUAÇU 5/ago 0,48-0,11 1,08-3,88 JOÃO CESA 25/mar 2,94 2,43 3,45 9,30 LIGHT 4/nov 4,52 3,29 5,76-4,66 MANAUS ENERGIA 28/out 14,98 15,08 14,89 1,52 MUXFELDT 24/jun 14,28 16,57 11,99 11,40 NACIONAL 6/mai 3,84-3,01 10,70-2,04 RGE 17/abr 2,91 8,60-2,78 1,18 SANTA MARIA 31/jan -4,96-10,00 0,08 5,73 SULGIPE 9/dez 1,10 1,03 1,17 0,06 URUSSANGA 25/mar 2,28 6,01-1,45 6,12 V. PARANAPANEMA 6/mai -3,14-10,43 4,15-0,13 MÉDIA - 0,39-0,58 1,36 2,63 (*) A diretoria da Aneel decidiu por não incorporar todo o efeito financeiro referente ao recálculo da Revisão Tarifária de 2003, em 12 meses, conforme proposta inicial apresentada em Audiência Pública. O saldo remanescente desse efeito financeiro, remunerado pela taxa Selic, será utilizado nos próximos reajustes tarifários de forma a compensar possíveis acréscimos, sempre que houver saldo suficiente para esse abatimento. (**) A CPFL Paulista, ao executar seu contrato de compra e venda de energia com a CPFL Brasil, comercializadora do mesmo grupo, não observou as melhores práticas do ponto de vista de uma concessionária de serviço público, o que poderia provocar um custo adicional de cerca de R$ 80 milhões aos consumidores. A diretoria da Aneel, em caráter preventivo, não reconheceu tal custo e decidiu, ainda, determinar que a superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da Agência inicie imediatamente um procedimento fiscalizatório com o objetivo de apurar a eventual caracterização de descumprimento contratual lesivo aos consumidores da CPFL Paulista, nas operações de contratação de energia elétrica junto à CPFL Brasil. (***) A Celpe solicitou que a Aneel considerasse o repasse da última parcela do diferimento da primeira revisão tarifária, o que resultaria num índice médio para o consumidor de 15,08%. Entretanto, a diretoria decidiu postegar o valor dessa parcela para abril de 2009, data da segunda Revisão Tarifária Periódica da empresa para compensar eventuais aumentos tarifários.

6 Podemos observar na Tabela 1 que para a classe de baixa tensão, que abrangem os consumidores residenciais, foram concedidos em sua grande maioria reajustes negativos. Já sobre as classes de alta tensão, que abrange a classe industrial, foram também concedidos reajustes negativos, porém em menor valor comparativamente às duas classes. Os reajustes negativos podem ter como causa geral os seguintes fatores: a política de realinhamento tarifário, que vem sendo praticada pela ANEEL desde abril de 2003, cujo objetivo é a eliminação dos subsídios cruzados através da aplicação de reajustes tarifários diferenciados por categoria de consumo. Já no caso específico do ano de 2008, o aumento do número de empresas com reajuste percentual negativo reflete o ganho de produtividade das empresas e redução do custo médio de capital (que define a remuneração das concessionárias), calculados no processo de revisão tarifária (prevista nos contratos de concessão com o objetivo de obter o equilíbrio das tarifas com base na remuneração dos investimentos das empresas voltados para a prestação dos serviços de distribuição e a cobertura de despesas efetivamente reconhecidas pela Aneel). No ano de 2006, o número total de empresas que apresentaram esse reajuste médio negativo para as classes de baixa tensão foram 23 empresas. No ano de 2007 esse número encerrou em 25 empresas, assim como no ano de Como resultado deste processo de reajuste, a tarifa média de fornecimento residencial decresceu 3,88% enquanto a industrial decresceu 3,63% entre 2007 e Conforme verificamos na tabela 2, ao final de 2008, a tarifa média residencial fixou-se em R$ 282,68 por MWh e a classe industrial fixou-se em R$ 216,71 por MWh. Já a tarifa média total decresceu 17,58% entre 2007 e 2008, passando para o valor de R$ 214,13.

7 Tabela nº.2 Tarifas Médias por Classe de Consumo e por Região referentes ao ano de 2008 (em R$/ MWh) CLASSES DE CONSUMO NORTE NORDESTE SUDESTE SUL CENTRO- OESTE BRASIL RESIDENCIAL 285,80 279,30 286,43 273,15 281,56 282,68 INDUSTRIAL 231,53 211,74 222,71 208,72 202,51 216,71 COMERCIAL 291,20 301,39 272,55 250,89 272,79 273,98 RURAL 214,67 204,47 191,92 150,74 198,81 179,24 PODER PÚBLICO 308,12 328,97 287,80 272,75 282,99 296,06 ILUMINAÇÃO PÚBLICA 161,96 172,34 158,69 143,21 154,81 158,71 SERVIÇO PÚBLICO 201,82 193,87 202,21 182,66 174,89 195,51 CONSUMO PRÓPRIO 293,86 317,56 285,81 119,41 296,20 275,80 RURAL AQUICULTOR 153,85 123,39 171,51-216,64 123,46 RURAL IRRIGANTE 158,59 132,50 171,84 119,70 112,97 139,17 TARIFA MÉDIA TOTAL 264,92 253,68 255,51 226,08 244,05 214,13 O Gráfico nº. 1 abaixo apresenta a evolução das tarifas para as diversas classes de consumo. Neste é possível identificar que do período de 1997 a 1999 as tarifas como um todo evoluíam com certo padrão bem definido e estável, mas a partir de 2000 a 2005 houve um aumento significativo das tarifas em geral, em sua grande maioria impactada pela crise no setor elétrico iniciada em 2001, culminando com o chamado apagão. Após esse período, em 2004, notas-se que as tarifas continuaram a se elevar, porém num ritmo mais lento, demonstrando uma maior estabilidade que voltou a ocorrer passada a crise. A tarifa industrial em 2005 foi a que apresentou um aumento acentuado que se prolongou até em 2007, embora de forma mais suave, quando então começou a decrescer. Com isso a tarifa residencial ficou menor, apresentando queda no ano de 2007 e seguindo essa tendência no ano de 2008 em todas as classes, sugerindo a continuidade da política de realinhamento tarifário, com objetivo de conversão cada vez maior entre as tarifas.

8 Gráfico nº. 1 Tarifas Médias por Classe de Consumo (R$/MWh) Tarifas Médias por Classe de Consumo (R$/MWh) Residencial Industrial Comercial Média Total 2 REVISÕES TARIFÁRIAS PERIÓDICAS O processo de revisão tarifária periódica, aplicado pela ANEEL, tem como principal objetivo analisar e recompor o equilíbrio econômico-financeiro da concessão após um período previamente definido no contrato de concessão (geralmente de 4 anos). Enquanto nos reajustes tarifários anuais a Parcela B da Receita é atualizada monetariamente pelo IGP-M, no momento da revisão tarifária periódica é calculada a receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes e a remuneração adequada sobre os investimentos realizados com prudência buscando-se corrigir distorções em relação ao equilíbrio econômico financeiro original. A primeira rodada de aplicação de Revisão Tarifária Periódica foi concluída em Os resultados efetivos do 1 ciclo de Revisão tarifária periódica, realizado entre

9 2003 e 2006, estão na tabela n. 3. A revisão tarifaria média homologada às concessionárias de distribuição analisadas foi de 7,09%. Tabela nº. 3 Brasil: 1º Ciclo do Processo de Revisão Tarifária Periódica (em %) CONCESSIONÁRIA DATA DA REVISÃO REAJUSTE MÉDIO BAIXA TENSÃO ALTA TENSÃO ANO 2003 CEMAT 8/abr/03 26,00 24,66 29,35 a 32,04 CEMIG 8/abr/03 31,53 30,54 30,22 a 34,88 CPFL 8/abr/03 19,55 18,57 20,15 a 24,56 ENERSUL 8/abr/03 32,59 32,48 32,49 a 37,11 AES-SUL 19/abr/03 16,14 14,46 17,29 a 21,73 RGE 19/abr/03 27,36 25,49 29,11 a 30,15 COELBA 22/abr/03 28,61 28,11 29,38 a 32,01 COELCE 22/abr/03 31,29 30,62 31,56 a 36,76 COSERN 22/abr/03 11,49 10,38 11,65 a 13,98 ENERGIPE 22/abr/03 29,71 28,30 30,34 a 30,96 ELETROPAULO 4/jul/03 10,95 10,3 11,11 a 11,56 CELPA 7/ago/03 27,05 26,38 28,64 a 29,65 ELEKTRO 27/ago/03 20,25 20,08 19,37 a 23,93 BANDEIRANTE 23-out-03 14,68 13,89 13,8 a 18,82 PIRATININGA 23/out/03 14,68 13,25 14,2 a 19,34 LIGHT 7/nov/03 4,16 2,14 5,85 a 10,1 AMPLA (CERJ) 31/dez/03 15, ,41 a 18,13 Média Anual 5,2 5,31 ANO 2004 CAIUÁ 3/fev/04 0,47 0,36 0,62 a 1,48 CFLO 3/fev/04 0,83 0,2-0,39 a 0,70 CJE 3-fev-04 9,37 8,13 8,98 a 10,61 CLFM 3-fev-04 16,65 16,77 12,43 a 16,0 CNEE 3-fev-04-1,43-1,70-1,18 a 1,68 CPEE 3-fev-04 20,40 20,69 19,07 a 22,63 CSPE 3-fev-04 14,41 14,42 13,09 a 15,61 EEB 3-fev-04 3,76 3,45 3,54 a 5,64 EEVP 3-fev-04 8,12 8,34 5,6 a 6,99 SANTA CRUZ 3-fev-04 10,23 10,15 7,66 a 13,02 ELFSM 7-fev-04 15,02 14,14 18,55 COCEL 30-mar-04 11,37 10,12 11,03 a 12,63 EFLUL 30-mar-04 5, JOÃO CESA 30-mar-04 16, CENF 18-jun-04 18,00 17,31 20,47

10 CFLCL 18-jun-04 12,66 10,87 18,59 COPEL 24-jun-04 9,17 10,39 21,09 DME 28-jun-04 12,95 12,05 15,97 CELTINS 4-jul-04 13,45 14,25 16,72 CELESC 7-ago-04 4,50 5,61 14,24 ESCELSA 7-ago-04 6,33 1,40 9,90 XANXERÊ 7-ago-04 11,01 12,32 14,05 CEB 26-ago-04 2,44 0,79 6,82 FORCEL 26-ago-04 10,46 8,73 15,09 CHESP 12-set-04 21,66 20,33 30,53 CEEE 25-out-04 3,06 4,89 9,87 SULGIPE 14-dez-04 12,00 14,11 18,49 Média Anual 6,46 8,82 ANO 2005 CELB 4-fev-05 9,30 6,92 12,81 CELPE 29-abr-05 7,40 4,29 8,01 a 11,56 DEMEI 29-jun-05 8,03 6,10 7,82 ELETROCAR 29-jun-05 12,53 7,20 17,75 HIDROPAN 29-jun-05 12,89 12,38 7,95 MUXFELDT 29-jun-05 9,25 9,46 1,43 CEAL 26-ago-05 7,21 5,60 8,23 a 8,82 CEMAR 26-ago-05 10,96 4,97 10,85 a 18,86 CEPISA 26-ago-05 16,47 12,95 13,83 a 23,82 SAELPA 26-ago-05 14,26 15,37 16,69 a 17,34 CELG 10-set-05 0,51-3,06-3,31 a 1,93 BOA VISTA 1-nov-05 6,01 2,92 7,15 MANAUS ENERGIA 1-nov-05 19,07 11,10 19,80 a 25,64 CERON 30-nov-05 5,42 4,62 3,76 a 10,76 ELETROACRE 30-nov-05 5,19 2,88 10,51 Média Anual 9,63 6,91 ANO 2006 COOPERALIANÇA 7-fev-06 6,29 3,7 1,87 O segundo ciclo de revisão tarifária das 61 distribuidoras de energia do país iniciou-se no ano de Este processo será concluído em Em 2007, sete empresas passaram pelo processo de revisão tarifária; já no ano de 2008, foram 36 empresas que passaram pelo processo. Está prevista a realização da revisão tarifária de 17 empresas no ano de 2009 e de mais uma em Na tabela nº. 4 estão os resultados das revisões tarifárias já realizadas neste 2º ciclo.

11 Em novembro de 2008, a Aneel realizou aperfeiçoamentos das metodologias do 2º ciclo de revisão tarifária. Os aprimoramentos são resultados da audiência pública nº. 52/2007, que alterou algumas metodologias como a Empresa de Referência, Fator X, Perdas Técnicas, Não-Técnicas, Receitas Irrecuperáveis e Base de Remuneração. Na tabela nº. 4 estão os resultados das revisões tarifárias já realizadas neste 2º ciclo. Em 2008, as empresas que passaram pelo processo de revisão tarifária periódica obtiveram um reajuste médio positivo de 0,39%, sendo -0,58% para baixa tensão e 1,36% para alta tensão. Tabela nº. 4 Brasil: 2º Ciclo do Processo de Revisão Tarifária Periódica (em %) CONCESSIONÁRIA DATA DA REVISÃO REAJUSTE MÉDIO BAIXA TENSÃO ALTA TENSÃO ANO 2007 AES-SUL 19/abr/07 1,59 1,66 1,52 AMPLA 15/mar/07-3, ,77 BOA VISTA 1/nov/07 1,02 0,76 1,28 BRAGANTINA 10/mai/07-4,57-6,06-3,07 CAIUÁ 10/mai/07 1,05-0,65 2,75 CATAGUAZES 18/jun/07 1,89 2,49 1,28 CEA 30/nov/07-3,62-4,49-2,74 CEAL 28/ago/07 5,38 5,77 4,98 CEAM 1/nov/07 11,32 7,65 14,99 CEB 26/ago/07 1,28 0,84 1,71 CEEE -D 25/out/07 8,55 7,02 10,07 CELB 4/fev/07-1,43-4,63 1,77 CELESC 7/ago/07-3,74-5,26-2,23 CELG 1 12/set/07 0,01-4,12 4,14 CELPE 29/abr/07 3,24 0,79 5,68 CELTINS 4/jul/07 6,18 6,31 6,05 CEMAR 28/ago/07 4,32 3,47 5,16 CEMAT 8/abr/07 2,75-7,81 13,3 CEMIG 8/abr/07 4,7 6,5 2,89 CENF 18/jun/07-15,83-11,55-20,1 CEPISA 28/ago/07 1,11 2,18 0,03 CER 3 1/nov/07 0,48 0,95

12 CERON 30/nov/07-1,1-1,4-0,79 CHESP 2 12/set/07 5,08 7,3 2,85 COCEL 30/mar/07 11,45 8,62 14,28 COELBA 22/abr/07 5,32 5,55 5,09 COPEL 24/jun/07-1,13-2,04-0,21 COSERN 22/abr/07 5,61 5,41 5,81 CPEE 3/fev/07 0,24-0,99 1,46 CPFL 8/abr/07 3,75 3,48 4,02 CSPE 3/fev/07 2,7-0,17 5,56 DEMEI 29/jun/07 15,88 14,05 17,7 DMEPC 28/jun/07 4,44 3,42 5,46 ELETROACRE 30/nov/07-8,03-8,58-7,47 ELETROCAR 29/jun/07 13,61 14,23 12,99 ENERGIPE 22/abr/07 1,87 1,95 1,78 ENERSUL 4 8/abr/07-6,33-7,12-5,54 FORCEL 26/ago/07-1,73-2,55-0,91 HIDROPAN 29/jun/07 13,44 7,32 19,56 IGUAÇU 7/ago/07-3,88-5,41-2,34 JAGUARI 3/fev/07-1,13-4,54 2,29 JOÃO CESA 30/mar/07 9,3 2,87 15,72 LIGHT 7/nov/07-4,66-5,3-4,01 MANAUS ENERGIA 1/nov/07 1,52-0,2 3,23 MOCOCA 3/fev/07 12,38 10,47 14,28 MUXFELDT 29/jun/07 11,4-2,16 24,95 NACIONAL 10/mai/07-2,04-5,3 1,23 NOVA PALMA 28/dez/07 5,03 6,04 4,02 OESTE 3/fev/07 16,65 12,09 21,2 RGE 19/abr/07 1,18 0,2 2,16 SAELPA 28/ago/07-1,56-0,3-2,82 SANTA CRUZ 3/fev/07 3,69 0,69 6,69 SANTA MARIA 7/fev/07 5,73 2,63 8,83 SULGIPE 14/dez/07 0,06-2,11 2,22 URUSSANGA 30/mar/07 6,12-0,49 12,72 V. PARANAPANEMA 10/mai/07-0,13 0,31-0,57 Média Anual 2,67 1 4,35 CONCESSIONÁRIA DATA DA REVISÃO ANO 2008 REAJUSTE MÉDIO BAIXA TENSÃO ALTA TENSÃO AES-SUL 17/abr/08-1,27-9,46 6,91 BRAGANTINA 6/mai/08 5,08-1,67 11,83 CAIUÁ 6/mai/08-1,44-15,57 12,69 CEAL 26/ago/08 12,48 13,33 11,64 CEB 25/ago/08-1,51-3,26 0,23 CEEE -D 21/out/08 4,17 1,9 6,45 CELESC 5/ago/08-4,12-7,27-0,98 CELPE *** 22/abr/08 3,16 2,87 3,46 CELTINS 1/jul/08-1,54-4,19 1,1 CEMAR 26/ago/08 10,95 10,99 10,92 CEMAT 7/abr/08-11,02-1,13-20,92 CEMIG 7/abr/08-13,64-17,11-10,18 CEPISA 26/ago/08 10,52 10,19 10,85 CFLO 29/jan/08-3,92-10,36 2,52

13 CHESP 9/set/08-7,74-1,84-13,65 CJE 29/jan/08-2,97-3,29-2,65 CLFP 29/jan/08-7,1-7,94-6,27 CLFSC 29/jan/08-7,34-6,99-7,69 COCEL 23/jun/08-9,31-18,68 0,06 COELBA 17/abr/08-10,59-13,98-7,2 COPEL 23/jun/08-1,16 2-4,32 COSERN 17/abr/08-4,06-2,14-5,98 CPEE 29/jan/08-2,27-0,36-4,19 CPFL ** 7/abr/08-18,74-18,18-19,3 CSPE 29/jan/08-7,63-7,22-8,04 DEMEI 24/jun/08 6,35 8,52 4,18 DMEPC 25/jun/08-6,94-6,25-7,63 ELETROCAR 24/jun/08 14,63 16,19 13,07 ENERGIPE 17/abr/08-10, ,25 ENERGISA (MG) 17/jun/08 0,255-5,64 6,15 ENERGISA (N. Friburgo) 17/jun/08 10,42 11,97 8,88 ENERGISA (PB) 26/ago/08 14,96 15,77 14,15 ENERSUL * 7/abr/08-8,15-8,8-7,51 EX-CEAM 28/out/08 20,4 19,16 21,65 FORCEL 19/ago/08-0,84 0,89-2,57 HIDROPAN 24/jun/08 9,58 11,78 7,38 IGUAÇU 5/ago/08 0,48-0,11 1,08 JOÃO CESA 25/mar/08 2,94 2,43 3,45 LIGHT 4/nov/08 4,52 3,29 5,76 MANAUS ENERGIA 28/out/08 14,98 15,08 14,89 MUXFELDT 24/jun/08 14,28 16,57 11,99 NACIONAL 6/mai/08 3,84-3,01 10,7 RGE 17/abr/08 2,91 8,6-2,78 SANTA MARIA 31/jan/08-4, ,08 SULGIPE 9/dez/08 1,1 1,03 1,17 URUSSANGA 25/mar/08 2,28 6,01-1,45 V. PARANAPANEMA 6/mai/08-3,14-10,43 4,15 Média Anual 0,39-0,58 1,36 Este novo padrão de revisão tarifário com muitos valores negativos reflete duas tendências. A primeira relativa à desvalorização do dólar, tornando o custo em real da energia de Itaipu, que é a base do Custo da Parcela A, que diminuiu. A segunda tendência derivou da melhoria expressiva dos fundamentos macroeconômicos do Brasil que permitiram a redução dos custos de financiamento, via queda da taxa de juros, redução da inflação, em particular do IGP-M que é o indexador da Parcela B, além da obtenção, em abril de 2008, pelo Brasil, do grau de investimento (Investment Grade), dado pela agência americana de classificação de risco Standard & Poor's, facilitando a

14 entrada de capital externo para investir no setor elétrico, facilitando o financiamento de projetos ligados à energia elétrica, a maioria de longo prazo. Para 2009, apesar do grau obtido pelo Brasil, a recente crise financeira mundial criou incertezas externas e internas que podem elevar o IGP-M e dificultar novos investimentos, apesar da redução de taxa básica de juros, o que pode reverter a tendência das revisões tarifárias periódicas. A tabela n. 5 apresenta o cronograma das revisões programadas para Tabela nº. 5 Brasil. Cronograma das Revisões Tarifárias para DISTRIBUIDORA Energisa Borborema AMPLA UHENPAL CELPE DEMEI ELETROCAR HIDROPAN MUX-ENERGIA COOPERALIANÇA CEMAR CEPISA SAELPA CEAL CELG BOA VISTA MANAUS CERON ELETROACRE DATA DE REVISÃO 4/fev 15/mar 19/abr 29/abr 29/jun 29/jun 29/jun 29/jun 14/ago 28/ago 28/ago 28/ago 28/ago 12/set 1/nov 1/nov 30/nov 30/nov A tabela n. 6 detalha o nome das concessionárias de distribuição e as datas da Revisão para 2010, quando será concluído o 2 ciclo de Revisão Tarifária Periódica.

15 Tabela nº. 6 Brasil. Cronograma das Revisões Tarifárias para DISTRIBUIDORA ESCELSA DATA DE REVISÃO 7/ago Antes do inicio do 2 ciclo, foi aprovada em outubro de 2006 pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica uma nova metodologia mediante a Resolução Normativa nº. 234/06. Ela busca incorporar aperfeiçoamentos em relação às metodologias empregadas no 1º ciclo de revisão, como por exemplo, A determinação das perdas não técnicas (furto e fraudes) para as distribuidoras, analisando caso a caso, a reavaliação da Base de Remuneração a cada dois ciclos de revisão e a aplicação da quota de depreciação para ativos a serviço da concessão que não tenham sido adquiridos com recursos das concessionárias, as chamadas Obrigações Especiais. Após isso, em novembro de 2008, foi publicado no Boletim Energia nº 346, Ano 7, os aperfeiçoamentos das metodologias do 2º ciclo de revisão tarifária. Com essa aprovação, os aperfeiçoamentos das metodologias serão utilizados nas revisões do segundo ciclo, iniciado em As propostas básicas aprovadas foram: (i) Parâmetros no processo de revisão para a elaboração de um modelo de Empresa de Referência mais próximo à realidade do segmento de distribuição e baseado no princípio das boas práticas de gestão das empresas. (ii) Adequações na metodologia atual para o cálculo do Fator X para torná-la mais transparente, por meio do detalhamento de receitas e despesas, da evolução da base de remuneração e da projeção de investimentos. (iii) Em relação às Perdas Não-técnicas de energia, a idéia é determinar o tratamento adequado ao tema, por meio de metodologia que permita a comparação entre

16 as diversas concessionárias de distribuição levando-se em consideração as especificidades de cada área de concessão. (iv) Definição de critérios para o cálculo dos custos operacionais e dos investimentos necessários para o combate às perdas, assim como do nível de perdas desejável para o ciclo tarifário. (v) Com relação às perdas técnicas, será feito o cálculo do nível a ser reconhecido nos processos tarifários a partir das características elétricas dos sistemas de distribuição de cada concessionária. (vi) As alterações propostas para a definição da Base de Remuneração incluem a adoção do custo médio individual de equipamentos e instalações voltadas para a prestação do serviço de distribuição que entraram em operação entre a primeira e a segunda revisão tarifária da distribuidora. Esses aprimoramentos foram resultados da audiência pública nº 52/2007 que teve o período de 20 de dezembro de 2007 até 04 de abril de 2008 para receber contribuições dos interessados. Como ocorre, após analisar as colaborações, a Agência aprovou os resultados dos aperfeiçoamentos para acrescentá-los na Resolução Normativa nº 234/2006. Embora visassem o aperfeiçoamento das metodologias adotadas na revisão, as discussões preservaram os princípios fundamentais que orientaram o processo tarifário das distribuidoras. Esses princípios baseiam-se no reconhecimento de custos operacionais eficientes e de investimentos prudentes na definição da tarifa adequada à remuneração dos serviços prestados pelas concessionárias. 3 ENCARGOS SOCIAIS A receita da concessionária é composta por duas parcelas. A Parcela A representada pelos custos não-gerenciáveis da empresa, e pela Parcela B que compreende o valor remanescente da receita, representado pelos custos gerenciáveis.

17 Dentro da Parcela A além da energia elétrica comprada para atendimento aos consumidores da empresa de distribuição, existem os encargos setoriais e os encargos de transmissão. Dos 45,36% do total de tributos e encargos pagos, 14,62% referem-se a impostos federais; 21% a impostos estaduais; 0,06% a impostos municipais; e 9,68% a encargos setoriais. Os chamados "encargos" são subsídios que envolvem desde custos com térmicas a óleo no Norte do país até as despesas para implantação do programa de universalização da energia elétrica, como é o caso Programa Luz para Todos. Nos últimos anos o setor elétrico brasileiro havia apresentando uma redução do peso relativo dos encargos setoriais nos reajustes tarifários. Essa política sofreu um freio no ano de 2007, quando novos encargos foram adicionados a conta de luz. No ano de 2008 houve um aumento do peso dos encargos do setor, essa mudança de comportamento pode ser observada no gráfico n 1 que vem apresentando a evolução dos encargos setoriais ao longo dos anos. Gráfico nº. 2 Variação dos Encargos Setoriais: (R$ mil) RGR CCC CFRH TFSEE Proinfa P&D Total dos Encargos Fazem parte dos encargos do setor elétrico os seguintes encargos: a Reserva Global de Reversão, conhecido como RGR, a CCC, o CFRH o TFSEE entre outros. A

18 seguir destacaremos cada um dos encargos que compõem a conta de luz, assim como suas principais características. A Reserva Global de Reversão encontra-se presente na tarifa e o seu valor é estabelecido pela ANEEL anualmente. Este deve ser pago mensalmente em duodécimos pelas concessionárias, com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou encampação dos serviços públicos de energia elétrica, como também para financiar a expansão e melhoria desses serviços. No ano de 2008, esse encargo teve um aumento de 20,06% em relação a 2007, sem que com isso apresente-se fora dos padrões. Já a CFURH (Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos) que apresentou uma elevação de 55,75% em relação a Foi instituído pela Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, onde TAR refere-se à Tarifa Atualizada de Referência estabelecida anualmente pela ANEEL (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica.destina-se a compensar os municípios afetados pela perda de terras produtivas, ocasionada por inundação de áreas na construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. Do montante arrecadado mensalmente a título de compensação financeira, 45% se destinam aos Estados, 45% aos Municípios, 3% ao Ministério de Meio Ambiente, 3% ao Ministério de Minas e Energia, e 4% ao Ministério de Ciência e Tecnologia. Um outro encargo que vinha impactando na redução dos encargos setoriais na composição tarifaria foi à redução em 2007 de 40,04% das quotas anuais da Conta Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC), um encargo que subsidia a compra dos combustíveis usados na geração de energia por usinas termelétricas que atendem as comunidades isoladas, principalmente da região Norte. No entanto, em 2008 esse encargo teve aumento de 9,61% comparado a Para os próximos anos, a previsão inicial é de decréscimo desse encargo, o que poderá representar um reajuste tarifário menor e uma conseqüente queda da tarifa elétrica cobrada. O ESS (Encargos de Serviços do Sistema) é um encargo setorial recente que representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo de energia elétrica no Brasil e que

19 vem aumentando sua participação nas tarifas. Esse aumento decorreu da escassez de chuvas ocorridas no final de 2007 e inicio de 2008, que alertou o CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico) para a necessidade do uso de termelétricas, evitando assim um possível racionamento de energia, apesar da previsão inicial da Aneel de diminuição desse encargo. Os Encargos Setoriais que acabaram de ser descritos fazem parte das políticas de Governo para o Setor Elétrico e são todos definidos em Lei. Seus valores são estabelecidos por Resoluções ou Despachos da ANEEL, para efeito de recolhimento pelas concessionárias dos montantes cobrados dos consumidores por meio das tarifas de fornecimento de energia elétrica. O quadro a seguir apresenta também os valores dos recursos estabelecidos a partir de ANO Tabela nº. 7 Brasil. Encargos Setoriais:RGR, CCC, CFRH, TFSEE (R$ mil) RGR (em R$ mil) Variação (%) CCC (em R$ mil) Variação (%) CFRH (em R$ mil) Variação (%) TFSEE (em R$ mil) Variação (%) ,75% ,24% ,81% ,33% ,98% ,20% ,41% ,19% ,44% ,68% ,20% ,34% ,83% ,34% ,57% ,36% ,99% ,96% ,29% ,48% ,49% ,04% ,92% ,34% ,06% ,61% ,75% ,73% ANO Tabela nº. 8 Brasil. Encargos Setoriais: PROINFA,ESS, CDE (R$ mil) PROINFA Variação % ESS Variação % CDE Variação % ,83% ,34% ,27% ,00% ,44% ,40% ,13% ,95% ,74%

20 ANO Tabela nº. 9 Brasil. Encargos Setoriais: P&D (R$ mil) P&D (Eficiência Energética) Variação % Total Encargos Variação % ,14% ,72% % ,28% % ,61% ,22% ,65% ,97% ,80% ,20% ,01% De maneira geral, de 2007 para 2008 houve um aumento de 16,01% nos encargos setoriais praticados, demonstrando a alta tributação à que o setor está submetido. Sendo necessário, pelo novo modelo regulatório, manter a modicidade tarifária no sistema, a necessidade de reduzir esses encargos torna-se um dos meios de alcançar êxito. 4 PERSPECTIVAS MACROECONÔMICAS PARA 2009 O ano de 2009 deverá ser afetado pela crise financeira internacional que atingiu o Brasil a partir de meados de setembro de 2008, seja pelo lado financeiro quanto pelo lado real da economia. Com isso o ano de 2009 deverá manter a tendência de reversão do longo período de crescimento da economia global, cujo ciclo de expansão foi marcado pelo aumento da participação dos países emergentes no PIB mundial e pela forte valorização das matérias-primas, favorecendo de modo substancial os países exportadores de commodities, como o Brasil. Em virtude do cenário global houve uma retração do crédito nas famílias, o que deve provocar uma desaceleração forte do nível de atividade industrial, assim como o

21 crescimento da economia brasileira deve sofrer uma retração. Com isso, o setor elétrico é impactado na medida em que uma retração da atividade do setor industrial (setor de alta intensidade energética) diminui consequentemente a demanda por energia elétrica para o ano de 2009 e cria a possibilidade de uma janela de oferta de energia elétrica, visto que a previsão de demanda de energia era maior do que a que se deve verificar. Do ponto de vista macroeconômico, a retração do setor industrial e do crescimento da economia brasileira significa que não será possível continuar com a crescente demanda doméstica a taxas muito superiores ao da produção doméstica. Assim, o aumento da taxa de câmbio e da queda da demanda doméstica, representada inicialmente pela retração do crédito doméstico serão mecanismos que deverão ser usados no ajuste. Além disso, o uso de políticas anticíclicas deve possibilitar a redução da desaceleração do nível de atividade. A crise internacional atinge a economia brasileira através de 3 canais principais representados por: a) forte queda dos preços das commodities; ano; b) crescimento do comércio mundial em volume em torno de zero no próximo c) redução expressiva do fluxo de capitais para o país por conta do aumento da aversão ao risco e dos problemas financeiros mundiais. Um dos principais determinantes da restrição externa ao crescimento reside na queda dos preços das commodities em Assim, viria acompanhada de uma redução em simultâneo dos preços das exportações e das importações brasileiras e de uma leve piora das relações de troca.