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VOTO PROCESSOS: 48500.000181/2011-21 e 48500.006020/2011-41 INTERESSADA : Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A – AES Eletropaulo RELATOR: Diretor Julião Silveira Coelho RESPONSÁVEIS: Superintendência de Regulação Econômica – SRE – e Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública n. 25/2012, instaurada com vistas a colher subsídios (i) à Terceira Revisão Tarifária Periódica da AES Eletropaulo, com vigência retroativa a 4 de julho de 2011, e (ii) à definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2013 a 2015. I. RELATÓRIO Entre 12 de abril e 11 de maio de 2012, foi realizada a Audiência Pública n. 25/2012, a qual teve por objeto as propostas referentes (i) à terceira revisão tarifária periódica da AES Eletropaulo, com vigência retroativa a 4 de julho de 2011, e (ii) à definição dos correspondentes limites dos indicadores de DEC e FEC para o período de 2013 a 2015. 2. Mediante a Nota Técnica n. 82, de 12 de junho de 2012, a SRD apresentou sua proposta final de definição dos limites de DEC e FEC. 3. Por meio da Nota Técnica n. 203, de 28 de junho de 2012, a SRE apresentou os resultados de duas alternativas de revisão tarifária, uma com e outra sem a glosa correspondente a ajuste de preços efetuada pela SFF na base blindada da concessionária 1 . II. FUNDAMENTAÇÃO II.1. Preliminar sobre a glosa na base blindada da AES Eletropaulo em face de ajuste de preços II.1.1. Avanços metodológicos e o espaço para subjetivismos em relação à base de remuneração 4. Antes de apresentar os possíveis resultados da terceira revisão tarifária periódica da AES Eletropaulo, faz-se necessário discorrer sobre a base de remuneração, tema que, sem dúvida, afigura-se o mais controvertido da revisão sob apreço. 5. A metodologia definida para o terceiro ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia elétrica apresentou importantes avanços na definição: (i) do ano-teste, o qual, em vez de projetado, com referência aos 12 (doze) meses subseqüentes à revisão tarifária, por meio de estimativas calculadas pela Agência a partir de dados fornecidos pelas distribuidoras, passou a ser o realizado nos doze meses anteriores à revisão tarifária; 1 A partir de informações prestadas pela SFF, em atendimento à solicitação contida no Memorando n. 117/2012-DR/ANEEL, de 22 de junho de 2012.

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VOTO PROCESSOS: 48500.000181/2011-21 e 48500.006020/2011-41 INTERESSADA : Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A – AES Eletropaulo RELATOR: Diretor Julião Silveira Coelho RESPONSÁVEIS: Superintendência de Regulação Econômica – SRE – e Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública n. 25/2012, instaurada com vistas a colher subsídios (i) à Terceira Revisão Tarifária Periódica da AES Eletropaulo, com vigência retroativa a 4 de julho de 2011, e (ii) à definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2013 a 2015. I. RELATÓRIO Entre 12 de abril e 11 de maio de 2012, foi realizada a Audiência Pública n. 25/2012, a qual teve por objeto as propostas referentes (i) à terceira revisão tarifária periódica da AES Eletropaulo, com vigência retroativa a 4 de julho de 2011, e (ii) à definição dos correspondentes limites dos indicadores de DEC e FEC para o período de 2013 a 2015. 2. Mediante a Nota Técnica n. 82, de 12 de junho de 2012, a SRD apresentou sua proposta final de definição dos limites de DEC e FEC. 3. Por meio da Nota Técnica n. 203, de 28 de junho de 2012, a SRE apresentou os resultados de duas alternativas de revisão tarifária, uma com e outra sem a glosa correspondente a ajuste de preços efetuada pela SFF na base blindada da concessionária1. II. FUNDAMENTAÇÃO II.1. Preliminar sobre a glosa na base blindada da AES Eletropaulo em face de ajuste de preços II.1.1. Avanços metodológicos e o espaço para subjetivismos em relação à base de remuneração 4. Antes de apresentar os possíveis resultados da terceira revisão tarifária periódica da AES Eletropaulo, faz-se necessário discorrer sobre a base de remuneração, tema que, sem dúvida, afigura-se o mais controvertido da revisão sob apreço. 5. A metodologia definida para o terceiro ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia elétrica apresentou importantes avanços na definição:

(i) do ano-teste, o qual, em vez de projetado, com referência aos 12 (doze) meses subseqüentes à revisão tarifária, por meio de estimativas calculadas pela Agência a partir de dados fornecidos pelas distribuidoras, passou a ser o realizado nos doze meses anteriores à revisão tarifária;

1 A partir de informações prestadas pela SFF, em atendimento à solicitação contida no Memorando n. 117/2012-DR/ANEEL, de 22 de junho de 2012.

(ii) dos custos operacionais, os quais, em vez de extraídos do modelo da empresa de referência, em que havia discussão específica para cada distribuidora sobre as atividades executadas, passam a decorrer de atualização dos valores identificados no 2º Ciclo, com a consideração da inflação no período, o crescimento dos produtos e os ganhos de produtividade verificados; e (iii) do Fator X, que, em vez de calculado com base na metodologia do Fluxo de Caixa Descontado, a qual pressupõe projeções dos fluxos de receitas e despesas, passou a ser calculado mediante a metodologia da Produtividade Total dos Fatores – PTF, a qual consiste "na definição dos ganhos potenciais de produtividade para cada empresa, baseada no crescimento de mercado verificado, e um ajuste em função da qualidade na prestação do serviço". 6. Com o avanço metodológico na definição desses três tópicos da revisão tarifária, somado à metodologia definida no segundo ciclo para o cálculo de perdas e à existente desde o primeiro ciclo para definição da taxa de remuneração do capital, a qual passou por ajustes nesse terceiro ciclo, fórmulas objetivas e modelos de “benchmarking” reduziram de forma significativa o espaço para realização de projeções e para a discussão de especificidades, ou seja, foram reduzidos os espaços tanto para subjetivismos quanto para distorções decorrentes de assimetria de informação. 7. O espaço para discussões ficou restrito praticamente à base de remuneração, campo ainda fértil para subjetivismos em razão de não haver parâmetros normativos precisos para (i) distinção entre investimento e custos de operação e manutenção e (ii) fixação dos valores de Componentes Menores – COM – e Custos Adicionais – CA.

8. Embora os avanços metodológicos dos outros pontos da revisão tarifária naturalmente já conduzam, nas revisões, a concentração do foco de atenção para as discussões concernentes à base de remuneração, há, no caso da AES Eletropaulo, discussão também sobre a base blindada do primeiro e segundo ciclos, a qual foi alvo de ajustes por parte da SFF. II.1.2. Atuação da SFF sobre a base blindada da AES Eletropaulo 9. Conforme detalhado na Nota Técnica n. 258/2012-SFF/ANEEL, de 25 de junho de 20122, os valores do Laudo de Avaliação de Ativos encaminhado pela AES Eletropaulo foram objeto de diversos ajustes e reduções, entre os quais a baixa de 246.474,87 m de Cabo AL Nu CAA 1272 MCM, que, embora constem da base blindada referente ao 1CRTP, não mais figuram nos dados contábeis de 31 de janeiro de 2011 da concessionária, “ocasionando a redução dos seguintes valores”:

VNR (R$) VMU(R$) VBR (R$) 728.419.102,73 423.222.461,67 423.222.461,67

10. Cumpre destacar, ainda, os ajustes nos preços unitários de condutores nus e isolados constantes da base blindada, os quais estariam com “valores incompatíveis aos praticados no mercado” e, caso corrigidos, sofreriam as seguintes reduções:

VNR (R$) VMU(R$) VBR (R$)

232.076.936,56 41.773.035,10 41.773.035,10

2 Encaminhada em atendimento ao solicitado no Memorando n. 117/2012-DR/ANEEL, de 22 de junho de 2012.

II.1.3. Argumentos de defesa apresentados pela AES Eletropaulo 11. Insurgindo-se contra a atuação da SFF, a AES Eletropaulo defendeu, em sua contribuição à AP 25/2012 e em memorial apresentado após o encerramento da Audiência, que:

“... a blindagem da Base de Remuneração significa não alterar as quantidades nem os preços dos ativos considerados na Base de Remuneração da revisão, apenas realizando-se os ajustes nas movimentações ocorridas entre os ciclos tarifários das adições, baixas, depreciação e obrigações especiais e a respectiva atualização por inflação ocorrida no período entre a revisão anterior e a revisão em curso. ... nos termos do item 3.2.1, subitem 12, alíneas ‘a’ e ‘b’, do PRORET – Submódulo 2.3, da base blindada devem ser expurgadas as baixas ocorridas entre as datas-base do 2º e 3º Ciclos de Revisão Tarifária Periódica e, após tal exclusão, os valores remanescentes devem ser atualizados com base no IGP-M. Mais uma vez, a ANEEL deixou claro os itens da base blindada sujeitos a alterações.”

12. Argumentou a AES Eletropaulo, ainda, que, “se fosse possível analisar os ativos da Base de Remuneração Blindada, dever-se-ia, no mínimo, verificar não apenas os ativos que eventualmente foram supostamente superavaliados, mas também aqueles que se encontram subavaliados”. 13. Para sustentar seu argumento, a AES Eletropaulo aduz que, em virtude de ter tomado “a decisão deliberada de não efetuar uma análise minuciosa dos ativos em operação, tendo optado por manter a Base de Remuneração blindada”, a ANEEL não poderia adotar análise minuciosa apenas dos ativos superestimados, sob pena de se desviar da persecução da finalidade da revisão, qual seja, manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

14. Nessa linha de raciocínio, a Concessionária afirma que “a soma dos ativos subavaliados resulta em mais de um bilhão de reais, [...], valor muito superior ao que se pretende ajustar”, o que “comprova que a falta de ‘um trabalho minucioso de levantamento dos ativos em operação’ efetivamente pode estar causando a violação do equilíbrio econômico-financeiro”. II.1.4. Noções sobre a decisão de blindagem da base de remuneração 15. A discussão acerca da atuação da SFF sobre a base blindada da AES Eletropaulo remete à relevante questão conceitual acerca do alcance da decisão de blindagem da base de remuneração do primeiro e segundo ciclos, questão essa cuja solução constituirá precedente a orientar a atuação tanto da Diretoria quanto da SFF em revisões vindouras. 16. Para enfrentar o tema, faz-se necessário resgatar a instrução, a fundamentação e os contornos das decisões de blindagem tomadas no segundo e no terceiro ciclos de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia elétrica. II.1.4.1. Resolução n. 493/2002: primeiro ciclo 17. No primeiro ciclo de revisão tarifária periódica, a definição da “base de remuneração” foi objeto de disciplina específica veiculada na Resolução n. 493, de 2 de setembro de 2002, a qual não faz qualquer alusão à blindagem.

18. Cuidava-se, à época, de estabelecer “metodologia e critérios gerais para definição da base de remuneração, visando a revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica”.

19. Até então, a ANEEL não havia definido a base de remuneração das distribuidoras. Não havia, pois, base a ser blindada. II.1.4.2. Resolução Normativa n. 234/2006: segundo ciclo 20. A metodologia do segundo ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras foi disciplinada pela Resolução Normativa n. 234, de 31 de outubro de 2006, a qual abrangeu todos os tópicos da revisão. 21. No seu Anexo IV, a Resolução Normativa n. 234/2006 (i) estabeleceu que, “visando à definição da base de remuneração no segundo ciclo da revisão tarifária periódica”, a base de remuneração do primeiro ciclo deveria ser blindada.

22. Para tanto, fixaram-se, no Anexo IV, os procedimentos que deveriam ser tomados, os quais revelam os contornos e o alcance da decisão de blindagem:

“a) a base de remuneração aprovada no primeiro ciclo de revisão tarifária deve ser ‘blindada’. Entende-se como base blindada os valores do laudo de avaliação ajustados, as movimentações incluídas (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) e a respectiva atualização, aprovados no primeiro ciclo.

b) da base blindada devem ser expurgadas as baixas ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária; c) após a exclusão dessas baixas, ano a ano, os valores remanescentes de cada bem da base blindada devem ser atualizados pela variação do IGP-M; d) o valor monetário referente às Obrigações Especiais da base blindada será obtido atualizando-se o valor aprovado no primeiro ciclo de revisão tarifária pela variação do IGP-M. Nenhum valor deverá ser deduzido das Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na base blindada;

e) deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada; f) as inclusões entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, desde que ainda em operação, são avaliadas utilizando-se a metodologia definida nesta Resolução;

g) os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração (item e) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária (item f); h) considera-se na data-base do laudo de avaliação as movimentações (adições, baixas e depreciação) da base blindada e base incremental ocorridas até o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária do segundo ciclo. Adiciona-se ao laudo de avaliação, após a sua data-base, as movimentações (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) ocorridas em data anterior à revisão tarifária do segundo ciclo. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado - BMP, conforme planilha modelo disponibilizada pela ANEEL. Será considerada, ainda, a depreciação acumulada até o último mês contábil fechado, bem como haverá atualização da base de remuneração até o mês anterior a data de revisão tarifária do segundo ciclo.

i) os aperfeiçoamentos propostos nesta Resolução não se aplicam à base de remuneração validada no primeiro ciclo. À exceção das baixas, depreciação e atualização monetária, ficam blindados os valores validados no primeiro ciclo de revisão tarifária. Inclui-se nessas exceções as apurações dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações, Ativo Diferido.”

23. No Anexo IV, também foi previsto que:

“21. O procedimento para avaliação completa da base de remuneração deverá ser discutido nas revisões tarifárias periódicas subsequentes. No terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas, os ativos imobilizados em serviço serão avaliados conforme metodologia e critérios a serem estabelecidos.”

24. Ao prever que deveria haver, no terceiro ciclo, a abertura da base de remuneração blindada, a Resolução n. 234/2006 rejeitou proposta, oferecida na Audiência Pública n. 008/2006, de manutenção da base blindada para todos os ciclos. 25. A justificativa para a rejeição da proposta foi assim apresentada na Nota Técnica n. 262/2006-SRE/SFF/SRD/SFE/SRC/ANEEL:

“Outros agentes solicitaram a manutenção da Base ‘Blindada’ para todos os ciclos. Tal proposta foi igualmente desconsiderada, tendo em vista que a manutenção da Base ‘Blindada’ por um longo período de tempo pode trazer distorções entre os valores ‘blindados’ (atualizados por índices econômicos) e os valores de mercado dos mesmos ativos.”

II.1.4.3. Submódulo 2.3 do PRORET: terceiro ciclo 26. Ocorre que, para o terceiro ciclo, foi apresentada, na Audiência Pública n.040/2010, proposta de blindagem da base valorada no segundo ciclo, conforme veiculado na Nota Técnica n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL:

“... a opção que melhor atende os objetivos que se buscam é a avaliação dos ativos incrementais, blindando-se a base já valorada no 2CRTP.”

27. Na Nota Técnica n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, não se descuidou da preocupação de que a manutenção da base blindada por longo período poderia acarretar distorções entre valores atualizados e valores de mercado. Mencionou-se, inclusive, que essa preocupação é relevante sobretudo no Brasil, em cujo passado não muito distante os índices econômicos apresentavam grande volatilidade:

“Particularmente no 2CRTP, a ANEEL não concordou com as propostas apresentadas pelas empresas de manter a base de remuneração blindada do segundo ciclo no terceiro, entendendo que a manutenção da blindagem da base e sua consequente atualização por meio de índices econômicos em longo período de tempo poderiam acarretar distorções entre os valores atualizados e os valores do mercado. De fato, essa é uma preocupação das mais relevantes, tendo em vista um passado não muito distante no Brasil em que os índices econômicos apresentavam grande volatilidade.”

28. Observou-se, no entanto, que “a reavaliação de toda a base por preços médios seria como impor uma eficiência no passado, o que carece de sentido. Já a reavaliação pelo preço individual é equivalente a que foi feita no primeiro e segundo ciclos, não havendo razões que possam trazer algum benefício para refazer toda a avaliação”.

29. Ainda na Nota Técnica n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, foi reafirmada a noção de base blindada consignada no Anexo IV da Resolução Normativa n. 234/2006:

“No segundo ciclo de revisões tarifárias foi definido que a base de ativos avaliada na primeira revisão tarifária de cada empresa seria ‘blindada’. Essa blindagem envolve a não reavaliação desses ativos tanto nas quantidades quanto nos preços. A atualização dos preços se daria apenas pela aplicação do índice IGP-M. No entanto, a blindagem não se refere apenas a um montante financeiro e sim a ativos que continuam a depreciar normalmente e sofrendo as devidas baixas. ... o procedimento de blindagem da base, com a avaliação apenas dos investimentos incrementais entre ciclos, equipara a mesma a um ativo financeiro, mantendo-se o valor do investimento no tempo, a partir da atualização por um índice econômico.”

30. A proposta de blindagem foi mantida tanto na Nota Técnica n. 091/2011-SRE/SFF/ANEEL, que instruiu a segunda fase da Audiência Pública n. 040/2010, quanto na Nota Técnica n. 296/2011-SRE/SFF/ANEEL, a qual apresenta a proposta final para o tema. 31. Na Nota Técnica n. 296/2011-SRE/SFF/ANEEL, foi destacado que:

“... um novo processo de avaliação de todos os ativos deverá envolver um trabalho minucioso de levantamento dos ativos em operação, bem como sua conciliação com os registros contábeis. Esse processo só deverá ocorrer quando for concluída a implementação de todos os comandos regulatórios, que envolvem a implementação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa n. 367/2009 e das ferramentas georreferenciadas. Isso permitirá no futuro a aplicação de um Banco de Preços Referenciais, conferindo ao processo de valoração dos ativos uma nova dinâmica, com melhorias para todos os envolvidos. Assim, entende-se que neste ciclo tarifário, a opção que melhor atende os objetivos que se buscam é a avaliação dos ativos incrementais, blindando-se a base já valorada no 2CRTP.”

32. Nesse sentido, o Submódulo 2.3 do PRORET, com redação praticamente idêntica à da Resolução Normativa n. 234/2006, estabeleceu os procedimentos para tratamento da base blindada, evidenciando que as exceções à blindagem corresponderiam a baixas, atualização e depreciação:

“3.2.1. TRATAMENTO DA BASE BLINDADA 9. Para a avaliação dos ativos que compõem a base blindada no 3CRTP, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos: a) Devem ser expurgadas da base blindada as baixas ocorridas entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária; b) Após a exclusão dessas baixas, os valores remanescentes de cada bem da base blindada devem ser atualizados, ano a ano, pela variação do IGP-M; c) O valor monetário referente às Obrigações Especiais da base blindada será obtido atualizando-se o valor aprovado no 2CRTP pela variação do IGP-M. Nenhum valor deverá ser deduzido das Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na base blindada; d) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada;

e) Em relação ao almoxarifado de operações, deverão ser apurados os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses e ao Ativo Diferido deverão ser atualizados os valores contábeis pelo IPCA. f) Os Índices de Aproveitamentos – IA referentes aos bens da base blindada deverão ser revistos.”

33. Com efeito, o Anexo IV da Resolução Normativa n. 234/2006, a Nota Técnica n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL e o Submódulo 2.3 do PRORET consignaram que as exceções à blindagem dos valores de base de remuneração validados em ciclo anterior seriam as baixas, a depreciação e a atualização monetária. II.1.5. Base blindada, baixas e ativos fora de operação 34. No ponto, percebe-se que a decisão da SFF de dar baixa em ativos que não mais se encontram em operação encontra respaldo no Submódulo 2.3 do PRORET. 35. Se deve ser procedida à baixa, da base blindada, de ativo que, embora estivesse em operação, não mais o está, com maior razão deve ser baixado ativo que possivelmente jamais esteve em operação, ativo que possivelmente jamais existiu. 36. Ao estabelecer que a blindagem não afasta a necessidade de serem baixados os ativos que deixaram de estar em operação entre um ciclo e outro, o Submódulo 2.3 do PRORET evidencia que somente devem integrar a base de remuneração os ativos alocados ao serviço de distribuição.

37. Logo, seja porque foram baixados ou porque talvez jamais tenham existido, ativos que não estão alocados à prestação do serviço concedido devem ser baixados. II.1.6. Base blindada e ajuste de preços 38. No entanto, afronta tanto o PRORET quanto a decisão de blindagem o ajuste de preços constantes da base blindada. 39. Consoante destacado, o Anexo IV da Resolução Normativa n. 234/2006, a Nota Técnica n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL e o Submódulo 2.3 do PRORET consignam que as exceções à blindagem dos valores de base de remuneração validados no primeiro ciclo seriam as baixas, a depreciação e a atualização monetária.

40. Não há previsão de atuação sobre a base blindada para correção de eventual distorção de preços.

41. Na verdade, antes de tomadas as decisões de blindagem no primeiro e segundo ciclos, a SRE e a SFF advertiram que a blindagem por longo período poderia levar a distorções entre valores atualizados, constantes da base blindada, e valores de mercado.

42. Ocorre que a Agência claramente assumiu o risco de haver distorções, ponderando que “a reavaliação de toda a base por preços médios seria como impor uma eficiência no passado, o que carece de sentido”.

43. Ao ponderar, ainda, que “a reavaliação pelo preço individual é equivalente a que foi feita no primeiro e segundo ciclos, não havendo razões que possam trazer algum benefício para refazer toda a avaliação”, a Agência entendeu que o custo de refazer toda a base seria maior do que os benefícios com ela obtidos, entre os quais estaria a eliminação de distorções.

44. Portanto, a Agência claramente renunciou a reavaliar na íntegra as bases de remuneração para o terceiro ciclo, o que significou admitir conviver com eventuais distorções. II.1.7. Estabilidade X Exatidão 45. Poder-se-ia afirmar que a decisão de blindagem não pode ser encarada de maneira a justificar tolerância com distorções acentuadas nos preços constantes da base blindada. 46. Nesse caso, haveria dois sistemas de valores em conflito.

47. De um lado, está o apreço à estabilidade regulatória, o que, na espécie, exige fazer cumprir a decisão de blindagem diante de caso em que determinados itens constantes da base de remuneração regulatória apresentam valores até 16.000% superiores aos de mercado.

48. De outro lado, está o apreço à coincidência exata entre o valor efetivo da base física e o valor da base de remuneração regulatória, o que exige abandonar a decisão de blindagem ou sustentar que essa decisão não tem o alcance de impedir ajustes de preços nas hipóteses em que a valoração dos preços está significativamente distorcida.

49. Embora a noção de base blindada constante do PRORET seja suficiente para censurar o procedimento da SFF quanto ao ajuste de preços da base blindada, porquanto a correção de distorções não é mencionada como hipótese de exceção à decisão de blindagem, a adesão a um ou outro dos sistemas de valores em tela pode ser orientada pela avaliação dos custos e dos benefícios de cada qual.

50. Como as correntes da estabilidade regulatória e da coincidência exata entre físico e regulatório são, no caso concreto, contrapostas, os benefícios de uma são minimizados ou renunciados pela outra, ao passo que os custos de uma são mitigados ou evitados pela outra. II.1.7.1. Corrente da estabilidade: custo associado 51. O primeiro custo da adesão à corrente da estabilidade consiste na admissão de convivência com distorções entre os preços da base blindada e os preços de mercado e com eventuais erros de avaliação de preços verificados nos ciclos anteriores. 52. Esse custo é potencializado por razões de ordem midiática.

53. Considerando que a SFF afirma haver sobrevalorações acima de 5.000%, com uma pontificando na casa dos 16.000%, aderir, no caso concreto, à corrente da estabilidade impõe o inequívoco ônus de lutar contra o impressionismo causado pelos zeros à direita dos números inteiros e à esquerda do símbolo “percentual”.

54. No entanto, é importante ter em perspectiva não ser possível afirmar se há, de fato, toda essa distorção, pois a SFF não informa como o valor foi encontrado no primeiro ciclo de revisão tarifária.

55. A decisão de blindagem tem alguns efeitos, entre os quais está o de impedir a mudança dos preços para além da atualização, ou seja, impedir que a oscilação do nível dos preços dos equipamentos no mercado seja refletida no valor que se lhes atribui na base blindada, valor esse que remonta aos praticados antes ou no momento da definição da base de remuneração do primeiro ciclo.

56. Ocorre que, em virtude de não serem mais fabricados os equipamentos cujos preços constantes da base blindada foram ajustados, a SFF, para apontar os valores de 5.000% ou 16.000%, comparou os preços da base blindada com as últimas cotações disponíveis dos preços dos equipamentos.

57. Assim, os preços da base blindada foram comparados com preços praticados em momento diferente do momento de definição da base do primeiro ciclo de revisão tarifária periódica ou do momento de aquisição dos equipamentos pela concessionária.

58. Essa comparação dos preços da base blindada com preços praticados em momento mais próximo do reajuste também pode levar a distorções.

59. Tanto assim o é que a SFF, no RF n. 85/2011 e respectivo Relatório de Acompanhamento de Fiscalização – RAF –, apontou que, nos itens mais representativos, haveria superestimação de 35.000% e 2.696%.

60. Ocorre que, depois da apresentação de cotações de preços pela concessionária, as diferenças de valoração foram reduzidas para 16.000% e 176%, respectivamente.

61. A possibilidade de a oscilação do preço no tempo constituir fator de influência para a superestimação não é desprezível, pois há, no Brasil, concessionárias de distribuição centenárias – entre as quais a AES Eletropaulo –, com equipamentos dotados de vida útil considerável.

62. Consoante já verificado, a própria SFF, tanto na Nota Técnica nº 262/2006-SRE/SFF/SRD/SFE/SRC/ANEEL quanto na Nota Técnica n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, rechaçou a blindagem definitiva das bases de remuneração ao argumento de que a blindagem por longo período poderia acarretar distorções entre valores atualizados e valores de mercado.

63. Vale reiterar, que, na Nota Técnica n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, foi observado, inclusive, que essa preocupação é relevante no Brasil, uma vez que, em passado não muito distante, os índices econômicos apresentavam grande volatilidade.

64. Com efeito, não é possível distinguir, nos valores de superestimação apontados pela SFF, (i) o que reflete distorção entre o valor atribuído ao equipamento na base blindada e o preço praticado no mercado no momento da definição da base do primeiro ciclo ou no momento de aquisição do equipamento e (ii) o que reflete a oscilação do nível de preço dos equipamentos no tempo.

65. Por outras palavras, não há como afirmar que houve erro na definição dos preços constantes da base blindada do primeiro ciclo. E ainda que houvesse, a decisão de blindagem significou conviver com eventuais erros, cuja eliminação integral pode ser impossível no caso de distribuidoras já há muito existentes e com bases de ativos compostas por milhares de equipamentos e com milhões de operações contábeis correspondentes.

66. A título ilustrativo, cumpre destacar que, no caso da AES Eletropaulo3, o Ativo Imobilizado em Curso teria alcançado, apenas do período de junho de 2007 a dezembro de 2010, o valor de R$ 1.940.000.000,00 (um bilhão e novecentos e quarenta milhões de reais), com seis milhões de lançamentos contábeis, correspondentes a 4.425 itens de material, 261 classes de custo e 4.711 Ordens de Investimento – ODI. 3 Conforme informações constantes de apresentação feita pela distribuidora no dia 31 de maio de 2012.

II.1.7.2. Corrente da estabilidade: benefícios associados II.1.7.2.1. Primeiro benefício: observância da regra tal qual enunciada 67. O primeiro benefício da adesão à corrente da estabilidade é o de implicar a observância da decisão de blindagem tal qual enunciada. 68. Consoante destacado, as resoluções mediante as quais foram tomadas as decisões de blindagem no primeiro e segundo ciclos ressalvaram apenas as baixas, a atualização e a depreciação. 69. Logo, não tolerar exceções adicionais à blindagem significa cumprir estrita e rigorosamente a regra de blindagem, evitando surpresas e prestigiando a previsibilidade. 70. Esse primeiro benefício, de cumprir estritamente a regra nos estritos moldes em que enunciada, produz efeitos que lhe são intimamente associados, como a redução de riscos e incertezas, as quais propiciam o benefício de reduzir a necessidade de retorno que os investidores exigem para direcionar recursos para o segmento de distribuição de energia elétrica. II.1.7.2.2. Segundo benefício: redução de risco e consequente redução da taxa de retorno exigida para aporte de investimentos no setor elétrico 71. Desde o primeiro ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia, a ANEEL adota, para a definição da taxa de remuneração do capital, computada no cálculo das tarifas por ocasião das revisões tarifárias, o método do custo médio ponderado de capital – WACC –, o qual parte da premissa de que o investidor racional não irá investir no segmento de distribuição se existe alternativa com relação risco-retorno mais favorável, ou seja, (i) alternativa com retorno superior e risco igual ou inferior ou (i) alternativa com retorno igual e risco inferior.

72. Com base nessa premissa, a taxa de remuneração do capital é definida de maneira a refletir o retorno que o investidor exige, ou espera ter, para, em vez de ter liquidez corrente ou aportar recursos em ativo livre de risco, aportá-los no segmento de distribuição de energia elétrica brasileiro, ou seja, é definida de maneira a (i) compensar o custo de oportunidade dos recursos e (ii) ser compatível com o risco associado ao negócio ao qual o investimento será alocado.

73. Os principais parâmetros para o cálculo do risco do negócio de distribuição são (i) o beta4 do setor distribuição de energia, (ii) o risco-país medido pelo índice Embi+ JPMorgan e (iii) o risco de crédito.

74. Essa metodologia resultou em taxas de remuneração com trajetória descendente, a qual reflete a estabilidade das regras e a confiança e credibilidade dedicadas ao Regulador e ao País ao longo do período de 2002 a 2012:

4 Número que descreve a volatilidade de um ativo em relação à volatilidade do mercado (risco sistemático, ou risco não diversificável).

Gráfico 1 – Custo médio ponderado de capital associado aos segmentos de distribuição e transmissão ao longo dos ciclos tarifários

75. Destaca-se que, apenas do segundo para o terceiro ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia elétrica, a redução da taxa de remuneração do capital – de 9,95% para 7,50% – tem o efeito de reduzir os custos suportados pelos consumidores em aproximadamente R$ 2,5 bilhões ao ano5. 76. É consabido que, especificamente no segmento de distribuição de energia elétrica, o principal fator determinante do aumento da percepção de risco por parte de investidores reside na expectativa sobre possível inobservância ou descumprimento dos termos pactuados no contrato de concessão.

77. Nesse contexto, cumpre simular elevações tarifárias associadas ao aumento da percepção de riscos do segmento de distribuição de energia elétrica.

78. Para tanto, é possível estimar, a partir de cenários nos quais a percepção de risco é superior à atual, o impacto, para os consumidores, da taxa de remuneração regulatória que seria estabelecida pela ANEEL para o terceiro ciclo de revisão tarifária das distribuidoras.

79. No primeiro cenário, adota-se a percepção de risco-país existente à época das eleições presidenciais de 2002, em que se entendia que o candidato então favorito sinalizava a possibilidade de rescindir contratos diversos.

80. Nesse cenário, em que o risco-país alcançou, durante o ano de 2002, média de 13,61% (1.361 pontos) e mediana de 14,46%, a taxa de remuneração do capital para o terceiro ciclo de revisão tarifária das distribuidoras seria, em vez dos 7,50% atuais, de 15,60%, ao passo que o impacto para os consumidores, considerando apenas a remuneração do segmento de distribuição, seria o custo a maior, a ser reconhecido nas tarifas, de aproximadamente R$ 7,5 bilhões ao ano.

81. No cenário em que se adota o risco-país da Argentina nos últimos doze meses, até junho de 2012, de 8,36%, a taxa de remuneração do capital seria de 10,76%, se todos os demais parâmetros do WACC fossem mantidos, e o impacto estimado para o consumidor seria em torno de R$ 2,8 bilhões ao ano.

82. A fim de ilustrar o efeito prejudicial de medidas arbitrárias, apresenta-se, abaixo, o gráfico de risco-país Brasil e Argentina, o qual retrata o efeito das medidas relacionadas à expropriação, pelo governo argentino, de ativos da concessionária de exploração de recursos petrolíferos, YPF:

5 Calculados a partir da Base de Remuneração de Ativos estimada para este terceiro ciclo.

83. Observe-se que apenas a diferença entre o valor do risco-país antes e após o anúncio de expropriação da YPF resulta no aumento da percepção de risco de aproximadamente 10%.

84. Na tabela abaixo, apresentam-se (i) a gradação percentual de majoração do risco refletido nos parâmetros beta e risco-país e (ii) os consequentes efeitos sobre a taxa de remuneração do capital e sobre as tarifas pagas pelos consumidores:

Aumento do Risco do Setor

WACC (3º Ciclo)

Efeito anual p/ os consumidores

(R$)

0% 7,50%

10% 8,10% 530mi 15% 8,41% 810mi 20% 8,70% 1,07bi 25% 9,00% 1,30bi

85. As estimativas acima realizadas revelam que pequenas alterações na percepção de risco do setor de distribuição ensejam aumento na taxa de remuneração do capital e, por consequência, elevado impacto para os consumidores. 86. Cabe destacar, ainda, que outros efeitos do aumento de risco do setor também podem contribuir para prejuízo do próprio consumidor, como postergação de investimentos e deterioração da qualidade do serviço prestado.

87. A experiência da ANEEL ao longo dos ciclos de revisões tarifárias mostra que o respeito aos contratos e às regras previamente estabelecidas agrega a confiança e a credibilidade necessárias à atração de investimentos com menor custo, em benefício não apenas dos investidores, mas especialmente dos consumidores e da sociedade.

88. Entre os precedentes da Agência, a melhor tradução desses benefícios se encontra em voto da lavra do Diretor Edvaldo Alves de Santana, que, apresentando o resultado da análise de custo-benefício de

eventual determinação de devolução, aos consumidores, de valores arrecadados pelas distribuidoras a título de encargos setoriais, utilizou esse fundamento de ordem econômica na segunda decisão da ANEEL sobre aquele pleito de devolução:

“Optamos pelo caminho do respeito aos contratos, da estabilidade regulatória e da segurança jurídica, por entendermos que assim pode ser mostrado que o Brasil é uma instituição forte, que cria condições para termos a mesma exigência de spread que os investidores fazem ao Chile, que é menos da metade do que é exigido do Brasil. Mostro isso em números, para ficar claro que não escolhemos o pior para os consumidores. Por exemplo, qual o efeito para o consumidor se for reduzido o custo médio do capital de 9,95% a.a. para 8,95% a.a.? Fiz uma conta bem simples: suponha que a receita anual de fornecimento (sem qualquer imposto ou tributo) seja igual a Y. Desse total, cerca de 33% são parcela B e desses 33% a metade é capital, isto é, remunerado pelo custo médio do capital. Fazendo-se uma regra de três simples, observa-se que um ponto percentual de redução no custo de capital representa mais do que 1,66 ponto percentual de redução nas tarifas, ou quase R$ 1,33 bilhão, R$ 1,49 bilhão ou R$ 1,66 bilhão de redução das receitas durante um ciclo de revisão, se a receita anual total for de, respectivamente, R$ 80 bilhões, R$ 90 bilhões ou R$ 100 bilhões. Ou seja, mais do que três vezes o que teria aumentada a receita por causa da equação tão questionada - nos casos em que os encargos participam com 10% da receita e o mercado cresce 5% ao ano. Em outras palavras, poderia ter enorme lesão à ordem econômica uma decisão diferente da tomada pela ANEEL, que apenas cumpriu o Contrato de Concessão.

E observem que só falo aqui do segmento de distribuição, quando sabemos que isso tem efeitos também para os segmentos de geração e transmissão, o que pode elevar esse número para mais de três pontos percentuais. Em outras palavras, mesmo (ou principalmente) do ponto de vista tarifário a solução implantada pela ANEEL é melhor para os consumidores, desde que a premissa básica não seja a solução buscada via atropelamento do contrato. Logo, a estabilidade regulatória, a segurança jurídica e o cumprimento de contratos não são figuras de linguagem ou um jogo de palavras. Elas possuem efeitos econômicos muito relevantes. Relatório de junho de 2008, de uma agência de classificação de risco, eleva o rating (a classificação) de 20 empresas do setor elétrico. Foi também em 2008 que o Brasil passou a ser classificado como “grau de investimento” – título dado aos países em que são seguras as condições para investimentos. A explicação da agência de classificação é que há uma estabilidade na estrutura regulatória, comprovada pelas decisões técnicas e independentes da ANEEL no seu desempenho histórico. Mas o que significa essa melhor classificação? Que as empresas do setor elétrico podem captar recursos a custos bem menores, o que tem impacto direto nas tarifas. É por isso (também) que a ANEEL, para o 3º ciclo de revisão das tarifas, colocou em audiência pública a proposta de um custo de capital bem menor do que no 2º ciclo, em torno de dois pontos percentuais a menos (ainda em discussão). São esses fatos (e não teses) que explicam porque a estabilidade regulatória, a segurança jurídica e o cumprimento do contrato são âncoras e primados para a ANEEL. [...]

Só com instituições fortes, que respeitam as regras do jogo, se pode imaginar que em um médio prazo o setor elétrico brasileiro pode chegar à situação do Chile, em que o custo médio de capital está em torno de 5%. Alguém já calculou quanto representaria para a tarifa de energia elétrica sair de 9,95% a.a. para 5% a.a.? Basta utilizar a regra de três simples que apliquei acima, para verificar que representa uma redução de mais de oito pontos percentuais nas tarifas. Será que não vale a pena cumprir o contrato? A estabilidade regulatória? A segurança jurídica? Tenho certeza que sim, e é isso, junto com a inexistência de ilegalidade, que tem sustentado a posição da ANEEL.”

II.1.7.2.2. Terceiro benefício: evitar a avaliação de toda a base 89. Outro benefício da corrente da estabilidade é o que norteou a própria decisão de blindagem, qual seja, o de evitar a reavaliação de toda a base, o que, consoante destacado nas Notas Técnicas n. 268/2010-SRE/SFF/ANEEL e n. 296/2011-SRE/SFF/ANEEL, imporia trabalho minucioso sem agregar

benefícios que o justificassem no presente momento, dada, sobretudo, a pendência do desenvolvimento de ferramentas que permitam a eficiente reavaliação:

“... a reavaliação de toda a base por preços médios seria como impor uma eficiência no passado, o que carece de sentido. Já a reavaliação pelo preço individual é equivalente a que foi feita no primeiro e segundo ciclos, não havendo razões que possam trazer algum benefício para refazer toda a avaliação.” “... um novo processo de avaliação de todos os ativos deverá envolver um trabalho minucioso de levantamento dos ativos em operação, bem como sua conciliação com os registros contábeis. Esse processo só deverá ocorrer quando for concluída a implementação de todos os comandos regulatórios, que envolvem a implementação do [...] MCPSE [...] e das ferramentas georreferenciadas. Isso permitirá no futuro a aplicação de um Banco de Preços Referenciais, conferindo ao processo de valoração dos ativos uma nova dinâmica, com melhorias para todos os envolvidos.”

II.1.7.3. Corrente da exatidão: benefício associado 90. A corrente da exatidão, por sua vez, agregaria o benefício de seguir a rota de eliminação de distorções na base blindada. 91. No entanto, o alcance desse benefício é limitado, pois, considerados o tempo de existência das distribuidoras brasileiras e os números de equipamentos e de lançamentos contábeis correspondentes às suas bases de ativos, a completa eliminação de distorções não parece factível.

92. A inviabilidade de consecução, no momento atual, de possível meta de eliminação completa de distorções nas bases blindadas é evidenciada pela própria SFF, quando reconhece, na Nota Técnica n. 296/2011-SRE/SFF/ANEEL, que ainda está em curso o desenvolvimento dos trabalhos necessários à obtenção dos recursos tecnológicos e regulatórios destinados a conferir nova dinâmica e melhorias no processo de valoração de ativos.

II.1.7.4. Corrente da exatidão: custos associados I.1.7.4.1. Primeiro custo: inobservância do enunciado da regra de blindagem 93. O primeiro custo da adesão à corrente da exatidão é o de implicar a inobservância da decisão de blindagem tal qual enunciada. 94. Esse custo prejudica a previsibilidade, aumentando riscos e incertezas quanto à atuação do regulador frente às suas próprias decisões. II.1.7.4.2. Segundo custo: aumento de risco e consequente aumento da taxa de retorno exigida para aporte de investimentos no setor elétrico 95. O prejuízo à previsibilidade e o aumento de incerteza são ainda maiores quando se tem em perspectiva que a adesão à corrente da exatidão leva a ANEEL a condenar bases de remuneração validadas por ela própria em duas oportunidades, no primeiro ciclo de revisão, há quase uma década, e também no segundo ciclo revisão. 96. Por outras palavras, a adesão à corrente da exatidão é indissociável do custo de lançar incerteza quanto ao passado.

97. Se a ANEEL reavaliar, hoje, com os recursos tecnológicos de hoje, as bases de remuneração dos ciclos anteriores, certamente encontrará valores diferentes dos originariamente encontrados.

98. Da mesma forma, se, daqui a dez anos, fizer nova reavaliação, dificilmente encontrará números idênticos aos que encontraria em reavaliação feita hoje.

99. Faz-se necessário, pois, discernir o que constitui evolução e o que constitui erro.

100. Sem esse discernimento, toda evolução está fadada a significar condenação a tudo o que antes dela se fez. Se assim for, avanços científicos, tecnológicos e regulatórios, em vez de servirem ao progresso econômico e social, passam a constituir fator de perturbação às relações jurídicas e sociais. II.1.7.4.3. Terceiro custo: aumento de risco e consequente aumento da taxa de retorno exigida para aporte de investimentos no setor elétrico 101. O aumento de risco desata no terceiro custo da corrente da exatidão, qual seja, o aumento da taxa de retorno que os investidores exigem para aportar recursos no segmento de distribuição. II.1.7.4.4. Quarto custo: incoerência com a posição de não avaliar ativos eventualmente subestimados 102. O quarto custo está em conviver com a incoerência de ajustar a base blindada apenas no que diz respeito a ativos supostamente superestimados, sem enfrentar a discussão sobre a possível existência de ativos subestimados. 103. A AES Eletropaulo sustenta que haveria grande distorção nos preços dos condutores de cobre isolados de 500 mm², os quais estão avaliados, na base blindada, em R$ 11,06 por metro, a preços de junho de 2003, ao passo que as cotações mais recentes, de maio de 2011, indicam o valor de R$ 356,14 por metro, de maneira que a diferença seria de 3.120%, correspondente a R$ 580.000.000,00 (quinhentos e oitenta milhões de reais), montante superior ao da glosa efetuada pela SFF nos preços da base blindada, glosa essa de cerca de R$ 232.000.000,00 (duzentos e trinta e dois milhões de reais).

104. Entre os preços ajustados pela SFF na base blindada, há aqueles cujas possíveis distorções, em valores percentuais, são menores que o da subestimativa apontada pela AES Eletropaulo.

105. Ademais, considerando que o objetivo da revisão tarifária periódica consiste em preservar o equilibro econômico-financeiro da concessão, mais importante que eventual distorção nos custos unitários dos equipamentos é a representatividade da distorção na receita total e nas tarifas da distribuidora.

106. Portanto, a postura de ajustar apenas preços supostamente superestimados é difícil de ser justificada à luz do princípio do equilibro econômico-financeiro, bem como não se coaduna com precedentes da própria Agência, que, em reajustes tarifários, adota os cálculos corretos mesmo nas hipóteses em que os valores calculados pelas distribuidoras levam a reajustes menores.

II.1.7.4.5. Quinto custo: reavaliação de toda a base 107. O quinto custo da corrente da exatidão está na sinalização de lógica própria do regime tarifário do serviço pelo custo, em contraposição e resistência ao regime tarifário do serviço pelo preço. 108. Até o advento da Lei n. 8.987/95, os serviços públicos no Brasil observavam o “regime tarifário do serviço pelo custo”, sob a égide do qual as tarifas eram calculadas de maneira a (i) recuperar os custos incorridos na prestação dos serviços e (ii) propiciar determinado nível de retorno do capital investido.

109. No regime tarifário do serviço pelo custo, as prestadoras de serviço público tinham receita garantida, a qual, caso não fosse viabilizada pela cobrança das tarifas, era assegurada pela Conta de Resultados a Compensar – CRC –, instituída pela Lei n. 5.655/71 e extinta pela Lei n. 8.631/93.

110. A experiência mostrou que, sob a égide do regime tarifário do serviço pelo custo, o qual, ao garantir que a receita seria superior aos custos, não estimulava eficiência, deficitárias foram tanto a qualidade dos serviços públicos prestados quanto a situação econômico-financeira das prestadoras, situação essa que gerou “dispêndios líquidos para a União da ordem de US$ 19,8 bilhões”6 com o equacionamento da CRC.

111. Com o propósito de promover a melhoria da qualidade dos serviços públicos, a Lei n. 8.987/95, ao estabelecer, no seu artigo 9º, que “a tarifa do serviço público concedido será fixada pelo preço da proposta vencedora da licitação e preservada pelas regras de revisão previstas nesta Lei, no edital e no contrato”, instituiu o regime tarifário do serviço pelo preço, cujas regras de fixação das tarifas visam a estimular o empreendedor a reduzir custos e a ser mais eficiente7.

112. No regime tarifário do serviço pelo preço8, o qual configura manifestação da regulação por incentivos, fixa-se a tarifa máxima que pode ser cobrada dos consumidores e aloca-se às distribuidoras o risco (i) de auferir ganhos, caso a receita arrecadada com a cobrança das tarifas supere o montante de despesas incorridas na prestação do serviço, ou (ii) de suportar perdas, caso a receita propiciada pelas tarifas não seja suficiente para cobrir as despesas.

113. Com efeito, a busca de exatidão é própria do regime tarifário do serviço pelo custo, em que se buscava coincidência entre receita e despesa e se admitia apenas diferença a maior de receita para propiciar determinada taxa de remuneração do capital.

114. No terceiro ciclo de revisão tarifária, a ANEEL assumiu a premissa de que “não há necessidade de, quando das revisões tarifárias, buscar-se identificar os exatos custos a serem percebidos pelas distribuidoras no período de vigência das tarifas, até porque esse objetivo é impossível de ser alcançado”9, pois “o que se deve perseguir quando da revisão tarifária periódica é a tarifa máxima, legando-se à concessionária o risco de auferir receita superior ou inferior à fixada”.

6 Mensagem n. 181, de 13 de fevereiro de 1995, a qual consubstancia o veto parcial à Lei n. 8.987/95. 7 Acerca da fixação de tarifas pelo regime do serviço pelo preço, convém trazer a lume lição de José Claudio Linhares Pires e Maurício Serrão Piccinini:

“A ‘tarifa pelo preço’ do serviço é aquela que é definida no processo de licitação para exploração dos serviços, segundo o critério do menor preço ofertado. Esta tarifa inicial poderá ser regulada, posteriormente, por um dos métodos já discutidos. O objetivo desse mecanismo é assegurar a prestação dos serviços com preços reduzidos, além de criar estímulos à eficiência produtiva das firmas, tendo em vista que os preços preestabelecidos em contrato incentivam a redução de custos.” (Modelos de regulação tarifária do setor elétrico. Revista do BNDES, Rio de Janeiro, junho de 1998, v. 5, n. 9, p. 162). 8 Também denominado de regulação por preço teto ou price cap. 9 Voto condutor da decisão sobre os procedimentos gerais a serem adotados no terceiro ciclo, Submódulo 2.1 do PRORET.

115. Com lastro nessa premissa, a ANEEL, que já fixava trajetória de perdas regulatórias, as quais não necessariamente correspondem às efetivas, abandonou as projeções, abandonou as tentativas de adivinhação de custos e, por consequência, abandonou, em linha com o regime tarifário do serviço pelo preço e com a regulação por incentivos, o ano-teste projetado, o cálculo dos custos operacionais a partir da empresa de referência e o cálculo do Fator X com base no método do FCD.

116. Em matéria de base de remuneração, a decisão de blindagem segue essa lógica da regulação por incentivos, pois, em vez de se buscar exatidão, blinda-se a base, que passa a constituir ativo financeiro e, por consequência, referencial regulatório.

117. Avanço ainda maior para a regulação por incentivos em relação à base de remuneração ocorreria caso fosse adotada a proposta apresentada pelo Diretor Edvaldo Alves de Santana na 1ª fase da Audiência Pública n. 040/2010.

118. De acordo com a proposta do Diretor Edvaldo, embora não devesse ser descartada a reavaliação de ativos, “que deve acontecer de tempos em tempos”, a base de remuneração regulatória seria substituída por “margem regulatória [...] obtida do histórico da relação entre os custos fixos indiretos e a receita”.

119. Em concessionária de rede densa como a AES Eletropaulo, a base não cresce na mesma proporção do aumento da receita, pois o crescimento vertical do mercado não demanda investimentos significativos nas redes.

120. Assim, em cenário de expressivo crescimento econômico, poderia haver, antes da data definida para reavaliação de base, descolamento acentuado entre o valor regulatório da base e o resultado da relação base/receita.

121. Nesse caso, quando se constatasse esse descolamento, abandonar-se-ia a opção pelo valor regulatório da base?

122. Certamente, o discurso midiático ganharia força em prol da ruptura com a decisão regulatória de adoção do valor referencial.

123. No entanto, o discurso midiático, muitas vezes, é imediatista, (i) não avalia consequências de médio e longo prazo, como o aumento da taxa de remuneração do capital, bem como (ii) não analisa o contexto histórico.

124. No caso brasileiro, razões empíricas conduziram à constatação de que a busca por eficiência era indissociável do repúdio ao regime tarifário do serviço pelo custo.

125. Tanto assim o é que, na “Justificação” do projeto de lei que originou a Lei n. 8.987/95, a qual determinou que os serviços no Brasil deveriam observar o regime tarifário do serviços pelo preço, o então Senador Fernando Henrique Cardoso assim destacou:

“Já vem de muito o clamor nacional pelo aumento da eficiência na prestação dos serviços públicos, quer com respeito àqueles executados diretamente por órgãos estatais, quer no que concerne àqueles cuja execução é transferida a particulares.”

126. Indicativo ainda mais emblemático do repúdio ao regime do serviço pelo custo constou da Mensagem n. 181, de 13 de fevereiro de 1995, que condensou as razões de veto parcial da Lei n. 8.987/95. 127. Entre as disposições vetadas estava o artigo 24, o qual, em redação que revelava resistência ao abandono do ineficiente regime tarifário do serviço pelo custo, assim estabelecia:

“Art. 24. O poder concedente poderá garantir, no contrato de concessão, uma receita bruta mínima ou, no caso de obras viárias, o correspondente a um tráfego mínimo, durante o primeiro terço do prazo da concessão.”

128. A busca por eficiência foi apontada como razão determinante do veto àquela disposição, veto esse reforçado com a alusão à experiência do setor elétrico com a CRC:

“Garantias como essa do estabelecimento de receita bruta mínima, além de incentivarem ineficiência operacional do concessionário, representam, na realidade, um risco potencial de dispêndio com subsidio pelo Poder Público. O caso mais recente foi o mecanismo instituído pela Lei n° 5.655/71, que criou a Conta de Resultados a Compensar (CRC), extinta, em 18.3.93, com a regulamentação da Lei n° 8.631/93, gerando dispêndios líquidos para a União da ordem de US$ 19,8 bilhões.”

129. Percebe-se, pois que a busca por exatidão, nas hipóteses em que constitui censura e rejeição à adoção de parâmetros regulatórios, entre os quais está a base blindada, caracteriza retrocesso à lógica do regime tarifário do serviço pelo custo, cuja experimentação revelou ineficiência e prejuízos. II.1.7.5. Balanço da avaliação dos custos e dos benefícios das correntes da estabilidade e da exatidão 130. O balanço final da avaliação dos custos e dos benefícios das correntes da estabilidade e da exatidão revela que: (i) a corrente da estabilidade apresenta três benefícios e um custo, mas esse custo, de admitir a convivência com distorções de preço, não é inquestionável, pois, conforme visto, não há como distinguir, nos valores superestimados na base blindada, o que reflete efetiva distorção e o que reflete a oscilação do nível de preço dos equipamentos no tempo; e (ii) a corrente da exatidão apresenta cinco custos e um benefício, mas esse benefício, de seguir a rota de eliminação de distorções na base blindada, não parece factível se considerados o tempo de existência das distribuidoras brasileiras, os números de equipamentos e de lançamentos contábeis correspondentes às suas bases de ativos e a pendência do desenvolvimento dos trabalhos necessários à obtenção dos recursos tecnológicos e regulatórios destinados a conferir nova dinâmica e melhorias no processo de valoração de ativos. 131. Feitas essas reflexões sobre os contornos e o alcance da base blindada, faz-se necessário, ainda, apontar as diferenças entre o caso sob análise e o precedente correspondente à correção da base de remuneração regulatória da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. – ENERSUL. II.1.7.6. Precedente correspondente à base de remuneração da Enersul II.1.7.6.1. Correção da base de remuneração ainda não blindada 132. A primeira revisão tarifária periódica da Enersul foi homologada pela Resolução n. 167, de 7 de abril de 200310. 133. No quarto e último reajuste tarifário do primeiro ciclo tarifário da Enersul11, a Diretoria da ANEEL, “ao cotejar o aumento tarifário dela com o de outras concessionárias, identificou a necessidade de uma avaliação mais aprofundada dos números que contribuem para o cálculo das tarifas da Enersul, em especial aqueles relativos à Base de Remuneração”12.

134. Em atenção à determinação da Diretoria, a SFF, em ação fiscalizatória cujo resultado está consubstanciado no Relatório de Fiscalização n. 127/2007-SFF, identificou erro na base de remuneração adotada na revisão tarifária de 2003, o qual foi sanado mediante a edição (i) da Resolução Homologatória n. 571, de 4 de dezembro de 2007, que retificou o resultado da primeira revisão tarifária, e (ii) da Resolução Homologatória n. 572, de 4 de dezembro de 2007, que retificou os resultados do reajuste anual de 2007.

135. Tanto na ocasião em que o problema foi suscitado, quando do reajuste tarifário de 2007, quanto naquela em que o erro foi sanado, com a edição das referidas Resoluções Homologatórias, a base da

10 Homologado mediante a Resolução n. 447, de 3 de abril de 2007. 11 Conforme a Sétima Subcláusula da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão de Distribuição n. 01/1997, as revisões tarifárias periódicas da Enersul são procedidas a cada cinco anos, a partir da primeira revisão, ocorrida em 1º de abril de 2003. 12 Relatório do voto condutor da Resolução Homologatória n. 571, de 4 de dezembro de 2007.

Enersul ainda não havia sido blindada, porquanto a blindagem somente ocorreu quando da segunda revisão tarifária periódica, ocorrida em 200813.

136. É fato que, no momento em que tomada a decisão de saneamento do erro, já havia sido editada a Resolução Normativa n. 234/06, a qual, ao disciplinar a metodologia do segundo ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras, estabeleceu que a base de remuneração definida no primeiro ciclo seria blindada para efeito de processamento da segunda revisão tarifária.

137. No entanto, embora já houvesse a previsão de que, na segunda revisão tarifária, as bases de remuneração definidas no primeiro ciclo seriam blindadas, as blindagens somente ocorreram no momento do processamento das revisões.

138. Constata-se, pois, que, quando do saneamento do erro identificado na base de remuneração adotada na primeira revisão tarifária periódica da Enersul, ainda estava em curso o primeiro ciclo tarifário daquela distribuidora, ainda não havia sido efetuada a sua segunda revisão tarifária, ou seja, a blindagem da base de remuneração definida na primeira revisão ainda não havia ocorrido, o que só veio a ocorrer em 2008, já com o erro saneado. II.1.7.6.2. Erro identificado no caso da Enersul 139. A outra dessemelhança entre o precedente correspondente à base de remuneração da Enersul e a questão relativa ao ajuste de preços da base blindada da AES Eletropaulo reside na circunstância de ter sido identificado, no caso da Enersul, erro caracterizado pela:

“... duplicação do preço unitário dos condutores elétricos para as redes bifásicas de distribuição de eletricidade e na triplicação desse preço para as trifásicas. Uma vez que cada uma dessas redes já considerava, nos quantitativos, o comprimento total de condutores existentes, o resultado foi um valor total para cada um desses dois tipos de rede, respectivamente, duplicado e triplicado.”14

140. Uma vez que a base de remuneração da Enersul já contemplava, nos quantitativos, o comprimento total dos condutores, a duplicação do preço unitário dos condutores relativos à rede bifásica e a triplicação do preço unitário dos relativos à rede trifásica fez com que a base de remuneração contemplasse condutores inexistentes. 141. Com efeito, em razão de erro procedimental, a base de remuneração contemplou o dobro dos condutores existentes relativos à rede bifásica e o triplo dos relativos à rede trifásica.

142. A propósito, vale conferir passagem do voto condutor das Resoluções Homologatórias n. 571/07 e 572/07, lavrado pelo Diretor Romeu Donizete Rufino:

“Foi constatado pela SFF, conforme RF nº 127/2007-SFF, erro na valoração dos cabos (condutores elétricos) nos termos do Laudo elaborado pela empresa avaliadora e apresentado pela Enersul e que serviu de base para a primeira Revisão Tarifária Periódica realizada em abril de 2003. Nesse laudo cada cabo foi valorizado a partir de sua quantidade física, destacada na planilha, a qual foi multiplicada pelo seu valor de fábrica unitário para obter o valor de fábrica total, o qual, por sua vez, foi acrescido dos custos adicionais correspondentes, formando assim os valores novos de reposição.

13 Resolução Homologatória n. 624, de 7 de abril de 2008. 14 Relatório do voto condutor das Resoluções Homologatórias n. 571/07 e 572/07.

Em determinados cabos constava a informação, em sua descrição técnica, de se tratarem de cabos utilizados em redes com circuitos bifásicos ou em trifásicos e, no caso desses bens, os valores de fábrica unitários foram indevidamente multiplicados por dois, no caso dos circuitos bifásicos, e por três, para os trifásicos, acarretando um erro no processo de avaliação desses bens, no laudo apresentado pela Enersul. Assim, o laudo elaborado pela empresa avaliadora e apresentado pela concessionária induziu a fiscalização econômico-financeira da Agência à validação de uma base de remuneração incorreta, resultando em incremento das tarifas aos consumidores também incorreto e na auferição de um adicional de receita indevido pela concessionária. Destarte, por dever de ofício, a ANEEL deve corrigir o referido erro e sanear seus efeitos tarifários o quanto antes, conquanto o processo de fiscalização ainda possa prosseguir no que tange a outras questões próprias de seu rito.”

143. No caso da AES Eletropaulo, a SFF não aponta a existência de erro na base blindada do primeiro ciclo a justificar o ajuste de preços de condutores.

144. Do Relatório de Fiscalização n. 85/2001-SFF, consta o seguinte:

“Constatamos diversos condutores com valores unitários de fábrica considerados no 1º ciclo de revisão tarifária, atualizados para o 3º ciclo, elevados, conforme demonstrado na tabela a seguir: [...] Observa-se que condutores com a mesma característica apresentam valores unitários diferentes e condutores com características diferentes apresentam o mesmo valor unitário. Durante o período de fiscalização solicitamos à concessionária que nos apresentassem [sic] cotações formalizadas atuais desses condutores. [...] Os condutores isolados de cobre e alumínio, cuja cotação não foi obtida, tiveram seus valores recalculados aplicando-se o mesmo fator redutor obtido comparando-se os condutores isolados de cobre e alumínio cotados com os valores apresentados, conforme a tabela a seguir: [...] Considerando-se os ajustes efetuados foram excluídos os seguintes valores: [...]”

145. Já da Nota Técnica n. 258/2012-SFF/ANEEL, de 25 de junho de 2012, consta que:

“A fiscalização verificou que diversos cabos apresentam valores incompatíveis aos praticados em mercado, corrigindo tal precificação baseando-se na descrição técnica dos respectivos cabos. Tal correção resultou em um ajuste conforme apresentado abaixo: [...]”

146. A SFF reporta a existência de condutores com preços elevados, com valores incompatíveis aos praticados no mercado. 147. Para chegar a essa conclusão, a SFF compara os preços da base blindada com cotações recentes de preço apresentadas pela AES Eletropaulo por solicitação da fiscalização, cotações essas que não contemplaram alguns condutores, não mais fabricados, cujos valores unitários foram ajustados a partir de fator redutor idêntico ao verificado para os condutores cotados.

148. Ocorre que as discrepâncias entre os preços unitários constantes da base de remuneração e os praticados no mercado não constituem, por si só, erro, mas podem (i) representar o efeito de médio e longo prazos da decisão e manutenção de blindagem e/ou (ii) evidenciar distorções de preços em determinados tipos de condutores, individualmente considerados, para mais ou para menos, sem, no entanto, comprometer o valor global do conjunto desses ativos, a final blindado pela ANEEL.

149. Consoante já destacado, tanto a SFF quanto a SRE advertiram, quando da sugestão de blindagem das bases, para a possibilidade de o transcurso do tempo de blindagem levar a distanciamento entre o preço atualizado fixado na base blindada e o preço de mercado do ativo.

150. Para a correção do erro da Enersul, não houve necessidade de alteração do preço unitário dos condutores, pois bastava dividir por dois o valor total dos condutores relativos à rede bifásica e por três o valor total dos relativos à rede trifásica. 151. Para o ajuste dos preços dos condutores da base blindada da AES Eletropaulo, a SFF utilizou cotações de preços de mercado, o que é próprio da reavaliação de base e contraria frontalmente a noção de base blindada, noção sob a qual se tolera apenas a atualização monetária de valores, e não a reavaliação de preços para aproximá-los dos de mercado.

152. Verificadas as dessemelhanças entre o presente caso e o precedente da Enersul, cumpre avançar para a análise da proposta de revisão tarifária periódica da concessionária. II.2 Resumo da proposta para a Terceira Revisão Tarifária Periódica da AES Eletropaulo 153. Conforme detalhado pela SRE, na hipótese de ser desconsiderada a glosa correspondente a ajuste de preços da base blindada, a terceira revisão tarifária periódica da AES Eletropaulo conduz ao reposicionamento de -5,60%, com o efeito médio a ser percebido pelos consumidores15 de -9,33%, dado o cômputo dos componentes financeiros. 154. Caso fosse considerado o ajuste de preços na base blindada da concessionária, o reposicionamento tarifário seria de -5,76% e o efeito médio, de -9,48%. 155. A tabela a seguir aponta os valores alcançados pela SRE para os itens da receita requerida, as outras receitas, os componentes financeiros e a receita verificada, bem como indica a participação de cada item no reposicionamento tarifário proposto considerando as alternativas de expurgo ou manutenção da glosa referente ao ajuste de preço de condutores da base blindada:

15 Entre julho de 2010 e junho de 2011, o IGP-M acumulado foi de 8,65%, e o IPCA, de 6,71%.

Resumo da Revisão Tarifária da AES Eletropaulo

Receita Tarifária (R$)

Impacto na Revisão

Tarifária (%)

Part. Receita Revisão (%)

Receita Tarifária (R$)

I mpacto na Revisão

Tarifária (%)

Part. Receita Revisão (%)

1. PARCELA A (1.1 + 1.2 + 1.3) 7.708.717.807 1,38% 79,3% 7.708.514.827 1,38% 79,5%1.1 Encargos S etoriais 1.765.442.210 1,21% 18,2% 1.765.239.231 1,20% 18,2%

Reserva Global de Reversão – RGR 107.856.201 0,74% 1,1% 107.856.201 0,74% 1,1%Conta de Consumo de Comb. – CCC 652.181.355 0,36% 6,7% 652.181.355 0,36% 6,7%Taxa de F isc. de Serv . de E.E. – TFSEE 24.374.696 0,02% 0,3% 24.374.696 0,02% 0,3%Conta de Desenv . Energético – CDE 441.727.756 0,30% 4,5% 441.727.756 0,30% 4,6%PROINFA 203.529.896 -0,11% 2,1% 203.529.896 -0,11% 2,1%P&D (Eficiência Energética) 106.004.281 -0,13% 1,1% 105.801.302 -0,13% 1,1%ONS 390.442 0,00% 0,0% 390.442 0,00% 0,0%Encargo de Serv iços do Sistema - ESS 229.377.583 0,04% 2,4% 229.377.583 0,04% 2,4%

1.2 Transmissão 1.161.222.486 0,85% 12,0% 1.161.222.486 0,85% 12,0%Rede Básica 722.601.757 0,69% 7,4% 722.601.757 0,69% 7,4%Rede Básica Fronteira 172.393.103 0,01% 1,8% 172.393.103 0,01% 1,8%Itaipu 161.199.182 0,09% 1,7% 161.199.182 0,09% 1,7%Conexão 77.827.017 0,06% 0,8% 77.827.017 0,06% 0,8%CUSD 23.272.170 0,01% 0,2% 23.272.170 0,01% 0,2%Outros 3.929.257 -0,01% 0,0% 3.929.257 -0,01% 0,0%

1.3 Compra energ ia 4.782.053.111 -0,67% 49,2% 4.782.053.111 -0,67% 49,3%CCEAR Ex istente 1.283.486.003 -0,28% 13,2% 1.283.486.003 -0,28% 13,2%CCEAR Nova 797.081.613 0,93% 8,2% 797.081.613 0,93% 8,2%Contratos Bilateriais 1.857.668.776 0,10% 19,1% 1.857.668.776 0,10% 19,2%Itaipu 843.816.718 -1,42% 8,7% 843.816.718 -1,42% 8,7%

2. PARCELA B (2.1 + 2.2 + 2.3 + 2.4 + 2.5 + 2.6) 2.007.053.730 -8,26% 20,7% 1.991.439.940 -8,41% 20,5%2.1 Custos Operacionais 1.006.220.779 -0,33% 10,4% 1.006.220.779 -0,33% 10,4%2.2 Anuidades 97.549.734 0,11% 1,0% 96.414.274 0,10% 1,0%2.3 Remuneração 494.712.244 -5,11% 5,1% 486.873.279 -5,19% 5,0%2.4 Depreciação 406.385.158 -2,48% 4,2% 399.653.645 -2,54% 4,1%2.5 Receitas Irrecuperáveis 111.530.334 -0,13% 1,1% 111.353.492 -0,13% 1,1%2.6 Outras Receitas (73.501.323) 0,02% -0,8% (73.501.323) 0,02% -0,8%3. Reposicionamento Econômico -5,60% -5,76%4. Componentes F inanceiros (214.438.438) -2,00% (214.438.438) -2,00%5. Reposicionamento com Financeiros -7,60% -7,76%6 F inanceiros Retirados do IRT anterior -1,73% -1,72%7. Efeito médio p/ consumidor -9,33% -9,48%8. Receita Verificada 10.292.536.646 10.292.536.646

Com Glosa de Ajuste de PreçosS em Glosa de Ajuste de Preços

Descrição

156. O efeito médio por subgrupo tarifário pode ser observado na tabela abaixo:

Sem Glosa de Ajuste de Preços

Com Glosa de Ajuste de Preços

A2 - 138kV -8,96% -9,07%A3a (30 kV a 44 kV) 0,07% -0,09%A4 - 13,8kV -10,51% -10,64%AS -2,76% -2,92%AT - Alta Tensão (> 2,3kV) -9,79% -9,92%BT - Baixa Tensão (< 2,3kV) -9,07% -9,23%Efeito Médio Geral -9,33% -9,48%

Grupo/SubgrupoVariação Tarifária

Efeito Médio a ser percebido pelos consumidores

II.3. Fator X 157. Para as componentes XPd e XT, a SRE alcançou os percentuais de 1,03% e 0,00%, respectivamente. II.4. Cálculo do Reposicionamento Tarifário II.4.1. Parcela B 158. A tabela a seguir resume o cálculo da Parcela B da AES Eletropaulo:

Cálculo da Parcela B ajustada

Descrição Sem Glosa de Ajuste de Preços

Com Glosa de Ajuste de Preços

Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) R$ 1.129.353.966 R$ 1.129.175.288Custos Operacionais (CO3) R$ 1.016.665.888 R$ 1.016.665.888Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) R$ 23.057.404 R$ 23.054.753Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) R$ 89.630.675 R$ 89.454.648Custo Anual dos Ativos (CAA) R$ 1.009.013.626 R$ 993.144.653Remuneração do Capital (RC) R$ 499.847.621 R$ 491.927.284Quota de Reintegração Regulatória (QRR) R$ 410.603.653 R$ 403.802.263Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) R$ 98.562.352 R$ 97.415.106Parcela B (VPB) R$ 2.138.367.592 R$ 2.122.319.941Ajuste em função dos investimentos realizados -R$ 36.215.267 -R$ 35.943.485Diferencial de X (?X) 0,96% 0,96%Multiplicador (m) 1,76 1,76Parcela B com ajuste do 2CRTP (VPB') R$ 2.102.152.325 R$ 2.086.376.456 Índice de Produtividade da Parcela B 1,03% 1,03%Parcela B com ajuste de mercado R$ 2.080.555.053 R$ 2.064.941.263

159. Cumpre destacar que, no segundo ciclo de revisão tarifária periódica, definiu-se, por meio da Resolução Normativa n. 234/200616, que, na hipótese de os investimentos efetivamente realizados ao longo do ciclo serem inferiores aos estimados por ocasião da segunda revisão tarifária periódica, o correspondente Fator X seria, na terceira revisão tarifária periódica, recalculado, “com a substituição dos valores de investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-se inalterados os demais parâmetros”17, conforme apontado nas fórmulas abaixo:

onde: X0: X definido na revisão anterior (2CRTP); e X1: X recalculado.

onde: VPB’: valor final da Parcela B no 3CRTP; VPB: total da Parcela B calculada no 3CRTP; e m: multiplicador, o qual corresponde a 1,13 para concessionárias que têm revisões tarifárias a cada 3 anos; 1,76 para revisões a cada 4 anos; e 2,43 para 5 anos

160. No caso da AES Eletropaulo, o índice obtido pela SRE para a expressão foi de 0,9831, resultado que advém da constatação de que, caso os investimentos realizados pela distribuidora tivessem sido usados no cálculo do Fator X do 2CRTP, esse Fator X seria 0,96 ponto percentual maior. 161. Com o multiplicador referente ao ciclo tarifário de 4 anos (1,76), alcança-se o fator redutor da Parcela B.

162. Na Nota Técnica n. 203/2012, a SRE esclarece que, para efeito da apuração dos investimentos realizados pela AES Eletropaulo entre o 2CRTP e o 3CRTP, não foi considerada a LT Anhanguera18.

16 “I.2 – MECANISMO DE AVALIAÇÃO DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS 17. Neste ponto, é incorporado um mecanismo que incentiva a empresa a realizar e declarar suas melhores projeções de investimentos. Uma vez definido o investimento pela empresa, será adotado um mecanismo que compara os investimentos previstos aos valores realizados, conforme descrito a seguir. 18. Na próxima revisão tarifária da empresa, deverão ser levantados os investimentos efetivamente realizados pela distribuidora. Serão considerados os investimentos realizados com base nos registros contábeis, deflacionados pelo IGPM, mês a mês, para a data-base da revisão tarifária anterior. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado - BMP, conforme planilha modelo a ser disponibilizada pela ANEEL. 19. Para o recálculo do Fator X, todos os parâmetros serão mantidos constantes, substituindo-se apenas os valores de investimento. O montante global de investimentos realizados, trazidos à data da revisão anterior (2º ciclo) será distribuído uniformemente no fluxo de caixa. 20. O recálculo do Fator X, de acordo com as condições anteriores, resultará em um diferencial de X (ΔX)

(22) onde:

X0: X definido na revisão anterior (2º ciclo); e X1: X recalculado.

21. Uma vez calculado o ΔX, o mesmo deverá ser aplicado como redutor da Parcela B, calculada na próxima revisão, aplicando-se o multiplicador de acordo com o período tarifário da empresa [...].” 17 Fl. 18 da Nota Técnica n. 203-SRE/ANEEL. 18 Investimento no valor de aproximadamente R$ 57 milhões.

163. Embora a AES Eletropaulo tenha pleiteado a consideração da LT Anhanguera, a unitização e a contabilização do investimento no ativo imobilizado em serviço ocorreram após “o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado – BMP”.

164. Portanto, à vista do disposto nos itens 37 e 38 do Submódulo 2.1 do PRORET e no item 18 do Anexo IV da Resolução Normativa n. 234/2006, não foi possível considerar os investimentos correspondentes à LT Anhanguera. II.4.1.1. Custo de Administração, Operação e Manutenção – CAOM 165. Os dados relativos aos custos operacionais da AES Eletropaulo constam das tabelas abaixo:

Etapa 1 — Custos operacionais regulatórios no reposicionamento do 3CRTP

Descrição Valores - 2CRTP Valores - 3CRTP Variação (%) Peso (%)Data Base Ativos e Consumidores 01/02/2007 31/01/2011Data Base Valores OPEX 04/07/2007 04/07/2011Número de unidades consumidoras 5.431.593 6.102.463 12,35% 27,96%Extensão das redes de distribiução (km) 40.099 40.844 1,86% 12,43%Mercado AT (MWh) 6.503.900 6.890.059 5,94% 2,60%Mercado MT (MWh) 12.716.153 14.357.540 12,91% 15,86%Mercado BT (MWh) 19.706.037 23.149.569 17,47% 41,15%

Descrição Variação (%)Variação total do produto (?P) - 2CRTP a 3CRTP 13,08%Variação anual do produto 3,12%Índice de Produtividade do OPEX 0,782%Variação IPCA 24,36%Variação IGPM 31,60%

Descrição Total PessoalMateriais e Serviços

OPEX 2CRTP - Original 786.166.121 OPEX 2CRTP - Ajustado 731.983.030 495.224.090 236.758.940 OPEX 2CRTP - Atualização Monetária p/ 3CRTP 927.418.047 615.843.802 311.574.244 OPEX 2CRTP - Com crescimento dos produtos 1.048.697.153 696.378.127 352.319.026 OPEX 3CRTP 1.016.546.995 675.029.097 341.517.898 Conselho de Consumidores 118.893

Etapa 2: Custos operacionais regulatórios para cálculo do fator XT

Descrição Valores 2009 Valores 3CRTP Variação (%) Peso (%)Data Base Ativos e Consumidores 01/07/2009 31/01/2011Data Base Valores OPEX 01/07/2009 04/07/2011Número de unidades consumidoras 5.909.598 6.102.463 3,26% 27,96%Extensão das redes de distribiução (km) 45.063 40.844 -9,36% 12,43%Mercado AT (MWh) 6.067.504 6.890.059 13,56% 2,60%Mercado MT (MWh) 12.696.759 14.357.540 13,08% 15,86%Mercado BT (MWh) 22.306.951 23.149.569 3,78% 41,15%

Descrição Variação (%)Variação total do produto (?P) - 2009 a 3CRTP 3,73%Variação anual do produto 2,34%Índice de Produtividade do OPEX 0,782%Variação IPCA 11,88%Variação IGPM 14,26%

Descrição Total PessoalMateriais e Serviços

OPEX 2009 - Valores correntes 1.164.085.806 710.067.851 454.017.955 OPEX 2009 - Atualização Monetária p/ 3CRTP 1.313.188.412 794.413.985 518.774.427 OPEX 2009 - Com crescimento dos produtos 1.362.171.587 824.046.381 538.125.206 OPEX 2009 - Com ganhos de produtividade 1.345.454.688 813.933.485 531.521.203

Descrição Limite Inferior Centro Limite SuperiorEficiência 68,31% 76,09% 88,31%OPEX 3CRTP - 2ª Etapa (Intervalo) 919.080.098 1.023.756.472 1.188.171.035

166. Ao analisar a evolução dos custos operacionais a cada ano do ciclo tarifário, ajustados de acordo com as regras do 3CRTP ⎯ exclusão da receita com serviços taxados e do chamado custo anual das instalações móveis e imóveis ⎯, percebe-se que os valores faturados, calculados proporcionalmente à receita faturada calculada a cada reajuste, estiveram acima daqueles que se obteriam pela aplicação da correção segundo a metodologia usada no 3CRTP. 167. Dessa forma, os custos operacionais calculados para esta revisão estão em torno de -3,3% mais baixos que os mesmos custos, em termos proporcionais, que compõem a receita verificada. 168. O gráfico a seguir mostra o comportamento dos custos operacionais no ciclo tarifário 2007-2010 e aquele esperado pela metodologia do 3CRTP:

736.164

893.904

941.739

1.011.371 1.041.049

795.984

860.664

930.601

1.006.221

2007 2008 2009 2010 2011

Custos Operacionais (R$.mil)

CO Ajustado 2º Ciclo CO (PRORET) 3º Ciclo

169. A tabela abaixo resume o cálculo do valor de receitas irrecuperáveis da AES Eletropaulo, efetuado pela SRE:

Receitas irrecuperáveis

Receita Base (R$) % RI RI (R$) Receita Base (R$) % RI RI (R$)Encargos Setoriais 2.396.562.529 0,96% 23.057.404 2.396.286.987 0,96% 23.054.753 Restante da Receita 10.792.458.256 0,83% 89.630.675 10.771.262.760 0,83% 89.454.648 Total 13.189.020.785 0,85% 112.688.079 13.167.549.747 0,85% 112.509.400

Sem Glosa de Ajuste de Preços Com Glosa de Ajuste de PreçosDescrição

II.4.1.2. Custo Anual dos Ativos – CAA 170. Na tabela a seguir são apresentados os valores relativos à base de remuneração regulatória, à remuneração do capital e à quota de reintegração regulatória para a terceira revisão tarifária da AES

Eletropaulo, conforme informações prestadas pela SFF mediante os Memorandos n. 1020/201219 e n. 1070/201220:

Base de Remuneração Regulatória, Remuneração do Capital e Quota de Reintegração

Descrição Sem Glosa de Ajuste de Preços

Com Glosa de Ajuste de Preços

(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 15.581.905.636 15.355.041.248 (2) Índice de Aproveitamento Integral 160.562.734 160.562.734 (3) Obrigações Especiais Bruta 1.440.862.403 1.440.862.403 (4) Bens Totalmente Depreciados 3.231.693.765 3.182.876.233 (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 10.748.786.734 10.570.739.878 (6) Depreciação Acumulada 10.163.567.099 10.006.423.988 (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 5.418.338.537 5.348.617.260 (8) Índice de Aproveitamento Depreciado 55.714.414 55.714.414 (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 5.362.624.123 5.292.902.846 (10) Almoxarifado em Operação 31.500.064 31.500.064 (11) Ativo Diferido - - (12) Obrigações Especiais Líquida 1.244.263.700 1.244.263.700 (13) Terrenos e Servidões 295.232.570 295.232.570 (14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 4.445.093.057 4.375.371.780 (15) Saldo RGR PLPT - - (16) Saldo RGR Demais Investimentos 66.084.633 66.084.633 (17) Taxa de Depreciação 3,82% 3,82%(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 410.603.653 403.802.263 (19) WACC real antes de impostos 11,36% 11,36%(20) Taxa RGR PLPT 1,35% 1,35%(21) Taxa RGR Demais Investimentos 3,62% 3,62%(22) Remuneração do Capital (15)*(20)+(16)*(21)+[(14)-(15)-(16)]*(19) 499.847.621 491.927.284

II.4.1.2.1. Avaliação da BRR para a terceira revisão tarifária periódica da AES Eletropaulo

171. Quanto a esse ajuste pontual nos preços de condutores integrantes da Base Blindada da concessionária, ora proposto pela SFF, não vislumbro amparo normativo para tal procedimento, em face do disposto no Submódulo 2.3 do PRORET, conforme as razões apresentadas na Seção II.1 deste Voto. 172. Ainda que inexistisse tal barreira, entendo que o ajuste de preços de condutores proposto pela área técnica carece de maior aprofundamento de análise, porquanto:

(i) a Nota Técnica n. 257/2012-SFF/ANEEL, que tem por objeto a análise das contribuições

referentes à AP n. 25/2012, se limita, no tocante às contribuições da AES Eletropaulo, a informar que “os documentos tanto de encaminhamento de seus pleitos (que aqui se recolocam) quanto às respostas e análise da Agência, se encontram no Processo nº 48500.000236/2011-01 que já possui 2 volumes e, 7 anexos, sendo inadequado aqui fazer toda a reprodução de um volume tão grande de informação.não se demonstra nos autos"; 19 Pelo qual a SFF encaminhou à SRE proposta final da BRR da AES Eletropaulo (SIC n. 48536.006723/2012-00). 20 Emitido em atendimento à solicitação contida no Memorando n. 117/2012-DR/ANEEL, de 22 de junho de 2012, no sentido do fornecimento de planilhas de cálculo sem a glosa, na Base Blindada, referente ao ajuste de preços de condutores.

(ii) o item 96 da Nota Técnica n. 258/2012-SFF/ANEEL, que “apresent[a] os resultados da fiscalização da Base de Remuneração Regulatória para a Terceira Revisão Tarifária Periódica da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A”, informa, no que se refere ao ajuste de preço de condutores, que “o detalhamento das constatações e os ajustes determinados no processo de fiscalização realizado na ELETROPAULO constam do Relatório de Fiscalização ANEEL nº 085/2011, de 30 de junho de 2011”;

(iii) diferentemente do afirmado nas Notas Técnicas n. 257/2012 e 258/2012, os autos do

Processo n. 48500.000236/2011-01, aberto especificamente para a fiscalização da Base de Remuneração da AES Eletropaulo, não apresentam qualquer análise das contribuições à AP n. 25/2012 referentes ao ajuste de preços de condutores da concessionária, sendo de registrar que o RF n. 085/2011 e o respectivo Relatório de Acompanhamento da Fiscalização – RAF encerram, no ponto, análises anteriores (iii.a) à manifestação encaminhada pela distribuidora no dia 23 de abril de 201221, incluindo diversas cotações de preços de condutores, e (iii.b) às contribuições específicas da AES Eletropaulo oferecidas no âmbito da referida AP. 173. Por fim, importa destacar que, conforme apresentado na tabela “Resumo da Revisão Tarifária da AES Eletropaulo”, os impactos negativos no reposicionamento tarifário da distribuidora22, de -5,11% na remuneração de capital e de -2,48% na quota de reintegração/depreciação, decorrem (i) dos valores da base de remuneração bruta e líquida, (ii) da redução no valor do WACC relativo ao 3CRTP e (iii) da redução da taxa média de depreciação dos ativos de distribuição a partir de 1º de janeiro de 201223. 174. O gráfico a seguir apresenta os impactos sobre a remuneração dos investimentos.

Comparativo da Remuneração do 2CRTP e 3CRTP

Remuneração2º Ciclo

Efeito do WACC Efeito da BaseLíquida

Remuneração3º Ciclo

100%

25,4%

26,5%

48,1%

175. De acordo com os cálculos da SRE, as anuidades da AES Eletropaulo teriam os valores especificados no quadro abaixo:

Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis — CAIMI Descrição

Sem Glosa de Ajuste de Preços

Com Glosa de Ajuste de Preços

(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 506.090.658 500.199.863 (2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 126.522.664 125.049.966 (3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 126.522.664 125.049.966 (4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 253.045.329 250.099.932 (5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 11.828.456 11.690.775 (6) Anuidade - Veículos (CAV) 25.930.586 25.628.759 (7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 60.803.310 60.095.572 (8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 98.562.352 97.415.106

21 Manifestação ao Relatório de Acompanhamento da Fiscalização. 22 Considerando a Base de Remuneração sem glosa de ajustes de preços. 23 Mediante a Resolução Normativa n. 474, de 7 de fevereiro de 2012.

II.4.2. Parcela A II.4.2.1. Custos com a Aquisição de Energia Elétrica — CE 176. A tabela a seguir, elaborada pela SRE, resume os custos com a aquisição de energia elétrica pela AES Eletropaulo que devem ser considerados em sua terceira revisão tarifária:

Custo com compra de energia

Descrição Despesa (R$) Tarifa (R$/MWh) Energia (MWh)ENERGIA CONTRATADA 5.040.322.292,42 114,55 44.964.397,09

AMBIENTE REGULADO - CCEAR10º Existente 2012-03 4.879.006,74 78,40 62.230,90 1º Existente 2005-08 682.795.702,03 79,58 8.579.934,29 1º Existente 2006-08 496.970.665,01 93,17 5.334.069,75 1º Existente 2007-08 30.164.595,60 104,42 288.879,85 2º Existente 2008-08 118.806.685,25 112,03 1.060.463,24 4º Existente 2009-08 19.181.974,51 125,40 152.963,41 8º Existente 2010-05 2.682.513,09 109,46 24.506,25 8º Existente 2010-05 OF 26.080,21 88,33 295,26 MCSD 1º Existente 2005-08 23.539.938,76 77,33 304.391,19 MCSD 1º Existente 2006-08 31.591.288,60 90,76 348.089,56 MCSD 1º Existente 2007-08 8.237.589,01 102,16 80.636,10 MCSD 2º Existente 2008-08 12.196.675,60 108,77 112.137,19 MCSD 4º Existente 2009-08 11.027.262,05 120,67 91.385,16 MCSD 5º Existente 2007-08 710.279,28 129,85 5.469,85 1º Alternativa A-3 2010-15 OF 11.277.300,74 162,38 69.450,06 1º Alternativa A-3 2010-30 H 3.841.374,03 168,34 22.819,31 1º Nova A-3 2008-15 T 36.685.332,28 101,27 362.252,71 1º Nova A-3 2008-30 H 7.174.323,14 140,03 51.234,94 1º Nova A-4 2009-15 T 41.226.086,89 100,84 408.826,72 1º Nova A-4 2009-30 H 4.793.638,43 149,63 32.037,53 1º Nova A-5 2010-15 T 102.305.374,68 133,56 765.988,13 1º Nova A-5 2010-30 H 118.986.622,34 150,62 789.980,80 2º Nova A-3 2009-15 T 15.050.528,64 114,35 131.618,09 2º Nova A-3 2009-30 H 41.887.535,55 163,46 256.256,43 3º Nova A-5 2011-15 T 92.485.070,49 137,84 670.959,59 3º Nova A-5 2011-30 H 110.346.772,43 154,63 713.600,02 4º Nova A-3 2010-15 T 80.699.135,13 137,84 585.455,13 5º Nova A-5 2012-15 T 58.043.503,23 104,55 555.174,59 5º Nova A-5 2012-30 H 39.447.068,10 158,70 248.559,69 6º Nova A-3 2011-15 T 131.776.876,15 105,03 1.254.659,39 CONTRATOS BILATERAISAES Tiete 1.822.181.561,89 173,73 10.488.411,33 Equipav S/A 26.601.367,71 199,26 133.500,00 Usina Cerradinho 8.885.846,83 162,80 54.581,07

ITAIPU 843.816.717,99 84,73 9.958.596,70 PROINFA - - 964.982,86 GERAÇÃO PRÓPRIA - - -

Sobra (+) / Exposição (-) 258.269.181,73 100,10 2.580.036,85

CUSTO TOTAL COM COMPRA DE ENERGIA 4.782.053.110,69 112,83 42.384.360,24 177. Para as perdas técnicas, foi fixado o percentual de 5,21% a ser usado a cada reajuste como referência sobre a energia injetada no sistema de distribuição da AES Eletropaulo.

178. Já para perdas não técnicas regulatórias, foi definida a seguinte trajetória:

Descrição 2011 2012 2013 2014

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 11,15% 9,75% 8,34% 6,94%Velocidade de Redução (a.a) -1,41% -1,41% -1,41% -1,41%Limite de Redução (a.a) -1,00% -1,00% -1,00% -1,00%Referencial Regulatório PNT/BT 11,56% 10,56% 9,56% 8,56%

179. Em relação a esse ponto, a AES Eletropaulo, alegando (i) que houve alteração no benchmark adotado na AP N. 025/2012 – COELBA, com perdas não técnicas de 10,71%, para COELCE, com 8,89% – e (ii) que está sujeita ao cumprimento de metas de redução de perdas de modo retroativo, em face da postergação da sua revisão tarifária em um ano, requer a não aplicação do primeiro decréscimo de perdas não técnicas, de 12,56% para 11,56%, referentes a julho/2011. 180. Na análise desse pleito, a SRE informa que “conforme a lógica do combate as perdas e a metodologia definida no PRORET, somente haveria alguma desaceleração na trajetória de redução de perdas não técnicas caso o valor fixado fosse inferior ao mínimo encontrado, que no caso da Eletropaulo é de 8,5%. Nesse sentido, verifica-se que nenhuma das três possibilidades de flexibilização da trajetória de redução indicada pelo PRORET contempla a proposta da Eletropaulo de uma redução para o primeiro ano tarifário menor do que para os demais anos”.

181. Ademais, destaca a SRE que:

(i) “para o 2CRTP foi definida a meta da AES Eletropaulo para as perdas não-técnicas em 16,50% sobre o mercado BT, o que implicaria em uma redução de 0,32% a.a., considerando o índice de perdas de 17,47% adotado na segunda revisão”; (ii) “o que se observou ao se passar o 2CRTP é que a concessionária não buscou apenas chegar ao ponto de 16,50% de perdas não-técnicas, mas chegou a reduzi-la no ano de 2010 para 12,80%”; (iii) “tais valores indicam em uma redução próxima a 1% a.a., mostrando que a trajetória ora definida para a concessionária é coerente e factível”; (iv) “se o argumento para não se aplicar a meta de perdas não técnicas para o ano de 2011, conforme apresentado pela concessionária, estivesse correto, o mesmo seria válido para todos os demais parâmetros regulatórios definidos no momento da revisão tarifária”; e (v) “da mesma forma que as perdas, a empresa não conhecia os níveis de custos operacionais que lhe seriam fixados, a estrutura de capital, o custo de capital de terceiros, receitas irrecuperáveis, outras receitas, etc”. II.4.2.2. Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão – CT 182. A tabela abaixo aponta os Custos com Conexão e Uso dos Sistemas de Distribuição e/ou Transmissão – CT – pela AES Eletropaulo:

Custo de conexão e uso dos sistemas de distribuição/transmissão (CT) Descrição Valor (R$)

Transporte de Itaipu 86.303.965 Rede Básica 722.601.757 Rede Básica Fronteira 172.393.103 Rede Básica ONS (A2) 797.677 Rede Básica Export. (A2) 3.131.580 MUST Itaipu 74.895.217 Conexão 77.827.017 Uso do sistema de distribuição 23.272.170 Total 1.161.222.486

II.4.2.3. Encargos e tributos 183. Os custos da AES Eletropaulo com o pagamento de encargos setoriais são resumidos na tabela abaixo:

Encargos Setoriais Descrição Valor (R$)

Reserva Global de Reversão – RGR 107.856.201 Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 652.181.355 Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 24.374.696 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 441.727.756 Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 229.377.583 PROINFA 203.529.896 P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 106.004.281 ONS 390.442 Total de Encargos Tarifários 1.765.442.210

II.4.3. Outras Receitas 184. Os valores de Outras Receitas alcançados pela SRE constam da tabela a seguir:

Outras Receitas Descrição Receita Bruta ICMS / PIS /

COFINS / ISS Receita Líquida Despesa IRPJ/CSLL Lucro Líquido Outras Receitas

Serviços Cobráveis 20.148.642 1.035.925 19.112.717 - 6.498.324 12.614.393 12.614.393 Encargos de Conexão 2.278.275 599.970 1.678.305 - 570.624 1.107.681 1.107.681 Compartilhamento de Infraestrutura 69.097.315 3.552.579 65.544.736 52.435.789 4.457.042 8.651.905 56.761.742 Sistemas de Comunicação (PLC) - - - - - - - Serviços de Consultoria 3.547.155 359.732 3.187.423 1.274.969 650.234 1.262.220 631.110 Serviços de O&M 2.268.805 162.025 2.106.781 1.685.425 143.261 278.095 139.048 Serviços de Comunicação - - - - - - - Serviços de Engenharia 13.323 951 12.371 9.897 841 1.633 817 Convênios 9.469.986 960.391 8.509.596 1.701.919 2.314.610 4.493.067 2.246.533

Total 106.823.501 6.671.573 100.151.929 57.107.999 14.634.936 28.408.994 73.501.323 II.4.4. Receita Verificada 185. Já a Receita Verificada foi calculada para a AES Eletropaulo da seguinte forma:

Receita Verificada

DESCRIÇÃO MERCADO (MWh) RECEITA (R$)FORNECIMENTO 36.182.908 9.673.579.371,30

A1 (230 kV ou mais) - - A2 (88 a 138 kV) 587.636 119.203.647 A3 (69 kV) - - A3a (30 kV a 44 kV) 246.071 52.350.076 A4 (2,3 kV a 25 kV) 11.684.741 2.862.148.420 AS 514.890 135.193.363 BT (menor que 2,3 kV) 23.149.569 6.504.683.865

SUPRIMENTO 15.270 432.671 CONSUMIDORES LIVRES A1 - - CONSUMIDORES LIVRES (demais) 8.196.185 576.440.963 CONSUMIDOR DISTRIBUIÇÃO 2.806 395.388 CONSUMIDOR GERADOR - 13.622.293 CDE Baixa Renda - 28.065.958,75 TOTAL 44.397.168 10.292.536.646

II.5. Componentes tarifários financeiros 186. Os componentes tarifários financeiros, por seu turno, assumiram os seguintes valores:

Componentes Financeiros Descrição Valor (R$)

CVA em processamento -189.517.709,75 CVA Saldo a compensar 98.235,26Neutralidade encargos setoriais -63.610.506,03 Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/2004 26.768.324,84Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/2004 -8.078,91 Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE - Res. 166/2005 3.709.522,07Subsídio - Baixa Renda 24.065.874,38Subsídio - Cooperativa 183.347,39Sobrecontratação de energia REN n° 255/2007 (Apurado + Previsão - Reversão) -29.467.964,11 Exposição CCEAR entre Submercados -7.657.932,83 Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 387.213,72Parcela de Ajuste RB Fronteira 153.593,18Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 1.429.732,04Parcela de Ajuste de Conexão/DIT 28.666,85Custos de implantação da contabilidade regulatória - REN 396/2010 592.767,76Custos de implantação do Manual de Controle Patrimonial (MCPSE) - REN 367/2009 18.406.475,93Total -214.438.438,21

187. Quanto ao componente financeiro “Custo de Implantação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico — MCPSE”24, foi adotado o valor de R$ 18.406.475,93, fiscalizado SFF e considerado de forma provisória até a regulamentação específica de que trata o artigo 3° da Resolução Normativa n. 367/2009. II.6. Limites de DEC e FEC 188. A propósito da definição dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC, registra a SRD terem sido apresentadas contribuições específicas apenas da AES Eletropaulo25, a qual pleiteou a elevação dos valores atribuídos aos limites de DEC e FEC para 24 conjuntos de unidades consumidoras, sendo 13 conjuntos de baixa e média densidade de carga26 e 11 conjuntos de alta densidade27. 189. Como resultado de suas análises, a SRD concluiu pela necessidade de se alterar os limites de DEC para o conjunto de unidades consumidoras Juquitiba, enquadrado no grupo de baixa e média densidade de carga, na medida em que, mediante aplicação da metodologia comparativa, constatou ser excessiva a trajetória de redução do DEC então considerada para esse conjunto no período de 2013 a 2015, da ordem de 42,86%.

24 A Resolução Normativa n.º 367, de 2 de junho de 2009, aprovou o MCPSE, a ser utilizado por concessionárias, permissionárias e autorizadas de energia elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da legislação vigente, são passíveis de reversão à União. O art. 3.º dessa resolução determina que os custos de implementação do Manual devem ser considerados regulatoriamente no âmbito da revisão tarifária periódica. 25 O Conselho de Consumidores da Eletropaulo (CONSELPA) e a empresa Espri S/A também apresentaram contribuições na AP n. 25/2012, abordando, respectivamente, aspectos genéricos e localizados sobre a necessidade de melhoria dos níveis de continuidade e da qualidade dos serviços prestados pela concessionária. 26 Barueri, Embu Guaçu, Gato Preto, Imigrantes, Itapevi, Jordanésia, Jiquitiba, Parelheiros, Parnaíba, Represinha, Rio Grande, Tenente Marques e Vargem Grande. 27 Clementino, Embú, Guaianazes, Leopoldina, Lubeca, Mateus, Monções, Monte Azul, Morumbi, Remédios e Taboão da Serra.

190. Desse modo, propõe a área técnica a redução dos limites de DEC para esse conjunto na forma da tabela abaixo:

Proposta de Limites de DEC do conjunto Juquitiba

Proposta DEC 2013 DEC 2014 DEC 2015 Audiência Pública 23 19 16 AES Eletropaulo (contribuição na AP) 27 26 25 Revisada pela SRD 25 22 19

191. Com relação ao pleito de revisão dos limites de DEC e FEC dos demais 23 conjuntos de unidades consumidoras, formulado pela AES Eletropaulo, a SRD considerou-o improcedente, em virtude de:

(i) entender, no tocante aos outros 12 conjuntos de baixa e média densidade de carga, que “as dificuldades expostas pela AES Eletropaulo são típicas do cotidiano da operação dos sistemas de distribuição das concessionárias, não representando casos que justifiquem alteração nos limites de DEC e FEC submetidos à AP n. 025/2012”; e

(ii) ter o mesmo entendimento em relação aos 11 conjuntos de alta densidade de carga, para

os quais a AES Eletropaulo pleiteia a revisão de limites de continuidade,“ou seja, os problemas relatados pela distribuidora compõem o dia a dia da gestão da operação dos sistemas de distribuição das concessionárias”. 192. Desse modo, “em consonância com a análise [constante] da Nota Técnica n. 025/2012, a SRD entende que a Eletropaulo não apresentou argumentos que justifiquem qualquer alteração dos limites de DEC e FEC propostos na AP n. 025/2012, salvo o conjunto Juquitiba”. 193. Nas figuras 1 e 2 são apresentados os histogramas dos limites de DEC e FEC de 2012 (vigentes) e de 2015 (propostos) dos conjuntos da AES Eletropaulo:

Figura 1 – Histograma dos limites do DEC dos conjuntos da AES Eletropaulo para 2012 a 2015.

0

12

4039

22

6

9

32

32

0

12

4342

24

9

43

01

00

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 a 2 3 a 4 5 a 6 7 a 8 9 a 10 11 a 12 13 a 14 15 a 16 17 a 18 19 a 20 > 20

Núm

ero de

 Con

juntos

DEC Limite (horas)

Limite DEC 2012

Limite DEC 2015

Figura 2 – Histograma dos limites do FEC dos conjuntos da AES Eletropaulo para 2012 a 2015.

4

28

54

25

12

53 3 3

1 0

4

33

68

22

47

0 0 0 0 00

10

20

30

40

50

60

70

80

0 a 2 3 a 4 5 a 6 7 a 8 9 a 10 11 a 12 13 a 14 15 a 16 17 a 18 19 a 20 > 20

Núm

ero de

 Con

juntos

FEC Limite (interrupções)

Limite FEC 2012

Limite FEC 2015

194. Observa-se que não haverá em 2015 qualquer conjunto com limite acima (i) de 19 horas para o DEC e (ii) de 12 interrupções para o FEC. 195. Com base nos histogramas apresentados, a proposta de indicadores de DEC e FEC para o período de 2013 a 2015 irá reduzir a distância entre os limites dos conjuntos, o que leva a uma maior uniformização da continuidade prestada pela distribuidora aos seus consumidores.

196. Ressalta-se ainda que, para os conjuntos de unidades consumidoras que possuem atualmente os maiores limites, a redução dos valores é mais acentuada, de forma a uniformizar a continuidade do fornecimento na área de concessão. 197. Nas Figuras 3 e 4 são apresentados os históricos de apuração global da AES Eletropaulo e os limites globais propostos:

Figura 3 - Histórico de apuração e limites do indicador DEC global da AES Eletropaulo28.

22,15

16,15

14,5212,87 12,91 12,67 12,1

11,6210,98

10,2 9,52

8,748,65

8,49 8,29 8,03

0

5

10

15

20

25

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

DEC

 (horas)

AnoDEC Apurado Anual DEC Limite Anual DEC Limite Final

Figura 4 - Histórico de apuração e limites do indicador FEC global da AES Eletropaulo

13,78

10,47

9,458,63 8,72 8,8 8,77 8,67 8,45

7,937,5

6,99 6,85

6,646,36

5,92

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

FEC (in

terrup

ções)

AnoFEC Apurado Anual FEC Limite Anual FEC Limite Final

198. Em relação aos limites de continuidade para o período 2013 a 2015, a proposta é de redução média geométrica anual de 2,44% no DEC e 4,72% no FEC. III. DIREITO 199. A presente análise foi realizada com observância (i) da Lei n. 8.987/1995; (ii) da Lei n. 9.427/1996; (iii) da Resolução Normativa n. 457/2011; (iv) da Resolução Normativa n. 464/2011; (v) da Resolução Autorizativa n. 2.702/2010; e (vi) do Contrato de Concessão de Distribuição n. 162/1998.

28 Ressalta-se que em 2009 ocorreu blecaute no Sistema Interligado Nacional (SIN) no mês de novembro, verificando-se uma elevação aproximada de 4,81 horas no DEC e 1,25 interrupções no FEC.

IV. DISPOSITIVO 200. Do exposto, e com base nos autos dos Processos n. 48500.000181/2011-21 e 48500.006020/2011-41, voto por:

(i) homologar os resultados da terceira revisão tarifária periódica da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A ― AES Eletropaulo, com vigência a partir de 4 de julho de 2011, nos termos da anexa minuta de resolução homologatória e conforme resumo apresentado no quadro a seguir, cujos valores refletem a alternativa de desconsideração do ajuste efetuado pela SFF nos preços da base blindada:

DESCRIÇÃO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO Reposicionamento Econômico -5,60%

Reposicionamento com Financeiros -7,60% Efeito Médio para os consumidores -9,33%

A2 – 138 kV -8,96% A3 – 69 kV 0,00%

A3a (30 kV a 44 kV) 0,07% A4 – 13,8 kV -10,51%

AS -2,76% B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) -9,38%

B2 (Baixa Tensão – Rural) -2,45% B3 (Baixa Tensão – Demais) -8,75%

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) -2,69%

(ii) emitir a resolução autorizativa anexa, a qual fixa os limites dos indicadores de continuidade

DEC e FEC para os anos de 2013 a 2015 a serem observados pela AES Eletropaulo; (iii) determinar a abertura de processo específico, com sorteio imediato de relator, para que,

assegurado o contraditório e a ampla defesa da concessionária, seja analisada, pela SRE, a questão de saber se é devido o recálculo das tarifas praticadas pela AES Eletropaulo antes da data da sua terceira revisão tarifária periódica, para eventual desconto e restituição de parcelas de amortização e depreciação associadas a ativo possivelmente inexistente (246.474,87 m de Cabo AL Nu CAA 1272 MCM), conforme glosa efetuada no Laudo de Avaliação de Ativos apresentado pela distribuidora, apurando-se, neste caso, o período de retroação e o correspondente valor, incluídas a atualização e remuneração do respectivo montante; e

(iv) determinar à SFF que, no prazo de 180 (cento e oitenta) dias, apresente à Diretoria nota

técnica acerca da valoração do conjunto de condutores (cabos e fios, de cobre e alumínio, nus e isolados) constantes da base blindada da AES Eletropaulo, contemplando (iv.a) a forma como esses ativos foram valorados e validados no primeiro ciclo, (iv.b) o(s) critério(s) de apuração de valores unitários utilizado(s) para se efetuar o ajuste de preços e consequente glosa proposta nas Notas Técnicas n. 257/2012-SFF/ANEEL e 258/2012-SFF/ANEEL, (iv.c) o resultado da aplicação desse critério tanto para condutores com valores superestimados quanto subestimados, e (iv.c) a análise de consistência global dos valores de condutores vis-à-vis as quantidades físicas desses ativos em operação, o seu custo contábil corrigido ajustado e as características da rede de distribuição da concessionária.

Brasília, 2 de julho de 2012.

JULIÃO SILVEIRA COELHO Diretor