Nota Técnica nº 206 /2006-SRE/ANEEL Em 21 de julho de 2006...

Nota Técnica nº 206 /2006-SRE/ANEEL

Em 21 de julho de 2006.

Processo: 48500.003089/2006 - 11 Assunto: Homologação das tarifas de fornecimento de energia elétrica, das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD, fixação dos valores da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, relativas a Espírito Santo Centrais Elétricas - ESCELSA.

I. DO OBJETIVO

Apresentar os detalhes do reajuste tarifário contratual, com a utilização da fórmula de cálculo do Índice de Reajuste Tarifário – IRT, referente à Espírito Santo Centrais Elétricas - ESCELSA, de acordo com o que estabelece a Cláusula Sétima de seu Contrato de Concessão nº 001/95 - ANEEL, firmado com a União em 17 de julho de 1995, bem como de acordo com o Termo Aditivo ao Contrato de Concessão assinado em 17 de julho de 2005. II. DOS FATOS 2. A ESCELSA, sediada na cidade de Vitória – ES, tem uma receita anual de 1.190.534.580,18 , correspondente a um consumo anual de 6.116.068 MWh, e atende atualmente a 1.049.751 consumidores finais.

Distribuição dos consumidores finais da ESCELSA

Classe de Consumo Número de Consumidores Percentual

RESIDENCIAL 823.444

78,49%

INDUSTRIAL 11.049

1,05%

COMERCIAL 89.995

8,57%

RURAL 115.291

10,98%

PODER PÚBLICO 8.153

0,78%

ILUMINAÇÃO PÚBLICA 273

0,03%

SERVIÇOS PÚBLICOS 7

0,09%

CONSUMO PRÓPRIO 3

0,01%

Total 1.049.751

Fl. 2 da Nota Técnica no 206 -SRE/ANEEL, de 21 de julho 2006 –Processo no 48500.003089/2006-11.

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II.1 Aspectos Contratuais

3. Em 17 de julho de 1995, foi assinado o Contrato de Concessão nº 001/95, firmado entre a União, por intermédio do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE, e a Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – ESCELSA. Esse contrato tem por objeto regular a exploração do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica da concessão de que é titular a citada concessionária. O mencionado contrato prevê na Cláusula Nona, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da concessionária mediante aplicação de fórmula específica. 4. Em 17 de julho de 2005, a ESCELSA assinou o Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 001/1995-ANEEL, em cumprimento aos artigos 36 e 43 do Decreto no 5.163, de 30 de junho de 2004. II.2 Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE 5. A Resolução ANEEL nº 629, de 21 de dezembro de 2001, considerou a recomposição tarifária extraordinária, a título de compensação plena da perda de receita da concessionária, verificada durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica, da Energia Livre no mesmo período e do passivo da “Parcela A” no período de 1º de março a 25 de outubro de 2001. A recomposição foi estabelecida mediante a aplicação dos percentuais de reajuste de 2,9% para a classe Residencial B1 e Rural B2, 7,9% para as demais classes, excluídas consumidores de Baixa Renda, Serviços Executados e para os suprimentos entre empresas. 6. Em 3 de maio de 2002, foi publicada a Resolução ANEEL nº 247, alterando os percentuais de aplicação do reajuste da recomposição tarifária extraordinária, de 7,9% para 2,9%, aos consumidores integrantes da Classe Rural – Subgrupos B2 – Cooperativa de Eletrificação Rural, Serviço Público de Irrigação e aos consumidores integrantes da Classe Iluminação Pública – Subgrupos B4 – Iluminação Pública, decorrente do disposto nos incisos II e III do parágrafo 1º do artigo 1º da Resolução nº 130, de 2 de maio de 2002, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – CGE. 7. Em 29 de agosto de 2002 a Resolução ANEEL nº 485 estabeleceu as diretrizes para classificação na Subclasse Residencial Baixa Renda de unidade consumidora com consumo mensal entre 80 e 200 KWh, conforme o disposto no Decreto nº 4.336, de 16 de agosto de 2002. Esta resolução cria para cada concessionária de energia elétrica um novo segmento do subgrupo tarifário B1 – Baixa Renda correspondente ao consumo mensal acima do máximo regional. 8. A Resolução ANEEL nº 510, de 12 de setembro de 2002, homologou as tarifas de energia elétrica, dos consumidores integrantes das Classes Residencial e Rural, em decorrência do Decreto nº 4.359, de 5 de setembro de 2002, que alterou o § 1º da Resolução GCE nº 130, de 2 de maio de 2002. 9. Em 1º de março de 2004, a Resolução Normativa ANEEL nº 001, alterou os prazos máximos de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE nas tarifas de fornecimento de energia elétrica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme determinação da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. O prazo máximo fixado para a ESCELSA é de 69 meses, a partir de dezembro de 2001.


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II.3 Proposta de Reajuste Tarifário pela Concessionária

10. Em 26 de junho de 2006, por meio da correspondência CT-DP- 3/06, complementadas pelas Cartas CT-PRT-14/06 e CT-PRT-15/06 a ESCELSA encaminhou à ANEEL, cálculo de reajuste tarifário contratual de 18,95%, a vigorar a partir de 7 de agosto de 2006, de acordo com a fórmula do IRT estabelecida no Contrato de Concessão nº 01, de 17 de julho de 1995. Este percentual pleiteado contempla o reflexo da variação dos seguintes itens:

a) Índice de Reajuste Tarifário – IRT, de 8,379%; b) CVA Total, de 7,968%; c) Passivo de PIS/COFINS Distribuidora, de 2,210%; d) Sobrecontratação de energia, de 0,170%; e) Recomposição subsídio Resolução nº 77, de 2004, de 0,11%; f) Passivo de PIS/PASEP de FURNAS, de 0,230%; g) Sobrecontratação de energia – Decreto nº 5163, de 0,170%; h) Parcela de ajuste de Rede Básica de Fronteira, de 0,050%; e i) Passivo relativo à substituição IASC 2004 pelo IASC 2003, de 0,151%; e j) Passivo relativo aos custos de avaliação da BRR, de 0,050%

11. A ESCELSA acrescentou à sua solicitação o reconhecimento das perdas comerciais referentes ao efeito de migração dos consumidores cativos durante o período de 2003-2004, portanto, antes da revisão tarifária. 12. Também a concessionária solicitou o reconhecimento do aumento das perdas técnicas referente à transferência do ponto de medição de fronteira para Campos conforme determinação da Resolução ANEEL nº 67, de 2004.

13. Quanto à desverticalização ocorrida em 2005, a concessionária solicita a incorporação da CVA de energia de geração própria na CVA em processamento e cita a Resolução ANEEL nº 162/2005 onde diz: “eventuais diferenças decorrentes da implementação do processo de desverticalização em curso, nos termos do art. 8º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, e da Resolução Autorizativa nº 164, de 25 de abril de 2005, após validadas pela ANEEL, serão repassadas às tarifas no próximo reajuste tarifário anual”.

14. Quanto ao fator Xc, a concessionária solicita o recálculo do fator X em 2005 utilizando o IASC 2003 em substituição ao IASC 2004, utilizado na época, antes da publicação do Despacho nº 1298, de 22/09/2005 que decidiu pela não utilização do IASC 2004, substituindo-o pelo IASC 2003.

III. DA ANÁLISE

15. A Superintendência de Regulação Econômica - SRE, em reunião realizada em 06 de junho de 2006, na sede da ANEEL, procurou prestar aos técnicos da ESCELSA os esclarecimentos quanto à metodologia a ser adotada na definição do índice de reajuste tarifário anual.


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16. Quanto ao reconhecimento das perdas comerciais relativas à migração de consumidores livres no período de 2003 a 2004, a SRE considerou um montante de MWh a ser acrescentado à energia total requerida. Este acréscimo impactou no montante das sobras a serem consideradas no balanço energético de 311.454 MWh com reflexos no cálculo da CVA energia.

17. Em relação ao reconhecimento das perdas técnicas referentes à mudança do ponto de medição de fronteira, a SRE entende que a análise da alteração dos montantes de perdas técnicas deve ser feita de maneira global, considerando que houve a entrada em operação da LT Ouro Preto II – Vitória de 345kV e seu efeito sinérgico com os outros pontos de fronteira de Rede Básica. Portanto, a SRE emitiu o Memorando nº 453/2006- SRE/ANEEL à Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição solicitando a devida apuração das perdas para a próxima alteração tarifária. 18. Quanto a desverticalização da ESCELSA em 2005 foram feitas alterações para a correta aplicação da sistemática de desverticalização também utilizada para outras concessionárias. Essas alterações resultaram em passivos econômicos e financeiros e estão detalhadas no item IV . 19. Foi recalculado o fator X do reajuste de 2005 adotando o IASC 2003 em substituição ao IASC 2004 utilizado na época antes da publicação do Despacho nº 1.298, de 22 de setembro de 2005 que determinou a não utilização do índice de 2004. O voto do Processo nº 48.500.004413/2005-91, que resultou no referido Despacho, em seu parágrafo 10 cita in verbis: “ Finalizando, a considerar que em 2005, 37 concessionárias sofreram reajustes tarifários tendo por base os resultados do IASC obtidos em 2003, conclui-se que o mesmo procedimento deveria ser adotado para as demais, haja vista a necessidade de serem revistos os procedimentos adotados para a obtenção do IASC 2004.” IV ADEQUAÇÃO DO REAJUSTE DE 2005 20. O reajuste da ESCELSA em 2005 sofreu alterações em atendimento à legislação superveniente e adequação da metodologia aplicada ao processo de desverticalização da concessionária. O reajuste atual tomou por base os novos valores do reajuste de 2005 obtidos após as devidas compensações econômicas e financeiras necessárias. Abaixo são especificados os diferentes itens que sofreram alterações no reajuste de 2005. IV.1 ITENS ECONÔMICOS 21. Foi recalculado o fator Xc utilizando o IASC 2004. Por determinação do Despacho nº 1.298, de 22 de setembro de 2005, passou a ser considerado o IASC 2003, haja vista a invalidação da metodologia do cálculo do IASC 2004. O fator X com o novo valor calculado de Xc ficou em 1,2231%. 22. Dado o processo de desverticalização foi incorporada à Parcela A a energia de geração própria retirada da parcela B em DRA considerada a partir de então como compra de energia valorada pela tarifa de geração própria obtida através dos dados realizados na revisão. A tarifa resultou em R$ 43,33 /MWh e compôs o mix de energia para cálculo da tarifa média em DRA.


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23. A tarifa de suprimento da geradora FURNAS em DRP foi alterada para dar cumprimento a Lei 11.196, de 21 de novembro de 2005 retornando a tributação do PIS/PASEP e da COFINS ao sistema cumulativo.

24. Os encargos de RGR e TFSEE foram alterados em DRA considerando os valores sem a parcela correspondente à geração própria. A Contribuição Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos – CFURH passou a integrar a tarifa de energia em DRA desconsiderando-a como Encargo Setorial.

25. Foi retirado como encargo de transmissão o uso da Rede Básica da geração de Mascarenhas dado o processo de desverticalização.

26. As alterações desses itens resultaram em um ajuste econômico negativo no valor de R$ 5.889.275,16 que foi diminuído da receita total da concessionária no reajuste de 2006. Também foi considerado um ajuste financeiro negativo no valor de R$ 5.974.824,49 que está sendo considerado no reajuste de 2006.

IV.2 ITENS FINANCEIROS 27. Foi corrigido o valor do item PIS/PASEP e COFINS recebido em DRP para repasse à geradora de R$ 259.439,00 para o novo valor validado pela Superintendência Econômica e Financeira – SFF, de R$ 457.280,00 com o retorno ao sistema cumulativo desses tributos com alíquota de 3,65%. 28. Foi calculada a CVA de geração própria e adicionada à CVA em processamento do reajuste de 2005. A compensação deste passivo se deu através da nova CVA a compensar do reajuste de 2006 utilizando os dados da CVA do 5º dia já retificados. 29. Também foi considerada a Parcela de Ajuste de fronteira de Rede Básica conforme Resolução nº 149/2005 no valor de R$ 577.770,00 . 30. A CVA do encargo Contribuição Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos, foi ajustada considerando a competência até julho de 2005, a partir de então tal encargo passou a ser integrado na tarifa de energia. V CÁLCULO DO IRT

31. O Reajuste Tarifário da ESCELSA, calculado pela Superintendência de Regulação Econômica - SRE, para aplicação em 7 de agosto de 2006, resultou no percentual total de 16,67%, sendo 8,23% o econômico e 8,44% financeiro, assim distribuído.

a) Índice de Reajuste Tarifário Contratual, de 8,23%; b) CVA total, de 8,83%, sendo: 6,957%de CVA em processamento, 0,860% de CVA a Compensar, e 1,016% de saldo da CVA diferida; c) Passivo de PIS/PASEP e COFINS Distribuidora, de 1,59%; d) Sobrecontratação de energia (3%), de 0,33%; e) Ajuste financeiro do ajuste econômico do IRT 2005, de -0,46%;


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f) Despesa referente aos contratos de leilões, de 0,02%; h) Passivo do PIS/PASEP de FURNAS, de 0,02%;

i) Passivo da parcela de ajuste de fronteira de RB 2005, de 0,05%; j) Exposição à diferença de preços entre submercados, de 0,02%, l) Passivo do PIS/PASEP e COFINS da conexão, de 0,00%; m) Parcela de ajuste de RB de fronteira 2006, de -2,29%; n) Subsídio referente à Resolução nº 77, de 0,03%; o) Avaliação da Base de remuneração, de 0,05%, e p) Diferença de receita da suprida Santa Maria, de 0,25%.

32. A receita do período de referência (RA0) , base do cálculo deste reajuste, já contabiliza a receita recebida pelo subsídio à tarifa dos consumidores de baixa renda, no valor de R$ 22.145.361,47 . Também incorpora o ajuste econômico relativo à manutenção das alíquotas no sistema cumulativo da tarifa de suprimento de FURNAS, resultado da aplicação da Lei n˚ 11.196. de 21 de novembro de 2005.

V.1 ENCARGOS SETORIAIS 33. Em cumprimento às disposições contidas na Lei n0 8.631, de 4 de março de 1993, alteradas pela Lei n˚ 10.848, de 15 de março de 2004 que trata do inadimplemento com relação aos encargos setoriais, foi solicitada à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF a situação de adimplência da ESCELSA, em relação ao recolhimento das parcelas mensais das quotas anuais da Reserva Global de Reversão e da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC.

34. Os encargos da parcela A em DRP seguem a seguinte conformação:

Em DRP Legislação VALOR - R$

RGR Memorando nº 363/2006 - SFF/ANEEL 13.232.978 RGR-ajuste Memorando nº 363/2006 - SFF/ANEEL (938.277) CCC REN nº 208, de 31/01/2006 99.166.521 CDE REH nº 217, de 6/4/2006 60.739.242ESS REN nº 173, de 28/11/2005 4.723.765PROINFA REH nº 250, de 28/11/2006 8.293.556ONS Resolução Autorizativa n° 394, de 22/12/2005 96.526TFSEE NT nº 199/2006 - SRE/ANEEL, de 10/7/2006 2.834.497 P&D Conforme Resolução n° 166 / 2005 11.700.370 TOTAL - DRP 199.849.178

V.2 ENCARGOS DE TRANSMISSÃO

35. A tarifa considerada para o ponto de fronteira “Viana” em 2005 apresentava inconsistência na memória de cálculo devido à não proporcionalidade entre a receita anual considerada e os montantes totais considerados resultando em uma tarifa de R$ 22,446 /kW.mês conforme consta da Resolução


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nº 150, de 30 de junho de 2006. A SRT através do Memorando nº 192/2006 – SRT/ANEEL, indicou a tarifa recalculada para o ponto de “Viana” no valor de R$ 3,188 /Kw.mês e que foi usada para o cálculo da despesa do respectivo ponto de fronteira na Data de Referência Anterior. Os ajustes financeiros – Compensação de Variação de Itens da Parcela A da Rede Básica e Parcela de Ajuste de Fronteira - referentes às despesas efetivamente realizadas não foram alteradas.

36. Para a Data de Referência em Processamento – DRP, a despesa de Rede Básica foi obtida considerando os montantes totais e as tarifas nodais e de fronteira Homologadas pela Resolução nº 354, de 27 de junho de 2006. Para a Data de Referência Anterior os montantes dos contratos iniciais foram segregados dos montantes excedentes e valorados pela tarifa selo Homologada pela Resolução nº 150, de 30 de junho de 2005.

37. O resumo das despesas de Rede Básica na Data de Referência Anterior – DRA – e na Data de Referência em Processamento – DRP, se encontra no quadro resumitivo a seguir:

C O N T R A T O S D E S P E S A M U S T - M W T A R I F A M É D I A - R $ /M WC O N T R . IN IC IA IS - S E L O 1 3 . 0 7 8 . 0 4 7C O N T R . F C I - N O D A L 8 7 . 8 9 8 . 8 1 3R E D E B Á S IC A F R O N T E IR A 1 8 . 8 7 8 . 3 4 3R E D E B Á S IC A - IT A IP U 6 . 3 6 3 . 1 7 9T O T A L 1 2 6 . 2 1 8 . 3 8 1 1 5 . 9 8 0 , 0 0 7 . 8 9 8 , 5 2C O N E X Ã O - D R A 3 . 0 1 4 . 0 0 5

C O N T R A T O S D E S P E S A M U S T - M W T A R I F A M É D I A - R $ /M WC O N T R . IN IC IA IS - S E L O 0C O N T R . F C I - N O D A L 9 4 . 9 6 0 . 3 4 0R E D E B Á S IC A F R O N T E IR A 2 4 . 2 4 0 . 7 7 3R E D E B Á S IC A - IT A IP U 6 . 9 7 4 . 5 3 8T O T A L 1 2 6 . 1 7 5 . 6 5 1 1 5 . 9 8 0 , 0 0 7 . 8 9 5 , 8 5C O N E X Ã O - D R P 5 . 5 1 4 . 3 4 0 , 8 1

R E D E B Á S I C A - D R A - E S C E L S A

R E D E B Á S I C A - D R P - E S C E L S A

38. O encargo correspondente a Pesquisa e Desenvolvimento – P&D – foi calculado de acordo com as novas diretrizes estabelecidas no parágrafo 11 do art.12 da Resolução ANEEL n˚ 166, de 10 de outubro de 2005, e Resolução n˚ 185, de 21 de maio de 2001 as quais estabelecem a retirada da base de cálculo os encargos: Conta de Consumo de Combustíveis – CCC; Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia – PROINFA; Reserva Global de Reversão – RGR e a receita de suprimento e o próprio P&D. Também foi considerado na base de cálculo, os componentes financeiros, que de acordo com a Resolução n˚ 185, de maio de 2001, compõem a Receita Operacional Líquida.

39. O PROINFA e o Encargo de Serviços de Sistema – ESS, passaram a ser incorporados ao cálculo econômico das concessionárias a partir de janeiro de 2006.


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40. Em 20 de julho de 2006, a SFF encaminhou o Memorando n˚ 363/2006-SFF/ANEEL (anexo ao Processo), onde aquela Superintendência considera a ESCELSA adimplente com as obrigações intra-setoriais conforme art. 10 da Lei n˚ 8631, de 04 de março de 1993, alterado pelo art. 7˚ da Lei n˚ 10.848, de 15 de março de 2004.

V.3 FATOR X 41. No cálculo da parcela “B” foi, utilizado o índice de atualização de 0,625% composto do IGP-M acumulado de 1,385% e fator X de 0,760%. O fator X é composto das seguintes parcelas: Xa = -1,1373%, Xc = 0,5890%, Xe = 1,2619%.

V.4 ENERGIA COMPRADA

42. O contrato inicial da ESCELSA com FURNAS foI encerrado em 31 de janeiro de 2005 conforme determina o art. 10, da Lei n˚ 9648, de 27 de maio de 1998.

43. Para a apuração do Balanço Energético, foi considerado o percentual de perdas regulatórias definido na Revisão Tarifária Periódica de 2004, com o cálculo do impacto da saída de consumidores para o mercado livre, inclusive aqueles referentes ao período 2003-2004 conforme parágrafo nº 19 acima. O quadro abaixo resume o cálculo das perdas consideradas:

Data d a Rev isão 07/08/04P erd as % so b re

a E n erg ia Req u erid a

c o n su m o c o n s id e ra d o n a

re v is ã o

P erd a T écn ica (% ) = > P T _M Wh / ven d as_cativo _ liv re 7 ,8 4 0 0 % 1 0 ,1 0 % ag o -04 a ju l -05 2 0 6 .4 8 0 P erd a C o m ercia l (% ) = > P C _M Wh / ven d as_cativo 4 ,0 6 0 0 % 4 ,8 6 % ag o -05 a ju l -06 9 5 4 .2 3 6 P erd a R ed e B ásica (% ) 2 ,6 7 0 0 % 2 ,6 0 % ag o -06 a ju l -07

M e rc a d o d e C o n s u m id o r L iv re (M W h ) 2 .8 3 6 .1 4 6 ag o -07 a ju l -08

M e rc a d o d e Ve n d a (M W h ) (c a tiv o + s u p r im e n to ) 5 .0 4 2 .1 6 3 ag o -08 a ju l -09

ag o -09 ju l -10

T a r i fa C C C d o S I N R$ /M Wh C CC S IN (R$) -

T a r i fa C C C d o S i s te m a Is o l a d o R$ /M Wh C C C S is te m a Is o la -

Resu ltad o O b tid o - P erd as E létricas P e rd a s C o m e rc ia is ad ic io n a is

E n erg ia Req u erid a 6 .116.067,84 8 .383,09 P E R DA S (M Wh ) 38 .742,00 T écn icas n a D 617.659,43 45 .356,20 Co m erciais 297.193,10 - Red e B ásica d as P erd as d a D 24.426,56 - Red e B ásica d o co n su m o cativo 134.625,75 - P erd as T o tais 1 .073.904,84 92 .481,29

C o n su m o (M Wh ) n a R evisão d o s cativo s q u e m ig raram p ara L IV R E S

P erío d o d a m ig ra ç ã o

E n tra d a d e D a d o s p a ra c á lc u lo d o s c u s to s c o m C C C R e s u lta d o O b tid o - C C C

E n tra d a d e D a d o s


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O balanço energético utilizado neste reajuste está demonstrado no quadro abaixo:

P R O I N F A - M W h 6 . 4 1 8 ( 1 )

C o m p r a s - C o n t r a t o s I n i c i a i s - M W h 1 . 0 4 5 . 6 4 6 ( 2 )F U R N A S - I N I C I A L 5 7 1 . 3 0 8C E S A - I N I C I A L 1 6 . 3 0 8E N E R T R A D E I I 3 5 2 . 8 4 3E N E R G E S T 1 0 5 . 1 8 8C o m p r a s - C o n t r a t o s B i l a t e r a i s - M W h 5 . 3 7 5 . 4 5 8 ( 3 )I T A I P U 1 . 7 7 2 . 1 5 4C E S A - D I S T R I B U Í D A 1 3 9 . 5 1 7C E S A - V I Ç O S A 2 4 . 5 3 1E N E R T R A D E I 4 3 4 . 7 0 0E N E R P E I X E 1 8 0 . 4 8 8C C E A R - 2 0 0 5 1 . 8 2 9 . 1 3 1C C E A R - 2 0 0 6 8 2 6 . 4 5 2C U R T O P R A Z O 1 6 8 . 4 8 4E n e r g i a D i s p o n í v e l - M W h ( C O N T R A T O S ) 6 . 4 2 7 . 5 2 2 ( 4 ) = ( 1 ) + ( 2 ) + ( 3 )

F o r n e c i m e n t o - M W h 4 . 7 1 9 . 1 3 4 ( 5 )

S u p r i m e n t o - M W h 3 2 3 . 0 2 9 ( 6 )

T o t a i s d e V e n d a s - M W h ( M E R C A D O ) 5 . 0 4 2 . 1 6 3 ( 7 ) = ( 5 ) + ( 6 )

P e r d a s R e g u l a t ó r i a s ( R E V I S Ã O ) 1 7 , 5 6 % ( 8 )

P e r d a s R e g u l a t ó r i a s - M W h ( P E R D A S ) 1 . 0 7 3 . 9 0 5 ( 9 ) = ( 8 ) * ( 7 )

E n e r g i a R e q u e r i d a - M W h ( R E Q U E R I D A ) 6 . 1 1 6 . 0 6 8 ( 1 0 ) = ( 7 ) + ( 9 )

D i s p o n i b i l i d a d e L í q u i d a ( S O B R A S ) 3 1 1 . 4 5 4 ( 1 1 ) = ( 4 ) - ( 1 0 )

B A L A N Ç O E N E R G É T I C O P A R A D E F I N I Ç Ã O D E S O B R A S F Í S I C A S N O I R T

T o t a l

44. A despesa de energia comprada na Data de Referência Anterior – DRA foi calculada considerando a tarifa média de energia adotada na DRP do reajuste de 2005 já com a correção na tarifa de suprimento de FURNAS devido à manutenção das alíquotas no sistema cumulativo conforme disposição da Lei n˚ 11.196, de 21 de novembro de 2005. Para DRP de 2006 a utilizou-se a tarifa dos respectivos contratos já ajustados conforme estão discriminados no quadro resumitivo abaixo:

1 ) C O N T R A T O S - V E N D E D O R A S T a r i f a M é d i aF U R N A S - I N I C I A L 5 7 1 . 3 0 8 6 9 , 3 5 3 9 . 6 1 9 . 8 9 5 , 8 7C E S A - I N I C I A L 1 6 . 3 0 8 6 9 , 3 5 1 . 1 3 0 . 9 5 1 , 3 2E N E R T R A D E I I 3 5 2 . 8 4 3 6 9 , 3 5 2 4 . 4 6 9 . 4 4 2 , 3 3E N E R G E S T 1 0 5 . 1 8 8 6 9 , 3 5 7 . 2 9 4 . 7 0 8 , 2 8I T A I P U 1 . 7 7 2 . 1 5 4 6 9 , 3 5 1 2 2 . 8 9 7 . 9 7 8 , 7 8C E S A - D I S T R I B U Í D A 1 3 9 . 5 1 7 6 9 , 3 5 9 . 6 7 5 . 4 3 6 , 0 0C E S A - V I Ç O S A 2 4 . 5 3 1 6 9 , 3 5 1 . 7 0 1 . 1 9 8 , 0 6E N E R T R A D E I 4 3 4 . 7 0 0 6 9 , 3 5 3 0 . 1 4 6 . 2 2 1 , 2 0E N E R P E I X E 1 8 0 . 4 8 8 6 9 , 3 5 1 2 . 5 1 6 . 7 6 8 , 5 3C C E A R - 2 0 0 5C C E A R - 2 0 0 6C U R T O P R A Z O 1 6 8 . 4 8 4 6 9 , 3 5 1 1 . 6 8 4 . 2 7 0 , 6 6P R O I N F A 6 . 4 1 8 0 , 0 0 0 , 0 0

0 , 0 0 0 , 0 0T O T A L 6 . 1 1 6 . 0 6 8 4 2 3 . 7 0 0 . 9 9 0 , 5 8E n e r g i a R e q u e r i d a 6 . 1 1 6 . 0 6 8D i f e r e n ç a - s o b r a s - M W h 3 1 1 . 4 5 4F a t o r K s o b r e C C E A R 1 1 , 7 3 %

1 ) C O N T R A T O S - V E N D E D O R A S T a r i f aI T A I P U 1 . 7 6 8 . 5 3 0 8 4 , 2 6 1 4 9 . 0 1 7 . 0 1 8 , 7 0 C E S A - V I Ç O S A 2 4 . 5 2 8 1 3 8 , 7 2 3 . 4 0 2 . 5 2 4 , 1 6 C E S A - S Ã O J O Ã O 7 4 . 7 0 7 6 6 , 4 4 4 . 9 6 3 . 5 0 1 , 1 9 C E S A - D I S T R I B U Í D A 1 5 5 . 2 2 7 7 3 , 9 6 1 1 . 4 8 0 . 8 0 8 , 7 6 E N E R T R A D E I 4 2 0 . 8 1 2 8 9 , 5 7 3 7 . 6 9 3 . 6 9 8 , 0 0 E N E R P E I X E 4 5 6 . 9 2 3 1 2 5 , 5 1 5 7 . 3 4 8 . 4 3 4 , 5 0 C C E A R 2 0 0 5 / M C S D 2 0 0 5C C E A R 2 0 0 6C C E A R 2 0 0 7P R O I N F A 1 3 8 . 8 4 8 T a r m é d s / P R O I N F AT O T A L 6 . 1 1 6 . 0 6 8 7 8 , 3 5 4 6 8 . 3 1 0 . 1 9 5 , 2 6

E S C E L S A - D R A

M W h R $ / M W h - 2 0 0 5 D R A - R $

3 . 0 7 6 . 4 9 3

2 . 3 4 4 . 1 2 9

6 6 , 4 4 2 0 4 . 4 0 4 . 2 0 9 , 9 6

E S C E L S A - D R P

M W h R $ / M W h - 2 0 0 6 D R P - R $

6 9 , 3 5 1 6 2 . 5 6 4 . 1 1 9 , 5 4


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45. O contrato da ENERTRADE com ESCELSA, constante do Processo n° 48500.005990/02-58, encontra-se em ação judicial. Foi aplicada a tarifa validada no reajuste anterior, acertada em reunião da SRE com a Procuradoria em 2005, atualizada pelo IGP-M resultando em R$ 89,57 /MWh.

46. Devido ao fato da usina de São João estar em construção, foi usado o preço do mix de energia de leilão em DRP sendo a concessionária compensada futuramente pela CVA de energia caso ela entre em operação na data programada de janeiro de 2007.

47. O montante de energia relativo à quota do PROINFA para esta concessionária foi considerado no cálculo do balanço energético. A despesa com o PROINFA foi considerada na composição da parcela de encargos setoriais, em DRP. V.5 SUPRIMENTO PARA SANTA MARIA 48. O parágrafo único do art. 51 do Decreto n° 4.541, de 23 de dezembro de 2002 determina que na definição do valor das tarifas para os contratos de uso dos sistemas de distribuição, para as concessionárias de distribuição do Sistema Interligado Nacional – SIN com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, serão consideradas as parcelas apropriadas dos custos de transporte e das perdas de energia elétrica, bem como os encargos de conexão e os encargos setoriais, conforme regulamentação existente, admitida uma redução, quando necessária, em relação às tarifas de distribuição.

49. Dessa forma, no cálculo do valor da TUSD da ESCELSA para a SANTA MARIA foram considerados apenas os custos relativos à TUSD FIO-A da ESCELSA, fazendo que as TUSDs para os consumidores da ESCELSA e da SANTA MARIA sejam diferenciadas apenas com relação ao valor da parcela “B” de cada concessionária, corrigindo a distorção provocada pela forma de acesso da SANTA MARIA ao SIN. Essa medida tem como objetivo dar tratamento isonômico na contratação do transporte de energia entre as concessionárias de distribuição que acessam a Rede Básica de Transmissão e aquelas que se conectam no SIN através da rede de distribuição de outra distribuidora

50. Com esse procedimento, o valor da despesa com o Uso do Sistema de Distribuição - CUSD e de Compra de energia da SANTA MARIA, usados no cálculo do índice de reajuste das tarifas de fornecimento da suprida, sofreu alteração resultando em um ajuste financeiro atualizado de fevereiro de 2006 a julho de 2006 de R$ 3.245.469,15, compondo o índice médio de reajuste da ESCELSA. V. 6 CVAs

51. Mediante o art. 50 das Resoluções ANEEL nos 491, 492, 493, 494 e 495, todas datadas de 20 de novembro de 2001, e a Resolução ANEEL n˚ 89, de 18 de fevereiro de 2002, a ESCELSA encaminhou os saldos das CVA’s, utilizados no pleito da concessionária, no valor total de R$ 99.880.146,00.

52. A SFF, através do Memorando n˚ 363/2006-SFF/ANEEL, de 20 de julho de 2006, validou o montante total da CVA em processamento para o 300 dia em R$ 74.677.172,11


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53. O valor da CVA da compra energia do 300 dia encaminhado pela SFF, de R$ 8.580.250,88 foi submetido a avaliação da SRE, a qual procedeu, sobre as diferenças financeiras informadas pela SFF dos contratos de leilão, ao abatimento da sobra de energia do balanço energético no montante de 311.454 MWh, resultando no valor ajustado pela SELIC para a CVAenerg do 30˚ dia, de R$ 16.474.773,47 SALDO DA CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO – CVA, ATÉ O 300 DIA ANTERIOR À DATA DO REAJUSTE TARIFÁRIO.

CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO R$ Conta de Consumo de Combustíveis – CVA CCC R$ 11.755.254,82 Custo de Energia Elétrica – CVA energ – deduzida a sobra R$ 16.474.773,47 Conta de Desenvolvimento Econômico – CVA CDE R$ 7.057.421,61 Proinfa – CVApro R$ 5.078.736,30 Rede Básica - CVArb R$ 38.372.186,57 Transporte de Itaipu - CVAti R$ 174.076,53 Encargos de Serviços - CVAess R$ 3.659.245,40 CVA até o 300 dia anterior - total R$ 82.571.694,70

54. Conforme art. 40 das Resoluções ANEEL n0s 491, 492, 493, 494 e 495, todas datadas de 20 de novembro de 2001, e a Resolução ANEEL n0 89, de 18 de fevereiro de 2002, o saldo apresentado pela SFF já ajustado foi remunerado pela taxa de juros SELIC, até o quinto dia útil anterior ao reajuste tarifário, e alcançou o montante de . SALDO DA CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO – CVA, ATÉ O 50 DIA ÚTIL ANTERIOR AO REAJUSTE TARIFÁRIO.

CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO R$ Conta de Consumo de Combustíveis – CVA CCC R$ 11.861.242,73 Custo de Energia Elétrica – CVA energ R$ 16.623.313,58 Conta de Desenvolvimento Econômico – CVA CDE R$ 7.121.052,85 Proinfa – CVApro R$ 5.124.527,28 Rede Básica - CVArb R$ 38.718.158,46 Transporte de Itaipu - CVAti R$ 175.646,04 Encargos de Serviços - CVAess R$ 3.692.237,94 CVA até o 50 dia anterior R$ 83.316.178,87

55. Em conformidade com os artigos 20 e 30, da Portaria Interministerial n0 25, de 24 de janeiro de 2002, e os § 10 e § 20, do art. 60, bem como, o art. 90 da Resolução ANEEL n0 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA’s, atualizados até o quinto dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual e a aplicação da menor taxa de juros projetada para o período de 12 meses, subseqüentes à data do reajuste tarifário, entre a taxa SELIC média diária apurada pelo Banco Central do Brasil e a taxa média dos depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros


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– BM&F, determinou o montante final de R$ 89.646.715,81 . Este valor representa um impacto percentual de 6,957% no índice de reajuste tarifário da empresa, conforme demonstrado a seguir (a menor taxa projetada foi a BM&F):

CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VARIAÇÃO R$ Energia Elétrica – CVA energ 17.886.387,59 1,388%Conta de Consumo de Combustíveis – CVA CCC 12.762.484,67 0,990%Rede Básica - CVArb 41.660.044,85 3,233%Transporte de Itaipu - CVAti 188.991,99 0,015%Conta de Desenvolvimento Econômico – CVA CDE 7.662.125,28 0,595%Proinfa – CVApro 5.513.899,54 0,428%Encargos de Serviços - CVAess 3.972.781,88 0,308%CVA 1 total R$ 89.646.715,81 6,957%

56. Para a CVA a compensar do ano anterior foi considerado o recálculo do valor total da CVA do 5º dia do reajuste de 2005 incorporando as alterações necessárias devido ao processo de desverticalização. Para tanto houve alteração na CVA referente à Compensação Financeira e da CVA energia com a incorporação da CVA de geração própria.

57. Conforme o § 30 do art. 60, bem como o art 90 da Resolução ANEEL n0 89, de 18 de fevereiro de 2002, a diferença entre o saldo das CVA’S considerado no reajuste anterior e o efetivamente realizado, levando em consideração as variações ocorridas devido às alterações resultante do processo de desverticalização em 2005 bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa de juros SELIC verificada, foi de R$ 11.078.939,32 , o que representa na composição do reajuste tarifário da empresa 0,86%, percentual esse adicionado à CVA da empresa. O quadro abaixo demonstra o valor calculado.

23.662.439,19 Até o 5° dia útil anterior - Calculada no IRT anterior

Receita Cativo Receita Cativo CVA Saldo CVA SaldoCom FINANCEIROS Sem Financeiros Atualizado a Compensar

1,01658000 ago/05 84.082.126,85 78.809.754,29 1.292.731,64 24.054.762,43 22.762.030,79 1,01503136 set/05 91.285.822,72 85.561.742,17 1.407.975,14 23.104.175,07 21.696.199,93 1,01407164 out/05 90.950.377,67 85.247.331,21 1.402.807,81 22.001.501,04 20.598.693,24 1,01381041 nov/05 94.078.684,12 88.179.477,10 1.450.385,09 20.883.169,64 19.432.784,55 1,01473572 dez/05 74.601.417,10 69.923.532,76 1.155.604,24 19.719.140,62 18.563.536,38 1,01429317 jan/06 83.853.331,71 78.595.305,75 1.295.487,86 18.828.868,16 17.533.380,30 1,01145063 fev/06 84.466.518,31 79.170.042,47 1.305.245,32 17.734.148,55 16.428.903,24 1,01422302 mar/06 86.166.189,16 80.763.135,40 1.329.609,32 16.662.571,86 15.332.962,54 1,01077878 abr/06 82.066.996,69 76.920.982,93 1.268.901,26 15.498.233,17 14.229.331,90 1,01281366 mai/06 78.230.179,71 73.324.753,69 1.210.975,91 14.411.661,73 13.200.685,82 1,01184394 jun/06 78.230.179,71 73.324.753,69 1.210.975,91 13.357.033,95 12.146.058,04 1,01184394 jul/06 78.230.179,71 73.324.753,69 1.210.975,91 12.289.915,22 11.078.939,32

1.006.242.003,46 943.145.565,15 15.541.675,40

Selic Efetiva* Mês/Ano CVA recebida cativo+livre

Valor em R$ da CVA 5° dia Ut


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58. O valor da CVA do saldo a compensar foi calculado levando em consideração o saldo dos consumidores livres e cativos separadamente, usando suas receitas correspondentes. 59. A concessionária recebeu a 2ª e última parcela da CVA diferida no reajuste de 2005. Neste ajuste está sendo considerado um saldo para a CVA diferida de R$ 13.085.287,84 correspondente à diferença entre o valor projetado e o valor efetivo da SELIC mais o mercado. V.7 PIS/PASEP DA SUPRIDORA FURNAS

60. A tarifa de suprimento de FURNAS usada para despesa de energia em DRA da ESCELSA foi alterada para dar efetividade às disposições da Lei 11.196, de 21 de novembro de 2005, que alterou as alíquotas de PIS/PASEP e COFINS. Essa alteração resultou no passivo de FURNAS com a ESCELSA no valor de R$ 823.266,09 já reajustado e que está sendo devolvido pela geradora à concessionária. 61. O passivo regulatório de PIS/PASEP referente as alterações devido às disposições das leis citadas no parágrafo anterior e estabelecido na Resolução Homologatória nº 162, de 1 de agosto de 2005, de R$ 3.128.093,57 foi recalculado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF resultando no novo valor de R$ 457.279,96. O passivo devido ao ajuste dos novos valores devidos à FURNAS, já reajustados a valores de julho de 2006 resulta em R$ 2.670.813,61

62. O valor total a ser devolvido pela geradora FURNAS à ESCELSA referentes ao efeito econômico e financeiro do retorno ao sistema cumulativo para as tarifas de fornecimento, já ajustados, é de R$ 3.521.543,75.

V.8 SALDO DE PIS/PSEP – COFINS DA DISTRIBUIDORA

63. Referente ao período de dezembro de 2002 a julho 2005 houve um saldo positivo de 43.136.361,09 nominais, relacionado à mudança de alíquotas do PIS/PASEP e da COFINS, conforme Memorando nº 346/2006 – SFF/ANEEL, sendo R$ 9.563.608,34 referente a PIS/PASEP e R$ 32.121.056,77 referente a COFINS, os quais atualizados pelo IGP-M e retirada a parcela devidamente ajustada que foi recebida no reajuste de 2005 resultou no valor total para o PIS/PASEP e COFINS de R$ 20.483.509,74

V.9 SUBSÍDIO DA RESOLUÇÃO Nº 77

64. Foi considerado o subsídio referente à aplicação da Resolução nº 77, de 18 de agosto de 2004, no valor de R$ 398.554,00 correspondente ao período de agosto de 2005 a julho de 2006.

V.9 DESPESA DE LEILÕES e AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO – BRR.

65. Foram considerados os passivos financeiros de R$ 627.236,00 e de R$ 221.669,00 referentes às despesas para avaliação da base de remuneração e rateio dos custos de realização de leilão, respectivamente, em caráter provisório até a realização da devida fiscalização.


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V.10 SOBRECONTRATAÇÃO DE ENERGIA 66. O art. 38 do Decreto nº 5.163/04, determina que no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica de que tratam os seus arts. 36 e 37 às tarifas dos consumidores finais, a ANEEL deverá considerar até cento e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento do agente de distribuição. Tendo em vista que a definição dos critérios para o repasse desse custo de sobrecontratação de energia é objeto da Audiência Pública 002/2006, instituída em 22 de fevereiro de 2006 e ainda em andamento, a SRE está considerando no cálculo do reajuste tarifário da ESCELSA o valor provisório de R$ 4.271.036,16 , calculado com base nos dados do ano civil de 2005 e na metodologia proposta na Nota Técnica nº 151/2006-SRE/ANEEL. Esse valor inclui um adiantamento de repasse de sobrecontratação referente ao próximo período. 67. Também foi considerado o valor de R$ 250.256,00 referente à exposição à diferença de preços entre submercados conforme determina o parágrafo 2º do art. 28 do Decreto nº 5163,de 30 de julho de 2004, onde determina: “ As regras de comercialização deverão prever mecanismos específicos para o rateio dos riscos financeiros eventualmente impostos aos agentes de distribuição que celebrarem contratos na modalidade referida no inciso I do caput, decorrentes de diferenças de preços entre submercados”. V.11 COMPARATIVO 68. Cabe salientar que foram considerados na “Parcela A” os novos custos não gerenciáveis relativos às quotas de custeio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) em conformidade com a legislação pertinente. O impacto da inclusão desse encargo, bem como da variação da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC fixada para o ano de 2006, foi de 2,67%. Assim, sem o efeito desses itens o reajuste tarifário seria de 14,00%. 69. Foi considerado no reajuste o valor de R$ 627.236,00 referente às despesas de avaliação da Base de Remuneração relativa à Revisão Tarifária de 2004 em caráter provisório até que seja realizada a devida fiscalização.

70. Foi considerado neste reajuste a parcela de ajuste de fronteira de Rede Básica não recebida no reajuste anterior. Esta parcela já devidamente atualizada pelo IGP-M resulta no valor de R$ 586.163,00 e que representa 0,05% do reajuste total. 71. As diferenças verificadas entre os valores adotados pela concessionária e os adotados pela ANEEL se apresentam de forma resumida no quadro abaixo a seguir:


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I TE M A N E E L E M P R E S A M O TI V O

IG P -M - fa to r X 0 , 6 2 % 0 , 7 0 %

E n c a rg o sR G R 1 2 . 2 9 4 .7 0 1 1 6 . 0 6 7 .4 7 9 V a lo r va lid a d o p e la S R E

P & D 1 1 .7 0 0 . 3 7 0 1 0 . 3 5 6 .4 3 6 M e to d o lo g ia d a R e s o lu ç ã o 1 6 6

C o m p ra s d e E n e rg i a 4 6 8 .3 1 0 . 1 9 5 4 8 0 .6 6 8 . 7 6 8 En e r g ia r e q u e r id a va lid a d a p e la S R E

E n c a rg o s d e tra n sm i ssã o 1 4 1 .2 8 0 . 2 3 0 1 3 8 .8 4 8 . 1 9 5 V a lo r va lid a d o p e la S R T

P a rc e la B 4 7 9 .0 7 1 . 2 6 0 4 7 6 .7 5 5 . 8 2 7 V a lo r va lid a d o p e la S R EIR T E c o n o m ic o 8 , 2 3 % 8 , 3 8 %

S u b s íd io Re s o lu ç ã o n . 7 7 3 9 7 . 5 5 8 1 .3 3 0 . 9 3 5 V a lo r va lid a d o p e la S R E

Pa r c e la d e A ju s te d e Fr o n te ir a RB 2 0 0 6 (2 9 . 4 9 5 .6 0 3 ) - V a lo r va lid a d o p e la S R T

Pa s s iv o d e PIS /CO FINS d a Co n e x ã o 4 2 . 3 8 2 - V a lo r va lid a d o p e la S R T

Pa s s iv o d e PIS /CO FINS D is tr ib u id o r a 2 0 .4 8 3 . 5 1 0 2 7 .7 0 0 . 4 8 6 V a lo r va lid a d o p e la S FF

Ex p o s iç ã o d if . Pr e ç o s e n tr e s u b m e r c a d o s 2 5 0 . 2 5 6 - V a lo r va lid a d o p e la S R E

S o b r e c o n tr a ta ç ã o De c .5 1 6 3 4 .2 7 1 . 0 3 6 2 . 1 6 5 .6 3 8 V a lo r va lid a d o p e la S R E

Pa s s iv o f in . a ju s te e c o n ô m ic o IR T 2 0 0 5 (5 . 9 0 5 .6 8 0 ) 1 . 8 9 5 .5 0 2 V a lo r va lid a d o p e la S R E

De s p e s a s - le ilõ e s 2 2 1 . 6 6 9 2 2 1 . 6 6 9 V a lo r va lid a d o p e la S R E

Pa s s iv o PIS /PA S EP FU RNA S 1 9 9 . 8 7 5 2 .8 9 1 . 3 4 5 ,0 9 V a lo r va lid a d o p e la S FF

Pa s s iv o Pa r c a ju s te f r o n te ir a RB 2 0 0 5 5 8 4 . 6 9 8 5 8 1 . 9 2 0 ,7 3 V a lo r va lid a d o p e la S R E

A v a lia ç ã o d a B a s e d e R e m u n e r a ç ã o 6 2 7 . 2 3 6 6 2 7 . 2 3 6 ,2 6 V a lo r va lid a d o p e la S R E

Dif . r e c e ita s u p r im e n to S a n ta M a r ia 3 .2 4 5 . 4 6 9 - V a lo r va lid a d o p e la S R E

CV A TO TA L 1 1 3 .8 1 0 . 9 4 3 9 9 .8 8 0 . 1 4 6 V a lo r va lid a d o S FF / S R EFIN A N C EIR O T O T A L 1 0 8 .7 3 3 . 3 4 9 1 3 7 .2 9 4 . 8 7 8

D if e re n ç a s v e rif ic a d a s n o Í n d ic e d e R e a ju s t e T a rif á r io - I R T - R $

P A R C E L A " A "

V.12 PERCENTUAIS DOS ITENS DA RECEITA EM DRP

I T E N S - P A R C E L A A P A R T I C I P A Ç Ã O N O I R T %

R E L A Ç Ã O 2 0 0 6 / 2 0 0 5 %

P A R T I C . N A R E C E I T A %

R G R - 0 , 0 3 % - 2 , 9 0 % 0 , 9 5 %P R O I N F A 0 , 7 0 % 0 , 0 0 % 0 , 6 4 %C C C 1 , 9 7 % 3 1 , 0 4 % 7 , 7 0 %C D E 1 , 0 4 % 2 5 , 6 3 % 4 , 7 1 %E S S 0 , 4 0 % 0 , 0 0 % 0 , 3 7 %O N S 0 , 0 0 % - 3 , 0 2 % 0 , 0 1 %P & D 0 , 0 2 % 2 , 1 8 % 0 , 9 1 %T F S E E 0 , 0 3 % 1 4 , 0 7 % 0 , 2 2 %E N C A R G O S S E T O R I A I S 4 , 1 3 % 3 2 , 6 4 % 1 5 , 5 1 %E N E R G I A C O M P R A D A P A R A R E V E N D A 3 , 4 6 % 1 0 , 5 3 % 3 6 , 3 5 %E N C A R G O S D E T R A N S M I S S Ã O 0 , 1 0 % 0 , 8 7 % 1 0 , 9 6 %V P A - D R P - T O T A L I T E N S N Ã O G E R E N C I Á V E I S 7 , 9 8 % 1 3 , 3 0 % 6 2 , 8 2 %V P B - D R P - T O T A L I T E N S G E R E N C I Á V E I S 0 , 2 5 % 0 , 6 2 % 3 7 , 1 8 %

Í N D I C E E C O N Ô M I C O 8 , 2 3 %

S u b s í d i o R e s o l u ç ã o n . 7 7 0 , 0 3 1 %P a r c e l a d e A j u s t e d e F r o n te i r a R B 2 0 0 6 - 2 , 2 8 9 %P a s s i v o d e P IS /P A S E P e C O F I N S d a C o n e x ã o 0 , 0 0 3 %P a s s i v o d e P IS /C O F IN S D i s t r i b u i d o r a 1 , 5 9 0 %E x p o s i ç ã o d i f . P r e ç o s e n t r e s u b m e r c a d o s 0 , 0 1 9 %S o b r e c o n t r a ta ç ã o D e c . 5 1 6 3 0 , 3 3 1 %P a s s i v o f i n . a j u s te e c o n ô m i c o I R T 2 0 0 5 - 0 , 4 5 8 %D e s p e s a s - l e i l õ e s 0 , 0 1 7 %P a s s i v o P I S / P A S E P F U R N A S 0 , 0 1 6 %P a s s i v o P a r c a j u s t e f r o n t e i r a R B 2 0 0 5 0 , 0 4 5 %A v a l i a ç ã o d a B a s e d e R e m u n e r a ç ã o 0 , 0 4 9 %D i fe r e n ç a R e c e i ta r e f s u p r i d a S a n ta M a r i a 0 , 2 5 2 %C V A t o t a l 8 , 8 3 3 %ÍN D I C E F IN A N C E IR O 8 , 4 4 %

1 6 , 6 7 %R E A J U S T E T O T A L

E M P R E S A - E S C E L S A

P A R T IC IP A Ç Ã O N O IR T - A N E X O I


16

72. Segue quadro resumitivo dos itens considerados no reajuste tarifário da ESCELSA para a data de 7 de agosto 2006.

P A R C E L A A - 0 R $R G R 1 3 . 6 2 8 . 5 5 1 R G R - A j u s t e ( 1 . 0 1 5 . 8 6 9 ) C C C 7 5 . 6 7 8 . 2 7 2 C D E 4 8 . 3 4 7 . 6 2 8 T F S E E 2 . 4 8 4 . 8 8 6 O N S 9 9 . 5 2 7 P & D 1 1 . 4 5 0 . 7 5 3 E N C A R G O S I N T R A - S E T O R I A I S 1 5 0 . 6 7 3 . 7 4 9 F U R N A S - I N I C I A L 3 9 . 6 1 9 . 8 9 6 C E S A - I N I C I A L 1 . 1 3 0 . 9 5 1 E N E R T R A D E I I 2 4 . 4 6 9 . 4 4 2 E N E R G E S T 7 . 2 9 4 . 7 0 8 I T A I P U 1 2 2 . 8 9 7 . 9 7 9 C E S A - D I S T R I B U Í D A 9 . 6 7 5 . 4 3 6 C E S A - V I Ç O S A 1 . 7 0 1 . 1 9 8 E N E R T R A D E I 3 0 . 1 4 6 . 2 2 1 E N E R P E I X E 1 2 . 5 1 6 . 7 6 9 C C E A R - 2 0 0 5C C E A R - 2 0 0 6C U R T O P R A Z O 1 1 . 6 8 4 . 2 7 1

-

E N . C O M P R A D A P / R E V . 4 2 3 . 7 0 0 . 9 9 1 R e d e B á s i c a - C I 1 3 . 0 7 8 . 0 4 7 R e d e B á s i c a - F C I - N o d a l 8 7 . 8 9 8 . 8 1 3 R e d e B á s i c a - F r o n t e i r a 1 8 . 8 7 8 . 3 4 3 C u s t I t a i p u 6 . 3 6 3 . 1 7 9 T r a n s p o r t e I t a i p u 1 0 . 8 3 0 . 4 6 8 C O N E X Ã O 3 . 0 1 4 . 0 0 5

- E N C . T R A N S M I S S Ã O 1 4 0 . 0 6 2 . 8 5 4 B a i x a R e n d a 2 2 . 1 4 5 . 3 6 1 R a o 1 . 1 9 0 . 5 3 4 . 5 8 0 V P A o 7 1 4 . 4 3 7 . 5 9 4 V P B o 4 7 6 . 0 9 6 . 9 8 6

1 6 2 . 5 6 4 . 1 2 0

R G R 1 3 . 2 3 2 . 9 7 8 R G R - A j u s t e ( 9 3 8 . 2 7 7 ) C C C 9 9 . 1 6 6 . 5 2 1 C D E 6 0 . 7 3 9 . 2 4 2 E S S 4 . 7 2 3 . 7 6 5 P R O I N F A 8 . 2 9 3 . 5 5 6 T F S E E 2 . 8 3 4 . 4 9 7 O N S 9 6 . 5 2 6 P & D 1 1 . 7 0 0 . 3 7 0 E N C A R G O S I N T R A - S E T O R I A I S 1 9 9 . 8 4 9 . 1 7 8 I T A I P U 1 4 9 . 0 1 7 . 0 1 9 C E S A - V I Ç O S A 3 . 4 0 2 . 5 2 4 C E S A - S Ã O J O Ã O 4 . 9 6 3 . 5 0 1 C E S A - D I S T R I B U Í D A 1 1 . 4 8 0 . 8 0 9 E N E R T R A D E I 3 7 . 6 9 3 . 6 9 8 E N E R P E I X E 5 7 . 3 4 8 . 4 3 4

E N . C O M P R A D A P / R E V . 4 6 8 . 3 1 0 . 1 9 5 R e d e B á s i c a - C I - R e d e B á s i c a - F C I ( N o d a l ) 9 4 . 9 6 0 . 3 4 0 R e d e B á s i c a - F r o n t e i r a 2 4 . 2 4 0 . 7 7 3 C u s t I t a i p u 6 . 9 7 4 . 5 3 8 T r a n s p o r t e I t a i p u 9 . 5 9 0 . 2 3 8 C O N E X Ã O 5 . 5 1 4 . 3 4 1

- E N C . T R A N S M I S S Ã O 1 4 1 . 2 8 0 . 2 3 0

V P A 1 8 0 9 . 4 3 9 . 6 0 3 D e l t a P B V P B 1 = ( V P B o + D e l t a P B ) * ( I V I - X ) 4 7 9 . 0 7 1 . 2 6 0

I R T 1 , 0 8 2 3

R A 0 1 . 1 9 0 . 5 3 4 . 5 8 0 R A 1 1 . 2 8 8 . 5 1 0 . 8 6 3

P A R C E L A A - 1

C C E A R / M C S D 2 0 4 . 4 0 4 . 2 1 0


17

C V A - D I F E R I D A s a l d o t é r m i n o p e r í o d o 1 3 . 0 8 5 . 2 8 7 , 8 4

C V A - S a l d o A n t e r i o r 1 1 . 0 7 8 . 9 3 9 , 3 2

C V A e n e r 2 0 0 6 1 7 . 8 8 6 . 3 8 7 , 5 9 C V A C C C 1 2 . 7 6 2 . 4 8 4 , 6 7 C V A T R A N S P O R T E I T A I P U 1 8 8 . 9 9 1 , 9 9

C V A R E D E B A S I C A 4 1 . 6 6 0 . 0 4 4 , 8 5

C V A C F U R H -

C V A E S S 3 . 9 7 2 . 7 8 1 , 8 8

C V A C D E 7 . 6 6 2 . 1 2 5 , 2 8

C V A p r o i n f a 5 . 5 1 3 . 8 9 9 , 5 4

T o t a l d e C V A e m p r o c e s s a m e n t o 8 9 . 6 4 6 . 7 1 5 , 8 1

T o t a l d e C V A 1 1 3 . 8 1 0 . 9 4 2 , 9 6 S u b s í d i o R e s o l u ç ã o n . 7 7 3 9 7 . 5 5 8 , 2 1 P a r c e l a d e A j u s t e d e F r o n t e i r a R B 2 0 0 6 ( 2 9 . 4 9 5 . 6 0 3 , 4 1 ) P a s s i v o d e P I S / P A S E P e C O F I N S d a C o n e x ã o 4 2 . 3 8 2 , 1 0P a s s i v o d e P I S / C O F I N S D i s t r i b u i d o r a 2 0 . 4 8 3 . 5 0 9 , 7 4E x p o s i ç ã o d i f . P r e ç o s e n t r e s u b m e r c a d o s 2 5 0 . 2 5 5 , 8 5S o b r e c o n t r a t a ç ã o D e c . 5 1 6 3 4 . 2 7 1 . 0 3 6 , 1 6P a s s i v o f i n . a j u s t e e c o n ô m i c o IR T 2 0 0 5 ( 5 . 9 0 5 . 6 8 0 , 2 3 )D e s p e s a s - l e i l õ e s 2 2 1 . 6 6 9 , 0 0P a s s i v o P IS / P A S E P F U R N A S 1 9 9 . 8 7 5 , 3 6P a s s i v o P a r c a j u s t e f r o n t e i r a R B 2 0 0 5 5 8 4 . 6 9 8 , 3 1A v a l i a ç ã o d a B a s e d e R e m u n e r a ç ã o 6 2 7 . 2 3 6 , 2 6D i f e r e n ç a R e c e i t a r e f s u p r i d a S a n t a M a r i a 3 . 2 4 5 . 4 6 9 , 1 5T O T A L F I N A N C E I R O 1 0 8 . 7 3 3 . 3 4 9 , 4 7

I R T - A N E X O I - F O R N E C . 1 6 , 6 7 %

73. As tarifas de energia elétrica da ESCELSA estão passando por um processo de abertura e realinhamento tarifário (4ª etapa), conforme disposto no Decreto n˚ 4.667, de 4 de abril de 2003. Os quadros a seguir demonstram o efeito do realinhamento tarifário nos diferentes grupos de consumo:

Reajuste Médio Final (16,67%) Grupos Variação AT 30,71% BT 16,00%

Efeito Médio para o consumidor * Grupos Variação AT 15,28% BT 8,29%

(*) Acréscimos que serão percebidos pelos consumidores.

74. A Lei no 10.438/2002 estabelece, em seu art. 3o, inciso I, alínea ‘c’, que todos os custos concernentes à aquisição da energia gerada pelo PROINFA incorridos pela ELETROBRÁS, inclusive os custos administrativos, financeiros e os decorrentes de encargos tributários, serão rateados por todas as classes de consumidores finais atendidos pelo Sistema Elétrico Interligado - SIN, excluindo os integrantes da Subclasse Residencial Baixa Renda cujo consumo seja igual ou inferior a 80 kWh/mês.


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75. Atendendo a esta disposição legal, no quadro “A” dos Anexos I e II da Resolução Homologatória das tarifas de fornecimento de energia elétrica da concessionária, foi incluído o subgrupo tarifário B1 – Residencial baixa renda com consumo mensal de 31 a 80 kWh, excluindo os efeitos do PROINFA dos consumidores classificados como Baixa Renda, com consumo mensal igual ou inferior a 80 kWh.

76. Com relação aos valores máximos dos serviços cobráveis previstos na Resolução ANEEL nº 457, de 29 de novembro de 2000, a SRE informa que se encontra em estudo a metodologia específica para reajuste e revisão desses preços, cuja proposta será oportunamente disponibilizada em Audiência Pública. Assim, até que se defina a metodologia em questão, os valores constantes da mencionada Resolução estão sendo, provisoriamente, atualizados pela variação acumulada do IPCA até o mês julho de 2006.

77. Em função de eventual variação mensal da alíquota efetiva do PIS/PASEP e da COFINS, bem como da defasagem entre o valor pago e o correspondente valor repassado para o consumidor, a ESCELSA poderá compensar essas eventuais diferenças no mês subseqüente.

V.13 PLANILHAS DE CÁLCULO DO IRT 78. Os quadros abaixo estão anexos a esta Nota Técnica e se referem às planilhas de cálculos do IRT.

Quadro I - IVI - Índice de Variação de Inflação - IGP-M; Quadro II - RA - Receita Anual; Quadro III - Encargos; Quadro IV - CVA do 30˚ dia anterior a data de aniversário; Quadro V - CVA do 5˚ dia anterior a data do reajuste; Quadro VI - CVA projetada para 12 meses; Quadro VII - CVA ano anterior a compensar; Quadro VIII - Resumo energia comprada; Quadro IX - Índice de Reajuste Tarifário - IRT - ANEXO I; Quadro X - Quadro das diferenças; Quadro XI - Quadro de Participações no IRT; Quadro XII - Balanço Energético; Quadro XIII - Perda de Energia; Quadro XIV - PIS/PASEP – COFINS - distribuidora; Quadro XV- Componentes financeiros; Quadro XVI - Resumo de Rede Básica

VI DO FUNDAMENTO LEGAL

79. O inciso IV do art. 15 da Lei n. º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato.


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80. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n. ° 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e tarifas. 81. O art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei, das normas pertinentes e do Contrato de Concessão.

VII. DA CONCLUSÃO

82. Com base na legislação em vigência, no Contrato de Concessão n0 01/1995, no que consta do Processo n0 48500.003089/2006-11 e nesta Nota Técnica, opinamos pela aprovação do Índice de Reajuste Tarifário médio de 16,67%, a ser aplicado às tarifas de fornecimento de energia elétrica da Espírito Santo Centrais Elétricas - ESCELSA, a Taxa de Fiscalização de Energia Elétrica – TFSEE e as tarifas de uso do sistema de distribuição - TUSD de acordo com os seguintes anexos: 83. . Anexo I – com vigência a partir de 7 de agosto de 2006 a 6 de agosto de 2007, contempla o respectivo reajuste tarifário anual de 8,23% e os componentes financeiros externos ao reajuste. 84. . Anexos I-A e I-B – com vigência a partir de 7 de agosto de 2006 contempla além do mencionado para o Anexo I, a Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE, estabelecida pela Lei n˚ 10.438, de 6 de abril de 2002; 85. . Anexo II – considera o índice de reajuste de 8,23%, sem o ajuste decorrente das CVAs e outros financeiros, com vigência a partir de 7 de agosto de 2007, devendo constituir a base de cálculos tarifários subseqüentes.

86. . Anexo II-A – fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD, com vigência a partir de 7 de agosto de 2006, com os reflexos dos componentes financeiros externos ao reajuste; 87. . Anexo II-B - fixa as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD, com vigência a partir de 7 de agosto de 2007 que deverão constituir a base de cálculos tarifários subseqüentes; 88. . Anexo III - fixa para a ESCELSA, o valor da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, referente ao período de agosto de 2006 a julho de 2007;

89. . Anexo III-A – fixa a receita anual referente à conexão e Demais Instalações de Transmissão – DIT, referente às Transmissoras Castelo Energética e Furnas Centrais Elétricas, e incorpora o ajuste financeiros do PIS/PASEP e da COFINS com vigência a partir de 7 de agosto de 2006 a 6 de agosto de 2007.

90. . Anexo III-B – fixa a receita anual referente à conexão e Demais Instalações de Transmissão – DIT, referente às transmissoras Castelo Energética e Furnas Centrais Elétricas, sem o efeito financeiro citado no parágrafo 83 com vigência a partir de 7 de agosto de 2007, devendo constituir a base de cálculos tarifários subsequentes.


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91. . Anexo IV - fixa o valores que deverá ser repassados à ESCELSA pela geradora FURNAS correspondente à manutenção das alíquotas do PIS/PASEP e da COFINS, conforme disposto no art.109 da Lei nº 11.196, de 21 de novembro de 2005

VIII. DA RECOMENDAÇÃO

92. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.

Sidney Matos da Silva Eduardo Alencastro Especialista em Regulação Líder do Processo de Reajuste Tarifário

De acordo,

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica


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ANEXOS

Nota Técnica nº 206 /2006-SRE/ANEEL Em 21 de julho de 2006...

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