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terça-feira, 19 de julho de 2011

Energisa - ENGI3 -

Em Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 25 de fevereiro de 1998, os acionistas deliberaram pela alteração da denominação social de Sidepar Participações S/A para Energisa S/A.

A Energisa S/A, é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como principal objetivo social a participação no capital de outras empresas, tendo a distribuição de energia elétrica a principal base de seu negócio..

Em dezembro/97, em leilão de privatização, a Energisa, através da sua controlada Catleo Distribuidora Ltda, adquiriu o controle acionário da Energisa Sergipe – Distribuidora de Energia S/A (nova denominação social da Empresa Energética de Sergipe S/A – Energipe). Em abril/98, a Catleo Distribuidora foi incorporada pela Energisa Sergipe, passando, assim, a Energisa a ser controladora direta dessa concessionária de serviços públicos de energia elétrica, que atende a aproximadamente 546 mil consumidores no Estado de Sergipe.

Posteriormente, em 30 de novembro de 1999, a Energisa Sergipe, através da sua controlada Pbpart Ltda, adquiriu em leilão público realizado na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, o controle acionário (84,92% do capital votante e 75,26% do capital total) da Energisa Borborema – Distribuidora de Energisa S/A (nova denominação social da Companhia Energética da Borborema – CELB) e, através da sua controlada Pbpart SE 1 S/A, adquiriu também em leilão público na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, em 30 de novembro de 2000, o controle acionário (87,63% do capital votante e 74,29% do capital total) da Energisa Paraíba – Distribuidora de Energia S/A (nova denominação social da Sociedade Anônima de Eletrificação da Paraíba – Saelpa). A Energisa Borborema e a Energisa Paraíba são concessionárias de serviços públicos de energia elétrica que atendem a todo o Estado da Paraíba, especificamente a mais de 1,1 milhão de consumidores.

Até o final do exercício de 2006, a Energisa detinha apenas o controle das distribuidoras atuantes no Nordeste brasileiro (Energisa Sergipe, Energisa Paraíba e Energisa Borborema). Com o processo de desverticalização do Grupo Energisa concluído em 28/02/2007, a Energisa S/A tornou-se a controladora de todas as empresas do grupo. Atualmente com cinco distribuidoras de energia elétrica no Brasil, passou a atender a uma população de 6,5 milhões, nos estados da Paraíba e Sergipe e em algumas regiões do Rio de Janeiro e Minas Gerais, abrangendo 91.180 Km² de área coberta. Mais de 4,8 mil colaboradores diretos e indiretos passaram a fazer parte das suas empresas, que leva energia elétrica para aproximadamente 2,2 milhões de consumidores.

O processo de Desverticalização

Em atendimento à Lei n.º 10.848, de março de 2004, foi anunciado em maio de 2006, o plano de reorganização de ativos e passivos, direta e indiretamente, detidos pelas Companhias do Grupo Energisa, incluindo participações em outras sociedades. A proposta objetivou simplificar a estrutura societária e facilitar o processo de segregação das atividades de geração e distribuição de energia elétrica.



No final de dezembro, foi efetivada a primeira etapa do processo, com a desverticalização da Energisa Sergipe e de suas controladas Energisa Borborema e Energisa Paraíba. Nessa etapa, a Energisa Sergipe reduziu o seu capital social, entregando aos seus acionistas ações representativas do capital social das distribuidoras Energisa Paraíba e Energisa Borborema de sua titularidade. Adicionalmente, ocorreram no mesmo mês, incorporações de ágios das sociedades de propósito específico, controladoras da Energisa Paraíba e Energisa Borborema, nas respectivas empresas operacionais. Em janeiro de 2007, concluiu-se a segunda fase do Plano, com a criação de uma empresa específica com os ativos de geração que estavam alocados na Energisa Minas Gerais – Distribuidora de Energia S/A (nova denominação social da Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina – CFLCL). Nessa fase, a Energisa incorporou também a controlada Multipar. Em fevereiro de 2007, foram concluídas as demais etapas do Plano, especificamente no que tange à reestruturação societária da Energisa Minas Gerais e de suas controladas Energisa Nova Friburgo (nova denominação social da CENF - Companhia de Eletricidade de Nova Friburgo) e UTE de Juiz de Fora (alienada posteriormente em dezembro de 2007) e para fins de descruzamento acionário. Com isso, a Energisa também passou a deter diretamente o controle acionário da Energisa Minas Gerais. Por meio de processo de incorporação de ações, os acionistas da Energisa Minas Gerais tornaram-se detentores de ações da Energisa, na proporção de 1 (uma) ação da Energisa para cada 8.424,45307906018 ações da Energisa Minas Gerais. Em ato contínuo, a Energisa desdobrou as suas ações do capital social em 900%.

As Empresas que compõem atualmente o Grupo Energisa

Holding
a. Energisa S.A.: fundada em 1998, é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como principal objetivo a participação no capital de outras empresas.

Distribuição
b. Energisa Minas Gerais: nova denominação social da Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, fundada em 1905, é a terceira Companhia a obter registro de Companhia Aberta em bolsa de valores no Brasil, em 23 de maio de 1907. Atua na distribuição de energia, atendendo a 66 municípios dos estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro. Forneceu 1.016 GWh de energia em 2008 para cerca de 359 mil consumidores cativos, em uma área total de 16.331 Km².

c. Energisa Nova Friburgo: nova denominação social da Companhia de Eletricidade de Nova Friburgo, fundada em 1924. A CENF atua na geração e distribuição de energia elétrica. Fornece energia para o município de Nova Friburgo (RJ), importante pólo industrial e de serviços localizado na região serrana do Rio de Janeiro. Atende a 89 mil consumidores cativos que consumiram 303 GWh em 2008. Essa subsidiária foi adquirida em junho de 1997.

d. Energisa Sergipe: nova denominação social da Empresa Energética de Sergipe - Energipe, fundada em 1959 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1997. Atende a cerca de 546 mil consumidores, em 63 municípios, que representa 96% do território do Estado de Sergipe, tendo distribuído 1.819 GWh de energia elétrica em 2008 para os seus consumidores cativos.



e. Energisa Borborema: nova denominação social da Companhia Energética da Borborema - CELB, fundada em 1966 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1999. Atende a 156 mil consumidores cativos, concentrados principalmente no município de Campina Grande (PB). Em 2008, distribuiu 572 GWh de energia elétrica.

f. Energisa Paraíba: nova denominação social da Sociedade Anônima de Eletrificação da Paraíba, fundada em 1964 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de 2000. Atende a 1.016 mil consumidores cativos, distribuídos em 216 municípios de uma das áreas de maior crescimento do Nordeste brasileiro, tendo fornecido a eles em 2008 cerca de 2.561 GWh de energia elétrica.

Serviços
g. Energisa Soluções: nova denominação social da Cat-Leo Construções, Indústria e Serviços de Energia S.A., fundada em 2004, atua na operação e manutenção de usinas hidrelétricas para terceiros, construção e repotenciação de unidades geradoras, gerenciamento de obras, montagem e fornecimento de equipamentos eletromecânicos e hidromecânicos, obras civis e serviços de engenharia.

h. Energisa Serviços Aéreos de Prospecção: nova denominação social da Cataguazes Serviços Aéreos de Prospecção, fundada em 2000. Atua no mercado de serviços de inspeção termográfica aérea e içamento de cargas.

i. Energisa Comercializadora: fundada em 2005, a empresa atua na área de comercialização de energia elétrica e na produção de serviços e consultorias em temas ligados a essa atividade.

j. Energisa Geração: fundada em 2008, atua na indústria de energia elétrica nas áreas de geração e transmissão, com foco na formulação de estudos e projetos de geração de energia elétrica e construção de pequenas centrais hidrelétricas e usinas hidrelétricas.

CARACTERISTICAS DO SETOR:

O setor elétrico brasileiro abrange os negócios de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica. O sistema elétrico brasileiro é composto por um sistema interligado nacional, constituÍdo por quatro subsistemas elétricos, e por vários sistemas individuais menores na região norte. Esses quatro subsistemas elétricos (os quais representam, juntos, 98,0% da capacidade energética do Brasil) estão interligados por uma rede de linhas de transmissão de alta tensão.

A Eletrobrás, sociedade de economia mista controlada pelo Governo Federal, detém juntamente com suas controladas, 61,0% da capacidade instalada no Brasil, e mais de 60% da transmissão de energia acima de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas geradoras, distribuidoras ou de transmissão de energia elétrica, incluindo, mas não se limitando à Companhia Energética de São Paulo (CESP), Companhia Paranaense de Energia Elétrica (COPEL) e Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG).

O consumo de energia no Brasil registrou em 2008 um total de 391,2 TWh, valor 3,8% superior ao do ano de 2007 (de acordo com dados da Empresa de Pesquisa Energética – EPE). Para os próximos anos, espera-se que o crescimento no consumo de energia permaneça correlacionado com o desempenho econômico do País.


Fundamentos Históricos

A Constituição brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica pode ser realizada diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro foi explorado principalmente por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Federal. Nos últimos anos, o Governo Federal adotou diversas medidas para reformular o setor elétrico. Em geral, essas medidas visaram aumentar o investimento privado e eliminar restrições aos investimentos estrangeiros, elevando, dessa forma, a concorrência no setor elétrico.

Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas:

Em 1995, por meio de uma emenda constitucional, foi autorizado o investimento estrangeiro em geração de energia elétrica. Anteriormente a essa emenda, praticamente todas as concessões de geração eram detidas pelos Governos Federal ou Estadual.

Em 1995, o Governo Federal promulgou a Lei de Concessões e a Lei de Concessões de Serviços de Energia Elétrica que, em conjunto (1) exigiram que todas as concessões para prestação de serviços relacionados a energia elétrica fossem outorgadas por meio de processos licitatórios, (2) gradualmente permitiram que certos consumidores de energia elétrica que apresentassem demanda significativa, denominados consumidores livres, adquirissem energia elétrica diretamente de fornecedores concessionários, permissionários ou autorizados, (3) trataram da criação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, que, por meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por sua conta e risco, a totalidade ou parte de sua energia elétrica a consumidores livres, distribuidoras e comercializadores, entre outros, (4) concederam aos consumidores livres e fornecedores de energia elétrica livre acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e (5) eliminaram a necessidade, por parte das concessionárias, de obter concessão, por meio de licitações, para construção e operação de usinas hidroelétricas com capacidade de 1 MW a 30 MW, as chamadas PCHs.

A partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de geradoras e distribuidoras detidas pela Eletrobrás e por vários estados foi vendida a investidores privados. Ao mesmo tempo, alguns governos estaduais também venderam suas participações em importantes distribuidoras.

Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, destinada a reformar a estrutura básica do setor elétrico. A Lei do Setor Elétrico dispôs sobre as seguintes matérias:

criação de um órgão auto-regulado responsável pela operação do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo, o MAE (atual CCEE), que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de fornecimento regulados;

exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os Contratos Iniciais, via de regra compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades determinados pela ANEEL e previsão de decréscimo das quantidades contratadas em 25,0% ao ano no período de 2002 a 2005, com o intuito de possibilitar a transição ao mercado de livre negociação;

criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do Sistema Interligado; e

estabelecimento de processos licitatórios para outorga de concessões para construção e operação de usinas e instalações de transmissão de energia elétrica.

Em 2001, o país enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final do primeiro bimestre de 2002. Como forma de mitigar essa crise, o Governo Federal implementou medidas que incluíram:

a instituição do Programa de Racionamento nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e

a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões afetadas pelo racionamento, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica.

Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o Programa de Racionamento, em razão do aumento da oferta (devido à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da redução da demanda. Em 29 de abril de 2002, o Governo Federal promulgou o Acordo Geral do Setor Elétrico, um acerto firmado entre geradoras e distribuidoras, com o objetivo de definir regras para compensação das perdas financeiras geradas pelo Programa de Racionamento. O acordo, fechado em dezembro de 2001, previa financiamento de até R$7,5 bilhões do BNDES às empresas e o pagamento de um RTE (Reajuste Tarifário Extraordinário) de 2,9% pelos consumidores rurais e residenciais, com exceção dos Consumidores de Baixa Renda, e de 7,9% pelos consumidores de outras classes, a título de recomposição das perdas.

Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para reestruturar o setor elétrico, tendo por meta precípua proporcionar aos consumidores fornecimento seguro de energia elétrica com baixo custo tarifário. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi regulamentada por diversos decretos editados pelo Governo Federal em julho e agosto de 2004 e continua sujeita a regulamentação adicional futura.

Ainda em 2004, os principais aspectos relativos à comercialização de energia elétrica foram regulamentados pelo Decreto nº 5.163, de 30 de julho. A regulamentação por parte da ANEEL e do MME é emitida, específica e periodicamente, de acordo com a ocorrência dos leilões de energia.

Concessões

As empresas ou consórcios que desejam construir ou operar instalações para geração, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem solicitar ao MME ou à ANEEL, uma concessão, permissão ou autorização, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é normalmente 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. As concessões existentes poderão ser renovadas, mediante solicitação da empresa.

A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições de fornecimento de serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:

Serviço adequado - A concessionária deve prestar adequadamente serviço regular, contínuo, eficiente e seguro.

Uso de terrenos - A concessionária poderá usar terrenos públicos ou solicitar que o poder concedente desaproprie terrenos privados necessários em benefício da concessionária. Em tal caso, a concessionária deve indenizar os proprietários dos terrenos desapropriados.

Responsabilidade objetiva - A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, tais como interrupções abruptas no fornecimento e variações na voltagem.

Alterações no controle acionário - O poder concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de controle acionário da concessionária.

Intervenção pelo poder concedente - O poder concedente poderá intervir na concessão a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais e regulatórias. Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o poder concedente deve dar início a um processo administrativo em que a concessionária tem direito de contestar a intervenção. Durante o processo administrativo, um interventor nomeado pelo poder concedente passa a ser responsável por administrar a concessão. Caso o processo administrativo não seja concluído dentro de 180 dias da data do decreto, a intervenção cessa e a administração da concessão é devolvida à concessionária. A administração da concessão é também devolvida à concessionária se o interventor decidir não terminar a concessão.

Término antecipado da concessão - O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de encampação ou caducidade. Encampação consiste no término prematuro de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido um despacho administrativo final dizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, ou (2) não ter mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados. A concessionária pode contestar a encampação ou caducidade em juízo. A concessionária tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela concessionária.

Término por decurso do prazo - Quando a concessão expira, todos os ativos, que são relacionados à prestação dos serviços de energia são revertidas ao governo. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.

O Novo Modelo para o Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do Setor Elétrico visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidade de geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas reduzidas por meio de processos de leilões públicos de energia elétrica. As principais características da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:

Criação de dois ambientes paralelos para comercialização de energia, com (1) um para empresas de distribuição, chamado Ambiente de Contratação Regulada; e (2) um outro mercado para consumidores livres e empresas de comercialização de energia, em que será permitida a concorrência, denominado Ambiente de Contratação Livre;

Restrições a certas atividades de Distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seu principal negócio, assegurando, assim, serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores.

Restrição ao self-dealing, para fornecer um incentivo para que Distribuidoras contratem energia a preços mais baixos disponíveis no mercado, ao invés de comprar energia de partes relacionadas.

Cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação.

Proibição de as Distribuidoras venderem eletricidade aos consumidores livres a preços não regulados.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Plano Nacional de Privatização, criado pelo governo em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais.

Coexistência de Dois Ambientes de Contratação de Energia

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, negócios de compra e venda de energia serão realizados em dois mercados: (1) o Ambiente de Contratação Regulada, que inclui a contratação de energia elétrica pelas empresas de distribuição por meio de leilões para o atendimento a todo o seu mercado e (2) Ambiente de Contratação Livre, que inclui compras de energia por agentes não regulados, tais como consumidores livres e comercializadores.

A energia gerada por (1) projetos de geração de baixa capacidade localizados próximos a pontos de consumo (tais como usinas de co-geração e pequenas centrais hidrelétricas), (2) usinas qualificadas de acordo com o PROINFA, e (3) Itaipu, não estarão sujeitos a processo de leilão para fornecimento de energia ao Ambiente de Contratação Regulada. A energia gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que devem ser comprados por cada concessionária de distribuição são estabelecidos por meio de quotas definidas pela ANEEL. A tarifa pela qual a energia gerada por Itaipu é comercializada é denominada em dólar norte-americano e estabelecida conforme tratado firmado entre Brasil e Paraguai. Como conseqüência, a tarifa de Itaipu aumenta ou diminui, em conformidade com a variação da taxa de dólar norte-americano/real. Alterações no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela


Ambiente de contratação regulada

No Ambiente de Contratação Regulada, empresas de distribuição compram energia para consumidores cativos por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energia serão feitas por meio de dois tipos de contratos: (1) Contratos de Quantidade de Energia, e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia.

De acordo com o Contrato de Quantidade de Energia, a geradora compromete-se a fornecer determinado volume de energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper o fornecimento, hipótese na qual a geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. De acordo com o Contrato de Disponibilidade de Energia, a geradora compromete-se a disponibilizar um volume específico de capacidade ao Ambiente de Contratação Regulada. Nesse caso, a receita da geradora está garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados às Distribuidoras. Entretanto, eventuais custos adicionais incorridos pelas Distribuidoras serão repassados aos consumidores. Juntos, esses contratos constituem os CCEARs.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de mercado de cada Distribuidora é o principal fator na determinação do volume de energia a ser contratado pelo sistema. De acordo com o novo modelo, as Distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de suas necessidades projetadas de energia, e não mais os 95% estabelecidos pelo modelo anterior. O não atendimento da totalidade dos seus mercados pode resultar em multas para as Distribuidoras.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de distribuição terão o direito de repassar aos seus consumidores os custos relacionados à energia que compram por meio de leilões.

Ambiente de contratação livre

No Ambiente de Contratação Livre a energia elétrica é comercializada entre concessionárias de geração, Produtores Independentes de Energia, auto-produtores, agentes de comercialização, importadores de energia e consumidores livres.

Consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3 MW, em tensão, igual ou superior a 69 kV ou em qualquer nível de tensão, se o fornecimento começou após 7 de julho de 1995. Além disso, consumidores com demandas contratadas igual ou superior a 500 kW ou mais poderão ser servidos por fornecedores, que não sua empresa local de distribuição, contratando energia de fontes energéticas alternativas, tais como energia eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas.

Uma vez que um consumidor tenha optado pelo Ambiente de Contratação Livre, este somente poderá retornar ao ambiente regulado se notificar seu Distribuidor local com cinco anos de antecedência, ou em menor prazo a critério do Distribuidor. Tal exigência prévia busca garantir que, se necessário, a construção de nova geração eficiente em termos de custo possa ser finalizada a fim de atender o regresso de consumidores livres ao Ambiente de Contratação Regulada. A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se tornar consumidores livres, as Distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto à geradoras de acordo com o volume de energia que não irão mais distribuir aos consumidores livres. Geradoras estatais podem vender energia a consumidores livres, mas diferentemente das geradoras privadas, são obrigadas a fazê-lo por meio de um processo público, que garante transparência e acesso igual a todas as partes interessadas.

Atualmente, clientes de alta tensão que compram energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o fazem a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser gradualmente retirado a partir de julho de 2003 e será totalmente eliminado até 2007.

Tarifas pelo uso dos sistemas de distribuição e transmissão

A ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i) tarifas de distribuição (TUSD), (ii) transmissão ou ambas (TUST) compreendendo a Rede Básica e suas instalações auxiliares. Além disso, as empresas de distribuição do sistema interligado no Sul e no SE/CO pagam taxas específicas pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu. Nos últimos anos, o governo teve por meta a melhoria do sistema de transmissão nacional e, como resultado, algumas empresas de transmissão se envolveram em programas de expansão significativos, que foram custeados por aumentos nas tarifas de transmissão. O aumento nas tarifas de transmissão e taxas pagas pelas Concessionárias de Distribuição é repassado aos seus respectivos clientes através dos Reajustes de Tarifas Anuais. Abaixo se encontra um resumo de cada tarifa ou taxa.

TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição

A TUSD paga por concessionárias e consumidores livres pelo uso do sistema de distribuição de uma empresa de distribuição à qual estão conectados, é revisada anualmente de acordo com a variação de seus componentes. Atualmente a TUSD é composta por duas parcelas. Uma denominada “TUSD encargos” cobrada com base no consumo de energia, e outra, a “TUSD fio” cobrada pela demanda contratada.

TUST

A TUST é paga por empresas de distribuição, geradoras e consumidores livres pelo uso da Rede Básica e é revisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que incorpora custos de expansão da própria rede). De acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL, proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para o ONS em contrapartida do recebimento de pagamentos de usuários do sistema de transmissão. Usuários da rede, inclusive empresas de geração, empresas de distribuição e consumidores livres, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão mediante o pagamento de tarifas. Outras partes da rede que são de propriedade de empresas de transmissão, mas não são consideradas como parte da rede de transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica para a empresa de transmissão.


Tarifas de distribuição

Os valores das tarifas de distribuição são reajustados anualmente pela ANEEL, conforme fórmula paramétrica prevista no contrato de concessão. Ao ajustar tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos de concessionárias de distribuição entre (1) custos fora do controle da Distribuidora ( “não gerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das Distribuidoras ( “gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:

Custos de energia comprada para revenda de acordo com contratos iniciais;
Custos de energia comprada de Itaipu;
Custos de energia comprada de acordo com contratos bilaterais livremente negociados entre as partes;
Custos de energia comprada em leilões públicos;
Determinadas taxas regulatórias; e
Custos de uso e conexão para transmissões de terceiros e sistemas de distribuição.

A Parcela B compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e incluem, entre outros:

Retorno sobre o investimento relacionado à área de concessão;
Impostos sobre receitas;
Custos de depreciação; e
Custos de operação e manutenção do sistema de distribuição.

O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste de Tarifa Anual. Neste momento, a meta é que todos os custos da Parcela A sejam repassados aos clientes. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos de acordo com o índice IGP-M, ajustado por um fator X.

As empresas de distribuição de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão periódica das tarifas com intervalos que podem variar entre três e cinco anos. Nestas revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator X é calculado com base em três componentes: (i) Xc estabelecido a cada ano, é baseado na satisfação do cliente conforme pesquisa da ANEEL; (ii) Xa, também estabelecido a cada ano, é calculado considerando a diferença entre os índices de inflação IPC-A e o IGP-M multiplicada pelos custos totais com pessoal da Distribuidora (uma vez que os aumentos de salários se baseiam no IPC-A e os aumentos da Parcela B se baseiam no IGP-M) e; e (3) Xe, estabelecido a cada revisão periódica, é um fator baseado em ganhos de produtividade da concessionária devido ao crescimento de mercado.

O Fator X é usado para ajustar a proporção da mudança no índice IGP-M que deve ser aplicada ao componente da Parcela B nos reajustes anuais. Dessa forma, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X (devido a aplicação do Xe) determina o compartilhamento dos ganhos de produtividade das empresas de distribuição com os clientes finais.

Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a revisão extraordinária, analisadas caso a caso, para assegurar seu equilíbrio econômico-financeiro e compensá-las por custos imprevisíveis, inclusive impostos, que alterem significativamente sua estrutura de custos.

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