14/04/2004
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 14 de abril de 2004.
UBIRATAN AGUIAR
Ministro-Relator
ACÓRDÃO 438/2004 - Plenário - TCU
1. Processo TC 018.621/2002-0 (Sigiloso) (com 04 volumes)
2. Grupo: I - Classe: VII - Denúncia
3. Interessado: Identidade Preservada (art. 55 da Lei nº 8.443/92)
4. Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica- Aneel
5. Relator: MINISTRO UBIRATAN AGUIAR
6. Representante do Ministério Público: não atuou
7. Unidade Técnica: Sefid
8. Advogado constituído nos autos: não houve
9. Acórdão:
VISTOS, relatados e discutidos estes autos que cuidam de denúncia versando sobre possíveis irregularidades em procedimentos adotados pela Aneel, relacionados ao reajuste das tarifas de energia elétrica.
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, diante das razões expostas pelo Relator, em:
9.1. conhecer da presente denúncia para, no mérito, considerá-la parcialmente procedente;
9.2 determinar à Aneel, com fundamento no art. 43, inciso I da Lei nº 8.443/92, que:
9.2.1 dê ampla publicidade, se possível utilizando o sítio da entidade na Internet, aos relatórios que fundamentam os reajustes tarifários;
9.2.2 considerando o impacto da comercialização da energia nas tarifas finais dos consumidores de energia elétrica, divulgue, de forma discriminada por concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, os quantitativos transacionados com a indicação da outra parte contratada, no âmbito do Mercado Atacadista de Energia (MAE) e de sua sucessora, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), instituída pelo art. 4º da Lei nº 10.848/2004.
9.2.3 informe ao Tribunal, no prazo de 60 (sessenta) dias, contados a partir da ciência da presente deliberação, acerca das providências adotadas para dar cumprimento às determinações acima.
9.3 levantar a chancela de sigilo que recai sobre estes autos, mantendo o sigilo quanto à identidade do autor da denúncia, nos termos do §1º do art. 55 da Lei nº 8.443/92.
9.4. dar ciência do presente Acórdão, bem como do Relatório e Voto que o fundamentam, ao denunciante.
10. Ata nº 12/2004 - Plenário (Sessão Extraordinária de Caráter Reservado)
Ata nº 12/2004 - Plenário (Sessão Ordinária)
11. Data da Sessão: 14/4/2004
12.1. Ministros presentes: Valmir Campelo (Presidente), Marcos Vinicios Vilaça, Humberto Guimarães Souto, Adylson Motta, Walton Alencar Rodrigues, Guilherme Palmeira, Ubiratan Aguiar (Relator), os Ministros-Substitutos Lincoln Magalhães da Rocha e Augusto Sherman Cavalcanti.
12.2. Auditor presente: Marcos Bemquerer Costa
VALMIR CAMPELO
Presidente
UBIRATAN AGUIAR
Ministro-Relator
Fui presente:
LUCAS ROCHA FURTADO
Procurador-Geral
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
08/10/2008
ATA Nº 41, DE 8 DE OUTUBRO DE 2008
GRUPO I – CLASSE ___ – Plenário
TC 021.975/2007-0 [Apensos: TC 018.422/2007-7, TC 021.972/2007-8]
Natureza: Solicitação do Congresso Nacional
Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)
Interessado: Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados
Advogado constituído nos autos: não há
SUMÁRIO: SOLICITAÇÃO DE AUDITORIA ORIUNDA DA CÂMARA DOS DEPUTADOS. METODOLOGIA ADOTADA PELA ANEEL, PARA REAJUSTAMENTO DE CONTRATOS DE CONCESSIONÁRIOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. SOLICITAÇÕES DE NATUREZA IDÊNTICA APENSADAS. CONHECIMENTO. INCONSISTÊNCIAS NA METODOLOGIA EXAMINADA. APROPRIAÇÃO INDEVIDA DE GANHOS PELAS CONCESSIONÁRIAS, SEM COMPARTILHAMENTO COM O CONSUMIDOR FINAL. AFRONTA A DISPOSITIVO LEGAL QUE REGE A CONCESSÃO DE SERVIÇOS PÚBLICOS. EXERCÍCIO DE CONTROLE REPRESSIVO PELO TRIBUNAL. DETERMINAÇÃO DE MEDIDAS CORRETIVAS, EXTENSIVAS ÀS DEMAIS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. ATENDIMENTO A QUESTIONAMENTOS FORMULADOS. COMUNICAÇÕES. REMESSA DE CÓPIAS. ARQUIVAMENTO. CONSTITUIÇÃO DE PROCESSO DE MONITORAMENTO.
Origina-se o presente processo de solicitação de auditoria formulada pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, por intermédio do Of. Pres. n. 245/07, tendo por objeto os processos de reajuste tarifário da CELPE – Companhia Energética de Pernambuco, no período de 2002 à 2007.
2. A solicitação em apreço decorreu do Requerimento nº 36/07, de autoria do Deputado Federal Eduardo da Fonte, aprovado em 15.8.2007.
3. Encaminhada a matéria à SEFID, submeteu-se a este Relator proposta preliminar de diligência junto à ANEEL, com vistas à obtenção dos elementos técnicos que fundamentaram os índices de reajustes tarifários da CELPE, no período enfocado.
4. Autorizada a diligência, foram encaminhados àquela Unidade Técnica os documentos e planilhas de cálculos pertinentes. Em seqüência, foi realizada uma reunião técnica entre a equipe da ANEEL e a equipe de inspeção, oportunidade na qual foram registrados em ata os entendimentos firmados a respeito da interpretação dada pela Agência sobre pontos da metodologia empregada.
5. A par desses elementos, SEFID procedeu à avaliação da legalidade e legitimidade dos reajustes, enfocando a questão quanto à regularidade dos cálculos aplicados no reajuste em relação à metodologia em vigor e, também, quanto à aderência dessa metodologia aos princípios legais que regem a concessão dos serviços de distribuição de energia elétrica.
6. Reproduzo, a seguir, essência da análise efetuada pela SEFID, nos moldes acima mencionados, a qual foi precedida de exposição acerca da metodologia empregada pela ANEEL para atualizações tarifárias, senão vejamos:
“(...)
Metodologias de atualização tarifária adotadas pela ANEEL
2. De acordo com a lei 9.427/96, as atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos. Sua principal finalidade é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço atendendo ao princípio da modicidade tarifária.
3. Nesse sentido, o modelo de remuneração de concessionárias de energia elétrica é baseado na premissa de que a tarifa aplicada à quantidade energia vendida gera a receita necessária para cobrir os custos da empresa. Contudo, compete ao ente regulador criar mecanismos de incentivos para que as empresas administrem seus custos de maneira eficiente, buscando o princípio da modicidade tarifária.
4. A ANEEL divide, metodologicamente, os custos de concessionárias de distribuição em duas parcelas: Parcela A e Parcela B. A primeira representa os custos não gerenciáveis da empresa, ou seja, aqueles que não dependem da sua operação. A segunda parcela representa os custos gerenciáveis da empresa e devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor. A tabela a seguir, detalha os principais componentes de cada parcela.
Tabela 1: Detalhamento da composição das parcelas A e B
PARCELA A
(custos não-gerenciáveis) PARCELA B
(custos gerenciáveis)
Encargos Setoriais Despesas de Operação e Manutenção
Cota de Reserva Global de Reversão (RGR) Pessoal
Cotas de Conta Consumo Combustível Material
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) Serviços de terceiros
Rateio de custos do Proinfa Despesas gerais e outras
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
Encargos de Transmissão Despesas de Capital
Uso das instalações da Rede básica de Transmissão Energia Elétrica Cotas de depreciação
Uso das instalações de Conexão Remuneração do capital
Uso das instalações de Distribuição
Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu
Operador Nacional do Sistema (ONS)
Compra de Energia Elétrica Outros
Energia de Itaipu P&D e Eficiência Energética
Contratos Iniciais, Contratos Bileterais de Longo Prazo ou Leilões PIS/COFINS
5. Quando da assinatura do contratos de concessão, as empresas reconhecem que o nível tarifário vigente, ou seja, o conjunto das tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os mecanismos de reajuste e revisão das tarifas estabelecidos nos contratos, é suficiente para a manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro.
6. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço e remunerar adequadamente o capital investido, seja naquele momento, seja ao longo do período de concessão, na medida em que as regras de atualização têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato. Dessa forma, existem três métodos de atualização tarifária: reajuste tarifário anual, revisão tarifária periódica e revisão tarifária extraordinária.
7. O reajuste tarifário é realizado anualmente e busca restabelecer o poder de compra da receita obtida pelo concessionário. Para isso, as Parcelas A e B são calculadas, possibilitando a determinação do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), que é aplicado na atualização das tarifas vigentes.
8. A revisão tarifária periódica é um processo mais detalhado de atualização que, geralmente, ocorre a cada quatro anos. Busca manter o equilíbrio econômico-financeiro ao longo do contrato de concessão, realizando análises mais profundas e detalhadas na determinação dos valores de cada componente das Parcelas A e B. O objetivo desse processo é calcular o reposicionamento tarifário e estabelecer o Fator X.
9. O cálculo do reposicionamento tarifário se baseia na definição da parcela da receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes – para um dado nível de qualidade do serviço – e uma remuneração adequada sobre investimentos realizados com prudência.
10. O Fator X é um “número índice” fixado pela ANEEL, a cada revisão periódica, conforme definido nos contratos de concessão, com o objetivo de ajustar os valores da Parcela B (custos gerenciáveis) aos ganhos de escala do negócio não decorrentes de aumento da eficiência operacional.
11. Por fim, a revisão tarifária extraordinária é um mecanismo, por meio do qual a ANEEL poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos da empresa de distribuição, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia, encargos setoriais ou encargos de uso das redes elétricas que possam ser estabelecidos durante o período.
Cálculos aplicados de acordo com a atual metodologia de reajuste tarifário
12. Uma análise preliminar das planilhas de cálculo dos processos de reajuste tarifário da CELPE, entre 2002 e 2007, enviadas pela ANEEL, apontou que as tarifas cresceram 78% nesse período. Ao mesmo tempo, a inflação acumulada no mesmo período, medida pelo IGPM, foi de 61%.
13. Para cada componente que compõe o índice de reajuste tarifário (IRT), examinaram-se os procedimentos e cálculos realizados nas planilhas de cada processo do período em questão. A tabela a seguir resume o valor do IRT de cada ano, os principais fatores que contribuíram para o reajuste e a aderência dos cálculos analisados à metodologia adotada pela ANEEL.
Tabela 2: Análise componentes de custo na formação do IRT e sua aderência à metodologia adotada pela ANEEL
Ano IRT Principais itens de custo que contribuíram na composição do IRT Participação do item no IRT Aderência a metodologia
2002 15,17% Encargos setoriais
Parcela B 4,98%
4,49% OK
2003 28,47% Parcela B
Compras de Energia 13,68%
11,63% OK
2004 11,42% Compras de Energia
Encargos de Transmissão 3,26%
2,74% OK
2005 1A REVISÃO TARIFÁRIA DA CELPE
2006 19,82% Encargos Financeiros
Parcela B 10,75%
7,48% OK
2007 12,45% Parcela B
Encargos Financeiros 7,33%
4,17% OK
14. A partir das análises realizadas, pode-se afirmar que os resultados dos procedimentos e cálculos realizados pela ANEEL nos referidos processos encontram-se em conformidade com as regras de reajuste estabelecidas nos contratos de concessão.
Análise da metodologia de reajuste tarifário
15. No tocante à análise da metodologia empregada pelos contratos de concessão, os estudos realizados apontam evidências de que a método adotado para o reajuste tarifário apresenta uma grave falha conceitual que leva ao desequilíbrio econômico-financeiro do contrato.
16. Para apresentar os achados, a análise do problema será apresentada da seguinte forma:
I. principais diferenças entre as metodologias de revisão periódica e reajuste anual;
II. inconsistências da metodologia de reajuste tarifário;
III. estimativas dos impactos sobre as tarifas;
IV. impactos na CELPE.
I. Principais diferenças entre as metodologias de revisão periódica e reajuste anual
17. Tanto a metodologia de reajuste quando a de revisão são baseadas na determinação da receita necessária para cobrir os custos na prestação do serviço, ou seja, consistem no cálculo das Parcelas A e B. Contudo, o processo de definição dessas parcelas difere em cada uma das metodologias.
Cálculo do reposicionamento tarifário no processo de revisão periódica
18. O valor do reposicionamento tarifário é definido como a razão entre a Receita Requerida (receita necessária para manter o equilíbrio econômico-financeiro após a revisão) e a Receita Verificada (receita auferida pela empresa com as tarifas vigentes).
19. A Receita Verificada é determinada aplicando-se as tarifas vigentes, no momento da revisão, à demanda do mercado referenciado no ano-teste, que é definido como o mercado estimado para período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência das novas tarifas.
20. Por sua vez, a Receita Requerida é definida como a soma das parcelas A e B, calculadas segundo critérios estabelecidos pela ANEEL na Resolução nº 236/06.
21. Para se calcular a Parcela A, determinam-se os custos de compra de energia, os encargos tarifários e os custos de transmissão. Já a Parcela B é calculada pela definição de custos operacionais eficientes a partir da construção de uma empresa de referência e pela determinação da remuneração justa do capital investido a partir da definição da base de remuneração e do custo de capital.
Figura 1: Processo de definição dos componentes do reposicionamento tarifário na revisão periódica
22. Nesse ponto, é importante ressaltar que o processo de definição de cada componente da Parcela B é feito através de critérios técnicos desenvolvidos pelo ente regulador, com o intuito de garantir a solidez metodológica de todo o processo a partir de um cálculo aprofundado de cada um desses componentes (custos operacionais e custo de capital).
23. A despeito de eventuais críticas e possibilidades de aperfeiçoamento dessa metodologia, não se pode contestar a intenção do regulador de imprimir um forte caráter técnico na definição da Parcela B no processo de revisão tarifária.
24. Além do valor do reposicionamento tarifário, também é definido durante a revisão tarifária o valor do Fator X. Apesar de não ser relevante para a análise do problema em questão, é importante salientar que essa componente também é obtida através de critérios técnicos definidos em resolução específica da ANEEL.
Cálculo do índice de reajuste tarifário
25. O índice de reajuste tarifário é dado pela razão entre a Receita na Data de Reajuste em Processamento - DRP (receita capaz de manter o poder de compra da empresa após o reajuste) e a Receita na Data de Referência Anterior - DRA (receita auferida pela empresa no período anterior).
26. A receita em DRA refere-se à receita efetivamente arrecadada nos últimos 12(doze) meses que antecederam o reajuste tarifário. Por outro lado, a receita em DRP é calculada com base na soma dos valores estimados para as parcelas A e B da concessionária.
27. A principal diferença entre as metodologias de revisão e reajuste reside na forma como é calculada a parcela B da receita. A metodologia do reajuste não utiliza os critérios definidos na Resolução nº 236/06 da ANEEL.
28. O processo de definição do IRT passa, primeiramente, pela apuração da Receita em DRA conforme já explicado. O segundo passo consiste em determinar os gastos efetivamente incorridos com a Parcela A durante o período de 12 (doze) meses que antecedeu o reajuste. O valor da Parcela B é finalmente calculado como a diferença entre os valores da Receita em DRA e da Parcela A.
Figura 2: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRA no reajuste anual
29. Por outro lado, a definição da receita em DRP começa pela determinação do valor da Parcela B, que é feita corrigindo a mesma parcela B calculada em DRA pela inflação e pelo Fator X.
30. O último passo consiste em determinar a parcela A a partir dos custos não-gerenciáveis estimados, tomando como base a mesma demanda existente em DRA, ou seja, a dos últimos 12 (doze) meses anteriores à data do reajuste.
Figura 3: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRP no reajuste anual
31. Há dois pontos importante dentro do processo de reajuste tarifário que merecem ser ressaltados: a estimativa da Parcela B tem menor nível de detalhamento técnico quando comparada ao processo de revisão tarifária; a demanda considerada refere-se ao período dos 12 (doze) meses anteriores à atualização e não a uma estimativa dos meses posteriores como na metodologia de revisão.
32. O método adotado no reajuste para o cálculo da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis efetivamente despendidos. Não guarda nenhuma relação com as metodologias de empresa de referência, base de remuneração e custo de capital utilizadas no processo de revisão.
33. A segunda diferença entre as metodologias de revisão e reajuste é relativa ao período de tempo utilizado para calcular os componentes das parcelas A e B. Na revisão tarifária é feita uma estimativa da demanda futura para balizar o valor justo da tarifa, enquanto que no processo de reajuste tarifário, as potenciais variações de demanda são ignoradas.
II. Inconsistências da metodologia de reajuste tarifário
34. A principal inconsistência metodológica do processo de reajuste tarifário é causada pelas duas diferenças já apontadas entre este processo e o de revisão: determinação do valor da Parcela B e desconsideração das variações futuras de demanda.
35. Como já foi explicado, dentro do reajuste tarifário, o valor da Parcela B é calculado como a diferença entre os valores da receita efetivamente arrecadada e a Parcela A efetivamente despendida. Ao optar por esse caminho, a metodologia abandona todo o rigor técnico utilizado no cálculo dos custos operacionais e dos custos de capital no processo de revisão e o substitui por uma forma simplificada de cálculo baseada na diferença de duas variáveis que nada tem a ver com os custos gerenciáveis da empresa.
36. O impacto dessa escolha faz com que as variações de receita derivadas das variações de demanda, que não são consideradas no momento do reajuste, sejam absorvidas pela Parcela B do ano seguinte. Em um cenário de demanda crescente, a metodologia proporciona um ganho adicional da concessionária, que não é compartilhado com o consumidor.
Figura 4: Efeitos da variação de receita devida ao crescimento da demanda no IRT
37. Como exemplo, suponha que um determinado processo de reajuste tenha definido uma tarifa de R$100/KWh, considerando uma demanda de 100KWh. A receita esperada, portanto, é de R$ 10.000. Em outras palavras, a tarifa proposta deve garantir o poder de compra da empresa para que seja capaz de cobrir seus custos e fornecer a energia demandada.
38. Caso a demanda aumente em 20%, para 1.200KWh, o poder de compra da empresa também aumentará em 20%, para R$12.000. Contudo, não é correto afirmar que os custos da empresa aumentam na mesma proporção. Ou seja, a empresa arrecadou R$2.000 adicionais, mas seus custos não subiram na mesma proporção.
39. A razão pela qual é possível afirmar que os custos da empresa não variam na mesma proporção da variação da quantidade de energia vendida reside no fato da existência de custos fixos dentro das parcelas A e B.
40. Na parcela A, por exemplo, os custos de compra de energia são variáveis, enquanto que de encargos setoriais e de transmissão não são diretamente proporcionais ao crescimento da quantidade de energia vendida. Já dentro da parcela B, custos administrativos podem ser considerados como exemplos de custos fixos.
41. O Fator X, calculado na revisão tarifária e aplicado nos processos de reajuste, tem o objetivo de compartilhar os ganhos de escala dos itens de custo fixo da parcela B. Contudo, ao aplicá-lo no valor determinado pela metodologia de reajuste, perde completamente a coerência econômica, pois o número determinado pelo reajuste não guarda nenhuma correspondência com o real valor da parcela B, calculado durante o processo de revisão tarifária (a partir das metodologias de empresa de referência, base de remuneração e custo de capital).
42. Além disso, os efeitos decorrentes do uso do Fator X, não se aplicam aos itens de custo fixo da parcela A, o que faz com que não exista nenhum mecanismo de compartilhamento de ganho para esses componentes de custo.
43. A única possibilidade para que o valor da parcela B calculado de forma simplificada no reajuste seja igual ao cálculo mais detalhado feito na revisão seria uma situação hipotética de crescimento nulo de demanda. De acordo com os estudos da Empresa de Pesquisa Energética publicados no último Plano Decenal de Energia (2007-2016), o crescimento nulo ou negativo da demanda não é razoável nem mesmo em cenários pessimistas de crescimento econômico.
44. De qualquer forma, o cenário de crescimento negativo da demanda traz para a empresa arrecadação menor do que a prevista. Contudo, o histórico e as previsões atuais revelam que tal cenário não é viável. Somente um evento externo, como ocorreu na crise energética de 2001, poderia provocar uma diminuição do consumo de energia elétrica. Ainda assim, aplica-se o mecanismo de revisão extraordinária para reequilibrar os contratos em tais situações.
45. Portanto, fica evidente que a metodologia utilizada para o reajuste tarifário desequilibra o contrato em favor das concessionárias de energia elétrica, gera ganhos ilícitos e prejudica o interesse público em favor do lucro privado indevido.
46. A metodologia atual permite que as empresas se apropriem dos ganhos de escala do negócio, mesmo quando não decorram de um aumento de eficiência operacional. Esses ganhos, derivados do aumento do consumo, deveriam ser repassados aos consumidores em sintonia com o princípio da modicidade tarifária. Dessa forma, a metodologia utilizada desvirtua a finalidade do mecanismo de reajuste, que é manter o poder de compra da concessionária durante o período tarifário.
III. Estimativas dos impactos sobre as tarifas
47. O impacto nas tarifas das deficiências do modelo de reajuste tarifário é função de três variáveis: proporção dos componentes das parcelas A e B no valor total da receita estimada; relação entre custos fixos e variáveis da parcela B; crescimento esperado da demanda.
48. Para melhor ilustrar o impacto nas tarifas, foi feita uma simulação capaz de demonstrar, caso a metodologia de reajuste tarifário refletisse as variações de demanda, quanto as tarifas poderiam ser reduzidas em um cenário de demanda crescente de energia, considerando uma concessionária hipotética com as seguintes premissas:
• Composição dos componentes de custo da empresa:
? Parcela A (custos com compras) – 40%
? Parcela A (encargos setoriais e custos de transmissão) – 20%
? Parcela B – 40%
• 50% dos componentes de custo da parcela B são variáveis com a demanda
• Crescimento de demanda anual (5,1%) de acordo com PDE 2007-2016
Gráfico 1: Simulação da sensibilidade da tarifa de energia à variação da demanda
49. A simulação proposta demonstra que, no cenário adotado de crescimento no consumo de energia elétrica, as tarifas da concessionária hipotética poderiam ficar 1,92% menores, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
50. Considerando uma demanda total brasileira de energia elétrica de 375,6TWh e uma tarifa média por MWh de R$ 259,80, é possível estimar um impacto anual de R$1,8 bilhões no mercado nacional, utilizando as premissas da simulação realizada.
51. Contudo, é preciso ressaltar que os impactos são sensíveis às premissas adotadas. Uma simulação que adotasse a premissa de que 100% dos custos da Parcela B são variáveis, por exemplo, traduziria uma redução de tarifas de aproximadamente 1% e um impacto no mercado de aproximadamente R$1 bilhão.
52. Independente das premissas adotadas, é notório que o prejuízo causado aos usuários tem alta materialidade. Além disso, é importante alertar que o efeito dessa falha metodológica se propaga ao longo do ciclo tarifário, aumentando ainda mais seus impactos negativos.
53. Para que seja feito um cálculo mais preciso dos impactos que a adequação dessa metodologia poderá trazer para as tarifas da CELPE, assim como para as tarifas de todas as outras concessionárias, é necessário que sejam obtidos dados reais de cada umas das variáveis citadas. De qualquer forma, mesmo adotando premissas conservadoras, o modelo permite constatar a alta materialidade dos valores em questão.
V. Impactos na CELPE
54. Os processos de reajuste tarifário da CELPE, entre 2002 e 2007 utilizaram a metodologia descrita nesse documento e resultaram, portanto, em uma situação de desequilíbrio econômico-financeiro do contrato em favor das concessionárias, ao não repassar para as tarifas alguns ganhos de escala que não foram decorrentes do aumento da eficiência operacional.
55. Os efeitos da distorção metodológica apontada podem ser observados ao comparar a evolução do valor da Parcela B e a evolução do índice que deveria balizar as correções dessa parcela.
56. O Gráfico 2 mostra como o valor da Parcela B da CELPE evoluiu ao longo do primeiro e do segundo ciclo tarifário (a 1a revisão ocorreu em 2005). Os dados coletados demonstram que, entre 2002 e 2004, o valor da Parcela B cresceu 78,29%, enquanto a inflação acumulada corrigida pelo Fator X cresceu 51,42%. Já no segundo ciclo, o valor da Parcela B cresceu 34,69%, enquanto a inflação acumulada corrigida pelo Fator X cresceu 4,64%.
Gráfico 2: Comparação entre a variação anual acumulada da Parcela B e do IGPM – Fator X
57. Os dados revelam que a correção obtida pela Parcela B está muito acima do natural indexador de suas variações (IGPM - Fator X). A diferença observada ocorre devido a atual metodologia de reajuste que permite que a Parcela B absorva ganhos de escala não advindos de melhorias na eficiência da operação e, sim, do aumento de demanda. Esses ganhos incrementam a receita das empresas além da necessidade de manutenção do seu poder de compra e deveriam ser repassados para os consumidores na forma de redução nas tarifas.
58. Por outro lado, ao analisar a variação anual da Parcela B, nota-se que está entre os dois elementos mais importantes na composição do índice de reajuste tarifário em todo o período analisado, com exceção do ano de 2004.
Tabela 3: Análise componentes de custo na formação do IRT
Ano IRT Principais itens de custo que contribuíram na composição do IRT Participação do item no IRT
2002 15,17% Encargos setoriais
Parcela B 4,98%
4,49%
2003 28,47% Parcela B
Compras de Energia 13,68%
11,63%
2004 11,42% Compras de Energia
Encargos de Transmissão 3,26%
2,74%
2006 19,82% Encargos Financeiros
Parcela B 10,75%
7,48%
2007 12,45% Parcela B
Encargos Financeiros 7,33%
4,17%
59. Portanto, pode-se constatar que a variação da Parcela B contribui de forma significativa para a formação do IRT e está sendo atualizada acima do indexador que garante a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
Conclusões
60. Ao final das análises conduzidas por esta unidade técnica, conclui-se que os cálculos que suportam os reajustes tarifários da CELPE, entre os anos de 2002 e 2007, foram realizados com exatidão e de acordo com a metodologia em vigor. Contudo, foi constado que uma importante causa da evolução das tarifas acima da inflação é a incompatibilidade da metodologia adotada nos reajustes com os princípios que reagem a regulação por incentivos no setor, positivados pelas Leis 8.987/95 e 9.427/96.
61. Como foi demonstrado ao longo das análises apresentadas, a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário de pelo menos R$1 bilhão ao ano.
62. Nesse sentido, torna-se imprescindível corrigir a metodologia de reajuste tarifário atual, presente nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica. Para isso, o ente regulador deve criar mecanismos que não permitam que ganhos de escala advindos do crescimento da demanda sejam indevidamente absorvidos pela Parcela B.
63. Destaca-se a competência do TCU, em cumprimento à Constituição Federal e à legislação em vigor, de fiscalizar tanto as atividades-meio quanto as atividades-fim das agências reguladoras. Sendo um dos principais objetivos dessa fiscalização impedir que qualquer impropriedade detectada prejudique os usuários finais do serviço concedido.
64. Para dar efetividade a sua missão, o Tribunal pode emitir determinações e recomendações, no intuito de, respectivamente, ajustar a conduta do jurisdicionado à legislação em vigor e contribuir, observando da discricionaridade do gestor, para o aprimoramento da administração pública.
65. O TCU já emitiu esse posicionamento em diversas oportunidades como nos Acórdãos no 2138/07-P, no 0200/07-P e, mais recentemente, no 628/08-P o qual transcreve-se parte do voto do Ministro Relator Benjamin Zymler:
“16. Reitero, neste sentido, o entendimento segundo o qual tenho me pautado, quando o tema recai sobre a fiscalização do TCU relativamente ao acompanhamento de outorgas ou execução contratual de serviços públicos concedidos, pelas agências reguladoras.
17. Sem embargo de reconhecer que as orientações advindas das análises técnicas efetivadas pelo Tribunal contribuem para as agências reguladoras pautarem-se dentro dos princípios constitucionais da legalidade e da eficiência, enfatizo que o controle do TCU é de segunda ordem, na medida que o limite a ele imposto esbarra na esfera de discricionariedade conferida ao ente regulador.
18. A partir desta premissa, verificada qualquer violação de disposição legal expressa, em ato vinculado, poderá o Tribunal determinar ao agente regulador que adote medidas tendentes ao saneamento do ato tido por irregular. Já, no caso de ato discricionário, praticado de forma motivada e em prol do interesse público, cabe a esta Corte, tão-somente, recomendar a adoção das providências que reputar adequadas.”
66. Portanto, ao aplicar metodologias que contradizem disposições legais expressas às quais está vinculada, a ANEEL fica sujeita a determinações do TCU de acordo com o discorrido nos parágrafos anteriores.
Benefícios da Ação de Controle
67. Foge do escopo da análise o cálculo detalhado dos impactos quantitativos do aperfeiçoamento da metodologia de reajuste anual nas tarifas da CELPE e das demais concessionárias de energia elétrica. O cálculo exato dos valores depende do modo como serão implementados os ajustes metodológicos necessários, sendo essa tarefa competência do ente regulador.
68. Contudo, é possível ter uma estimativa desses impactos como já demonstrado. A simulação proposta nos parágrafos 57 a 63 revelou que os benefícios decorrentes da redução das tarifas pode alcançar valores entre R$1,0 bilhão e R$1,8 bilhões anualmente.
69. Além disso, o ajuste da metodologia solidifica a legitimidade técnica do processo de reajuste tarifário anual, trazendo ganhos qualitativos para confiabilidade do sistema regulatório como um todo.
Proposta de Encaminhamento
70. Ante todo o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
I- determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, com fulcro no inciso I, art. 14 da Lei 9.427/96 e § 1o, art. 6o da Lei 8.987/95, que:
a) ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da CELPE, corrigindo as seguintes inconsistências:
• a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
• os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
b) apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no item a;
c) avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
d) apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item c;
e) estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;
II- comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados as decisões que vierem a ser proferidas pelo Tribunal, em resposta ao Of. Pres. no 243/07 e ao Of. Pres. 245/07, de 15/08/2007, encaminhados pelo Deputado Cezar Silvestre com Propostas de Fiscalização e Controle no 16/2007 e no 36/2007 de autoria do Deputado Eduardo da Fonte;
III- remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia(MME); à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal: à Subcomissão das Agências Reguladoras do Senado Federal; à Subcomissão Temporária de Regulamentação dos Marcos Regulatórios do Senado Federal; à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal; à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda;
IV- Arquivar os presentes autos.
(...)”
7. Encontra-se apensado a este feito o TC – 021.972/2007-8, consubstanciando a Proposta de Fiscalização e Controle (PFC) de nº 16/2007, também oriunda da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, a partir de Requerimento do Deputado Federal Chico Lopes, circunscrevendo idêntico objeto ao exercício de 2005, apenas.
8. Outrossim, em razão de inequívoca conexão material, determinei fosse apensado aos presentes autos o TC - 018.422/2007-7, que também trata de Solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, tendo por escopo a realização de auditoria no processo de reajustamento da CEMIG Distribuição S/A, no período de 2004 a 2007.
9. Encaminhado a este Tribunal pelo Presidente da referida Comissão Parlamentar, a Solicitação referida originou-se do Requerimento nº 32/07, de autoria do Deputado Federal Elismar Prado, no qual foram estabelecidos os seguintes parâmetros para a realização da auditoria requerida:
“- averiguar se foram considerados nos processos de reajuste de 2004, 2005, 2006 e 2007, os efeitos decorrentes da utilização do valor das receitas de uso dos sistema de distribuição, que constou de item autônomo e também compôs o item Outras Receitas;
- calcular o montante financeiro e percentual da não consideração dos efeitos do benefício fiscal decorrente da distribuição de juros sobre o capital próprio, na forma prevista na Lei nº 9.249/1995, desde 2003;
- analisar se a metodologia, os cálculos efetuados e os valores constantes das resoluções homologatórias, encontram-se em consonância com os ditames legais e com as ponderações feitas pelo TCU.”
10. De posse da matéria, a SEFID procedeu à análise devida, constatando, a partir das planilhas de cálculo dos processos de reajuste tarifário da CEMIG, efetuados entre 2004 e 2007, que as tarifas cresceram 42,6%, patamar muito superior à inflação acumulada no mesmo período, que registrou o índice de 13,4%.
11. Após analisar a metodologia de reajustamento tarifário adotado pela ANEEL, no contrato firmado com a CEMIG, a Unidade Técnica chegou à mesma conclusão do processo principal (TC – 021.975/2007-0), sugerindo idêntico encaminhamento ao proposto para a CELPE. O teor desta proposição, se acolhido por este Tribunal, protrair-se-á para todas as concessionárias de energia elétrica do país, inclusive à CEMIG. Por tal razão, a SEFID registrou sua opção em não fazer propostas idênticas àquelas formuladas no presente processo.
12. Com relação às questões específicas suscitadas no Requerimento que deu origem ao TC – 018.422/2007-7, reproduzo a seguir a manifestação da SEFID a este respeito, com a respectiva proposta de encaminhamento para aquele feito, verbis:
“(...)
I- Conclusão
59. A equipe técnica buscou responder todos os questionamentos presentes na Solicitação do Congresso encaminhada a esta Corte de Contas:
a) Averiguar se foram considerados nos processos de reajuste de 2004, 2005, 2006 e 2007 os efeitos decorrentes da utilização do valor das receitas de uso do sistema de distribuição, que constou de item autônomo e também compôs o item outras receitas.
60. Os efeitos decorrentes da utilização do valor das receitas de uso do sistema de distribuição, que constou de item autônomo e também compôs o item Outras Receitas, citados no Acórdão n.º 200/2007-P, não podem ter sido incorporados nas tarifas de 2004, 2005, 2006 e 2007 pois não fazem parte do processo de reajuste tarifário e também não foram considerados na revisão tarifária de 2003.
61. Além disso, os citados efeitos devem ser considerados apenas no 2o ciclo de revisão tarifária da CEMIG. O acompanhamento da revisão tarifária da CEMIG, referente ao 2o ciclo de revisões, está sendo analisado no processo TC 030.181/2007-2 e ainda não foi apreciado pelo Tribunal.
b) Calcular o montante financeiro e percentual da não consideração dos efeitos do benefício fiscal decorrente da distribuição de juros sobre capital próprio, na forma prevista na Lei no 9.249/1995, desde 2003.
62. A estimativa feita pela Unidade Técnica, no processo revisão tarifária da CEMIG em 2003 (TC 002.739/2003-7)) apontou um impacto de R$ 84,6 milhões na receita requerida e de 2,08% no índice de reposicionamento tarifário.
63. Por outro lado, a metodologia de reajuste tarifário não se baseia na determinação da remuneração do capital para o cálculo da Parcela B, no processo de definição do IRT. Portanto, não faz sentido calcular os potenciais efeitos do benefício fiscal da distribuição de juros sobre o capital próprio dentro dos processos de reajuste tarifário dos anos de 2004, 2005, 2006 e 2007.
c) Analisar se a metodologia, os cálculos efetuados e os valores constantes das resoluções homologatórias encontram-se em consonância com os ditames legais e com as ponderações feitas pelo TCU.
64. Os resultados dos procedimentos e cálculos realizados pela ANEEL nos referidos processos encontram-se em conformidade com as regras de reajuste estabelecidas nos contratos de concessão. Por outro lado, a metodologia de reajuste tarifário já foi analisada pela equipe técnica do Tribunal no processo TC – 021.975/2007-0 (fls. 25-40), ainda não apreciado pelo TCU.
65. Constatou-se que o Índice de Reajuste Tarifário (IRT) é superavaliado devido à incompatibilidade da metodologia adotada nos reajustes com os princípios que reagem a regulação por incentivos no setor, remunerando ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gerando impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário de pelo menos R$1 bilhão ao ano.
66. Entretanto, por já ter sido objeto de proposta de encaminhamento em outro processo, optou-se por não refazer as mesmas propostas, pois seus resultados aplicar-se-ão a todas as concessionárias de energia elétrica do país, inclusive à CEMIG.
VI - Proposta de Encaminhamento
67. Ante todo o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
I - comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados as decisões que vierem a ser proferidas pelo Tribunal neste processo e no processo no TC-021.975/2007-0, em resposta ao Of. Pres. no 180/07, de 28/06/2007, encaminhados pelo Deputado Cezar Silvestre com o Requerimento no 32/2007 de autoria do Deputado Elismar Prado;
II - remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia(MME); à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal; à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal; à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda;
III - Arquivar os presentes autos.
(...)”
É o Relatório.
VOTO
O art. 232, III, do Regimento Interno/TCU confere legitimidade aos Presidentes de Comissões do Congresso Nacional, da Câmara dos Deputados e do Senado Federal, para que solicitem a realização de auditoria por este Tribunal, quando por aquelas aprovados.
2. Enfeixada esta hipótese neste processo e naqueles que a ele se encontram apensados, deve o Tribunal deles conhecer.
3. Os processos de reajuste tarifário da CELPE – Companhia Energética de Pernambuco -, no período de 2002 a 2007, ora enfocados, foram devidamente analisados pela SEFID, conforme o Relatório precedente, o qual faço integrar às minhas razões de decidir.
4. Do exame preliminar, verificou-se que, no interregno auditado, as tarifas cresceram 78%, suplantando, assim, o índice de inflação acumulada no período, que foi de 61%.
5. A matéria foi examinada sob as dimensões da regularidade dos cálculos aplicados no processo de reajustamento e também da aderência da metodogia empregada aos princípios legais subjacentes à concessão dos serviços de distribuição de energia elétrica.
6. Da explanação introdutória acerca da metodologia de cálculo utilizada pela ANEEL, para efetivar a atualização tarifária dos contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, importa realçar, neste Voto, alguns aspectos que se afiguram importante, no entendimento da Unidade Técnica, e com os quais me ponho de acordo.
7. O modelo regulatório adotado no setor elétrico orienta-se pelo regime de incentivos, de forma a equilibrar o aumento na qualidade e eficiência do serviço prestado com a modicidade tarifária. Para tanto, adota-se metodologia em que a receita auferida pelo concessionário, com a distribuição e venda de energia, seja não apenas necessária à cobertura de seus custos, mas também vantajosa sob o ponto de vista negocial, de forma a estimular e justificar os investimentos privados no setor.
8. Calcada nesta premissa, a sistemática engendrada para o reajustamento das tarifas, destina-se à manutenção do valor real da receita do concessionário. Nesta linha, divide-se os custos por este incorridos no processo de distribuição, em Parcela A e Parcela B. Refere-se a primeira àqueles custos não gerenciáveis, por parte do concessionário. Já, a Parcela B reflete os custos gerenciáveis, os quais devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor.
9. A despeito do descompasso verificado entre o crescimento das tarifas praticadas pela CELPE, no período compreendido entre 2002 e 2007, e a inflação acumulada no mesmo período, respectivamente 78% e 61% (com base no IGP-M), a análise das planilhas apresentadas pela concessionária mostraram-se conformes às regras de reajuste estabelecidas pela ANEEL, nos contratos de concessão.
10. Não obstante esta conformidade, a discrepância nos indicadores acima referidos sinalizou inconsistência na sistemática de reajustamento praticada pelo Agente Regulador, porquanto, logo a priori, não se verifica equilíbrio entre a receita auferida pelo concessionário e a evolução da inflação acumulada no período correspondente. Este descompasso vai de encontro à finalidade do reajuste, que consiste justamente na preservação do “poder de compra” da receita do concessionário.
11. No adensado estudo empreendido pela SEFID, integralmente reproduzido no Relatório que apresento a Vossas Excelências, identificou-se a causa da distorção no modelo examinado, que permite às empresas concessionárias apropriarem-se de ganhos de escala do negócio, em decorrência do aumento no consumo, sem que haja a contrapartida na redução da tarifa e, também, no aumento da eficiência operacional do serviço prestado.
12. De acordo com a Unidade Técnica, o principal ponto que vulnera a consistência da metodologia adotada funda-se na determinação do valor da Parcela B e na desconsideração das variações futuras de demanda.
13. Com efeito, na sistemática adotada pela ANEEL, a Parcela B é definida como a diferença entre a receita efetivamente arrecadada e a Parcela A efetivamente despendida. Em um cenário realista, em que se verifica uma demanda crescente, este método propicia um ganho adicional ao concessionário, o qual o não é repassado para o consumidor.
14. Isto se deve ao fato de não serem consideradas, no momento do reajuste, as variações na demanda que, por conseguinte, refletem-se na receita que delas derivam. Ao ter-se em conta que o índice de reajuste tarifário (IRT) é definido pela razão entre a Receita na Data de Reajuste em Processamento (DRP) e a Receita na Data de Referência Anterior (DRA) - esta última auferida pela empresa no período anterior – fica evidente a absorção do incremento da demanda nos reajustes praticados.
15. Como asseverou a Unidade Técnica, a única forma de que a metodologia empregada não resulte em desequilíbrios do contrato, em desfavor dos consumidores e privilegiando indevidamente as empresas concessionárias, se verificaria em um contexto de crescimento nulo de demanda. Ora, tal hipótese verificou-se apenas na crise energética de 2001.
16. Outro aspecto a salientar, que reforça a inconsistência metodológica em apreço, concerne à desvinculação entre os ganhos de escala auferidos pelas empresas concessionárias, por ocasião dos reajustamentos, e o aumento na eficiência operacional daquelas. Convém lembrar que é na Parcela B que se embutem os custos gerenciáveis da concessionária.
17. Portanto, se considerarmos que a Parcela B tem seu valor definido como a diferença entre os valores da receita efetivamente arrecadada e a Parcela A efetivamente despendida, como já dito acima, pode-se inferir que a política de reajustes tarifários adotada pela ANEEL não se presta a induzir a otimização de custos gerenciáveis por parte da concessionária, de sorte que estes custos se revertam em ganhos de eficiência os quais, de alguma forma, possam vir a beneficiar o mercado consumidor.
18. Percebe-se, do quanto exposto, que, na forma como se processam os reajustes tarifários das empresas concessionárias de energia elétrica, não há benefícios perceptíveis ao consumidor, que possam se traduzir em modicidade tarifária.
19. Em suma, ganha o concessionário com o acréscimo decorrente da variação da demanda, em regra crescente, e perde o consumidor final ao não compartilhar deste ganho. Outrossim, sob o enfoque da prestação do serviço, a própria política tarifária concebida pelo Agente Regulador dissocia os reajustes tarifários dos custos que se prestariam a estimular e fomentar a melhora no serviço adequado (Parcela B), tornando praticamente inócuo o regime de regulação por estímulo, que se adotou no setor de energia elétrica.
20. E, como bem asseverado pela Unidade Técnica, “é importante alertar que o efeito dessa falha metodológica se propaga ao longo do ciclo tarifário, aumentando ainda mais seus impactos negativos” (GRIFEI). A esse respeito, convém destacar a asserção contida nas conclusões da SEFID, no sentido de que “a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário de pelo menos R$ 1 bilhão ao ano.”
21. Por pertinente ao encaminhamento proposto pela SEFID para o presente feito, consistente em determinar à ANEEL que promova a correção das inconsistências metodológicas ora apontadas, gostaria de ater-me à expressão “ilegalmente” acima transcrita, de forma a contextualizar e fundamentar o Acórdão que proponho em anexo.
22. Como venho reiterando ao longo de minha atuação em processos afetos às atividades regulatórias, reafirmo que o controle exercido pelo TCU neste campo tem caráter marcadamente ancilar ao Poder Concedente, no que se refere ao acompanhamento de outorgas ou execução de contratos de serviços públicos concedidos.
23. Neste sentido, a Unidade Técnica reproduziu excerto do Voto em suporte ao Acórdão nº 2138/2007 – TCU – Plenário, dentre outros, no qual se encontra expresso o meu entendimento de que “verificada qualquer violação de disposição legal expressa, em ato vinculado, poderá o Tribunal determinar ao agente regulador que adote medidas tendentes ao saneamento do ato tido por irregular. Já no caso de ato discricionário, praticado de forma motivada e em prol do interesse público, cabe a esta Corte, tão-somente, recomendar a adoção das providências que reputar adequadas”.
24. Não obstante, entendo que sempre se faz necessária uma análise do caso concreto para determinar a existência de vício que demande uma ação corretiva do Tribunal.
25. A hipótese em exame levou a Unidade Técnica especializada deste Tribunal a verificar que a metodologia de reajuste adotado no contrato firmado com a CELPE possui, em síntese, as seguintes inconsistências, para as quais formula proposta de correção, senão vejamos:
- a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento da demanda;
- os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio financeiro do contrato.
26. A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em seu art. 6º, erige como pressuposto à concessão ou permissão a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários. Adiante, no parágrafo primeiro do artigo mencionado, estabelece as condições que configuram o serviço público como adequado, conforme a seguir reproduzido:
“Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato.
§ 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas.” (Grifei)
27. O inconteste atributo de cogência que emana do dispositivo acima transcrito não confere margem de discricionariedade ao Ente Regulador, de modo a permitir elastecimento na interpretação do que venha a ser tarifa módica, conditio sine qua para que se legitime a concessão do serviço público.
28. Diante disto, a delimitação do que venha a ser uma tarifa módica faz-se necessária, para emissão de juízo acerca da matéria ora tratada. A despeito da miríade conceitual que envolve a modicidade tarifária, relacionando-a, em regra, ao equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, trago elucidativo excerto do trabalho de conclusão do Curso de Direito de Energia Elétrica da Universidade Cândido Mendes – UCAM (Janeiro/2007), intitulada: Tributação, Encargos Setoriais e a Modicidade Tarifária. Vejamos:
“(...)
Com o advento do Novo Modelo do Setor Elétrico, a modicidade tarifária voltou ao centro das atenções, pois forma um dos princípios basilares desse Novo Modelo.
Existe uma confusão acerca da definição do que é “modicidade tarifária”, não havendo um consenso acerca dos requisitos para qualificação de “tarifa módica”. Há quem defenda que as tarifas são módicas quando possibilitam que a universalidade possa usufruir do serviço público, não impedindo que os mais pobres tenham acesso.
No entanto, tarifa módica não quer dizer necessariamente tarifa barata. Tarifa módica é a menor tarifa possível que garanta a segurança do abastecimento (diminuição do risco de déficit) e a qualidade dos serviços prestados. Uma tarifa que garanta uma oferta de energia maior que a demanda.
(...)” (Grifei)
29. Interessou-me o excerto acima transcrito porquanto, para além do necessário equilíbrio econômico-financeiro, deve-se reconhecer, no contrato de concessão, uma necessária relação entre a modicidade tarifária e a demanda.
30. Este é o ponto que assoma no presente trabalho, no qual se verifica, justamente, uma assincronia entre o incremento na demanda sem a devida contrapartida na tarifa.
31. Tal descompasso se efetiva com o método de reajustamento analisado, em que o constante crescimento da demanda, e a receita deste derivada, são absorvidos pela Parcela B do ano seguinte e propagados na definição de receitas futuras, tal como demonstrou a SEFID.
32. Desta forma, garante-se uma oferta de energia maior que a demanda, porque o processo de reajustamento se antecipa à expectativa de crescimento daquela variável, incorporando-a na tarifa ajustada.
33. Em um cenário comprovadamente realista de constante crescimento da demanda, ainda que em situações de baixo aquecimento econômico, o modelo ora em análise sempre se prestará a assegurar uma oferta de energia maior que a demanda, uma vez que desconsidera as variações futuras desta. Ademais, seja qual for a quantidade de energia vendida, os custos da concessionária não variam na mesma proporção, uma vez que, tanto a Parcela A como a Parcela B, embutem custos fixos.
34. Portanto, a despeito de garantir a oferta de energia, o crescimento constante da demanda não guarda correlação com a tarifa praticada, desequilibrando a relação em favor da concessionária.
35. Na linha da análise técnica empreendida, e também considerando o aspecto de evolução tarifária em patamares bem superiores ao da inflação, fica evidente que a apropriação de ganhos de escala pela concessionária, sem o devido compartilhamento com os usuários, além de tender a aumentar ao longo do tempo, afasta o caráter de modicidade que deve revestir a tarifa do serviço público, por força de imperativo legal.
35. A circunstância acima descrita compromete, ainda, o desejável aumento de eficiência operacional, buscado pelo modelo regulatório do setor elétrico. Tal se justifica pela opção em desprezar os custos gerenciáveis da empresa no processo revisional das tarifas.
36. Do quanto exposto entendo pertinentes as conclusões firmadas pela SEFID, no sentido de que “uma importante causa da evolução das tarifas acima da inflação é a incompatibilidade da metodologia adotada nos reajustes com os princípios que regem a regulação por incentivos no setor, positivados pelas Leis 8.987/95 e 9.427/96”, também de que “a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário”.
37. Feitas estas ponderações, acerca do caso concreto, reputo não apenas conveniente, mas necessário, que o Tribunal determine à ANEEL que promova as medidas corretivas sugeridas pela Unidade Técnica, no sentido de proceder aos ajustes necessários à correção das inconsistências verificadas na metodologia adotada pela Agência, no contrato da CELPE, estendendo estes ajustes às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país, sem prejuízo das demais medidas alvitradas pela Unidade Técnica, as quais encampo no Acórdão que proponho a este Plenário.
38. Tal como proposto pela Unidade Técnica, o entendimento a se firmar neste processo também o será com relação aos que se encontram a ele apensados. No Acórdão que proponho, adscrevo as conclusões relativas aos questionamentos suscitados em relação à CEMIG, formuladas no TC – 018. 422/2007-7, tal como registrado no Relatório que subsidia este Voto.
Assim, acolhendo a manifestação da SEFID, VOTO por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto a este Plenário.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 8 de outubro de 2008.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
ACÓRDÃO Nº 2210/2008 - TCU – Plenário
1. Processo n° TC – 021.975/2007-0
1.1. Apensos: TC – 021.972/2007-8 e TC – 018.422/2007-7.
2. Grupo I - Classe de Assunto II: Solicitação do Congresso Nacional.
3. Interessado: Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados.
4. Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.
5. Relator: Ministro Benjamin Zymler.
6. Representante do Ministério Público: não atuou.
7. Unidade Técnica: SEFID.
8. Advogado constituído nos autos: não há.
9. Acórdão:
Vistos, relatados e discutidos estes autos de Solicitação de Auditoria oriunda do Congresso Nacional, o Tribunal Pleno, diante das razões expostas pelo Relator, ACORDA em:
9.1. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, com fulcro no inciso I, art. 14 da Lei 9.427/96 e § 1o, art. 6o da Lei 8.987/95, que:
9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da CELPE, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
9.1.2. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no subitem 9.1;
9.1.3. avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
9.1.4. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item 9.1.3;
9.1.5. estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;
9.2. comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados as Deliberações que vierem a ser proferidas pelo Tribunal, em resposta aos expedientes que originaram este processo e aqueles a ele apensados;
9.3. remeter cópias deste Acórdão, bem como do Relatório e Voto que o fundamentam, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia(MME); à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal; à Subcomissão Temporária de Regulamentação dos Marcos Regulatórios do Senado Federal; à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal; à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda;
9.4. arquivar os presentes autos.
10. Ata n° 41/2008 – Plenário.
11. Data da Sessão: 8/10/2008 – Ordinária.
12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-2210-41/08-P.
13. Especificação do quorum:
13.1. Ministros presentes: Walton Alencar Rodrigues (Presidente), Guilherme Palmeira, Ubiratan Aguiar, Benjamin Zymler (Relator) e Raimundo Carreiro.
13.2. Auditores convocados: Marcos Bemquerer Costa e André Luís de Carvalho.
WALTON ALENCAR RODRIGUES BENJAMIN ZYMLER
Presidente Relator
Fui presente:
PAULO SOARES BUGARIN
Procurador-Geral, em exercício
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
08/10/2008
Identificação
Acórdão 2210/2008 - Plenário
Número Interno do Documento
AC-2210-41/08-P
Grupo/Classe/Colegiado
GRUPO I / CLASSE II / Plenário
Processo
021.975/2007-0
Natureza
Solicitação do Congresso Nacional
Entidade
Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
Interessados
Interessado: Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados
Sumário
SOLICITAÇÃO DE AUDITORIA ORIUNDA DA CÂMARA DOS DEPUTADOS. METODOLOGIA ADOTADA PELA ANEEL, PARA REAJUSTAMENTO DE CONTRATOS DE CONCESSIONÁRIOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. SOLICITAÇÕES DE NATUREZA IDÊNTICA APENSADAS. CONHECIMENTO. INCONSISTÊNCIAS NA METODOLOGIA EXAMINADA. APROPRIAÇÃO INDEVIDA DE GANHOS PELAS CONCESSIONÁRIAS, SEM COMPARTILHAMENTO COM O CONSUMIDOR FINAL. AFRONTA A DISPOSITIVO LEGAL QUE REGE A CONCESSÃO DE SERVIÇOS PÚBLICOS. EXERCÍCIO DE CONTROLE REPRESSIVO PELO TRIBUNAL. DETERMINAÇÃO DE MEDIDAS CORRETIVAS, EXTENSIVAS ÀS DEMAIS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. ATENDIMENTO A QUESTIONAMENTOS FORMULADOS. COMUNICAÇÕES. REMESSA DE CÓPIAS. ARQUIVAMENTO. CONSTITUIÇÃO DE PROCESSO DE MONITORAMENTO
Assunto
Solicitação do Congresso Nacional
Ministro Relator
Benjamin Zymler
Representante do Ministério Público
não atuou
Unidade Técnica
SEFID
Advogado Constituído nos Autos
não há
Dados Materiais
Apensos: TC - 021.972/2007-8 e TC - 018.422/2007-7
Relatório do Ministro Relator
Origina-se o presente processo de solicitação de Auditoria formulada pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, por intermédio do Of. Pres. n. 245/07, tendo por objeto os processos de reajuste tarifário da CELPE - Companhia Energética de Pernambuco, no período de 2002 à 2007.
2. A solicitação em apreço decorreu do Requerimento nº 36/07, de autoria do Deputado Federal Eduardo da Fonte, aprovado em 15.8.2007.
3. Encaminhada a matéria à SEFID, submeteu-se a este Relator proposta preliminar de diligência junto à ANEEL, com vistas à obtenção dos elementos técnicos que fundamentaram os índices de reajustes tarifários da CELPE, no período enfocado.
4. Autorizada a diligência, foram encaminhados àquela Unidade Técnica os documentos e planilhas de cálculos pertinentes. Em seqüência, foi realizada uma reunião técnica entre a equipe da ANEEL e a equipe de inspeção, oportunidade na qual foram registrados em ata os entendimentos firmados a respeito da interpretação dada pela Agência sobre pontos da metodologia empregada.
5. A par desses elementos, SEFID procedeu à avaliação da legalidade e legitimidade dos reajustes, enfocando a questão quanto à regularidade dos cálculos aplicados no reajuste em relação à metodologia em vigor e, também, quanto à aderência dessa metodologia aos princípios legais que regem a concessão dos serviços de distribuição de energia elétrica.
6. Reproduzo, a seguir, essência da análise efetuada pela SEFID, nos moldes acima mencionados, a qual foi precedida de exposição acerca da metodologia empregada pela ANEEL para atualizações tarifárias, senão vejamos:
"(...)
Metodologias de atualização tarifária adotadas pela ANEEL
2. De acordo com a lei 9.427/96, as atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos. Sua principal finalidade é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço atendendo ao princípio da modicidade tarifária.
3. Nesse sentido, o modelo de remuneração de concessionárias de energia elétrica é baseado na premissa de que a tarifa aplicada à quantidade energia vendida gera a receita necessária para cobrir os custos da empresa. Contudo, compete ao ente regulador criar mecanismos de incentivos para que as empresas administrem seus custos de maneira eficiente, buscando o princípio da modicidade tarifária.
4. A ANEEL divide, metodologicamente, os custos de concessionárias de distribuição em duas parcelas: Parcela A e Parcela B. A primeira representa os custos não gerenciáveis da empresa, ou seja, aqueles que não dependem da sua operação. A segunda parcela representa os custos gerenciáveis da empresa e devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor. A tabela a seguir, detalha os principais componentes de cada parcela.
Tabela 1: Detalhamento da composição das parcelas A e B
PARCELA A
(custos não-gerenciáveis) PARCELA B
(custos gerenciáveis)
Encargos Setoriais Despesas de Operação e Manutenção
Cota de Reserva Global de Reversão (RGR) Pessoal
Cotas de Conta Consumo Combustível Material
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) Serviços de terceiros
Rateio de custos do Proinfa Despesas gerais e outras
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
Encargos de Transmissão Despesas de Capital
Uso das instalações da Rede básica de Transmissão Energia Elétrica Cotas de depreciação
Uso das instalações de Conexão Remuneração do capital
Uso das instalações de Distribuição
Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu
Operador Nacional do Sistema (ONS)
Compra de Energia Elétrica Outros
Energia de Itaipu P&D e Eficiência Energética
Contratos Iniciais, Contratos Bileterais de Longo Prazo ou Leilões PIS/COFINS
5. Quando da assinatura do contratos de concessão, as empresas reconhecem que o nível tarifário vigente, ou seja, o conjunto das tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os mecanismos de reajuste e revisão das tarifas estabelecidos nos contratos, é suficiente para a manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro.
6. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço e remunerar adequadamente o capital investido, seja naquele momento, seja ao longo do período de concessão, na medida em que as regras de atualização têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato. Dessa forma, existem três métodos de atualização tarifária: reajuste tarifário anual, revisão tarifária periódica e revisão tarifária extraordinária.
7. O reajuste tarifário é realizado anualmente e busca restabelecer o poder de compra da receita obtida pelo concessionário. Para isso, as Parcelas A e B são calculadas, possibilitando a determinação do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), que é aplicado na atualização das tarifas vigentes.
8. A revisão tarifária periódica é um processo mais detalhado de atualização que, geralmente, ocorre a cada quatro anos. Busca manter o equilíbrio econômico-financeiro ao longo do contrato de concessão, realizando análises mais profundas e detalhadas na determinação dos valores de cada componente das Parcelas A e B. O objetivo desse processo é calcular o reposicionamento tarifário e estabelecer o Fator X.
9. O cálculo do reposicionamento tarifário se baseia na definição da parcela da receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes - para um dado nível de qualidade do serviço - e uma remuneração adequada sobre investimentos realizados com prudência.
10. O Fator X é um "número índice" fixado pela ANEEL, a cada revisão periódica, conforme definido nos contratos de concessão, com o objetivo de ajustar os valores da Parcela B (custos gerenciáveis) aos ganhos de escala do negócio não decorrentes de aumento da eficiência operacional.
11. Por fim, a revisão tarifária extraordinária é um mecanismo, por meio do qual a ANEEL poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos da empresa de distribuição, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia, encargos setoriais ou encargos de uso das redes elétricas que possam ser estabelecidos durante o período.
Cálculos aplicados de acordo com a atual metodologia de reajuste tarifário
12. Uma análise preliminar das planilhas de cálculo dos processos de reajuste tarifário da CELPE, entre 2002 e 2007, enviadas pela ANEEL, apontou que as tarifas cresceram 78% nesse período. Ao mesmo tempo, a inflação acumulada no mesmo período, medida pelo IGPM, foi de 61%.
13. Para cada componente que compõe o índice de reajuste tarifário (IRT), examinaram-se os procedimentos e cálculos realizados nas planilhas de cada processo do período em questão. A tabela a seguir resume o valor do IRT de cada ano, os principais fatores que contribuíram para o reajuste e a aderência dos cálculos analisados à metodologia adotada pela ANEEL.
Tabela 2: Análise componentes de custo na formação do IRT e sua aderência à metodologia adotada pela ANEEL
Ano IRT Principais itens de custo que contribuíram na composição do IRT Participação do item no IRT Aderência a metodologia
2002 15,17% Encargos setoriais
Parcela B 4,98%
4,49% OK
2003 28,47% Parcela B
Compras de Energia 13,68%
11,63% OK
2004 11,42% Compras de Energia
Encargos de Transmissão 3,26%
2,74% OK
2005 1A REVISÃO TARIFÁRIA DA CELPE
2006 19,82% Encargos Financeiros
Parcela B 10,75%
7,48% OK
2007 12,45% Parcela B
Encargos Financeiros 7,33%
4,17% OK
14. A partir das análises realizadas, pode-se afirmar que os resultados dos procedimentos e cálculos realizados pela ANEEL nos referidos processos encontram-se em conformidade com as regras de reajuste estabelecidas nos contratos de concessão.
Análise da metodologia de reajuste tarifário
15. No tocante à análise da metodologia empregada pelos contratos de concessão, os estudos realizados apontam evidências de que a método adotado para o reajuste tarifário apresenta uma grave falha conceitual que leva ao desequilíbrio econômico-financeiro do contrato.
16. Para apresentar os achados, a análise do problema será apresentada da seguinte forma:
I. principais diferenças entre as metodologias de revisão periódica e reajuste anual;
II. inconsistências da metodologia de reajuste tarifário;
III. estimativas dos impactos sobre as tarifas;
IV. impactos na CELPE.
I. Principais diferenças entre as metodologias de revisão periódica e reajuste anual
17. Tanto a metodologia de reajuste quando a de revisão são baseadas na determinação da receita necessária para cobrir os custos na prestação do serviço, ou seja, consistem no cálculo das Parcelas A e B. Contudo, o processo de definição dessas parcelas difere em cada uma das metodologias.
Cálculo do reposicionamento tarifário no processo de revisão periódica
18. O valor do reposicionamento tarifário é definido como a razão entre a Receita Requerida (receita necessária para manter o equilíbrio econômico-financeiro após a revisão) e a Receita Verificada (receita auferida pela empresa com as tarifas vigentes).
19. A Receita Verificada é determinada aplicando-se as tarifas vigentes, no momento da revisão, à demanda do mercado referenciado no ano-teste, que é definido como o mercado estimado para período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência das novas tarifas.
20. Por sua vez, a Receita Requerida é definida como a soma das parcelas A e B, calculadas segundo critérios estabelecidos pela ANEEL na Resolução nº 236/06.
21. Para se calcular a Parcela A, determinam-se os custos de compra de energia, os encargos tarifários e os custos de transmissão. Já a Parcela B é calculada pela definição de custos operacionais eficientes a partir da construção de uma empresa de referência e pela determinação da remuneração justa do capital investido a partir da definição da base de remuneração e do custo de capital.
Figura 1: Processo de definição dos componentes do reposicionamento tarifário na revisão periódica
22. Nesse ponto, é importante ressaltar que o processo de definição de cada componente da Parcela B é feito através de critérios técnicos desenvolvidos pelo ente regulador, com o intuito de garantir a solidez metodológica de todo o processo a partir de um cálculo aprofundado de cada um desses componentes (custos operacionais e custo de capital).
23. A despeito de eventuais críticas e possibilidades de aperfeiçoamento dessa metodologia, não se pode contestar a intenção do regulador de imprimir um forte caráter técnico na definição da Parcela B no processo de revisão tarifária.
24. Além do valor do reposicionamento tarifário, também é definido durante a revisão tarifária o valor do Fator X. Apesar de não ser relevante para a análise do problema em questão, é importante salientar que essa componente também é obtida através de critérios técnicos definidos em resolução específica da ANEEL.
Cálculo do índice de reajuste tarifário
25. O índice de reajuste tarifário é dado pela razão entre a Receita na Data de Reajuste em Processamento - DRP (receita capaz de manter o poder de compra da empresa após o reajuste) e a Receita na Data de Referência Anterior - DRA (receita auferida pela empresa no período anterior).
26. A receita em DRA refere-se à receita efetivamente arrecadada nos últimos 12(doze) meses que antecederam o reajuste tarifário. Por outro lado, a receita em DRP é calculada com base na soma dos valores estimados para as parcelas A e B da concessionária.
27. A principal diferença entre as metodologias de revisão e reajuste reside na forma como é calculada a parcela B da receita. A metodologia do reajuste não utiliza os critérios definidos na Resolução nº 236/06 da ANEEL.
28. O processo de definição do IRT passa, primeiramente, pela apuração da Receita em DRA conforme já explicado. O segundo passo consiste em determinar os gastos efetivamente incorridos com a Parcela A durante o período de 12 (doze) meses que antecedeu o reajuste. O valor da Parcela B é finalmente calculado como a diferença entre os valores da Receita em DRA e da Parcela A.
Figura 2: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRA no reajuste anual
29. Por outro lado, a definição da receita em DRP começa pela determinação do valor da Parcela B, que é feita corrigindo a mesma parcela B calculada em DRA pela inflação e pelo Fator X.
30. O último passo consiste em determinar a parcela A a partir dos custos não-gerenciáveis estimados, tomando como base a mesma demanda existente em DRA, ou seja, a dos últimos 12 (doze) meses anteriores à data do reajuste.
Figura 3: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRP no reajuste anual
31. Há dois pontos importante dentro do processo de reajuste tarifário que merecem ser ressaltados: a estimativa da Parcela B tem menor nível de detalhamento técnico quando comparada ao processo de revisão tarifária; a demanda considerada refere-se ao período dos 12 (doze) meses anteriores à atualização e não a uma estimativa dos meses posteriores como na metodologia de revisão.
32. O método adotado no reajuste para o cálculo da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis efetivamente despendidos. Não guarda nenhuma relação com as metodologias de empresa de referência, base de remuneração e custo de capital utilizadas no processo de revisão.
33. A segunda diferença entre as metodologias de revisão e reajuste é relativa ao período de tempo utilizado para calcular os componentes das parcelas A e B. Na revisão tarifária é feita uma estimativa da demanda futura para balizar o valor justo da tarifa, enquanto que no processo de reajuste tarifário, as potenciais variações de demanda são ignoradas.
II. Inconsistências da metodologia de reajuste tarifário
34. A principal inconsistência metodológica do processo de reajuste tarifário é causada pelas duas diferenças já apontadas entre este processo e o de revisão: determinação do valor da Parcela B e desconsideração das variações futuras de demanda.
35. Como já foi explicado, dentro do reajuste tarifário, o valor da Parcela B é calculado como a diferença entre os valores da receita efetivamente arrecadada e a Parcela A efetivamente despendida. Ao optar por esse caminho, a metodologia abandona todo o rigor técnico utilizado no cálculo dos custos operacionais e dos custos de capital no processo de revisão e o substitui por uma forma simplificada de cálculo baseada na diferença de duas variáveis que nada tem a ver com os custos gerenciáveis da empresa.
36. O impacto dessa escolha faz com que as variações de receita derivadas das variações de demanda, que não são consideradas no momento do reajuste, sejam absorvidas pela Parcela B do ano seguinte. Em um cenário de demanda crescente, a metodologia proporciona um ganho adicional da concessionária, que não é compartilhado com o consumidor.
Figura 4: Efeitos da variação de receita devida ao crescimento da demanda no IRT
37. Como exemplo, suponha que um determinado processo de reajuste tenha definido uma tarifa de R$100/KWh, considerando uma demanda de 100KWh. A receita esperada, portanto, é de R$ 10.000. Em outras palavras, a tarifa proposta deve garantir o poder de compra da empresa para que seja capaz de cobrir seus custos e fornecer a energia demandada.
38. Caso a demanda aumente em 20%, para 1.200KWh, o poder de compra da empresa também aumentará em 20%, para R$12.000. Contudo, não é correto afirmar que os custos da empresa aumentam na mesma proporção. Ou seja, a empresa arrecadou R$2.000 adicionais, mas seus custos não subiram na mesma proporção.
39. A razão pela qual é possível afirmar que os custos da empresa não variam na mesma proporção da variação da quantidade de energia vendida reside no fato da existência de custos fixos dentro das parcelas A e B.
40. Na parcela A, por exemplo, os custos de compra de energia são variáveis, enquanto que de encargos setoriais e de transmissão não são diretamente proporcionais ao crescimento da quantidade de energia vendida. Já dentro da parcela B, custos administrativos podem ser considerados como exemplos de custos fixos.
41. O Fator X, calculado na revisão tarifária e aplicado nos processos de reajuste, tem o objetivo de compartilhar os ganhos de escala dos itens de custo fixo da parcela B. Contudo, ao aplicá-lo no valor determinado pela metodologia de reajuste, perde completamente a coerência econômica, pois o número determinado pelo reajuste não guarda nenhuma correspondência com o real valor da parcela B, calculado durante o processo de revisão tarifária (a partir das metodologias de empresa de referência, base de remuneração e custo de capital).
42. Além disso, os efeitos decorrentes do uso do Fator X, não se aplicam aos itens de custo fixo da parcela A, o que faz com que não exista nenhum mecanismo de compartilhamento de ganho para esses componentes de custo.
43. A única possibilidade para que o valor da parcela B calculado de forma simplificada no reajuste seja igual ao cálculo mais detalhado feito na revisão seria uma situação hipotética de crescimento nulo de demanda. De acordo com os estudos da Empresa de Pesquisa Energética publicados no último Plano Decenal de Energia (2007-2016), o crescimento nulo ou negativo da demanda não é razoável nem mesmo em cenários pessimistas de crescimento econômico.
44. De qualquer forma, o cenário de crescimento negativo da demanda traz para a empresa arrecadação menor do que a prevista. Contudo, o histórico e as previsões atuais revelam que tal cenário não é viável. Somente um evento externo, como ocorreu na crise energética de 2001, poderia provocar uma diminuição do consumo de energia elétrica. Ainda assim, aplica-se o mecanismo de revisão extraordinária para reequilibrar os contratos em tais situações.
45. Portanto, fica evidente que a metodologia utilizada para o reajuste tarifário desequilibra o contrato em favor das concessionárias de energia elétrica, gera ganhos ilícitos e prejudica o interesse público em favor do lucro privado indevido.
46. A metodologia atual permite que as empresas se apropriem dos ganhos de escala do negócio, mesmo quando não decorram de um aumento de eficiência operacional. Esses ganhos, derivados do aumento do consumo, deveriam ser repassados aos consumidores em sintonia com o princípio da modicidade tarifária. Dessa forma, a metodologia utilizada desvirtua a finalidade do mecanismo de reajuste, que é manter o poder de compra da concessionária durante o período tarifário.
III. Estimativas dos impactos sobre as tarifas
47. O impacto nas tarifas das deficiências do modelo de reajuste tarifário é função de três variáveis: proporção dos componentes das parcelas A e B no valor total da receita estimada; relação entre custos fixos e variáveis da parcela B; crescimento esperado da demanda.
48. Para melhor ilustrar o impacto nas tarifas, foi feita uma simulação capaz de demonstrar, caso a metodologia de reajuste tarifário refletisse as variações de demanda, quanto as tarifas poderiam ser reduzidas em um cenário de demanda crescente de energia, considerando uma concessionária hipotética com as seguintes premissas:
• Composição dos componentes de custo da empresa:
- Parcela A (custos com compras) - 40%
- Parcela A (encargos setoriais e custos de transmissão) - 20%
- Parcela B - 40%
• 50% dos componentes de custo da parcela B são variáveis com a demanda
• Crescimento de demanda anual (5,1%) de acordo com PDE 2007-2016
Gráfico 1: Simulação da sensibilidade da tarifa de energia à variação da demanda
49. A simulação proposta demonstra que, no cenário adotado de crescimento no consumo de energia elétrica, as tarifas da concessionária hipotética poderiam ficar 1,92% menores, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
50. Considerando uma demanda total brasileira de energia elétrica de 375,6TWh e uma tarifa média por MWh de R$ 259,80, é possível estimar um impacto anual de R$1,8 bilhões no mercado nacional, utilizando as premissas da simulação realizada.
51. Contudo, é preciso ressaltar que os impactos são sensíveis às premissas adotadas. Uma simulação que adotasse a premissa de que 100% dos custos da Parcela B são variáveis, por exemplo, traduziria uma redução de tarifas de aproximadamente 1% e um impacto no mercado de aproximadamente R$1 bilhão.
52. Independente das premissas adotadas, é notório que o prejuízo causado aos usuários tem alta materialidade. Além disso, é importante alertar que o efeito dessa falha metodológica se propaga ao longo do ciclo tarifário, aumentando ainda mais seus impactos negativos.
53. Para que seja feito um cálculo mais preciso dos impactos que a adequação dessa metodologia poderá trazer para as tarifas da CELPE, assim como para as tarifas de todas as outras concessionárias, é necessário que sejam obtidos dados reais de cada umas das variáveis citadas. De qualquer forma, mesmo adotando premissas conservadoras, o modelo permite constatar a alta materialidade dos valores em questão.
V. Impactos na CELPE
54. Os processos de reajuste tarifário da CELPE, entre 2002 e 2007 utilizaram a metodologia descrita nesse documento e resultaram, portanto, em uma situação de desequilíbrio econômico-financeiro do contrato em favor das concessionárias, ao não repassar para as tarifas alguns ganhos de escala que não foram decorrentes do aumento da eficiência operacional.
55. Os efeitos da distorção metodológica apontada podem ser observados ao comparar a evolução do valor da Parcela B e a evolução do índice que deveria balizar as correções dessa parcela.
56. O Gráfico 2 mostra como o valor da Parcela B da CELPE evoluiu ao longo do primeiro e do segundo ciclo tarifário (a 1a revisão ocorreu em 2005). Os dados coletados demonstram que, entre 2002 e 2004, o valor da Parcela B cresceu 78,29%, enquanto a inflação acumulada corrigida pelo Fator X cresceu 51,42%. Já no segundo ciclo, o valor da Parcela B cresceu 34,69%, enquanto a inflação acumulada corrigida pelo Fator X cresceu 4,64%.
Gráfico 2: Comparação entre a variação anual acumulada da Parcela B e do IGPM - Fator X
57. Os dados revelam que a correção obtida pela Parcela B está muito acima do natural indexador de suas variações (IGPM - Fator X). A diferença observada ocorre devido a atual metodologia de reajuste que permite que a Parcela B absorva ganhos de escala não advindos de melhorias na eficiência da operação e, sim, do aumento de demanda. Esses ganhos incrementam a receita das empresas além da necessidade de manutenção do seu poder de compra e deveriam ser repassados para os consumidores na forma de redução nas tarifas.
58. Por outro lado, ao analisar a variação anual da Parcela B, nota-se que está entre os dois elementos mais importantes na composição do índice de reajuste tarifário em todo o período analisado, com exceção do ano de 2004.
Tabela 3: Análise componentes de custo na formação do IRT
Ano IRT Principais itens de custo que contribuíram na composição do IRT Participação do item no IRT
2002 15,17% Encargos setoriais
Parcela B 4,98%
4,49%
2003 28,47% Parcela B
Compras de Energia 13,68%
11,63%
2004 11,42% Compras de Energia
Encargos de Transmissão 3,26%
2,74%
2006 19,82% Encargos Financeiros
Parcela B 10,75%
7,48%
2007 12,45% Parcela B
Encargos Financeiros 7,33%
4,17%
59. Portanto, pode-se constatar que a variação da Parcela B contribui de forma significativa para a formação do IRT e está sendo atualizada acima do indexador que garante a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
Conclusões
60. Ao final das análises conduzidas por esta unidade técnica, conclui-se que os cálculos que suportam os reajustes tarifários da CELPE, entre os anos de 2002 e 2007, foram realizados com exatidão e de acordo com a metodologia em vigor. Contudo, foi constado que uma importante causa da evolução das tarifas acima da inflação é a incompatibilidade da metodologia adotada nos reajustes com os princípios que reagem a regulação por incentivos no setor, positivados pelas Leis 8.987/95 e 9.427/96.
61. Como foi demonstrado ao longo das análises apresentadas, a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário de pelo menos R$1 bilhão ao ano.
62. Nesse sentido, torna-se imprescindível corrigir a metodologia de reajuste tarifário atual, presente nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica. Para isso, o ente regulador deve criar mecanismos que não permitam que ganhos de escala advindos do crescimento da demanda sejam indevidamente absorvidos pela Parcela B.
63. Destaca-se a competência do TCU, em cumprimento à Constituição Federal e à legislação em vigor, de fiscalizar tanto as atividades-meio quanto as atividades-fim das agências reguladoras. Sendo um dos principais objetivos dessa fiscalização impedir que qualquer impropriedade detectada prejudique os usuários finais do serviço concedido.
64. Para dar efetividade a sua missão, o Tribunal pode emitir determinações e recomendações, no intuito de, respectivamente, ajustar a conduta do jurisdicionado à legislação em vigor e contribuir, observando da discricionaridade do gestor, para o aprimoramento da administração pública.
65. O TCU já emitiu esse posicionamento em diversas oportunidades como nos Acórdãos no 2138/07-P, no 0200/07-P e, mais recentemente, no 628/08-P o qual transcreve-se parte do voto do Ministro Relator Benjamin Zymler:
"16. Reitero, neste sentido, o entendimento segundo o qual tenho me pautado, quando o tema recai sobre a fiscalização do TCU relativamente ao acompanhamento de outorgas ou execução contratual de serviços públicos concedidos, pelas agências reguladoras.
17. Sem embargo de reconhecer que as orientações advindas das análises técnicas efetivadas pelo Tribunal contribuem para as agências reguladoras pautarem-se dentro dos princípios constitucionais da legalidade e da eficiência, enfatizo que o controle do TCU é de segunda ordem, na medida que o limite a ele imposto esbarra na esfera de discricionariedade conferida ao ente regulador.
18. A partir desta premissa, verificada qualquer violação de disposição legal expressa, em ato vinculado, poderá o Tribunal determinar ao agente regulador que adote medidas tendentes ao saneamento do ato tido por irregular. Já, no caso de ato discricionário, praticado de forma motivada e em prol do interesse público, cabe a esta Corte, tão-somente, recomendar a adoção das providências que reputar adequadas."
66. Portanto, ao aplicar metodologias que contradizem disposições legais expressas às quais está vinculada, a ANEEL fica sujeita a determinações do TCU de acordo com o discorrido nos parágrafos anteriores.
Benefícios da Ação de Controle
67. Foge do escopo da análise o cálculo detalhado dos impactos quantitativos do aperfeiçoamento da metodologia de reajuste anual nas tarifas da CELPE e das demais concessionárias de energia elétrica. O cálculo exato dos valores depende do modo como serão implementados os ajustes metodológicos necessários, sendo essa tarefa competência do ente regulador.
68. Contudo, é possível ter uma estimativa desses impactos como já demonstrado. A simulação proposta nos parágrafos 57 a 63 revelou que os benefícios decorrentes da redução das tarifas pode alcançar valores entre R$1,0 bilhão e R$1,8 bilhões anualmente.
69. Além disso, o ajuste da metodologia solidifica a legitimidade técnica do processo de reajuste tarifário anual, trazendo ganhos qualitativos para confiabilidade do sistema regulatório como um todo.
Proposta de Encaminhamento
70. Ante todo o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
I- determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, com fulcro no inciso I, art. 14 da Lei 9.427/96 e § 1o, art. 6o da Lei 8.987/95, que:
a) ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da CELPE, corrigindo as seguintes inconsistências:
• a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
• os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
b) apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no item a;
c) avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
d) apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item c;
e) estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;
II- comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados as decisões que vierem a ser proferidas pelo Tribunal, em resposta ao Of. Pres. no 243/07 e ao Of. Pres. 245/07, de 15/08/2007, encaminhados pelo Deputado Cezar Silvestre com Propostas de Fiscalização e Controle no 16/2007 e no 36/2007 de autoria do Deputado Eduardo da Fonte;
III- remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia(MME); à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal: à Subcomissão das Agências Reguladoras do Senado Federal; à Subcomissão Temporária de Regulamentação dos Marcos Regulatórios do Senado Federal; à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal; à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda;
IV- Arquivar os presentes autos.
(...)"
7. Encontra-se apensado a este feito o TC - 021.972/2007-8, consubstanciando a Proposta de Fiscalização e Controle (PFC) de nº 16/2007, também oriunda da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, a partir de Requerimento do Deputado Federal Chico Lopes, circunscrevendo idêntico objeto ao exercício de 2005, apenas.
8. Outrossim, em razão de inequívoca conexão material, determinei fosse apensado aos presentes autos o TC - 018.422/2007-7, que também trata de Solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, tendo por escopo a realização de Auditoria no processo de reajustamento da CEMIG Distribuição S/A, no período de 2004 a 2007.
9. Encaminhado a este Tribunal pelo Presidente da referida Comissão Parlamentar, a Solicitação referida originou-se do Requerimento nº 32/07, de autoria do Deputado Federal Elismar Prado, no qual foram estabelecidos os seguintes parâmetros para a realização da Auditoria requerida:
"- averiguar se foram considerados nos processos de reajuste de 2004, 2005, 2006 e 2007, os efeitos decorrentes da utilização do valor das receitas de uso dos sistema de distribuição, que constou de item autônomo e também compôs o item Outras Receitas;
- calcular o montante financeiro e percentual da não consideração dos efeitos do benefício fiscal decorrente da distribuição de juros sobre o capital próprio, na forma prevista na Lei nº 9.249/1995, desde 2003;
- analisar se a metodologia, os cálculos efetuados e os valores constantes das resoluções homologatórias, encontram-se em consonância com os ditames legais e com as ponderações feitas pelo TCU."
10. De posse da matéria, a SEFID procedeu à análise devida, constatando, a partir das planilhas de cálculo dos processos de reajuste tarifário da CEMIG, efetuados entre 2004 e 2007, que as tarifas cresceram 42,6%, patamar muito superior à inflação acumulada no mesmo período, que registrou o índice de 13,4%.
11. Após analisar a metodologia de reajustamento tarifário adotado pela ANEEL, no contrato firmado com a CEMIG, a Unidade Técnica chegou à mesma conclusão do processo principal (TC - 021.975/2007-0), sugerindo idêntico encaminhamento ao proposto para a CELPE. O teor desta proposição, se acolhido por este Tribunal, protrair-se-á para todas as concessionárias de energia elétrica do país, inclusive à CEMIG. Por tal razão, a SEFID registrou sua opção em não fazer propostas idênticas àquelas formuladas no presente processo.
12. Com relação às questões específicas suscitadas no Requerimento que deu origem ao TC - 018.422/2007-7, reproduzo a seguir a manifestação da SEFID a este respeito, com a respectiva proposta de encaminhamento para aquele feito, verbis:
"(...)
I- Conclusão
59. A equipe técnica buscou responder todos os questionamentos presentes na Solicitação do Congresso encaminhada a esta Corte de Contas:
a) Averiguar se foram considerados nos processos de reajuste de 2004, 2005, 2006 e 2007 os efeitos decorrentes da utilização do valor das receitas de uso do sistema de distribuição, que constou de item autônomo e também compôs o item outras receitas.
60. Os efeitos decorrentes da utilização do valor das receitas de uso do sistema de distribuição, que constou de item autônomo e também compôs o item Outras Receitas, citados no Acórdão n.º 200/2007-P, não podem ter sido incorporados nas tarifas de 2004, 2005, 2006 e 2007 pois não fazem parte do processo de reajuste tarifário e também não foram considerados na revisão tarifária de 2003.
61. Além disso, os citados efeitos devem ser considerados apenas no 2o ciclo de revisão tarifária da CEMIG. O acompanhamento da revisão tarifária da CEMIG, referente ao 2o ciclo de revisões, está sendo analisado no processo TC 030.181/2007-2 e ainda não foi apreciado pelo Tribunal.
b) Calcular o montante financeiro e percentual da não consideração dos efeitos do benefício fiscal decorrente da distribuição de juros sobre capital próprio, na forma prevista na Lei no 9.249/1995, desde 2003.
62. A estimativa feita pela Unidade Técnica, no processo revisão tarifária da CEMIG em 2003 (TC 002.739/2003-7)) apontou um impacto de R$ 84,6 milhões na receita requerida e de 2,08% no índice de reposicionamento tarifário.
63. Por outro lado, a metodologia de reajuste tarifário não se baseia na determinação da remuneração do capital para o cálculo da Parcela B, no processo de definição do IRT. Portanto, não faz sentido calcular os potenciais efeitos do benefício fiscal da distribuição de juros sobre o capital próprio dentro dos processos de reajuste tarifário dos anos de 2004, 2005, 2006 e 2007.
c) Analisar se a metodologia, os cálculos efetuados e os valores constantes das resoluções homologatórias encontram-se em consonância com os ditames legais e com as ponderações feitas pelo TCU.
64. Os resultados dos procedimentos e cálculos realizados pela ANEEL nos referidos processos encontram-se em conformidade com as regras de reajuste estabelecidas nos contratos de concessão. Por outro lado, a metodologia de reajuste tarifário já foi analisada pela equipe técnica do Tribunal no processo TC - 021.975/2007-0 (fls. 25-40), ainda não apreciado pelo TCU.
65. Constatou-se que o Índice de Reajuste Tarifário (IRT) é superavaliado devido à incompatibilidade da metodologia adotada nos reajustes com os princípios que reagem a regulação por incentivos no setor, remunerando ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gerando impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário de pelo menos R$1 bilhão ao ano.
66. Entretanto, por já ter sido objeto de proposta de encaminhamento em outro processo, optou-se por não refazer as mesmas propostas, pois seus resultados aplicar-se-ão a todas as concessionárias de energia elétrica do país, inclusive à CEMIG.
VI - Proposta de Encaminhamento
67. Ante todo o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
I - comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados as decisões que vierem a ser proferidas pelo Tribunal neste processo e no processo no TC-021.975/2007-0, em resposta ao Of. Pres. no 180/07, de 28/06/2007, encaminhados pelo Deputado Cezar Silvestre com o Requerimento no 32/2007 de autoria do Deputado Elismar Prado;
II - remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia(MME); à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal; à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal; à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda;
III - Arquivar os presentes autos.
(...)"
É o Relatório.
Voto do Ministro Relator
O art. 232, III, do Regimento Interno/TCU confere legitimidade aos Presidentes de Comissões do Congresso Nacional, da Câmara dos Deputados e do Senado Federal, para que solicitem a realização de Auditoria por este Tribunal, quando por aquelas aprovados.
2. Enfeixada esta hipótese neste processo e naqueles que a ele se encontram apensados, deve o Tribunal deles conhecer.
3. Os processos de reajuste tarifário da CELPE - Companhia Energética de Pernambuco -, no período de 2002 a 2007, ora enfocados, foram devidamente analisados pela SEFID, conforme o Relatório precedente, o qual faço integrar às minhas razões de decidir.
4. Do exame preliminar, verificou-se que, no interregno auditado, as tarifas cresceram 78%, suplantando, assim, o índice de inflação acumulada no período, que foi de 61%.
5. A matéria foi examinada sob as dimensões da regularidade dos cálculos aplicados no processo de reajustamento e também da aderência da metodogia empregada aos princípios legais subjacentes à concessão dos serviços de distribuição de energia elétrica.
6. Da explanação introdutória acerca da metodologia de cálculo utilizada pela ANEEL, para efetivar a atualização tarifária dos contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, importa realçar, neste Voto, alguns aspectos que se afiguram importante, no entendimento da Unidade Técnica, e com os quais me ponho de acordo.
7. O modelo regulatório adotado no setor elétrico orienta-se pelo regime de incentivos, de forma a equilibrar o aumento na qualidade e eficiência do serviço prestado com a modicidade tarifária. Para tanto, adota-se metodologia em que a receita auferida pelo concessionário, com a distribuição e venda de energia, seja não apenas necessária à cobertura de seus custos, mas também vantajosa sob o ponto de vista negocial, de forma a estimular e justificar os investimentos privados no setor.
8. Calcada nesta premissa, a sistemática engendrada para o reajustamento das tarifas, destina-se à manutenção do valor real da receita do concessionário. Nesta linha, divide-se os custos por este incorridos no processo de distribuição, em Parcela A e Parcela B. Refere-se a primeira àqueles custos não gerenciáveis, por parte do concessionário. Já, a Parcela B reflete os custos gerenciáveis, os quais devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor.
9. A despeito do descompasso verificado entre o crescimento das tarifas praticadas pela CELPE, no período compreendido entre 2002 e 2007, e a inflação acumulada no mesmo período, respectivamente 78% e 61% (com base no IGP-M), a análise das planilhas apresentadas pela concessionária mostraram-se conformes às regras de reajuste estabelecidas pela ANEEL, nos contratos de concessão.
10. Não obstante esta conformidade, a discrepância nos indicadores acima referidos sinalizou inconsistência na sistemática de reajustamento praticada pelo Agente Regulador, porquanto, logo a priori, não se verifica equilíbrio entre a receita auferida pelo concessionário e a evolução da inflação acumulada no período correspondente. Este descompasso vai de encontro à finalidade do reajuste, que consiste justamente na preservação do "poder de compra" da receita do concessionário.
11. No adensado estudo empreendido pela SEFID, integralmente reproduzido no Relatório que apresento a Vossas Excelências, identificou-se a causa da distorção no modelo examinado, que permite às empresas concessionárias apropriarem-se de ganhos de escala do negócio, em decorrência do aumento no consumo, sem que haja a contrapartida na redução da tarifa e, também, no aumento da eficiência operacional do serviço prestado.
12. De acordo com a Unidade Técnica, o principal ponto que vulnera a consistência da metodologia adotada funda-se na determinação do valor da Parcela B e na desconsideração das variações futuras de demanda.
13. Com efeito, na sistemática adotada pela ANEEL, a Parcela B é definida como a diferença entre a receita efetivamente arrecadada e a Parcela A efetivamente despendida. Em um cenário realista, em que se verifica uma demanda crescente, este método propicia um ganho adicional ao concessionário, o qual o não é repassado para o consumidor.
14. Isto se deve ao fato de não serem consideradas, no momento do reajuste, as variações na demanda que, por conseguinte, refletem-se na receita que delas derivam. Ao ter-se em conta que o índice de reajuste tarifário (IRT) é definido pela razão entre a Receita na Data de Reajuste em Processamento (DRP) e a Receita na Data de Referência Anterior (DRA) - esta última auferida pela empresa no período anterior - fica evidente a absorção do incremento da demanda nos reajustes praticados.
15. Como asseverou a Unidade Técnica, a única forma de que a metodologia empregada não resulte em desequilíbrios do contrato, em desfavor dos consumidores e privilegiando indevidamente as empresas concessionárias, se verificaria em um contexto de crescimento nulo de demanda. Ora, tal hipótese verificou-se apenas na crise energética de 2001.
16. Outro aspecto a salientar, que reforça a inconsistência metodológica em apreço, concerne à desvinculação entre os ganhos de escala auferidos pelas empresas concessionárias, por ocasião dos reajustamentos, e o aumento na eficiência operacional daquelas. Convém lembrar que é na Parcela B que se embutem os custos gerenciáveis da concessionária.
17. Portanto, se considerarmos que a Parcela B tem seu valor definido como a diferença entre os valores da receita efetivamente arrecadada e a Parcela A efetivamente despendida, como já dito acima, pode-se inferir que a política de reajustes tarifários adotada pela ANEEL não se presta a induzir a otimização de custos gerenciáveis por parte da concessionária, de sorte que estes custos se revertam em ganhos de eficiência os quais, de alguma forma, possam vir a beneficiar o mercado consumidor.
18. Percebe-se, do quanto exposto, que, na forma como se processam os reajustes tarifários das empresas concessionárias de energia elétrica, não há benefícios perceptíveis ao consumidor, que possam se traduzir em modicidade tarifária.
19. Em suma, ganha o concessionário com o acréscimo decorrente da variação da demanda, em regra crescente, e perde o consumidor final ao não compartilhar deste ganho. Outrossim, sob o enfoque da prestação do serviço, a própria política tarifária concebida pelo Agente Regulador dissocia os reajustes tarifários dos custos que se prestariam a estimular e fomentar a melhora no serviço adequado (Parcela B), tornando praticamente inócuo o regime de regulação por estímulo, que se adotou no setor de energia elétrica.
20. E, como bem asseverado pela Unidade Técnica, "é importante alertar que o efeito dessa falha metodológica se propaga ao longo do ciclo tarifário, aumentando ainda mais seus impactos negativos" (GRIFEI). A esse respeito, convém destacar a asserção contida nas conclusões da SEFID, no sentido de que "a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário de pelo menos R$ 1 bilhão ao ano."
21. Por pertinente ao encaminhamento proposto pela SEFID para o presente feito, consistente em determinar à ANEEL que promova a correção das inconsistências metodológicas ora apontadas, gostaria de ater-me à expressão "ilegalmente" acima transcrita, de forma a contextualizar e fundamentar o Acórdão que proponho em anexo.
22. Como venho reiterando ao longo de minha atuação em processos afetos às atividades regulatórias, reafirmo que o controle exercido pelo TCU neste campo tem caráter marcadamente ancilar ao Poder Concedente, no que se refere ao acompanhamento de outorgas ou execução de contratos de serviços públicos concedidos.
23. Neste sentido, a Unidade Técnica reproduziu excerto do Voto em suporte ao Acórdão nº 2138/2007 - TCU - Plenário, dentre outros, no qual se encontra expresso o meu entendimento de que "verificada qualquer violação de disposição legal expressa, em ato vinculado, poderá o Tribunal determinar ao agente regulador que adote medidas tendentes ao saneamento do ato tido por irregular. Já no caso de ato discricionário, praticado de forma motivada e em prol do interesse público, cabe a esta Corte, tão-somente, recomendar a adoção das providências que reputar adequadas".
24. Não obstante, entendo que sempre se faz necessária uma análise do caso concreto para determinar a existência de vício que demande uma ação corretiva do Tribunal.
25. A hipótese em exame levou a Unidade Técnica especializada deste Tribunal a verificar que a metodologia de reajuste adotado no contrato firmado com a CELPE possui, em síntese, as seguintes inconsistências, para as quais formula proposta de correção, senão vejamos:
- a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento da demanda;
- os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio financeiro do contrato.
26. A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em seu art. 6º, erige como pressuposto à concessão ou permissão a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários. Adiante, no parágrafo primeiro do artigo mencionado, estabelece as condições que configuram o serviço público como adequado, conforme a seguir reproduzido:
"Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato.
§ 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas." (Grifei)
27. O inconteste atributo de cogência que emana do dispositivo acima transcrito não confere margem de discricionariedade ao Ente Regulador, de modo a permitir elastecimento na interpretação do que venha a ser tarifa módica, conditio sine qua para que se legitime a concessão do serviço público.
28. Diante disto, a delimitação do que venha a ser uma tarifa módica faz-se necessária, para emissão de juízo acerca da matéria ora tratada. A despeito da miríade conceitual que envolve a modicidade tarifária, relacionando-a, em regra, ao equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, trago elucidativo excerto do trabalho de conclusão do Curso de Direito de Energia Elétrica da Universidade Cândido Mendes - UCAM (Janeiro/2007), intitulada: Tributação, Encargos Setoriais e a Modicidade Tarifária. Vejamos:
"(...)
Com o advento do Novo Modelo do Setor Elétrico, a modicidade tarifária voltou ao centro das atenções, pois forma um dos princípios basilares desse Novo Modelo.
Existe uma confusão acerca da definição do que é "modicidade tarifária", não havendo um consenso acerca dos requisitos para qualificação de "tarifa módica". Há quem defenda que as tarifas são módicas quando possibilitam que a universalidade possa usufruir do serviço público, não impedindo que os mais pobres tenham acesso.
No entanto, tarifa módica não quer dizer necessariamente tarifa barata. Tarifa módica é a menor tarifa possível que garanta a segurança do abastecimento (diminuição do risco de déficit) e a qualidade dos serviços prestados. Uma tarifa que garanta uma oferta de energia maior que a demanda.
(...)" (Grifei)
29. Interessou-me o excerto acima transcrito porquanto, para além do necessário equilíbrio econômico-financeiro, deve-se reconhecer, no contrato de concessão, uma necessária relação entre a modicidade tarifária e a demanda.
30. Este é o ponto que assoma no presente trabalho, no qual se verifica, justamente, uma assincronia entre o incremento na demanda sem a devida contrapartida na tarifa.
31. Tal descompasso se efetiva com o método de reajustamento analisado, em que o constante crescimento da demanda, e a receita deste derivada, são absorvidos pela Parcela B do ano seguinte e propagados na definição de receitas futuras, tal como demonstrou a SEFID.
32. Desta forma, garante-se uma oferta de energia maior que a demanda, porque o processo de reajustamento se antecipa à expectativa de crescimento daquela variável, incorporando-a na tarifa ajustada.
33. Em um cenário comprovadamente realista de constante crescimento da demanda, ainda que em situações de baixo aquecimento econômico, o modelo ora em análise sempre se prestará a assegurar uma oferta de energia maior que a demanda, uma vez que desconsidera as variações futuras desta. Ademais, seja qual for a quantidade de energia vendida, os custos da concessionária não variam na mesma proporção, uma vez que, tanto a Parcela A como a Parcela B, embutem custos fixos.
34. Portanto, a despeito de garantir a oferta de energia, o crescimento constante da demanda não guarda correlação com a tarifa praticada, desequilibrando a relação em favor da concessionária.
35. Na linha da análise técnica empreendida, e também considerando o aspecto de evolução tarifária em patamares bem superiores ao da inflação, fica evidente que a apropriação de ganhos de escala pela concessionária, sem o devido compartilhamento com os usuários, além de tender a aumentar ao longo do tempo, afasta o caráter de modicidade que deve revestir a tarifa do serviço público, por força de imperativo legal.
35. A circunstância acima descrita compromete, ainda, o desejável aumento de eficiência operacional, buscado pelo modelo regulatório do setor elétrico. Tal se justifica pela opção em desprezar os custos gerenciáveis da empresa no processo revisional das tarifas.
36. Do quanto exposto entendo pertinentes as conclusões firmadas pela SEFID, no sentido de que "uma importante causa da evolução das tarifas acima da inflação é a incompatibilidade da metodologia adotada nos reajustes com os princípios que regem a regulação por incentivos no setor, positivados pelas Leis 8.987/95 e 9.427/96", também de que "a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário".
37. Feitas estas ponderações, acerca do caso concreto, reputo não apenas conveniente, mas necessário, que o Tribunal determine à ANEEL que promova as medidas corretivas sugeridas pela Unidade Técnica, no sentido de proceder aos ajustes necessários à correção das inconsistências verificadas na metodologia adotada pela Agência, no contrato da CELPE, estendendo estes ajustes às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país, sem prejuízo das demais medidas alvitradas pela Unidade Técnica, as quais encampo no Acórdão que proponho a este Plenário.
38. Tal como proposto pela Unidade Técnica, o entendimento a se firmar neste processo também o será com relação aos que se encontram a ele apensados. No Acórdão que proponho, adscrevo as conclusões relativas aos questionamentos suscitados em relação à CEMIG, formuladas no TC - 018. 422/2007-7, tal como registrado no Relatório que subsidia este Voto.
Assim, acolhendo a manifestação da SEFID, VOTO por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto a este Plenário.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 8 de outubro de 2008.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão
Vistos, relatados e discutidos estes autos de Solicitação de Auditoria oriunda do Congresso Nacional, o Tribunal Pleno, diante das razões expostas pelo Relator, ACORDA em:
9.1. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, com fulcro no inciso I, art. 14 da Lei 9.427/96 e § 1o, art. 6o da Lei 8.987/95, que:
9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da CELPE, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
9.1.2. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no subitem 9.1;
9.1.3. avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
9.1.4. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item 9.1.3;
9.1.5. estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;
9.2. comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados as Deliberações que vierem a ser proferidas pelo Tribunal, em resposta aos expedientes que originaram este processo e aqueles a ele apensados;
9.3. remeter cópias deste Acórdão, bem como do Relatório e Voto que o fundamentam, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia(MME); à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal; à Subcomissão Temporária de Regulamentação dos Marcos Regulatórios do Senado Federal; à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal; à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda;
9.4. arquivar os presentes autos
[Acórdão tornado insubsistente pelo AC-2544-48/08-P.]
Quorum
13.1. Ministros presentes: Walton Alencar Rodrigues (Presidente), Guilherme Palmeira, Ubiratan Aguiar, Benjamin Zymler (Relator) e Raimundo Carreiro.
13.2. Auditores convocados: Marcos Bemquerer Costa e André Luís de Carvalho
Publicação
Ata 41/2008 - Plenário
Sessão 08/10/2008
Aprovação 09/10/2008
Dou 10/10/2008
Referências (HTML)
Documento(s):021-975-2007-0.doc
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
14/11/2008
Identificação
Acórdão 2544/2008 - Plenário
Número Interno do Documento
AC-2544-48/08-P
Grupo/Classe/Colegiado
GRUPO II / CLASSE I / Plenário
Processo
021.975/2007-0
Natureza
Solicitação do Congresso Nacional
Entidade
Órgãos/Entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessados
Interessado: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Sumário
EMBARGOS DE DECLARAÇÃO. OMISSÃO DO ACÓRDÃO. AUSÊNCIA DE OITIVA DAS CONCESSIONÁRIAS ATINGIDAS PELA DECISÃO. INOBSERVÂNCIA DOS PRINCÍPIOS DO CONTRADITORIO E DA AMPLA DEFESA. CONHECIMENTO ACOLHIMENTO. INSUBSISTÊNCIA DO ACÓRDÃO. DETERMINAÇÕES. COMUNICAÇÃO AO EMBARGANTE
Assunto
Assunto: Embargos de Declaração
Ministro Relator
Benjamin Zymler
Representante do Ministério Público
não atuou
Unidade Técnica
Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
Advogado Constituído nos Autos
não há
Dados Materiais
Apensos: 018.422/2007-7; 021.972/2007-8
Relatório do Ministro Relator
Cuidam os autos de Embargos de Declaração opostos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL contra o Acórdão nº 2.210/2008 - Plenário. O citado acórdão tratou de Auditoria realizada em razão de solicitação pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, por intermédio do Of. Pres. n. 245/07, tendo por objeto os processos de reajuste tarifário da CELPE - Companhia Energética de Pernambuco, no período de 2002 à 2007.
2. A decisão embargada foi lavrada nos seguintes termos:
"Vistos, relatados e discutidos estes autos de Solicitação de Auditoria oriunda do Congresso Nacional, o Tribunal Pleno, diante das razões expostas pelo Relator, ACORDA em:
9.1. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, com fulcro no inciso I, art. 14 da Lei 9.427/96 e § 1o, art. 6o da Lei 8.987/95, que:
9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da CELPE, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
9.1.2. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no subitem 9.1;
9.1.3. avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
9.1.4. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item 9.1.3;
9.1.5. estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;
9.2. comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados as Deliberações que vierem a ser proferidas pelo Tribunal, em resposta aos expedientes que originaram este processo e aqueles a ele apensados;
9.3. remeter cópias deste Acórdão, bem como do Relatório e Voto que o fundamentam, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia(MME); à Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização e Controle do Senado Federal; à Subcomissão Temporária de Regulamentação dos Marcos Regulatórios do Senado Federal; à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados; a 3ª Câmara de Coordenação e Revisão do Ministério Público Federal; à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda;
9.4. arquivar os presentes autos".
3. A ANEEL, vislumbrando a existência de omissão e obscuridade no Acórdão nº 2.210/2008 - Plenários, opôs os presentes embargos alegando, em síntese, que:
"A. Como constatou a SEFID, a metodologia de reajuste tarifário está prevista no contrato de concessão.
B. A ANEEL cumpriu rigorosamente o contrato de concessão no processo de reajuste tarifário da CELPE, conforme atestou a própria SEFID.
C. A análise da SEFID possui um viés de serviço pelo custo e desconsidera o atual regime jurídico de serviço pelo preço, constante das Leis nº 8.987/95 e 9.427/96 e confunde controle de mérito com controle de legalidade dos atos da Agência.
D. No atual regime jurídico, há oscilações de demanda e de custos que são afetas à álea ordinária do negócio da distribuidora e, portanto, dentro de sua esfera de risco. Por outro lado, o regime de regulação por incentivos prevê a possibilidade de apropriação de ganhos pela concessionária como prémio regulatório por sua eficiência, dentro de um regime de serviço pelo preço (art. 9o da Lei nº 8.987/95 e art. 15 da Lei nº 9.427/96).
E. A legislação ordinária não detalhou o tratamento tarifário nem elegeu a metodologia a ser aplicada nos reajustes tarifários. A Administração tem a prerrogativa de valorar a oportunidade e conveniência da metodologia a ser acolhida no contrato de concessão. A escolha da metodologia a ser fixada no contrato de concessão está no campo da discricionariedade da Administração. Contudo, uma vez eleita e positivada no contrato de concessão a metodologia vincula a Administração, que se obriga a aplicá-la nos exatos moldes das disposições contratuais, sob pena de agir ilegalmente.
F. "Em consonância com o disposto no art. 6o da Lei nº 8.987/95, os entes reguladores devem atuar visando à prestação de serviços adequados. Para receber essa qualificação, os serviços públicos devem satisfazer as seguintes condições: regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas. Assim sendo, a preocupação exclusiva com a preservação da modicidade tarifária pode acarretar uma situação fálica em que seja inviável para o concessionário prestar serviços efetivamente adequados, o que ensejaria a frustração do interesse público perseguido permeio da concessão."
G. O contrato de concessão e sua cláusula de reajuste guardam total aderência com os princípios norteadores da regulação por incentivos, do serviço pelo preço e da modicidade tarifária. Não há que se falar em ilegalidade. O contrato de concessão é um ato jurídico perfeito, nos termos do art. 5o, inciso XXXVI, da Constituição Federal.
H. Conforme o art. 10 da Lei nº 8.987/95, "sempre que forem atendidas as condições do contrato, considera-se mantido o equilíbrio econômico-financeiro".
I. A regulação económica é um processo permanente que necessita de constantes aperfeiçoamentos para adequá-la à dinâmica realidade do mercado. "Não constitui tarefa fácil a satisfação simultânea de todas as condições que caracterizam o serviço adequado. Na verdade, constitui um grande desafio ponderar numerosas, complexas e dinâmicas variáveis, geralmente de caràter técnico e específico, que repercutem direta ou indiretamente sobre a regularidade, a continuidade, a eficiência, a segurança, a atualidade, a generalidade, a cortesia na prestação do serviço e a modicidade das tarifas. Jamais a lei poderia disciplinar por completo e de forma detalhada o tratamento dessas variáveis. Daí se ter atribuído às agências reguladoras o poder de lidar com essa variáveis com a flexibilidade necessária;
J. O controle externo dos atos discricionários das Agências Reguladoras e de sua atividade-fim deve se dar por meio do controle de mérito, com a avaliação por parte do TCU da eficácia e eficiência dos atos praticados com base em padrões ótimos de desempenho, através de fiscalização e Auditorias operacionais.
K. O controle de legalidade realizado pelo TCU pode gerar determinações ao responsável pelo ato administrativo, com fulcro no art. 71, inciso IX, da Constituição Federal. O controle de mérito dos atos discricionários pode gerar apenas recomendações, sob pena de violação do próprio art. 71, IX, da CF.
L. As recomendações sugeridas pelo TCU no controle de mérito podem ou não ser acolhidas pelas Agências dentro de um juízo discricionário, sob pena de violação da autonomia técnica das Agências e do modelo de Estado Regulador.
M. Ainda que a metodologia de reajuste tarifário prevista no contrato de concessão não logre êxito total na captura de distorções ocasionadas pela falta de neutralidade da Parcela "A", não há como impor ao contratado uma alteração unilateral de sua cláusula de reajuste. É que esta é uma cláusula económica do contrato de concessão. A Administração não pode impor alterações unilaterais às cláusulas contratuais que fixam a relação de encargos e benefícios do contratado.
N. A ANEEL não possui competência para implementar a determinação de ajustar a metodologia de reajuste prevista no contrato de concessão por meio de alteração unilateral. O ajuste no contrato de concessão dependeria de anuência das concessionárias contratadas.
O. "O controle dos contratos torna-se mais árduo pelo fato de envolver, inevitavelmente, direito subjetivo do contratado. Afinal, em um Estado Democrático de Direito, é impossível extinguir ou modificar direitos subjetivos de uma pessoa física ou jurídica sem conceder, previamente, a essa pessoa a oportunidade de exercer seu direito de ampla defesa"73.
P. O Acórdão nº 2.210/2008-TCU-Plenário é nulo, pois afeta direito subjetivo das concessionárias sem ouvi-las previamente, nos termos da jurisprudência do Supremo Tribunal Federal (MS 23550-DF, relator Ministro Marco Aurélio).
Q. Inexiste comprovação de desequilíbrio econòmico-financeiro. Não basta afirmar que houve uma variação de demanda ou de custos não capturada pelas fórmulas contratuais de reajuste tarifário previstas no contrato de concessão. É necessário demonstrar a ocorrência de fato superveniente extraordinário, imprevisível ou de consequências incalculáveis que tenha afetado a relação original de encargos e benefícios prevista no contrato de concessão. Não pode ser analisada uma única variável, pois a alteração de um encargo pode ter sido compensada com a alteração de um benefício e vice-versa. Devem ser analisadas todas as variáveis da equação econômico-financeira do contrato. No caso concreto, a SEFID restringiu-se a observar os efeitos da variação da demanda sobre as fórmulas contratuais de reajuste tarifário.
R. As variações da demanda que provocaram as distorções apontadas pela SEFID são variações ordinárias, afetas à álea de risco do negócio da distribuidora. No regime de serviço pelo preço, as variações ordinárias de demanda fazem parte do risco do negócio, ao contrário do que ocorre no serviço pelo custo, em que o usuário assume o risco das variações ordinárias de demanda.
S. O atendimento das condições previstas no contrato de concessão presume o equilíbrio do contrato, nos termos do art. 10 da Lei nº 8.987/95.
T. As distorções apontadas pela SEFID já haviam sido detectadas pela área técnica da ANEEL desde 2007. Ao contrário do entendimento da SEFID, tais distorções não decorrem da metodologia de reajuste presente no contrato de concessão. As fórmulas paramétricas do contrato, apenas, são insuficientes para corrigir as distorções, porém revestem-se de legalidade e constituem ato jurídico perfeito.
U. As referidas distorções são ocasionadas pelas alterações em itens da Parcela "A", em especial a elevação da participação dos encargos setoriais na composição da receita da concessionária, que no momento da assinatura do contrato de concessão era de cerca de 3% e, atualmente, é de aproximadamente 11%. A falta de neutralidade da Parcela i;A" é, portanto, a causa das distorções que realmente não são corrigidas pelas fórmulas contratuais.
V. A maneira de aperfeiçoar a regulação económica da distribuição de energia elétrica com a velocidade necessária e com a devida segurança jurídica é por meio de ajustes na CVA, única exceção legislativa à Lei nº 10.192/2001, que veda reajustes em períodos inferiores a um ano. Neste sentido, a ANEEL aprovou, na Reunião Pública de 28 de outubro de 2008, uma proposta de alteração da Portaria Interministerial MME-MF nº 25/2002, conforme consta dos autos do processo administrativo nº 48500.006111/2007-08 e já encaminhou a referida proposta - que implica na publicação de uma portaria interministerial - à consideração do Ministro de Minas e Energia.
W. Qualquer tentativa de implementação dos ajustes sugeridos pela ANEEL de forma retroativa para atender a determinação desta colenda Corte de Contas encontraria vedação na Lei de Introdução ao Código Civil e no art. 5o, inciso XXXVI, da Constituição Federal. Os ajustes devem produzir efeitos a partir da vigência das alterações a serem realizadas na Portaria Interministerial MME-MF nº 25/2002.
X. As determinações proferidas por esta egrégia Corte de Contas desvirtuaram-se de princípios constitucionais reconhecidos e protegidos pelo Supremo Tribunal Federal, especialmente dos princípios da confiança e da segurança jurídica.
Y. O exercício do controle externo sobre as atividades finalísticas das Agências Reguladoras não pode ser elemento agregador de incertezas jurisdicionais e de risco regulatório. O TCU deve pautar-se com base em padrões ótimos de desempenho, atuando com cautela e sem sub-rogar-se na pessoa do administrador, sob pena de contribuir para a elevação do risco Brasil, das taxas de juros e da fuga de investidores de longo prazo".
4. É o relatório.
Voto do Ministro Relator
Cuidam os autos de Embargos de Declaração opostos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL contra o Acórdão nº 2.210/2008 - Plenário. O citado acórdão tratou de Auditoria realizada em razão de solicitação pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, por intermédio do Of. Pres. n. 245/07, tendo por objeto os processos de reajuste tarifário da CELPE - Companhia Energética de Pernambuco, no período de 2002 à 2007.
2. De início, cabe conhecer dos Embargos de Declaração, eis que presentes os requisitos de admissibilidade previstos para a espécie recursal.
3. A embargante aduz, entre outras alegações, a nulidade do Acórdão nº 2.210/2008 - Plenário, haja vista não ter observado os princípios do contraditório e da ampla defesa, notadamente pela ausência de oitiva da Companhia Energética de Pernambuco - CELPE, da CEMIG Distribuição S/A e das demais empresas concessionárias de energia elétrica do país, as quais têm direito subjetivo afetado pela decisão.
4. De fato, assiste razão à embargante na medida em que não foi possibilitada a manifestação das concessionárias nos autos. Dessa forma, não subsiste a decisão embargada, cabendo a restituição dos autos à unidade técnica para que sejam promovidas as oitivas das concessionárias.
5. Não vislumbro, em face do princípio da economia processual, a necessidade de se chamar aos autos todas as concessionárias de energia elétrica do país, mas tão-somente aquelas relacionadas ao caso concreto: CELPE e CEMIG. Caso ao final do processo persistam as falhas apontadas, poder-se-á, em procedimento específico, apurar as irregularidades nos contratos das demais concessionárias.
6. Deixo de analisar as demais alegações da ANEEL, haja vista a ofensa aos princípios do contraditório e ampla defesa constituir motivo bastante para a anulação da decisão. Não obstante, deverá a unidade técnica, em sua instrução de mérito, analisar tais elementos conjuntamente com aqueles advindos da oitiva a ser promovida.
7. Por fim, cumpre destacar que simultaneamente aos embargos ora analisados, a ANEEL interpôs Pedido de Reexame contra o Acórdão nº 2.210/2008 - Plenário. Ante o acolhimento dos embargos declaratórios e a conseqüente insubsistência da decisão, o recurso perdeu o objeto, razão pela qual dispensa o sorteio de Relator para o feito. Desta formas, os autos devem ser restituídos à unidade técnica para realização das oitivas das concessionárias supracitadas.
8. Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 12 de novembro de 2008.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de embargos de declaração opostos pela ANEEL contra o Acórdão nº 2.210/2008 - Plenário;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator em:
9.1. conhecer dos Embargos de Declaração, uma vez satisfeitos os requisitos de admissibilidade previstos nos artigos 32, inciso II, e 34 da Lei nº 8.443/92, para, no mérito, acolhê-los;
9.2. tornar insubsistente o teor do Acórdão nº 2.210/2008-Plenário;
9.3. determinar à SEFID que:
9.3.1. promova a oitiva da Companhia Energética de Pernambuco - CELPE e da CEMIG Distribuição S/A, acerca das irregularidades constatadas nos autos;
9.3.2. analise as alegações constantes dos Embargos de Declaração, bem como do Pedido de Reexame interposto pela ANEEL, conjuntamente com os elementos trazidos aos autos mediante as oitivas de que trata o item anterior;
9.4. restituir os autos à SEFID;
9.5. dar ciência ao recorrente do teor desta deliberação
Quorum
13.1. Ministros presentes: Walton Alencar Rodrigues (Presidente), Marcos Vinicios Vilaça, Valmir Campelo, Guilherme Palmeira, Ubiratan Aguiar, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz e Raimundo Carreiro.
13.2. Auditores presentes: Augusto Sherman Cavalcanti, Marcos Bemquerer Costa e André Luís de Carvalho
Publicação
Ata 48/2008 - Plenário
Sessão 12/11/2008
Aprovação 13/11/2008
Dou 14/11/2008
Referências (HTML)
Documento(s):021.975 2007-0-MIN-BZ.rtf
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
01/07/2009
Identificação
Acórdão 1429/2009 - Plenário
Número Interno do Documento
AC-1429-26/09-P
Grupo/Classe/Colegiado
GRUPO I / CLASSE II / Plenário
Processo
031.038/2008-9
Natureza
Solicitação do Congresso Nacional
Entidade
Órgão/Entidade : Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessados
Interessado: Câmara dos Deputados
Sumário
PRORROGAÇÃO DE PRAZO PARA ATENDIMENTO DE SOLICITAÇÃO DO CONGRESSO NACIONAL, NA FORMA DO § 2º DO ART. 15 DA RESOLUÇÃO TCU Nº 215/2008
Assunto
Solicitação do Congresso Nacional
Ministro Relator
Benjamin Zymler
Representante do Ministério Público
não atuou
Unidade Técnica
Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
Advogado Constituído nos Autos
não há
Relatório do Ministro Relator
Adoto como Relatório a instrução do ACE Davi Ferreira Gomes Barreto, com a qual aquiesceram as instâncias superiores da Secretaria de Fiscalização de Desestatização ¿ SEFID.
"Trata-se de solicitação de fiscalização encaminhada pelo Of. Pres. nº 495/08, que apresenta o Requerimento nº 140/08 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados e requer ao TCU fiscalizar a autorização de reajuste das tarifas das distribuidoras Boa Vista Energia S.A (BOVESA) e Companhia Energética de Roraima (CER) (fls. 1-2).
Aduz o Requerimento que a ANEEL autorizou aumento para duas concessionárias de Roraima muito acima da inflação: 13,27% para a BOVESA e 24,59% para a CER. Em vista disso, solicita ao TCU a apuração dos referidos aumentos (fl. 2).
De início, vale ressaltar que o atual sistema regulatório das concessionárias de distribuição de energia elétrica admite 3 (três) tipos de mecanismos de atualização tarifária: revisão periódica, revisão extraordinária e reajuste anual.
O Tribunal, por meio da Instrução Normativa no 43/2002, acompanha os processos de revisão tarifária periódica das principais concessionárias, no intuito de garantir sua regularidade e contribuir para seu aperfeiçoamento metodológico. Entre as análises realizadas nos 1o e 2º ciclos de revisões sobressaem as decisões dos acórdãos 1757/2003-P, 1756/2003-P, 555/2004-P, 556/2004-P, 1756/2004-P, 1757/2004-P, 200/2007-P, 271/2007-P, 272/2007-P, 2379/2008 e 2542/2008, algumas delas ainda em sede de recurso nesta Corte.
No que se refere à revisão extraordinária, o TCU realizou auditoria junto à ANEEL (TC 006.734/2003-9) para avaliar o impacto das ações implementadas para a superação da crise de energia elétrica sobre o valor das tarifas cobradas pelas concessionárias. O citado processo ainda aguarda julgamento por este Tribunal.
Quanto aos reajustes tarifários, esta Corte, recentemente, realizou auditorias nos processos de reajuste da CELPE e da CEMIG, por solicitação do Congresso Nacional. O TCU exarou o Acórdão 2.210/08-P, que determinou à ANEEL que corrigisse as falhas identificadas na metodologia de reajuste em vigor. Posteriormente, em face de impetração de Embargos de Declaração por parte da Agência, o referido julgado foi tornado insubsistente pelo Acórdão 2.544/08-P, para que as concessionárias envolvidas se manifestassem nos autos e tivessem seus argumentos analisados pelo Tribunal.
No caso em pauta, para fiscalizar os reajustes tarifários de 2008 da BOVESA e da CER, diligenciou-se à ANEEL para que enviasse a este Tribunal as planilhas de cálculo, os relatórios e os votos que embasaram os processos conduzidos pela Agência (fl. 11).
A análise destes autos iniciou-se com a remessa por parte da ANEEL dos documentos solicitados (fls. 12-14). No intuito de avaliar a legalidade e a legitimidade dos reajustes, o problema foi analisado em duas dimensões: quanto à regularidade dos cálculos aplicados nos reajustes e quanto à aderência da metodologia aos princípios legais que regem as concessões dos serviços de distribuição de energia elétrica.
A apresentação dos resultados do trabalho realizado passa, inicialmente, por uma breve explanação sobre as metodologias de atualização tarifária adotadas pela ANEEL junto às empresas distribuidoras de energia elétrica e, posteriormente, discorre sobre as duas dimensões de análise citadas.
Mecanismos de atualização tarifária
De acordo com a Lei 9.427/96, as atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos. Sua principal finalidade é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço, atendendo ao princípio da modicidade tarifária.
Nesse sentido, o modelo de remuneração de concessionárias de energia elétrica é baseado na premissa de que a tarifa aplicada à quantidade de energia vendida gera a receita necessária para cobrir os custos eficientes da empresa. Contudo, compete ao ente regulador criar mecanismos de incentivos para que as empresas administrem seus custos, buscando a modicidade tarifária e a melhoria na prestação do serviço público.
De acordo com os contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica, os custos envolvidos na concessão são divididos em duas parcelas: Parcela A e Parcela B. A primeira representa os custos não gerenciáveis da empresa, ou seja, aqueles que não dependem da sua operação. A segunda representa os custos gerenciáveis da empresa e devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor. A Tabela 01 detalha os principais componentes de cada parcela.
Tabela 01: Detalhamento da composição das parcelas A e B
PARCELA A
(custos não-gerenciáveis) PARCELA B
(custos gerenciáveis)
Encargos Setoriais Despesas de Operação e Manutenção
Cota de Reserva Global de Reversão (RGR) Pessoal
Cota de Conta de Consumo de Combustível (CCC) Material
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) Serviços de terceiros
Rateio de custos do Proinfa Despesas gerais e outras
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
Operador Nacional do Sistema (ONS)
P&D e Eficiência Energética
Encargos de Transmissão Despesas de Capital
Uso das instalações da Rede Básica de transmissão de energia elétrica Cotas de reintegração regulatória
Uso das instalações de Conexão Remuneração do capital
Uso das instalações de Distribuição
Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Compra de Energia Elétrica Outros
Energia de Itaipu Perdas de receitas irrecuperáveis
Contratos Iniciais, Contratos Bilaterais de Longo Prazo ou Leilões PIS/COFINS
Fonte: Cadernos Temáticos da ANEEL - Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica, 2005
Quando da assinatura dos contratos de concessão, as empresas reconhecem que o conjunto das tarifas definidas para a empresa, em conjunto com os mecanismos de reajuste e revisão estabelecidos nos contratos, é suficiente para a manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro.
Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço e remunerar adequadamente o capital investido, seja naquele momento, seja ao longo do período de concessão, na medida em que as regras de atualização têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato.
O reajuste tarifário é realizado anualmente e busca restabelecer o poder de compra da receita obtida pelo concessionário. Para isso, determina-se um Índice de Reajuste Tarifário (IRT), que é aplicado na atualização das tarifas vigentes.
A revisão tarifária periódica é um processo mais detalhado de atualização que, geralmente, ocorre a cada quatro anos. Busca manter o equilíbrio econômico-financeiro ao longo do contrato de concessão, realizando análises mais profundas e detalhadas na determinação dos valores de cada componente das Parcelas A e B. O objetivo desse processo é calcular o reposicionamento tarifário e estabelecer o Fator X.
O cálculo do reposicionamento tarifário se baseia na definição da parcela da receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes ¿ para um dado nível de qualidade do serviço ¿ e uma remuneração adequada sobre investimentos realizados com prudência.
O Fator X é um "número índice" fixado pela ANEEL, a cada revisão periódica, conforme definido nos contratos de concessão, com o objetivo de ajustar os valores da Parcela B (custos gerenciáveis) aos ganhos de escala do negócio decorrentes de aumento da eficiência operacional.
Tanto a metodologia de reajuste quando a de revisão são baseadas na determinação da receita necessária para cobrir os custos na prestação do serviço, ou seja, consistem no cálculo das Parcelas A e B. Contudo, o processo de definição dessas parcelas difere em cada uma das metodologias.
Por fim, a revisão tarifária extraordinária é um mecanismo, por meio do qual a ANEEL poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos da empresa de distribuição, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia, encargos setoriais ou encargos de uso das redes elétricas que possam ser estabelecidos durante o período.
Análise do Reajuste Tarifário
A lógica do reajuste tarifário não segue necessariamente a mesma variação da inflação. A fórmula paramétrica, constante no contrato de concessão, considera a Parcela A, de despesas não gerenciáveis pela concessionária, e a Parcela B, de custos gerenciáveis por ela.
No reajuste tarifário, as despesas constantes da Parcela B são corrigidas, unicamente, pela variação do IGPM, deduzido do compartilhamento de ganhos de produtividade decorrentes de aumento de demanda, o Fator X. Por sua vez, as despesas constantes da Parcela A são consequência da aplicação de legislações específicas e podem trazer variações acima da inflação medida no período analisado.
Em uma primeira análise dos documentos recebidos da ANEEL, constatou-se a coerência dos valores apresentados nos relatórios e votos que embasaram o processo de reajuste anual de 2008 com os valores constantes das planilhas de reajuste.
Isso não significa que tais valores não possam vir a apresentar impropriedades, pois há sempre o risco de ocorrerem problemas nos campos de entrada de dados das planilhas de cálculo, notadamente no que se refere à digitação incorreta de dados regulatórios ou ao envio de informações incorretas à ANEEL por parte das distribuidoras de energia elétrica.
No primeiro caso, esse risco pode ser mitigado pela atuação do controle interno da Agência, consistente no cruzamento dos dados enviados pelas distribuidoras com os dados inseridos no modelo.
No segundo caso, o risco pode ser reduzido pela fiscalização da ANEEL, com verificação in loco e com uso dos sistemas de medição. Assim, ordinariamente, essas impropriedades devem ser identificadas por meio de um controle de primeira ordem, ou seja, realizado pela própria Agência sobre as informações prestadas pelas distribuidoras de energia elétrica para o cálculo do IRT.
No que se refere às planilhas de cálculo, observou-se que elas, em grande parte, são padronizadas. Não se identificou erros de fórmulas, referências circulares ou outras inconsistências que pudessem macular o IRT. Também não foram observados erros de digitação nos dados de entrada dos modelos em comparação com os valores expressos nos relatórios que embasaram o processo de reajuste anual. Finalmente notou-se que a sistemática de cálculo das planilhas é coerente com a metodologia de reajuste tarifário.
Reajuste Tarifário da BOVESA
A Tabela 02 mostra a participação percentual dos itens não gerenciáveis (VPA) e gerenciáveis (VPB) na composição do IRT, quanto cada item evoluiu no período de 2007 a 2008 e a distribuição da receita para cobrir os custos da BOVESA.
Tabela 02 ¿ Composição do índice de reajuste tarifário da BOVESA
Itens Participação no IRT (p.p) Relação 2008/2007 Participação na Receita (%)
VPA 8,14% 12,10% 66,41%
Encargos Setoriais 0,49% 10,28% 4,67%
Energia Comprada para Revenda 7,65% 12,23% 61,74%
VPB 5,40% 16,85% 33,59%
Componentes Financeiros 0,11% - -
Reajuste Total 13,76% - -
Fonte: Notas Técnicas 319/2008 e 331/2008 ¿ SRE/ANEEL (fls. 01-10 do Anexo 1)
Encargos Setoriais
Os encargos setoriais resultam de políticas governamentais e têm destinação específica. Seus valores são estabelecidos diretamente pela ANEEL e, no caso da BOVESA, somaram R$ 6,4 milhões (4,67% da receita) no ano de 2008.
Os valores dos encargos cresceram 10,28%, devido, principalmente, aos seguintes fatores:
aumento de 15,10% nos valores da Conta de Consumo de Combustíveis ¿ CCC, da acordo com a Resolução Homologatória da ANEEL n.o 616/2008 (fl. 3 do Anexo 1);
redução de 5,31% nos valores da Reserva Geral de Reversão ¿ RGR, de acordo com o Memorando 1615/2008 ¿ SFF/ANEEL (fl. 3 do Anexo 1).
A análise das planilhas e notas técnicas não identificou irregularidades ou impropriedades na definição dos encargos setoriais.
Energia Comprada para Revenda
As compras de energia estão relacionadas com os custos de contratação do fornecimento de energia elétrica necessários para que a distribuidora atenda seu mercado. Para que seja efetuado o cálculo desses custos, a ANEEL toma como base os contratos bilaterais, leilões públicos e os montantes adquiridos de Itaipu.
Ou seja, com base na carteira de contratos da concessionária e na demanda esperada do mercado, a Agência determina os custos com compra de energia. A BOVESA possui apenas um contrato bilateral com a ELETRONORTE, cujo preço da energia é reajustado pelo IGP-M (12,28% durante o período de referência).
A análise das planilhas e notas técnicas não identificou irregularidades ou impropriedades na definição dos valores de compras de energia.
Valor da Parcela B (VPB)
Como explicado anteriormente, a definição do Valor da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis efetivamente despendidos no período anterior. Essas despesas são corrigidas pela variação do IGPM, deduzido do compartilhamento de ganhos de produtividade decorrentes de aumento de demanda, o Fator X.
Para a concessionária em questão, a ANEEL seguiu a metodologia em vigor e, com base no IGP-M do período (12,28%) e no Fator X calculado (3,39%), ajustou o valor da Parcela B de R$ 39,5 milhões para R$ 46,1 milhões. Vale ressaltar que nesse cálculo também foi considerado um passivo de R$ 2,9 milhões devido à concessionária, referente à revisão tarifária de 2005 (fls. 2-3 do Anexo 1).
Contudo, como já identificou o TCU no Acórdão 2.210/08-P, a metodologia atual de reajuste tarifário superavalaia o Valor da Parcela B, pois permite que essa parcela absorva, indevidamente, ganhos de escala provenientes de custos não-gerenciáveis da concessionária.
A metodologia de reajuste empregada no contrato de concessão da BOVESA é idêntica a dos outros contratos de concessão firmados pelas demais concessionárias de distribuição de energia elétrica do país e pelo Poder Público.
Essa metodologia já foi analisada pela equipe técnica do Tribunal, atendendo a outra solicitação do Congresso Nacional, que requisitou uma auditoria nos processos de reajuste tarifário da CELPE (TC ¿ 021.975/2007-0) e da CEMIG (TC ¿ 018.422/2007-7).
As análises realizadas apontaram evidências de que o método adotado para o reajuste tarifário apresenta uma grave falha conceitual, provocando desequilíbrio econômico-financeiro nos contratos de concessão. Trata-se de impropriedade na concepção da metodologia de reajuste como um todo, e não somente da fórmula paramétrica dos contratos de concessão.
Explica-se: a sistemática de cálculo do reajuste tarifário não é capaz de captar os impactos das variações de demanda de mercado em itens da Parcela A. Regra geral, o mercado de energia elétrica apresenta crescimento anual. Isso, dentro da sistemática de reajuste tarifário, propicia um ganho adicional para a distribuidora sem que tenha havido melhor eficiência operacional e sem a contrapartida na prestação do serviço. É um ganho para a distribuidora pela simples mudança na escala do negócio.
Como o método adotado no reajuste para o cálculo da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis (Parcela A) efetivamente despendidos, permite-se que variações de demanda, que não são consideradas no momento do reajuste, sejam absorvidas pela Parcela B do ano seguinte, gerando ganhos de escala para a concessionária não advindos de aumento de eficiência.
O problema no reajuste tarifário não está na operacionalização das regras estabelecidas nos contratos, portarias e resoluções, mas na concepção metodológica do IRT, que necessita de aprimoramentos pontuais.
Na auditoria realizada nos reajustes tarifários da CELPE, foi demonstrado que a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para os usuários de, pelo menos, R$1 bilhão ao ano.
Em razão desse processo, o TCU exarou o Acórdão 2.210/08-P, que determinou à ANEEL que corrigisse as falhas identificadas na metodologia de reajuste em vigor. Posteriormente, em face de impetração de Embargos de Declaração por parte da Agência, o referido Acórdão foi tornado insubsistente pelo Acórdão 2.544/08-P, para que as concessionárias envolvidas se manifestassem nos autos e tivessem seus argumentos analisados pelo Tribunal.
Em decorrência da análise do TC ¿ 021.975/2007-0, verificou-se que a Superintendência de Regulação Econômica (SRE/ANEEL), desde 11 de outubro de 2007, vem estudando, no âmbito do processo n.º 48500.006111/2007-6, as falhas metodológicas apontadas no Acórdão TCU 2.210/08-P (fls. 45-52 do Anexo 4 do TC - 021.975/2007-0).
Segundo a ANEEL, o referido estudo resultou em uma proposta de alteração da CVA, como solução para a correção da falha identificada. Ocorre que essa alteração deve se dar por meio de Portaria Interministerial do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF). Dessa forma, a ANEEL submeteu ao MME, por meio do Ofício n.º 267/2008-DR/ANEEL, em 3 de dezembro de 2008, proposta de alteração da CVA visando à correção da falha metodológica no reajuste tarifário.
O TCU acompanhará as decisões e soluções adotadas pela ANEEL e pelo MME para a correção dos problemas na metodologia de reajuste tarifário, apontadas pelo Acórdão 2.210/08-P.
Componentes Financeiros
Os componentes financeiros não fazem parte da base tarifária, pois se referem a ajustes realizados no intuito de corrigir o descompasso entre a data de elaboração da revisão ou do reajuste tarifário e eventuais variações financeiras nos diferentes componentes de custo da tarifa de energia elétrica.
Esse ajuste é necessário, pois a definição da tarifa é baseada em um conceito de custo econômico, que precisa ser ajustado periodicamente, de acordo com as variações financeiras que ocorrem ao longo do tempo.
Os componentes financeiros da BOVESA acrescentaram R$ 158 mil à receita da concessionária e representam 0,11% do IRT. Entre eles destacam-se:
acréscimos de R$ 387 mil em compensações da CVA. Esses valores foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Financeira ¿ SFF e constam no Memorando 1615/2007-SFF/ANEEL (fl. 5 do Anexo 1);
decréscimos de R$ 229 mil, referentes à ajustes na classificação de consumidores de baixa renda e passivos com a implementação do Programa Luz para Todos.
A análise das planilhas e notas técnicas não identificou irregularidades ou impropriedades na definição dos componentes financeiros.
Reajuste Tarifário da CER
A Companhia Energética de Roraima ¿ CER presta o serviço de distribuição de energia elétrica para cerca de 24 mil unidades consumidoras no interior do estado de Roraima, sendo que, até hoje, não possui contrato de concessão firmado com a União, como determina o art. 4º da Lei 8.987/95.
A ANEEL vem, ao longo dos anos, reajustando as tarifas da CER nos mesmos moldes previstos nos contratos de concessão firmados com outras concessionárias, seguindo o posicionamento jurídico de sua Procuradoria Federal (fls. 19 do Anexo 1), conforme transcrito a seguir:
"4. Segundo o posicionamento jurídico da Procuradoria Federal na ANEEL consubstanciado nos Pareceres nº 163/2006-PF/ANEEL, aprovado e expedido em 25 de abril de 2006, e nº 354/2006-PF/ANEEL, de 12 de setembro de 2006:
i) A feição jurídica da CER é a de uma concessionária de serviços públicos de energia elétrica, embora a seja num estado "imperfeito" ou "precarizado", pela não formalização do ato convencional da concessão;
ii) O reajuste é necessário para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, sem o quê estaria ameaçada a continuidade do serviço;
iii) Não há ilegalidade na aplicação de reajustes tarifários à CER, mesmo pendente o seu contrato de concessão da devida formalização;
iv) As revisões tarifárias dependem, para sua efetivação, da existência do adequado disciplinamento nos contratos de concessão, e da correspondente fixação da receita-teto inicial da concessionária, com o que se formará o novo equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Não havendo contrato, não há fundamento fático para a realização das revisões tarifárias.
5. Assim, o atual reajuste das tarifas da Companhia Energética de Roraima ¿ CER foi calculado mediante a utilização da fórmula paramétrica do Índice de Reajuste Tarifário ¿ IRT, conforme prevista na Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica, com vigência a partir de 1º de novembro de 2008, que corresponde à data de reajuste tarifário estabelecida para a CER, de acordo com a Portaria Interministerial MF/MME nº 152, de 17 de maio de 2000."
Segundo a Agência, não há ilegalidade na aplicação de reajustes tarifários à CER, mesmo sem um contrato de concessão firmado. De forma contraditória, a ANEEL não conduz processos de revisão tarifária nessa concessionária, alegando que sua efetivação depende da existência do adequado disciplinamento contratual.
Legalidade do Reajuste da Tarifas da CER
O art. 4º da Lei no 8.987/95 determina, expressamente, que a concessão de serviço público seja formalizada mediante contrato. Portanto, a existência de uma concessão sem a devida formalização contratual constitui flagrante ilegalidade.
A Lei das Concessões também determina que os critérios de reajuste e de revisão de tarifas devem ser definidos nos referidos contratos de concessão. De tal forma que aplicar procedimentos de atualização tarifária no caso em tela carece de suporte legal pelo simples fato de, formalmente, não existir uma concessão.
No que pese a necessidade da manter o equilíbrio econômico-financeiro da "concessão" para garantir a continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica, reajustar anualmente as tarifas não garante esse equilíbrio.
Se por um lado, é dever da ANEEL garantir que os usuários finais não sejam prejudicados por uma eventual descontinuidade do serviço, por outro lado, a simples aplicação de procedimentos de reajuste tarifário não garante a desejada continuidade, nem mesmo a modicidade tarifária e a prestação adequada do serviço.
Ao não conduzir revisões tarifárias periódicas, a Agência não define padrões de eficiência para a empresa e fica incapacitada de repassar ganhos para os consumidores e incentivar a melhoria na prestação do serviço. Exemplo disso são as altas perdas elétricas registradas pela CER, que representam 55,8% da energia elétrica disponível (fl. 23 do Anexo 1).
Portanto, fica evidente a necessidade de ser equacionado o problema da falta do contrato de concessão da CER e da necessidade de mecanismos de incentivo e de atualização de tarifas que garantam a eficiência, a continuidade do serviço e a modicidade tarifária.
Compete à ANEEL, nos termos da Lei no 9.427/96 e do Decreto no 2.335/97, celebrar e gerir os contratos de concessão de serviços de energia elétrica. Permitir que a CER atue como distribuidora de energia elétrica, sem um contrato de concessão e sem processos de revisão tarifária, constitui grave ilegalidade.
Dessa forma, para seja possível obter mais informações sobre a situação atual do problema, as possíveis soluções e as providências que estão sendo tomadas, propõe-se diligenciar à ANEEL e à CER para que, no prazo de 15 dias, informem ao TCU:
que providências estão sendo tomadas pela ANEEL e pela CER para a formalização do contrato de concessão;
quais são as etapas desse processo e qual é o prazo estimado para que cada etapa seja cumprida;
que outras alternativas podem ser adotadas pela ANEEL para solucionar o problema;
outras informações que julgarem relevantes.
Cálculos Realizados no Processo de Reajuste de 2008 da CER
De forma análoga à análise realizada para a BOVESA, foram verificados os principais componentes do reajuste tarifário da CER. A Tabela 03 mostra a participação percentual dos itens não gerenciáveis (VPA) e gerenciáveis (VPB) na composição do IRT, quanto cada item evoluiu no período de 2007 a 2008 e a distribuição da receita para cobrir os custos da empresa.
Tabela 03 ¿ Composição do índice de reajuste tarifário da CER
Itens Participação no IRT (p.p) Relação 2008/2007 Participação na Receita (%)
VPA 0,98% 1,22% 78,55%
Encargos Setoriais 0,67% 9,70% 7,37%
Energia Comprada para Revenda 0,30% 0,41% 71,18%
VPB 2,42% 12,23% 21,45%
Componentes Financeiros 18,79% - -
Reajuste Total 22,18% - -
Fonte: Notas Técnicas 324/2008 e 334/2008 ¿ SER/ANEEL (fls. 19-34)
Os encargos da CER somaram R$ 963 mil (7,37% da receita) no ano de 2008. Os valores dos encargos cresceram 9,70%, devido, principalmente, aos seguintes fatores:
aumento de 7,40% nos valores da Conta de Consumo de Combustíveis ¿ CCC, conforme a Resolução Homologatória da ANEEL n.o 616/2008 (fl. 21 do Anexo 1);
aumento de 13,32% nos valores da reserva Geral de Reversão ¿ RGR, de acordo com o Memorando 1641/2008 ¿ SFF/ANEEL (fl. 21 do Anexo 1).
As compras de energia da CER foram estimadas em R$ 9,3 milhões, com base na carteira de contratos da concessionária e na demanda esperada do mercado. Contudo, é importante ressaltar que as perdas elétricas registradas representam grande parte do valor pago a título de compra de energia. No reajuste homologado em 2007, a ANEEL autorizou que fossem repassadas para os consumidores perdas de 39,1% da energia requerida (fl. 46 do Anexo 1) e, no ano de 2008, o valor aumentou para 55,8%, seguramente um dos maiores patamares registrados no país.
Por não ter um contrato de concessão firmado com a CER, a ANEEL alega que não pode conduzir revisões tarifárias e, consequentemente, não fixa metas regulatórias para redução de perdas. Permitir que essa situação persista põe em risco a viabilidade da concessão e da prestação do serviço, o que reforça a proposta de determinação feita nesta instrução.
O Valor da Parcela B calculado para a CER sofre da mesma inconsistência apontada para a BOVESA e para as demais concessionárias de energia elétrica. Como já foi relatado anteriormente, o TCU acompanhará as decisões e soluções adotadas pela ANEEL e pelo MME para a correção dos problemas na metodologia de reajuste tarifário, apontadas pelo Acórdão 2.210/08-P.
Finalmente, a análise dos componentes financeiros da CER apontou que estes somaram R$ 2,45 milhões representam 18,79% do IRT, devido, principalmente, ao valor apurado para a Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A ¿ CVA). Esse valor reflete a apresentação, pela concessionária, de despesas pagas com compra de energia que vão além do período de referência considerado e foram fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Financeira ¿ SFF, de acordo com o Memorando no 1641/2008 ¿ SFF/ANEEL (fls. 24-26 do Anexo 1).
A análise das planilhas e notas técnicas não identificou irregularidades ou impropriedades na definição dos encargos setoriais, das compras de energia elétrica e dos componentes financeiros.
Conclusões
Ao final das análises desta Unidade Técnica, concluiu-se que os cálculos conduzidos nos processos de reajuste tarifário de 2008 das concessionárias em questão foram realizados com exatidão e de acordo com a metodologia em vigor.
Contudo, foi constatado que a metodologia utilizada nesses processos sofre dos mesmos problemas identificados em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme recente fiscalização realizada pelo TCU (Acórdão 2.210/08-P). A ANEEL, na busca de uma solução para esse problema, encaminhou uma proposta de alteração da CVA ao MME, por meio do Ofício n.º 267/2008-DR/ANEEL, em 3 de dezembro de 2008.
O TCU vai acompanhar as decisões e soluções adotadas pela ANEEL e pelo MME para a correção dos problemas na metodologia de reajuste tarifário, apontadas pelo Acórdão 2.210/08-P.
Outro ponto importante constatado nas análises documentais foi que a Companhia Energética de Roraima ¿ CER não possui contrato de concessão firmado com a União, como determina o art. 4º da Lei no 8.987/95. A ANEEL vem, ao longo dos anos, reajustando as tarifas da CER nos mesmos moldes previstos nos contratos de concessão firmados com outras concessionárias, contudo, não conduz processos de revisão tarifária que garantem a eficiência, a modicidade tarifária e a continuidade na prestação do serviço público.
Compete à ANEEL, nos termos da Lei no 9.427/96 e do Decreto no 2.335/97, celebrar e gerir os contratos de concessão de serviços de energia elétrica. Permitir que a CER atue como distribuidora de energia elétrica, sem um contrato de concessão e sem processos de revisão tarifária, constitui grave ilegalidade.
Dessa forma, para seja possível obter mais informações sobre a situação atual do problema, as possíveis soluções e as providências que estão sendo tomadas, propõe-se diligenciar à ANEEL e à CER para que, no prazo de 15 dias, informem ao TCU:
que providências estão sendo tomadas pela ANEEL e pela CER para a formalização do contrato de concessão;
quais são as etapas desse processo e qual é o prazo estimado para que cada etapa seja cumprida;
que outras alternativas podem ser adotadas pela ANEEL para solucionar o problema;
outras informações que julgarem relevantes.
Para atender de forma integral à presente solicitação, é necessário que os processos de reajuste tarifários em questão sejam analisados de forma plena, permitindo às concessionárias e ao ente regulador a oportunidade de se manifestarem nos autos.
Está disposto na Resolução ¿ TCU nº 215, de 20/08/2008, que dispõe sobre o tratamento de solicitações do Congresso Nacional ¿ SCN, art. 21 o que segue:
"É fixado em 180 dias, a contar da data de publicação deste normativo, o prazo para atendimento das solicitações do Congresso Nacional registradas pela Assessoria Parlamentar que se encontram pendentes no âmbito do Tribunal".
Tendo em vista que esse processo de Solicitação do Congresso Nacional foi autuado neste Tribunal em 19/11/2008, o prazo para seu atendimento, de acordo com o normativo mencionado, encerra-se em 18/05/2009, o que torna inviável ouvir as concessionárias dentro do prazo inicialmente previsto.
Devido à relevância para o saneamento dos autos das respostas às diligências a serem expedidas por esta Unidade Técnica, propõe-se, com fulcro no §2º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008, a prorrogação, por mais 90 dias, a contar do pronunciamento desta Corte, do prazo para atendimento da solicitação de fiscalização emanada pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados.
Proposta de Encaminhamento
Ante o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
com fulcro no art. 157, §1o, do Regimento Interno do TCU e na delegação de competência do Relator Exmo. Sr. Benjamim Zymler, estabelecida na Portaria-GM-BZ nº 02/04, diligenciar à Companhia Energética de Roraima ¿ CER e à Agência Nacional de Energia Elétrica ¿ ANEEL para que, no prazo de 15 dias, informem ao TCU:
a) que providências estão sendo tomadas pela ANEEL e pela CER para a formalização do contrato de concessão;
b) quais são as etapas desse processo e qual é o prazo estimado para que cada etapa seja cumprida;
c) que outras alternativas podem ser adotadas pela ANEEL para solucionar o problema;
d) outras informações que julgarem relevantes.
prorrogar o prazo, por mais 90 dias, a contar do pronunciamento do Plenário deste Tribunal, para atendimento da solicitação de fiscalização de que tratam os autos, com fulcro no § 2º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008;
comunicar à Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, Exma. Sra. Deputada Ana Arraes, da prorrogação do prazo, nos termos no § 3º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008.
2. É o relatório.
Voto do Ministro Relator
Cuidam os autos de solicitação do Congresso Nacional, decorrente do Requerimento nº 140/08 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, no qual a citada comissão requer ao TCU que fiscalize os atos que autorizaram o reajuste de tarifas das distribuidoras Boa Vista Energia S.A (BOVESA) e Companhia Energética de Roraima (CER) em percentuais superiores à inflação.
2. A análise empreendida pela Secretaria de Fiscalização de Desestatização - SEFID concluiu que os cálculos conduzidos nos processos de reajuste tarifário de 2008 das concessionárias em questão estão em conformidade com a metodologia em vigor. Não obstante, a unidade técnica constatou que a metodologia utilizada nesses processos sofre dos mesmos problemas identificados em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme recente fiscalização realizada pelo TCU (Acórdão 2.210/08-P). A ANEEL, na busca de uma solução para esse problema, encaminhou uma proposta de alteração da CVA ao MME, por meio do Ofício n.º 267/2008-DR/ANEEL, em 3 de dezembro de 2008.
3. Impende realçar que a SEFID vem acompanhando as decisões e soluções adotadas pela ANEEL e pelo MME para a correção dos problemas na metodologia de reajuste tarifário, apontadas pelo Acórdão 2.210/08-P.
4. A secretaria especializada constatou, ainda, que a Companhia Energética de Roraima ¿ CER não possui contrato de concessão firmado com a União, conforme determina o art. 4º da Lei no 8.987/95. A ANEEL vem, ao longo dos anos, reajustando as tarifas da CER nos mesmos moldes previstos nos contratos de concessão firmados com outras concessionárias, contudo, não conduz processos de revisão tarifária que garantem a eficiência, a modicidade tarifária e a continuidade na prestação do serviço público.
5. Em que pesem essas informações preliminares, encontra-se pendente de resposta a diligência empreendida pela SEFID ¿ constante da proposta de encaminhamento do analista-instrutor - cujo objetivo é elucidar a eventual irregularidade referente à ausência de instrumento contratual de concessão de serviços de distribuição de energia, bem como propiciar o contraditório e a ampla defesa às concessionárias e ao ente regulador.
6. Impende registrar, ainda, que, nos termos do inciso II do art. 15 da Resolução TCU nº 215/2008, o Tribunal deve atender integralmente à solicitação do Congresso Nacional em até cento e oitenta dias, quando se tratar de solicitação de fiscalização, salvo disposição diversa do Plenário. Considerando que esse processo de Solicitação do Congresso Nacional foi autuado em 19/11/2008 e o prazo para seu atendimento encerrou-se em 18/05/2009, restou inviabilizada a oitiva das concessionárias no prazo inicialmente previsto.
7. Nesse sentido, anuo à proposta da unidade técnica no sentido de, nos termos do § 2º do art. 15 da Resolução TCU nº 215/2008, prorrogar por 90 dias o prazo para atendimento da presente solicitação de fiscalização.
8. Tendo em vista que o prazo para atendimento de solicitação do Congresso Nacional somente poderá ser prorrogado uma única vez, bem como a necessidade de tempo hábil para análise dos autos em meu gabinete, entendo pertinente fixar prazo para que a unidade técnica apresente sua instrução de mérito. Observo que o termo final para cumprimento da solicitação ocorrerá em 18/8/2009. A sessão de plenário imediatamente anterior ocorrerá em 12/8/2009. Considerando o prazo regimental para inclusão de processo em pauta, assim como o tempo necessário para análise dos autos em meu gabinete, entendo deva ser fixado o dia 3/8/2009 como prazo limite para apresentação da instrução de mérito pela unidade técnica.
9. Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 1 de julho de 2009.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de Solicitação do Congresso Nacional decorrente do Requerimento nº 140/08 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. prorrogar o prazo, por mais 90 dias, a contar do termo final do prazo inicialmente fixado, para atendimento da solicitação de fiscalização de que tratam os autos, com fulcro no § 2º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008;
9.2. determinar à Sefid, visando o efetivo cumprimentos dos prazos previstos na Resolução nº 215/2008, que apresente ao Relator a instrução de mérito até o dia 3/8/2009;
9.3. comunicar à Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, Exma. Sra. Deputada Ana Arraes, da prorrogação do prazo, nos termos no § 3º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008
Quorum
13.1. Ministros presentes: Ubiratan Aguiar (Presidente), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro e José Jorge.
13.2. Auditores convocados: Augusto Sherman Cavalcanti e Marcos Bemquerer Costa.
13.3. Auditores presentes: André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
Publicação
Ata 26/2009 - Plenário
Sessão 01/07/2009
Referências (HTML)
Documento(s):031-038-2008-9-MIN-BZ.rtf
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01/07/2009
Identificação – 01-07-09- Acórdão 1430/2009 – Plenário -
Número Interno do Documento - AC-1430-26/09-P
Grupo/Classe/Colegiado - GRUPO I / CLASSE II / Plenário
Processo - 031.039/2008-6
Natureza - Solicitação do Congresso Nacional
Entidade -Órgão/Entidade : Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessados - Interessado: Câmara dos Deputados
Sumário - PRORROGAÇÃO DE PRAZO PARA ATENDIMENTO DE SOLICITAÇÃO DO CONGRESSO NACIONAL, NA FORMA DO § 2º DO ART. 15 DA RESOLUÇÃO TCU Nº 215/2008
Assunto - Solicitação do Congresso Nacional
Ministro Relator - Benjamin Zymler
Representante do Ministério Público - não atuou
Unidade Técnica - Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
Advogado Constituído nos Autos = não há
Relatório do Ministro Relator
Adoto como Relatório a instrução do ACE Davi Ferreira Gomes Barreto, com a qual aquiesceram as instâncias superiores da Secretaria de Fiscalização de Desestatização ¿ SEFID.
"Trata-se de Proposta de Fiscalização e Controle nº 52/2008 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados (fls. 2-14), encaminhada pelo Of. Pres. nº 509/08 (fl. 1), que requer ao TCU fiscalizar a autorização de reajuste das tarifas das seguintes concessionárias: Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, Companhia Energética do Piauí -CEPISA, Companhia Energética de Alagoas - CEAL e ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A.
Aduz a Proposta de Fiscalização que a ANEEL autorizou aumento de 15,33% para a ENERGISA, de 10,98% para a CEMAR, de 10,34% para a CEPISA e de 12,81% para a CEAL. Em vista disso, solicita ao TCU a realização de fiscalização com o objetivo de confirmar os valores estabelecidos, com base nos instrumentos contratuais e legais disponíveis (fl. 6).
O plano de execução da proposta (fl. 13) solicita ao TCU que encaminhe os trabalhos fiscalizatórios a partir de 2007, além do envio de informações relativas aos seguintes quesitos:
exame dos parâmetros componentes do índice de reajuste e sua conformidade;
adequação dos índices contratuais utilizados, tais como o IGPM para reajustar tarifas de energia elétrica;
dados dos contratos, tais como duração, termo inicial e final e equilíbrio econômico-financeiro;
alternativas legais ou contratuais que possibilitem novos pactos entre partes;
realização de oitivas;
requisição de documentos públicos.
Dessa forma, optou-se por, inicialmente, avaliar a legalidade e a legitimidade dos reajustes das concessionárias em questão e, em um segundo momento, comentar cada um dos itens acima, a fim de fornecer subsídios adicionais à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados.
Vale ressaltar que o atual sistema regulatório das concessionárias de distribuição de energia elétrica admite 3 (três) diferentes tipos de mecanismos de atualização tarifária: revisão periódica, revisão extraordinária e reajuste anual.
O Tribunal, por meio da Instrução Normativa no 43/2002, acompanha os processos de revisão tarifária periódica das principais concessionárias, no intuito de garantir a regularidade e contribuir para o aperfeiçoamento metodológico do processo. Entre as análises realizadas no 1o e 2º ciclo de revisões sobressaem as decisões dos acórdãos 1757/2003-P, 1756/2003-P, 555/2004-P, 556/2004-P, 1756/2004-P, 1757/2004-P, 200/2007-P, 271/2007-P, 272/2007-P, 2379/2008 e 2542/2008, algumas delas ainda em sede de recurso nesta Corte.
No que se refere à revisão extraordinária, o TCU realizou auditoria junto à ANEEL (TC - 006.734/2003-9) para avaliar o impacto das ações implementadas para a superação da crise de energia elétrica sobre o valor das tarifas cobradas pelas concessionárias. O citado processo ainda aguarda julgamento por este Tribunal.
Quanto aos reajustes tarifários, esta Corte, recentemente, realizou auditorias nos processos de reajuste da CELPE e da CEMIG, por solicitação do Congresso Nacional. O TCU exarou o Acórdão 2.210/08-P, que determinou à ANEEL que corrigisse as falhas identificadas na metodologia de reajuste em vigor. Posteriormente, em face de impetração de Embargos de Declaração por parte da Agência, o referido Acórdão foi tornado insubsistente pelo Acórdão 2.544/08-P, para que as concessionárias envolvidas se manifestassem nos autos e tivessem seus argumentos analisados pelo Tribunal.
Nesse sentido, é importante destacar que, no que se refere à regularidade do reajuste tarifário da ENERGISA, proposta similar foi objeto de Representação formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho, autuado no TC ¿ 025.819/2008-1, ainda pendente de decisão por parte deste Tribunal.
Naquela oportunidade, a instrução desta Unidade Técnica não encontrou irregularidades no reajuste da ENERGISA, esclarecendo que as sucessivas autorizações de reajustes das tarifas de energia elétrica por parte da ANEEL decorrem de obrigações legais e contratuais, não havendo irregularidade nesse aspecto. Tendo em vista a semelhança do objeto da Representação autuada no TC -025.819/2008-1 com esta solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, propõe-se o apensamento do TC ¿ 025.819/2008-1 a esta solicitação.
Para fiscalizar os reajustes tarifários da CEMAR, CEPISA e CEAL, diligenciou-se à ANEEL para que enviasse a este Tribunal as planilhas de cálculo, relatório e voto que embasaram os processos conduzidos em 2008 (fls. 17-18).
A análise destes autos iniciou-se com a remessa por parte da ANEEL dos documentos solicitados (fls. 20-22). No intuito de avaliar a legalidade e a legitimidade dos reajustes, o problema foi analisado em duas dimensões: quanto à regularidade dos cálculos aplicados nos reajustes em relação à metodologia em vigor, e quanto à aderência dessa metodologia aos princípios legais que regem as concessões dos serviços de distribuição de energia elétrica.
A apresentação dos resultados do trabalho realizado passa, inicialmente, por uma breve explanação sobre as metodologias de atualização tarifária adotadas pela ANEEL junto às empresas distribuidoras de energia elétrica e, posteriormente, discorre sobre as duas dimensões de análise citadas.
Mecanismos de atualização tarifária
De acordo com a Lei no 9.427/96, as atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos. Sua principal finalidade é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço, atendendo ao princípio da modicidade tarifária.
Nesse sentido, o modelo de remuneração de concessionárias de energia elétrica é baseado na premissa de que a tarifa aplicada à quantidade de energia vendida gera a receita necessária para cobrir os custos eficientes da empresa. Contudo, compete ao ente regulador criar mecanismos de incentivos para que as empresas administrem seus custos, buscando a modicidade tarifária e a melhoria na prestação do serviço público.
De acordo com os contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica, os custos envolvidos na concessão são divididos em duas parcelas: Parcela A e Parcela B. A primeira representa os custos não gerenciáveis da empresa, ou seja, aqueles que não dependem da sua operação. A segunda representa os custos gerenciáveis da empresa e devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor. A Tabela 01 detalha os principais componentes de cada parcela.
Tabela 01: Detalhamento da composição das parcelas A e B
PARCELA A
(custos não-gerenciáveis) PARCELA B
(custos gerenciáveis)
Encargos Setoriais Despesas de Operação e Manutenção
Cota de Reserva Global de Reversão (RGR) Pessoal
Cota de Conta de Consumo de Combustível (CCC) Material
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) Serviços de terceiros
Rateio de custos do Proinfa Despesas gerais e outras
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
Operador Nacional do Sistema (ONS)
P&D e Eficiência Energética
Encargos de Transmissão Despesas de Capital
Uso das instalações da Rede Básica de transmissão de energia elétrica Cotas de reintegração regulatória
Uso das instalações de Conexão Remuneração do capital
Uso das instalações de Distribuição
Transporte da energia elétrica proveniente de Itaipu Compra de Energia Elétrica Outros
Energia de Itaipu Perdas de receitas irrecuperáveis
Contratos Iniciais, Contratos Bileterais de Longo Prazo ou Leilões PIS/COFINS
Fonte: Cadernos Temáticos da ANEEL - Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica, 2005
Quando da assinatura dos contratos de concessão, as empresas reconhecem que o nível tarifário vigente, ou seja, o conjunto das tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os mecanismos de reajuste e revisão das tarifas estabelecidos nos contratos, é suficiente para a manutenção do seu equilíbrio econômico-financeiro.
Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir os custos operacionais incorridos na prestação do serviço e remunerar adequadamente o capital investido, seja naquele momento, seja ao longo do período de concessão, na medida em que as regras de atualização têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio econômico-financeiro inicial do contrato. Dessa forma, existem três métodos de atualização tarifária: reajuste tarifário anual, revisão tarifária periódica e revisão tarifária extraordinária.
O reajuste tarifário é realizado anualmente e busca restabelecer o poder de compra da receita obtida pelo concessionário. Para isso, determina-se um Índice de Reajuste Tarifário (IRT), que é aplicado na atualização das tarifas vigentes.
A revisão tarifária periódica é um processo mais detalhado de atualização que, geralmente, ocorre a cada quatro anos. Busca manter o equilíbrio econômico-financeiro ao longo do contrato de concessão, realizando análises mais profundas e detalhadas na determinação dos valores de cada componente das Parcelas A e B. O objetivo desse processo é calcular o reposicionamento tarifário e estabelecer o Fator X.
O cálculo do reposicionamento tarifário se baseia na definição da parcela da receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes, para um dado nível de qualidade do serviço e uma remuneração adequada sobre investimentos realizados com prudência.
O Fator X é um "número índice" fixado pela ANEEL, a cada revisão periódica, conforme definido nos contratos de concessão, com o objetivo de ajustar os valores da Parcela B (custos gerenciáveis) aos ganhos de escala do negócio decorrentes de aumento da eficiência operacional.
Tanto a metodologia de reajuste quando a de revisão são baseadas na determinação da receita necessária para cobrir os custos na prestação do serviço, ou seja, consistem no cálculo das Parcelas A e B. Contudo, o processo de definição dessas parcelas difere em cada uma das metodologias.
Por fim, a revisão tarifária extraordinária é um mecanismo, por meio do qual a ANEEL poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos da empresa de distribuição, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia, encargos setoriais ou encargos de uso das redes elétricas que possam ser estabelecidos durante o período.
Cálculo do reposicionamento tarifário no processo de revisão periódica
O valor do reposicionamento tarifário é definido como a razão entre a Receita Requerida (receita necessária para manter o equilíbrio econômico-financeiro após a revisão) e a Receita Verificada (receita auferida pela empresa com as tarifas vigentes).
A Receita Verificada é determinada aplicando-se as tarifas vigentes, no momento da revisão, à demanda do mercado referenciado no ano-teste, que é definido como o mercado estimado para período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência das novas tarifas.
Por sua vez, a Receita Requerida é definida como a soma das parcelas A e B, calculadas segundo critérios atualmente estabelecidos pela ANEEL na Resolução nº 236/06.
Além disso, após somar as Parcelas A e B, é subtraído desse resultado o valor das "Outras Receitas", referentes a receitas originárias de fontes diversas das oriundas da concessão, que devem ser compartilhadas com os usuários para fins de modicidade tarifária.
Para se calcular a Parcela A, determinam-se os custos de compra de energia, os encargos tarifários e os custos de transmissão. Já a Parcela B é calculada pela definição de custos operacionais eficientes a partir da construção de uma empresa de referência e pela determinação da remuneração justa do capital investido a partir da definição da base de remuneração e do custo de capital.
Figura 01: Processo de definição dos componentes do reposicionamento tarifário na revisão periódica
Nesse ponto, é importante ressaltar que o processo de definição de cada componente da Parcela B é feito através de critérios técnicos desenvolvidos pelo ente regulador, com o intuito de garantir a solidez metodológica de todo o processo a partir de um cálculo aprofundado de cada um desses componentes (custos operacionais e custo de capital).
A despeito de eventuais críticas e possibilidades de aperfeiçoamento dessa metodologia, não se pode contestar a intenção do regulador de imprimir um forte caráter técnico na definição da Parcela B no processo de revisão tarifária.
Além do valor do reposicionamento tarifário, também é definido durante a revisão tarifária o valor do Fator X. Apesar de não ser relevante para a análise do problema em questão, é importante salientar que essa componente também é obtida através de critérios técnicos definidos em resolução específica da ANEEL.
Cálculo do índice de reajuste tarifário
O índice de reajuste tarifário é dado pela razão entre a Receita na Data de Reajuste em Processamento - DRP (receita capaz de manter o poder de compra da empresa após o reajuste) e a Receita na Data de Referência Anterior - DRA (receita auferida pela empresa no período anterior).
A receita em DRA refere-se à receita efetivamente arrecadada nos últimos 12(doze) meses que antecederam o reajuste tarifário. Por outro lado, a receita em DRP é calculada com base na soma dos valores estimados para as parcelas A e B da concessionária.
A principal diferença entre as metodologias de revisão e reajuste reside na forma como é calculada a parcela B da receita. A metodologia do reajuste não utiliza os critérios definidos na Resolução nº 236/06 da ANEEL.
O processo de definição do IRT passa, primeiramente, pela apuração da Receita em DRA conforme já explicado. O segundo passo consiste em determinar os gastos efetivamente incorridos com a Parcela A durante o período de 12 (doze) meses que antecedeu o reajuste. O valor da Parcela B é finalmente calculado como a diferença entre os valores da Receita em DRA e da Parcela A.
Figura 02: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRA no reajuste anual
Por outro lado, a definição da receita em DRP começa pela determinação do valor da Parcela B, que é feita corrigindo a mesma parcela B calculada em DRA pela inflação e pelo Fator X.
O último passo consiste em determinar a parcela A a partir dos custos não-gerenciáveis estimados, tomando como base a mesma demanda existente em DRA, ou seja, a dos últimos 12 (doze) meses anteriores à data do reajuste.
Figura 03: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRP no reajuste anual
Há dois pontos importantes dentro do processo de reajuste tarifário que merecem ser ressaltados: a estimativa da Parcela B tem menor nível de detalhamento técnico quando comparada ao processo de revisão tarifária; a demanda considerada refere-se ao período dos 12 (doze) meses anteriores à atualização e não a uma estimativa dos meses posteriores como na metodologia de revisão.
O método adotado no reajuste para o cálculo da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis efetivamente despendidos. Não guarda nenhuma relação com as metodologias de empresa de referência, base de remuneração e custo de capital utilizados no processo de revisão.
A segunda diferença entre as metodologias de revisão e reajuste é relativa ao período de tempo utilizado para calcular os componentes das parcelas A e B. Na revisão tarifária é feita uma estimativa da demanda futura para balizar o valor justo da tarifa, enquanto que no processo de reajuste tarifário, as potenciais variações de demanda são ignoradas.
Análise do Reajuste Tarifário
Em uma primeira análise, constatou-se a coerência dos valores apresentados nos relatórios e votos que embasaram os processos de reajuste anual de 2008 com os valores constantes das planilhas de reajuste.
Isso não significa que tais valores não possam vir a apresentar impropriedades, pois há sempre o risco de ocorrerem problemas nos campos de entrada de dados das planilhas de cálculo, notadamente no que se refere à digitação incorreta de dados regulatórios ou ao envio de informações incorretas à ANEEL por parte das distribuidoras de energia elétrica.
No primeiro caso, esse risco pode ser mitigado pela atuação do controle interno da Agência, consistente no cruzamento dos dados enviados pelas distribuidoras com os dados inseridos no modelo.
No segundo caso, o risco pode ser reduzido pela fiscalização da ANEEL, com verificação in loco e com uso dos sistemas de medição. Assim, ordinariamente, essas impropriedades devem ser identificadas por meio de um controle de primeira ordem, ou seja, realizado pela própria Agência sobre as informações prestadas pelas distribuidoras de energia elétrica para o cálculo do IRT.
No que se refere às planilhas de cálculo, observou-se que elas, em grande parte, são padronizadas. Não se identificou erros de fórmulas, referências circulares ou outras inconsistências que pudessem macular o IRT. Também não foi observado erros de digitação nos dados de entrada dos modelos em comparação com os valores expressos nos relatórios que embasaram os processos de reajuste anual. Finalmente notou-se que a sistemática de cálculo das planilhas é coerente com as fórmulas paramétricas da metodologia de reajuste tarifário.
As tabelas 02, 03 e 04 mostram a participação percentual dos itens não gerenciáveis (VPA) e gerenciáveis (VPB) na composição do IRT, quanto cada item evoluiu no período de 2007 a 2008 e a distribuição da receita para cobrir os custos não gerenciáveis e gerenciáveis das distribuidoras CEMAR, CEPISA e CEAL.
Tabela 02 ¿ Composição do índice de reajuste tarifário da CEMAR
Itens Participação no IRT (p.p) Relação 2008/2007 Participação na Receita (%)
VPA 4,61% 10,24% 45,06%
Encargos Setoriais 1,76% 30,93% 6,76%
Encargos de Transmissão 1,20% 18,69% 6,95%
Energia Comprada para Revenda 1,65% 5,01% 31,35%
VPB 5,45% 9,91% 54,94%
Componentes Financeiros 0,19% - -
Reajuste Total 10,25% - -
Fonte: Voto do Processo 48500.002794/2008-05 (fl. 1-3 do Anexo 1)
Tabela 03 ¿ Composição do índice de reajuste tarifário da CEPISA
Itens Participação no IRT (p.p) Relação 2008/2007 Participação na Receita (%)
VPA 6,21% 13,73% 45,36%
Encargos Setoriais 2,20% 43,20% 6,43%
Encargos de Transmissão 1,17% 18,16% 6,69%
Energia Comprada para Revenda 2,84% 8,44% 32,24%
VPB 7,09% 12,93% 54,64%
Componentes Financeiros -2,90% - -
Reajuste Total 10,39% - -
Fonte: Nota Técnica 229/2008 ¿ SRE/ANEEL (fl. 89 do Anexo 1)
Tabela 04 ¿ Composição do índice de reajuste tarifário da CEAL
Itens Participação no IRT (p.p) Relação 2008/2007 Participação na Receita (%)
VPA 4,61% 9,45% 47,80%
Encargos Setoriais 1,13% 18,57% 6,48%
Encargos de Transmissão 0,73% 14,00% 5,32%
Energia Comprada para Revenda 2,75% 7,34% 36,01%
VPB 7,02% 13,70% 52,20%
Componentes Financeiros 3,42% - -
Reajuste Total 15,05% - -
Fonte: Nota Técnica 236/2008 ¿ SRE/ANEEL (fl. 134 do Anexo 1)
Encargos Setoriais
Os encargos setoriais resultam de políticas governamentais e têm destinação específica. Seus valores são estabelecidos diretamente pela ANEEL e, de forma semelhante nas concessionárias analisadas, foram impactados principalmente pela criação dos Encargos de Serviço de Sistema - ESS (Segurança Energética) e pelo aumento nos valores da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC e da Reserva Global de Reversão - RGR.
A Resolução do Conselho Nacional de Política Energética nº 008, de 20 de dezembro de 2007, criou novos componentes para os ESS, relacionados à segurança energética, ou seja, aos custos devidos a ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco e aos despachos de termelétricas fora da ordem de mérito de custo ordenados pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE. Os valores correspondentes a esse novo encargo repercutiram fortemente em todo o sistema elétrico brasileiro, inclusive nas concessionárias analisadas.
A CCC, criada pelo Decreto n.º 73.102/73, tem como finalidade o rateio dos custos relacionados ao consumo de combustíveis para geração de energia termoelétrica nas regiões do país localizadas fora da área de atendimento do sistema interligado, denominadas sistemas isolados. Os custos da geração termoelétrica dos sistemas isolados são rateados por todos os consumidores do país, mediante a fixação de valores anuais para cada concessionária de distribuição, proporcionais ao seu mercado, e podem variar em função da necessidade do uso das usinas termoelétricas. Os valores utilizados nos reajustes de 2008 da CEMAR, CEPISA e CEAL foram fixados de acordo com a Resolução Homologatória da ANEEL n.o 616/2008.
A RGR, criada pelo Decreto n.º 41.019/57, tem a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica, para financiamento de fontes alternativas de energia elétrica, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos e para desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, limitado a 3,0% de sua receita anual. Os valores utilizados nos reajustes de 2008 da CEMAR, CEPISA e CEAL foram fixados pela Superintendência de Fiscalização Financeira - SFF/ANEEL, de acordo, respectivamente, com os memorandos 1242/2008, 1230/08 e 1244/08 da SFF/ANEEL.
O Gráfico 01 mostra os principais componentes na variação dos encargos setoriais das concessionárias em questão.
Gráfico 01 ¿ Principais componentes da variação 2007/2008 dos encargos setoriais da CEMAR, CEPISA e CEAL (% da variação dos encargos)
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
No caso da CEMAR (fl. 13 do Anexo 1), os encargos setoriais somaram R$ 74 milhões (6,76% da receita) e cresceram 30,93%, devido, principalmente, aos seguintes fatores:
adição de R$ 4,6 milhões em Encargos de Serviço de Sistema Segurança Energética, que representou 26% da variação total dos encargos;
aumento de 17,19% nos valores da Conta de Consumo de Combustíveis CCC, que representou 22% da variação dos encargos;
aumento de 34,11% na Reserva Global de Reversão ¿ RGR, devido a uma projeção subestimada dos investimentos, realizada no reajuste anterior, que resultou em uma base de cálculo muito inferior à efetivamente realizada, representando 24% da variação dos encargos.
Por sua vez, os encargos da CEPISA (fls. 87-89 do Anexo 1) somaram R$ 40,8 milhões (6,43% da receita) no ano de 2008. Os valores dos encargos cresceram 43,20%, devido, principalmente, aos seguintes fatores:
adição de R$ 8,1 milhões em Encargos de Serviço de Sistema Segurança Energética, que representou 66% da variação total dos encargos;
aumento de 11,21% nos valores da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, que representou 11% da variação dos encargos;
aumento de 13,32% nos valores da Reserva Geral de Reversão ¿ RGR, que representou 10% da variação dos encargos.
Por último, os encargos da CEAL (fls. 127 e 133 do Anexo 1) somaram R$ 42,9 milhões (6,48% da receita) no ano de 2008. Os valores dos encargos cresceram 18,57%, devido, principalmente, aos seguintes fatores:
adição de R$ 3,0 milhões em Encargos de Serviço de Sistema - Segurança Energética, que representou 46% da variação total dos encargos;
aumento de 4,82% nos valores da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, que representou 12% da variação dos encargos;
aumento de 14,38% nos valores da Reserva Geral de Reversão - RGR, que representou 7% da variação dos encargos.
Encargos de Transmissão
Os custos de transmissão são aqueles relacionados ao transporte da energia, desde as fontes geradoras até a distribuidora; incluindo a utilização da rede básica e de suas instalações de conexão, o transporte da energia proveniente de Itaipu e a eventual utilização da rede de outras distribuidoras.
No caso da CEMAR, esses custos foram estimados em R$ 76,1 milhões (6,95% da receita). O valor calculado pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT foi 18,69% acima do praticado em 2007 (fl. 06 do Anexo 1).
Os custos com a transmissão para a CEPISA e da CEAL foram estimados, respectivamente, em R$ 42,5 milhões (6,69% da receita) e em R$ 35,2 milhões (5,32% da receita). A variação entre os anos de 2007 e 2008 foi semelhante para as duas concessionárias, em torno de 18%, calculados pela mesma superintendência (fls. 88 e 127-128 do Anexo 1).
Energia Comprada para Revenda
As compras de energia estão relacionadas com os custos de contratação do fornecimento de energia elétrica necessários para que a distribuidora atenda seu mercado. Para que seja efetuado o cálculo desses custos, a ANEEL toma como base os contratos bilaterais, leilões públicos e os montantes adquiridos de Itaipu.
Ou seja, com base na carteira de contratos da concessionária e na demanda esperada do mercado, a Agência determina os custos com compra de energia. A determinação dos custos a serem repassados aos consumidores finais das concessionárias foi feita conforme o Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, observadas as disposições do contrato de concessão e demais normas pertinentes.
No caso da CEMAR, a energia comprada para revenda é o item de custo mais significativo do VPA, calculado em R$ 343 milhões (31,35% da receita). Para a CEPISA e CEAL, esses custos são igualmente importantes e representam, respectivamente, R$ 204 milhões (32,24% da receita) e R$ 238 milhões (36,01% da receita). Dessa forma, é preciso dedicar especial atenção nas premissas utilizadas na definição desses valores, pois pequenas impropriedades causam impactos significativos. Dentro desse contexto, destacam-se as perdas elétricas.
Perdas Elétricas
Perdas elétricas correspondem à diferença entre a energia injetada na rede pela geradora e a energia efetivamente recebida pelo consumidor, sendo dividas em perdas da rede básica, perdas técnicas e perdas não técnicas. Essa diferença é rateada entre todos os consumidores ligados à rede de distribuição da concessionária.
As perdas da rede básica são aquelas originadas nas redes de transmissão e são rateadas entre concessionárias de transmissão e todos os consumidores do sistema. Já as perdas na distribuição (técnicas e não técnicas) são específicas para cada empresa distribuidora de energia elétrica, sendo calculadas, caso a caso, de acordo com as metodologias definidas pela ANEEL.
Em cada revisão tarifária, a Agência define as metas para redução de perdas na distribuição como forma de incentivar o aumento de eficiência da concessionária e garantir maior modicidade tarifária.
No caso da CEMAR, a ANEEL estabeleceu na revisão tarifária realizada em 2005 que as perdas da concessionária deveriam passar de 41,56% do mercado de venda em 2005 para 37,56% do mercado de 2009, considerando perdas técnicas de 17,50% e perdas na rede básica de 2,73%. A seguir, transcreve-se trecho da Nota Técnica 256/2005 - SRE/ANEEL (fl. 55-72 do Anexo 1):
"13. A ANEEL, na Nota Técnica nº 186/2005-SRE/ANEEL, estabeleceu uma trajetória regulatória para as perdas não-técnicas (comerciais) da CEMAR. Após a Audiência Pública AP nº 013/2005, a meta de perdas comerciais a ser atingida pela CEMAR até o ano de 2009 foi alterada, e deverá ser implementada da seguinte forma:
i) As perdas comerciais da CEMAR deverão atingir o percentual de 17,33% (calculados sobre o mercado de venda) até a próxima revisão tarifária periódica, em agosto de 2009. Nesta revisão tarifária estão sendo consideradas perdas comerciais no percentual de 21,33%, calculadas em relação ao mercado de venda da concessionária. Assim, nos reajustes tarifários de 2006, 2007 e 2008 serão utilizados percentuais decrescentes de perdas comerciais até que seja atingido o percentual de 17,33%, em agosto de 2009.
ii) No transcurso do primeiro ano após a revisão tarifária, a ANEEL realizará estudos para determinar as perdas técnicas da rede elétrica consideradas para efeito de fixação da Base de Remuneração, segundo procedimentos e enfoques metodológicos a serem definidos previamente.
iii) Uma vez estabelecido o valor das perdas técnicas, a ANEEL procederá à fixação das "perdas regulatórias totais" a serem consideradas no cálculo da Parcela A em cada ano do próximo período tarifário." (grifos nossos)
Dessa forma, é possível concluir que as metas para as perdas regulatórias foram definidas assumindo as seguintes premissas:
Inicialmente, é preciso definir o valor das perdas técnicas através de estudos conduzidos pela ANEEL. Enquanto os referidos estudos não são concluídos, considera-se um valor de 17,50% para essas perdas.
Deve ser fixada uma meta para redução de perdas comerciais que decrescerão anualmente, passando de 21,33%, em 2005, para 17,33%, em 2009.
Uma vez calculado o valor definitivo das perdas técnicas, essas serão somadas às não técnicas.
Ao analisar as notas técnicas que embasaram os reajustes tarifários dos anos de 2006 e 2007 da CEMAR, verificou-se que o valor das perdas técnicas foi definido apenas em 2007 e que a trajetória de perdas comerciais da concessionária foi reavaliada para cima. O Gráfico 02 ilustra a evolução das perdas entre 2005 e 2008.
Gráfico 02 - Evolução das perdas da CEMAR entre 2005 e 2008 (% do mercado da concessionária)
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
Fonte: Notas Técnicas 256/2005, 228/2006, 240/2007 e 235/2008 -SRE/ANEEEL (fls. 01-80 do Anexo1)
No momento do reajuste tarifário de 2007, a ANEEL constatou que as perdas técnicas reais eram inferiores ao que fora provisoriamente definido e, beneficiando a concessionária, aumentou a tolerância para perdas comerciais e alterou as meta para estas perdas em 2009, passando-as de 17,33% para 18,80%. A seguir, transcreve-se parte da Nota Técnica 240/2007 SRE/ANEEL (fl. 25 do Anexo 1):
"49. Tendo em vista o caráter provisório do tratamento dado ás perdas regulatórias no reajuste anterior e a conclusão dos estudos e da fiscalização solicitados, foram realizadas as seguintes alterações nas perdas regulatórias:
50. O percentual de perdas técnicas foi reduzido de 17,5% para 16,03% conforme indicado pela NT 058/2007-SRD/ANEEL, o que representa 496.286,75 MWh com base no mercado de referência do ciclo 2006-2007, e o percentual de perdas não técnicas foi alterado de 21,33% para 22,80%, de tal forma que o percentual total de perdas na distribuição permaneça no mesmo patamar definido da revisão tarifária da empresa em 2005, não havendo portanto qualquer impacto tarifário para a empresa nesse quesito.
51. Em decorrência deste ajuste foi também alterada a meta de perdas não técnicas definida para agosto de 2009, de 17,33% para 18,80%, mantendo-se desta forma a mesma trajetória de redução de quatro pontos percentuais no período 2005 a 2009.
52. Paralelamente, em cumprimento às determinações da revisão tarifária, as perdas não técnicas, agora definidas em 22,80%, serão reduzidas em dois pontos percentuais de forma a seguir a trajetória de redução de perdas definida. A queda de 2% contempla a redução referente ao ciclo 2007-2008 e a redução referente ao ciclo 2006-2007 a época não aplicada devido a não conclusão dos estudos propostos.
53. Merece destaque o fato das perdas na CEMAR estarem entre as maiores do Sistema Interligado Nacional. A soma das perdas técnicas, não técnicas e das perdas na Rede Básica, apuradas para no ciclo tarifário 2006-2007 totalizou 44,98% do mercado de venda da empresa e está acima do limite regulatório estabelecido de 42,66% para o mesmo período."
Ao proceder dessa forma, a ANEEL prejudicou os consumidores em benefício da CEMAR, pois descumpriu dois fundamentos importantes positivados na revisão tarifária de 2005: o caráter provisório das perdas técnicas e a trajetória definida para as perdas comerciais.
A lógica por trás da definição de metas para perdas reside na necessidade de incentivar o aumento de eficiência da concessionária, promovendo maior qualidade no serviço e modicidade tarifária. No caso em pauta, por não saber o valor exato das perdas técnicas, a ANEEL traçou uma trajetória baseada apenas nas perdas comerciais, afirmando que, ao definir com exatidão o valor das perdas técnicas, ajustaria as metas gerais.
Ou seja, o fato de as perdas técnicas passarem de 17,50% para 16,02% não significa que houve uma melhora na operação da CEMAR, mas que esses valores, que eram provisórios, foram finalmente calculados de forma precisa.
Dessa forma, a Agência deveria ajustar os valores que foram considerados provisórios com base nos valores definitivos e manter a mesma trajetória para as perdas comerciais, que efetivamente medem a melhoria do desempenho da empresa.
Além disso, a ANEEL, de posse dos valores definitivos para as perdas técnicas, deveria ter corrigido, de forma retroativa, os valores utilizados em 2005 e 2006, pois esses também foram considerados provisórios, conforme pode ser observado nas notas técnicas que embasaram a revisão e o reajuste, respectivamente. (fls. 38 e 56 do Anexo 1)
O segundo ponto a ser considerado é que, nos processos de reajuste de 2006 e 2007, a Agência não adotou valores decrescentes para as perdas comerciais, contrariando o que tinha sido proposto na revisão tarifária de 2005. É importante ressaltar que o efeito financeiro para o consumidor em diminuir o índice de perdas anualmente é bem diferente de fazê-lo, de forma concentrada, em determinado ano no futuro.
O Gráfico 03 ilustra como deveriam ser as perdas no período 2005-2008, já considerando as perdas técnicas definitivas e a trajetória decrescente das perdas comerciais.
Gráfico 03 ¿ Evolução das perdas ajustadas da CEMAR entre 2005 e 2008 (% do mercado da concessionária)
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
Fonte: Análise SEFID
Os efeitos financeiros para os consumidores das impropriedades citadas representam R$ 15,7 milhões em valores nominais, conforme pode ser observado na Tabela 03.
Tabela 03 ¿ Efeitos financeiros para os consumidores das irregularidades nas definições das perdas da CEMAR
2005 2006 2007 2008
(1) Perdas totais adotadas pela ANEEL (%) 41,56% 41,50% 40,02% 38,07%
(2) Perdas totais corrigidas (%) 40,08% 39,02% 37,80% 36,60%
(3) Diferença: (1) ¿(2) 1,48% 2,48% 2,22% 1,47%
(4) Mercado de venda da CEMAR (MWh) 2.793.056 2.836.998 3.087.015 3.262.579
(5) Preço médio da energia (R$/MWh) 60,14 65,69 72,18 75,73
(6) Efeito financeiro total (R$ mil) 2.486 4.622 4.947 3.632
Fonte: Notas Técnicas 256/2005, 228/2006, 240/2007 e 235/2008 ¿ SRE/ANEEEL (fls. 01-80 do Anexo1)
Ante o exposto, fica evidente que o tratamento dado às perdas técnicas pela ANEEL, entre os anos de 2005 e 2008, vai de encontro ao estabelecido na revisão tarifária da concessionária, de acordo com a Nota Técnica 256/2005 ¿ SRE/ANEEL, e ao princípio da modicidade tarifária, positivado pelo art. 6o, §1o, da Lei no 8.987/95.
De forma semelhante, foram analisadas as trajetórias de perdas da CEPISA e da CEAL. As notas técnicas que embasaram os processos de revisão e reajuste tarifários entre os anos de 2005 e 2008 apontaram que os mesmos problemas identificados na CEMAR foram constatados naquelas concessionárias. Os efeitos financeiros para os consumidores representam R$ 16,9 milhões e R$ 27,1 milhões, respectivamente, em valores nominais, conforme pode ser observado nas Tabelas 04 e 05.
Tabela 04 ¿ Efeitos financeiros para os consumidores das irregularidades nas definições das perdas da CEPISA 2005 2006 2007 2008
(1) Perdas totais adotadas pela ANEEL (%) 47,36% 47,30% 47,08% 46,88%
(2) Perdas totais corrigidas (%) 47,36% 45,10% 42,68% 40,28%
(3) Diferença: (1) ¿(2) 0,00% 2,20% 4,40% 6,60%
(4) Mercado de venda da CEPISA (MWh) 1.697.819 1.666.964 1.666.964 1.788.811
(5) Preço médio da energia (R$/MWh) 65,52 68,85 71,83 77,20
(6) Efeito financeiro total (R$ mil) - 2.525 5.268 9.114
Fonte: Notas Técnicas 187/2005, 255/2005, 238/2007 e 229/2008 ¿ SRE/ANEEEL (fls. 81-124 do Anexo1)
Tabela 05 ¿ Efeitos financeiros para os consumidores das irregularidades nas definições das perdas da CEAL
2005 2006 2007 2008
(1) Perdas totais adotadas pela ANEEL (%) 36,29% 36,23% 36,23% 36,28%
(2) Perdas totais corrigidas (%) 34,21% 32,74% 31,34% 29,51%
(3) Diferença: (1) ¿(2) 2,08% 3,49% 4,90% 6,77%
(4) Mercado de venda da CEMAR (MWh) 2.056.014 2.327.934 2.075.150 2.219.666
(5) Preço médio da energia (R$/MWh) 62,11 67,34 71,61 78,05
(6) Efeito financeiro total (R$ mil) 2.656 5.467 7.274 11.733
Fonte: Notas Técnicas 189/2005, 253/2005, 209/2006, 236/2007 e 236/2008 ¿ SRE/ANEEEL (fls. 125-189 do Anexo1)
Ante a materialidade dos benefícios esperados para os consumidores e a constatação da forma irregular como foram definidas as perdas das concessionárias em questão, contrariando as metas definidas na Nota Técnica 256/2005, 187/2005 e 189/2005 da SRE/ANEEL e o art. 6o, §1o, da Lei no 8.987/95, é preciso que a ANEEL ajuste as perdas elétricas da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, no período 2005-2008, e os respectivos efeitos financeiros para os consumidores, observando que:
os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica não decorrente de maior eficiência da concessionária;
as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente.
Deve-se ressaltar que, caso essas mudanças sejam feitas, o direito subjetivo das concessionárias, que ainda não se manifestaram a este respeito nos autos, pode ser afetado.
O TCU, por meio do Acórdão n.º 2.544/2008-P, firmou entendimento no sentido de que, caso sejam constatadas irregularidades nas metodologias de atualização tarifária conduzidas pela ANEEL que possam ser objeto de determinação desta Corte, as concessionárias envolvidas devem ser chamadas aos autos, observando os princípios do contraditório e da ampla defesa. A seguir, transcreve-se parte do voto do Min. Benjamin Zymler:
"3. A embargante aduz, entre outras alegações, a nulidade do Acórdão nº 2.210/2008 ¿ Plenário, haja vista não ter observado os princípios do contraditório e da ampla defesa, notadamente pela ausência de oitiva da Companhia Energética de Pernambuco ¿ CELPE, da CEMIG Distribuição S/A e das demais empresas concessionárias de energia elétrica do país, as quais têm direito subjetivo afetado pela decisão.
4. De fato, assiste razão à embargante na medida em que não foi possibilitada a manifestação das concessionárias nos autos. Dessa forma, não subsiste a decisão embargada, cabendo a restituição dos autos à unidade técnica para que sejam promovidas as oitivas das concessionárias.
5. Não vislumbro, em face do princípio da economia processual, a necessidade de se chamar aos autos todas as concessionárias de energia elétrica do país, mas tão-somente aquelas relacionadas ao caso concreto: CELPE e CEMIG. Caso ao final do processo persistam as falhas apontadas, poder-se-á, em procedimento específico, apurar as irregularidades nos contratos das demais concessionárias.
6. Deixo de analisar as demais alegações da ANEEL, haja vista a ofensa aos princípios do contraditório e ampla defesa constituir motivo bastante para a anulação da decisão. Não obstante, deverá a unidade técnica, em sua instrução de mérito, analisar tais elementos conjuntamente com aqueles advindos da oitiva a ser promovida.
7. Por fim, cumpre destacar que simultaneamente aos embargos ora analisados, a ANEEL interpôs Pedido de Reexame contra o Acórdão nº 2.210/2008 ¿ Plenário. Ante o acolhimento dos embargos declaratórios e a conseqüente insubsistência da decisão, o recurso perdeu o objeto, razão pela qual dispensa o sorteio de Relator para o feito. Desta formas, os autos devem ser restituídos à unidade técnica para realização das oitivas das concessionárias supracitadas."(grifos nossos)
Ainda seguindo o entendimento firmado pelo TCU no Acórdão n.º 2.544/2008-P, em face do princípio da economia processual, não há necessidade de ouvir todas as concessionárias que venham a ser afetadas por uma eventual mudança na metodologia em questão. Caso, ao final do processo, as falhas apontadas persistam, competirá à ANEEL discutir o assunto em audiências públicas, assim como já o faz, sempre que promove mudanças nas metodologias de revisão tarifária.
Nessa oportunidade, como as únicas concessionárias relacionadas ao caso concreto são CEMAR, CEPISA e CEAL, propõe-se diligenciar às concessionárias, para que se manifestem a respeito das irregularidades cometidas pela ANEEL na definição das perdas técnicas e comerciais entre os anos de 2005 e 2008.
Valor da Parcela B (VPB)
Como explicado anteriormente, a definição do Valor da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis efetivamente despendidos no período anterior. Essas despesas constantes da Parcela B são corrigidas pela variação do IGPM, deduzido do compartilhamento de ganhos de produtividade decorrentes de aumento de demanda, o Fator X.
Como já identificou o TCU no Acórdão 2.210/08-P, a metodologia atual de reajuste tarifário superavalia o Valor da Parcela B, pois permite que essa parcela absorva, indevidamente, ganhos de escala proveniente de custos não-gerenciáveis da concessionária.
A metodologia de reajuste empregada nos contratos de concessão da CEMAR, da CEPISA e da CEAL é idêntica a dos outros contratos de concessão firmados pelas demais concessionárias de distribuição de energia elétrica do país e pelo Poder Público.
Essa metodologia já foi analisada pela equipe técnica do Tribunal, atendendo a outra solicitação do Congresso Nacional, que requisitou uma auditoria nos processos de reajuste tarifário da CELPE (TC -021.975/2007-0) e da CEMIG (TC ¿ 018.422/2007-7).
As análises realizadas apontaram evidências de que o método adotado para o reajuste tarifário apresenta uma grave falha conceitual, provocando desequilíbrio econômico-financeiro nos contratos de concessão. Trata-se de falha na concepção da metodologia de reajuste como um todo, e não somente da fórmula paramétrica dos contratos de concessão isoladamente.
Explica-se: a sistemática de cálculo do reajuste tarifário não é capaz de captar os impactos das variações de demanda de mercado em itens da Parcela A. Regra geral, o mercado de energia elétrica apresenta crescimento anual, isso, dentro da sistemática de reajuste tarifário, propicia um ganho adicional para a distribuidora sem que tenha havido melhor eficiência operacional e sem a contrapartida na prestação do serviço. É um ganho para a distribuidora pela simples mudança na escala do negócio.
Como o método adotado no reajuste para o cálculo da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis efetivamente despendidos, permite-se que variações de demanda, que não são consideradas no momento do reajuste, sejam absorvidas pela Parcela B do ano seguinte. Nas situações de crescimento de demanda, há um ganho adicional da concessionária pela simples mudança na escala do negócio, sem que tenha havido melhor eficiência operacional e sem que haja contrapartida na prestação do serviço.
De tal forma que o problema no reajuste tarifário não está na operacionalização das regras estabelecidas nos contratos, portarias e resoluções, mas na concepção metodológica do IRT, que necessita de aprimoramentos pontuais.
Foi demonstrado que a citada falha metodológica remunera ilegalmente as concessionárias de energia elétrica em detrimento do interesse público e gera impactos de alta materialidade e prejuízos para o usuário de pelo menos R$1 bilhão ao ano.
Em razão desse processo, o TCU exarou o Acórdão 2.210/08-P, que determinou à ANEEL que corrigisse as falhas identificadas na metodologia de reajuste em vigor.
Posteriormente, em face de impetração de Embargos de Declaração por parte da Agência, o referido Acórdão foi tornado insubsistente pelo Acórdão 2.544/08-P, para que as concessionárias envolvidas se manifestassem nos autos e tivessem seus argumentos analisados pelo Tribunal.
Em decorrência da análise do TC -021.975/2007-0, verificou-se que a Superintendência de Regulação Econômica (SRE/ANEEL), desde 11 de outubro de 2007, vem estudando, no âmbito do processo n.º 48500.006111/2007-6, as falhas metodológicas apontadas no Acórdão TCU 2.210/08-P (fls. 45-52 do Anexo 4 do TC-021.975/2007-0.
Segundo a ANEEL, o processo conduzido internamente pela Agência resultou em uma proposta de alteração da CVA, como solução para a correção da falha identificada. Ocorre que essa alteração se dá por meio de Portaria Interministerial, cuja competência é do Ministério de Minas e Energia (MME) e do Ministério da Fazenda (MF). Dessa forma, a ANEEL submeteu ao MME, por meio do Ofício n.º 267/2008-DR/ANEEL, em 3 de dezembro de 2008, proposta de alteração da CVA visando à correção da falha metodológica no reajuste tarifário.
Nesse sentido, propõe-se informar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados que o Tribunal acompanhará as decisões e soluções adotadas pela ANEEL e pelo MME para a correção dos problemas na metodologia de reajuste tarifário, apontadas pelo Acórdão 2.210/08-P.
Comentários aos Quesitos da Proposta de Fiscalização
Em relação à adequação dos índices contratuais utilizados para reajustar tarifa de energia elétrica (fl. 13), temos a informar que a utilização os índices de preços tem por objetivo manter o poder de compra da receita da concessionária. A utilização de um ou outro índice pode apresentar vantagens e desvantagens.
O IGPM, por exemplo, até bem pouco tempo apresentava variação menor que o IPCA. No entanto, por ter uma grande parte do seu componente formado pelo Índice de Preços do Atacado (IPA), influenciado diretamente pela variação cambial, o IGPM tende a apresentar grande volatilidade nos períodos de alta do dólar, como ocorreu recentemente com a crise causada pelo subprime e na alta do dólar no período antecedente ao primeiro mandato do Presidente Lula.
Além disso, a utilização do IGPM tende a não ter correlação com a variação dos custos operacionais, visto que tais custos são compostos, em grande parte, por salários pagos pelas distribuidoras aos seus funcionários.
O IPCA, por sua vez, é um índice de correção monetária que apresenta maior aderência aos custos do consumidor, pois reflete os dispêndios dos consumidores realizados com os produtos e serviços. A utilização de um índice setorial, por outro lado, poderia apresentar desvantagens, pois ao reproduzir os custos do setor, diminuiria os objetivos da regulação por incentivos.
Assim, sugerimos à Comissão de Defesa do Consumidor a solicitação ao Instituto de Pesquisas Econômicas Aplicadas (IPEA) ou à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda (SEAE) trabalhos específicos e aprofundados sobre esse tema.
No que se refere aos dados contratuais das distribuidoras, como duração, termos inicial, final, e equilíbrio econômico-financeiro (fl. 13), esclarece-se que o TCU não dispõe dessas informações para todas as concessionárias. Tais dados, contudo, podem ser obtidos na ANEEL ou no MME.
Em reação às alternativas legais ou contratuais que possibilitem novos pactos entre as partes (fl. 13), cabe esclarecer que essa análise foge a expertise desta SEFID. Porém, é possível afirmar que alterações contratuais sobre cláusulas econômico-financeiras do contrato de concessão, que tratam de reajustes e revisões, requererão anuência das concessionárias e deverão ser propostas pelo Poder Concedente.
Não obstante isso, alterações não contratuais são perfeitamente possíveis, como já ocorre no caso da CVA. Esse poderia ser o caminho, como sugerido pela Aneel, para o aprimoramento metodológico dos reajustes tarifários.
Com relação à realização de oitivas (fl. 14), informa-se que foram feitas oitivas da CELPE e da CEMIG, no âmbito do TC ¿ 021.975/2007-0, relativas às impropriedades metodológicas nos reajustes. Além disso, serão feitas diligências à CEMAR, à CEPISA e à CEAL, no intuito de colher informações adicionais sobre as irregularidades constatadas na definição das perdas elétricas dessas concessionárias.
Ademais, no caso de necessidade de ouvir os agentes envolvidos, existe mecanismo apropriado adotado pela ANEEL, que se dá por meio da realização de audiência pública, onde se pode auscultar todas as partes afetadas pelas regras de reajuste tarifário, inclusive os consumidores de energia elétrica.
No que se refere à requisição de documentos públicos (fl. 14), comunica-se que para cada fiscalização de reajuste foi solicitado à ANEEL planilhas de cálculo, relatório e votos embasadores dos reajustes que constam dos respectivos autos.
Finalizando, tendo em vista a semelhança do objeto da Representação autuada no TC 025.819/2008-1 com esta solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, propôs-se o apensamento do TC 025.819/2008-1 a esta solicitação da Câmara.
Conclusões
Inicialmente, é importante destacar que, no que se refere à regularidade do reajuste tarifário de 2008 da ENERGISA, proposta similar foi objeto de Representação formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho, autuado no TC - 025.819/2008-1, ainda pendente de decisão por parte deste Tribunal.
Naquela oportunidade, a instrução desta Unidade Técnica não encontrou irregularidades no reajuste da ENERGISA, esclarecendo-se que as sucessivas autorizações de reajustes das tarifas de energia elétrica por parte da ANEEL decorrem de obrigações legais e contratuais, não havendo irregularidade nesse aspecto. Tendo em vista a semelhança do objeto da citada Representação com esta solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, propõe-se, com fulcro no art. 2º da Resolução ¿ TCU 196/2006, o apensamento do TC ¿ 025.819/2008-1 a esta solicitação.
No que se refere à CEMAR, CEPISA e CEAL, ao final das análises, concluiu-se que os cálculos conduzidos nos processos de reajuste tarifário de 2008 dessas concessionárias foram realizados de acordo com a metodologia em vigor presente nos Contratos de Concessão.
Contudo, as análises desta SEFID constataram que a ANEEL conduziu de forma irregular a definição das perdas das concessionárias em questão, contrariando as metas definidas na Nota Técnica 256/2005, 187/2005 e 189/2005 da SRE/ANEEL e o art. 6o, §1o, da Lei no 8.987/95, sendo necessário que a ANEEL ajuste as perdas elétricas da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, no período 2005-2008, e os respectivos efeitos financeiros para os consumidores, observando que:
os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica não decorrente de maior eficiência da concessionária;
as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente.
O ajuste das perdas técnicas e comerciais das concessionárias, de acordo com as metas definidas nas respectivas revisões tarifárias e compatíveis com os princípios da eficiência e da modicidade tarifária, representa, para os consumidores, um benefício de R$ 60 milhões.
O TCU, por intermédio do Acórdão n.º 2.544/2008-P, firmou entendimento no sentido de que, caso sejam constatadas irregularidades nas metodologias de atualização tarifária conduzidas pela ANEEL que possam ser objeto de determinação desta Corte, as concessionárias envolvidas devem ser chamadas aos autos, observando os princípios do contraditório e da ampla defesa.
Portanto, propõe-se diligenciar à CEMAR, à CEPISA e à CEAL, para que se manifestem a respeito das irregularidades na definição das perdas técnicas e comerciais entre os anos de 2005 e 2008. Além disso, no intuito de colher mais esclarecimentos a respeito das conclusões apresentadas, propõe-se diligenciar à ANEEL, para que se manifeste nos autos sobre os achados identificados pela SEFID neste processo.
Dessa forma, para atender de forma integral à presente solicitação, é necessário que os processos de reajuste tarifários em questão sejam analisados de forma plena, permitindo às concessionárias e ao ente regulador a oportunidade de se manifestarem nos autos, conforme o entendimento firmado no Acórdão 2.544/2008-P.
Está disposto na Resolução ¿ TCU nº 215, de 20/08/2008, que dispõe sobre o tratamento de solicitações do Congresso Nacional - SCN, art. 21 o que segue:
"É fixado em 180 dias, a contar da data de publicação deste normativo, o prazo para atendimento das solicitações do Congresso Nacional registradas pela Assessoria Parlamentar que se encontram pendentes no âmbito do Tribunal".
Tendo em vista que esse processo de Solicitação do Congresso Nacional foi autuado neste Tribunal em 19/11/2008, o prazo para seu atendimento, de acordo com o normativo mencionado, encerra-se em 18/05/2009, o que torna inviável ouvir as concessionárias dentro do prazo inicialmente previsto.
Devido à relevância para o saneamento dos autos das respostas às diligências a serem expedidas por esta Unidade Técnica, propõe-se, com fulcro no §2º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008, a prorrogação, por mais 90 dias, a contar do pronunciamento desta Corte, do prazo para atendimento da solicitação de fiscalização emanada pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados.
Proposta de Encaminhamento
Ante o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
com fulcro no art. 157, §1o, do Regimento Interno do TCU e na delegação de competência do Relator Exmo. Sr. Benjamim Zymler, estabelecida na Portaria-GM-BZ nº 02/04, diligenciar à Companhia Energética do Maranhão ¿ CEMAR, à Companhia Energética do Piauí ¿ CEPISA, à Companhia Energética de Alagoas ¿ CEAL e à Agência Nacional de Energia Elétrica ¿ ANEEL, para que se manifestem, no prazo de 15 dias, a respeito das irregularidades na definição das perdas técnicas e comerciais dessas concessionárias, entre os anos de 2005 e 2008, principalmente quanto aos seguintes pontos:
os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica não decorrente de maior eficiência da concessionária;
as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente.
apensar a esta Solicitação o processo TC - 025.819/2008-1, que trata de fiscalização no reajuste tarifário de 2008 da ENERGISA Paraíba, com fulcro no art. 2º da Resolução - TCU 196/2006;
prorrogar o prazo, por mais 90 dias, a contar do pronunciamento do Plenário deste Tribunal, para atendimento da solicitação de fiscalização de que tratam os autos, com fulcro no § 2º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008;
comunicar à Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, Exma. Sra. Deputada Ana Arraes, da prorrogação do prazo, nos termos no § 3º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008.
2. É o relatório.
Voto do Ministro Relator
Cuidam os autos de solicitação do Congresso Nacional, decorrente da Proposta de Fiscalização e Controle nº 52/08 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, na qual a citada comissão requer ao TCU que fiscalize os atos que autorizaram o reajuste de tarifas das distribuidoras Companhia Energética do Maranhão (Cemar), Companhia Energética do Piauí (Cepisa), Companhia Energética de Alagoas (Ceal) e Energisa Paraíba ¿ Distribuidora de Energia S.A., em percentuais superiores à inflação.
2. No que se refere à regularidade do reajuste tarifário de 2008 da ENERGISA, proposta similar foi objeto de Representação formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho, autuado no TC 025.819/2008-1. A Sefid, na oportunidade, não encontrou irregularidades no reajuste da ENERGISA e esclareceu que as sucessivas autorizações de reajustes das tarifas de energia elétrica por parte da ANEEL decorreram de obrigações legais e contratuais, não havendo irregularidade nesse aspecto.
3. A análise empreendida pela Secretaria de Fiscalização de Desestatização ¿ SEFID nos processos de reajuste tarifário de 2008 das concessionárias Cemar, Cepisa e Ceal, concluiu que os cálculos estão em conformidade com a metodologia em vigor. Não obstante, a unidade técnica observou que a ANEEL conduziu de forma irregular a definição das perdas das concessionárias em questão, contrariando as metas definidas na Nota Técnica 256/2005, 187/2005 e 189/2005 da SRE/ANEEL e o art. 6o, §1o, da Lei no 8.987/95, sendo necessário que a ANEEL ajuste as perdas elétricas da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, no período 2005-2008, e os respectivos efeitos financeiros para os consumidores.
4. Tendo em vista eventuais prejuízos às concessionárias Cemar, Cepisa e Ceal decorrentes da redefinição das perdas das concessionárias, a unidade técnica promoveu a oitiva das citadas empresas, cujas respostas ainda não foram apresentadas a esta Corte.
5. Em que pesem essas informações preliminares, importa registrar que, nos termos do inciso II do art. 15 da Resolução TCU nº 215/2008, o Tribunal deve atender integralmente à solicitação do Congresso Nacional em até cento e oitenta dias, quando se tratar de solicitação de fiscalização, salvo disposição diversa do Plenário. Considerando que esse processo de Solicitação do Congresso Nacional foi autuado em 19/11/2008 e o prazo para seu atendimento encerrou-se em 18/05/2009, restou inviabilizada a oitiva das concessionárias no prazo inicialmente previsto.
7. Nesse sentido, anuo à proposta da unidade técnica no sentido de, nos termos do § 2º do art. 15 da Resolução TCU nº 215/2008, prorrogar por 90 dias o prazo para atendimento da presente solicitação de fiscalização.
8. Tendo em vista que o prazo para atendimento de solicitação do Congresso Nacional somente poderá ser prorrogado uma única vez, bem como a necessidade de tempo hábil para análise dos autos em meu gabinete, entendo pertinente fixar prazo para que a unidade técnica apresente sua instrução de mérito. Observo que o termo final para cumprimento da solicitação ocorrerá em 18/8/2009. A sessão de plenário imediatamente anterior ocorrerá em 12/8/2009. Considerando o prazo regimental para inclusão de processo em pauta, assim como o tempo necessário para análise dos autos em meu gabinete, entendo deva ser fixado o dia 3/8/2009 como prazo limite para apresentação da instrução de mérito pela unidade técnica.
9. Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 1 de julho de 2009.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de Solicitação do Congresso Nacional decorrente da Proposta de Fiscalização e Controle nº 52/08 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. prorrogar o prazo, por mais 90 dias, a contar do termo final do prazo inicialmente fixado, para atendimento da solicitação de fiscalização de que tratam os autos, com fulcro no § 2º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008;
9.2. determinar à Sefid, visando o efetivo cumprimentos dos prazos previstos na Resolução nº 215/2008, que apresente ao Relator a instrução de mérito até o dia 3/8/2009;
9.3. autorizar, com fulcro no art. 13 da Resolução TCU nº 215/2008, a juntada de cópia das peças processuais do TC 025.819/2008-1 que suportam a análise do reajuste tarifário da Energisa Paraíba ¿ Distribuidora de Energia S.A., a estes autos.
9.4. comunicar à Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, Exma. Sra. Deputada Ana Arraes, da prorrogação do prazo, nos termos no § 3º do art. 15 da Resolução ¿ TCU nº 215/2008
Quorum
13.1. Ministros presentes: Ubiratan Aguiar (Presidente), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro e José Jorge.
13.2. Auditores convocados: Augusto Sherman Cavalcanti e Marcos Bemquerer Costa.
13.3. Auditores presentes: André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
Publicação
Ata 26/2009 - Plenário
Sessão 01/07/2009
Referências (HTML)
Documento(s):031-039-2008-6-MIN-BZ.rtf
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
15/07/2009
Identificação 15-09-09-Acórdão 1543/2009 - Plenário
Número Interno do Documento AC-1543-28/09-P
Grupo/Classe/Colegiado GRUPO II / CLASSE V / Plenário
Processo 006.734/2003-9
Natureza Relatório de Auditoria
Entidade Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica
Interessados Interessado: Agência Nacional de Energia Elétrica - Mme (02.270.669/0001-29). 3.1 Responsáveis: José Mário Miranda Abdo, Diretor-Geral da ANEEL e Dilma Vana Rousseff, Ministra de Estado do Ministério das Minas e Energia
Sumário - AUDITORIA. VERIFICAÇÃO DO CUSTO DO APAGÃO ENERGÉTICO 2001. PROCEDIMENTOS ADOTADOS PELA ANEEL. NÃO-COMPROVAÇÃO DOS INDÍCIOS DE IRREGULARIDADES. MELHORIA DAS CONDIÇÕES DA AGÊNCIA. ELEVADOS PREJUÍZOS À NAÇÃO. RECOMENDAÇÃO. ARQUIVAMENTO
Assunto - Auditoria
Ministro Relator Walton Alencar Rodrigues
Representante do Ministério Público Júlio Marcelo de Oliveira
Unidade Técnica Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
Advogado Constituído nos Autos não há
Relatório do Ministro Relator
Trata-se de auditoria de conformidade realizada na Agência Nacional de Energia Elétrica com os objetivos de identificar o custo direto decorrente da crise de energia elétrica ocorrida em 2001 e verificar os procedimentos efetuados pela agência para o cálculo, homologação e pagamento desse valor.
Adoto, como relatório, a instrução da unidade técnica, com alterações que julgo pertinentes, juntamente com partes do parecer do MP.
" Introdução
Os presentes autos referem-se à auditoria de conformidade realizada na Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, no período de 26 de maio a 04 de julho de 2003. Tal auditoria visou a dar cumprimento ao item 8.1.2 da Decisão nº 1462/2002 ¿ TCU-Plenário, prolatada nos autos do TC - 014.001/2001-8, que assim determinou à Secretaria-Geral de Controle Externo:
"8.1.2. adote medidas necessárias ao exame dos impactos das ações implementadas para a superação da crise de energia elétrica sobre o valor das tarifas cobradas pelas concessionárias, decorrentes de rateios que ensejem a criação de encargos tarifários e da própria recomposição tarifária especial, prevista para promover o reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos a que se refere o art. 28 da Medida Provisória nº 2.198-5/2001, verificando, inclusive se foram consideradas, na revisão dos contratos de concessão concernentes, todas as fontes excepcionais de recursos, inclusa a provisão de 2% incidente sobre a receita oriunda da sobretarifa de energia elétrica, estabelecida nos termos do inciso I do art. 20 da citada norma;"
Com vistas a cumprir a determinação supra, foi definido na matriz de planejamento (fls.3 ) que a auditoria deveria produzir respostas para as seguintes questões:
qual o impacto dos encargos incidentes sobre as tarifas cobradas pelas empresas concessionárias das medidas adotadas para a superação da crise energética de 2001?
os procedimentos efetuados pela ANEEL estão em consonância com a legislação?
Dadas essas questões, concentramos nossos trabalhos na avaliação dos processos de homologação dos encargos tarifários, pela ANEEL, decorrentes da implantação do programa de racionamento de energia elétrica em 2001, bem como na verificação da correção dos cálculos efetuados.
A forma de apresentação do trabalho é a seguinte: descrição e fundamentação legal de cada encargo tarifário; procedimentos adotados pela ANEEL para homologar os valores correspondentes a cada encargo; impacto econômico-financeiro dos encargos, seja via reflexo nas tarifas ou via aporte do Tesouro Nacional; e análise dos procedimentos adotados. Preliminarmente, faremos, a seguir, um breve resumo do significado e implicações do programa de racionamento ora enfocado.
A crise de energia elétrica, ocorrida em 2001, resultou na criação, pela Medida Provisória nº 2.147, de 15 de maio de 2001, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica ¿ GCE, responsável por "propor e implementar medidas de natureza emergencial decorrentes da atual situação hidrológica crítica para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica", conforme redação dada pela Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de agosto de 2001. A GCE foi extinta em 06 de junho de 2002, por meio do Decreto nº 4.261, tendo sido substituída pela Câmara de Gestão do Setor Elétrico, integrante do Conselho Nacional de Política Energética ¿ CNPE, conforme disposto no Decreto nº 4.261, de 06 de junho de 2002.
Durante o período em que vigeu, a GCE, nos termos do art. 2º, I, da M.P. nº 2.198-5/2001, promoveu, nos limites de sua competência, a regulamentação e o gerenciamento do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, disciplinado nos Capítulos II e III da referida Medida Provisória (arts. 13 a 30).
O racionamento de consumo de energia elétrica imposto pelo PERCEE vigorou no período compreendido entre 01 de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, para os consumidores atendidos pelos Sistemas Interligados das Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste; e entre 01 de julho de 2001 e 31 de dezembro de 2001, para os consumidores dos Estados do Pará e do Tocantins e da parte do Estado do Maranhão atendida pelo Sistema Interligado Norte.
O PERCEE teve por objetivo "compatibilizar a demanda de energia com a oferta, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia". Entre as atribuições da GCE, com vistas a perseguir o objetivo do PERCEE, estava a fixação de regimes especiais de tarifação ao consumidor de acordo com os níveis e limites de consumo, assim como permitir a concessão de bônus por consumo reduzido de energia elétrica (art. 5º, §1º, V, da M.P. nº 2.198-5/2001).
Entre 04 de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, os consumidores residenciais estiveram sujeitos ao regime especial de tarifação previsto no art. 15, da M.P. nº 2.198-5/2001, que dispunha o seguinte:
"Art. 15. Aplicam-se aos consumidores residenciais, a partir de 04 de junho de 2001, as seguintes tarifas:
I - para a parcela de consumo mensal inferior ou igual a 200 kWh, a tarifa estabelecida em Resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica ¿ ANEEL;
II - para a parcela do consumo mensal superior a 200 kWh e inferior a 500 kWh, a tarifa estabelecida em Resolução da ANEEL acrescida de cinqüenta por cento do respectivo valor;
III - para a parcela do consumo mensal ou superior a 500 kWh, a tarifa estabelecida em Resolução da ANEEL acrescida de duzentos por cento do respectivo valor."
Aos consumidores residenciais que tivessem registrado um consumo mensal inferior à meta respectiva, foi concedido bônus individual, calculado na forma prevista no art. 15, §1º, da M.P. nº 2.198/5/2001.
Mencionada medida provisória fixou ainda, no art. 20, que os valores atinentes ao adicional tarifário (sobretarifa), calculados segundo o art. 15, II e III, supra, seriam destinados a:
"I - constituir provisão de dois por cento desses valores, para a cobertura dos custos adicionais das concessionárias distribuidoras com a execução das resoluções da GCE;
II - remunerar o bônus previsto no § 1º do art. 15."
Atualmente, em conseqüência da implantação do PERCEE, o consumidor é onerado efetivamente pelos encargos tarifários relativos à conta especial e à recomposição tarifária extraordinária - RTE, que, por sua vez, é composta dos encargos atinentes às perdas de receita das concessionárias no período de junho de 2001 a fevereiro de 2002, à variação de valores de itens da "Parcela A" no período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001 e à compra de energia no âmbito do MAE. Adicionalmente, o consumidor assume ainda os gastos relativos ao Encargo de Capacidade Emergencial.
Entre 2004 e 2005, deverão ser compensados nos reajustes tarifários o saldo da Conta de Compensação de Valores de Itens da "Parcela A" -CVA, outro encargo incidente sobre as tarifas, a ser suportado pelos consumidores.
ENCARGOS TARIFÁRIOS
Trataremos a seguir especificamente dos encargos tarifários, segundo o roteiro proposto na introdução.
CONTA ESPECIAL
descrição e fundamentação legal
O §1º do art. 20 da M.P. nº 2.198-5/2001 previu a criação de uma conta especial onde as concessionárias contabilizariam, como débitos ou créditos, os valores relativos à sobretarifa, à provisão e aos bônus, bem como os custos decorrentes da aplicação de medidas instituídas pela GCE, segundo a forma definida pela ANEEL. O saldo dessa conta especial, nos termos do §2º desse artigo, seriam compensados nas tarifas, de acordo com o modo estabelecido pela ANEEL.
Assim, o primeiro encargo tarifário previsto em decorrência da implementação do PERCEE foi a absorção nas tarifas de suprimento de energia elétrica de saldos negativos concernentes à chamada Conta Especial.
Cumpre destacar que a União, por meio do art. 1º, da Lei nº 10.310, de 22 de novembro de 2001, foi autorizada a repassar para as concessionárias recursos complementares destinados ao pagamento dos bônus individuais aos consumidores cujo consumo estivesse abaixo da meta fixada. Essa complementação, segundo o §1º do dispositivo legal citado, deveria ocorrer se os recursos arrecadados com a sobretarifa, após deduzida a provisão de dois por cento, fossem insuficientes para cobrir o valor dos bônus.
A efetivação do repasse de recursos do Tesouro Nacional às concessionárias se deu por intermédio do Ministério de Minas e Energia - MME, após o recebimento das planilhas elaboradas pela ANEEL, contendo o valor devido a cada concessionária.
Se a diferença entre a soma total de recursos destinados à cobertura dos bônus individuais e o pagamento total desses bônus fosse positiva, foi estabelecido pela Lei nº 10.310/2001 que esse saldo deveria ser compensado nas tarifas. Essa hipótese, contudo, não se verificou, uma vez que as concessionárias sempre registraram saldos negativos na contabilização da conta especial.
procedimentos
A ANEEL, por meio da Resolução nº 281, de 21 de maio de 2002, estabeleceu procedimentos para que as concessionárias contabilizassem em conta especial os débitos ou créditos dos custos decorrentes do apagão. Esse saldo, segundo a Resolução - ANEEL nº 600, de 31 de outubro de 2002, deve ser compensado integralmente nas tarifas por ocasião dos reajustes, com vigência nos 12 (doze) meses subseqüentes.
O saldo da conta especial a ser considerado nos reajustes é o resultado do seguinte somatório, calculado para o período de junho/2001 a abril/2002, conforme o Anexo II da Resolução - ANEEL nº 281/2002:
Saldo remanescente = acréscimo à tarifa ANEEL ¿ bônus + provisão (2%)- custos incorridos (+/-) ajustes + aportes do Tesouro Nacional.
O Anexo III da referida resolução relacionou doze itens de despesas efetuadas pelas concessionárias por causa da implementação do PERCEE, passíveis de serem contabilizadas a seu favor quando dos reajustes (custos incorridos com o PERCEE). A provisão de 2% sobre a multa cobrada dos consumidores que ultrapassaram a meta de consumo constituiu-se em adiantamento de recursos às empresas para cobrir despesas que porventura viessem a ocorrer em face do programa de racionamento de energia elétrica.
Os custos relativos ao PERCEE foram homologados pela ANEEL da seguinte maneira: as empresas declaravam que haviam efetuado gastos a maior em face da crise e encaminhavam seus pleitos à ANEEL. As despesas eram auditadas por consultores externos contratados pela ANEEL, sob coordenação da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF. Os resultados das auditorias eram encaminhados à SFF, que homologava os custos incorridos, glosando os números considerados incorretos. Os valores homologados de cada empresa eram então encaminhados à Superintendência de Regulação Econômica, compondo uma base de dados para fins de ressarcimento no próximo reajuste tarifário ( a partir de 2003).
impacto tarifário
Relativamente aos componentes desse somatório, segundo dados fornecidos pela ANEEL, as concessionárias recolheram dos consumidores cerca de R$ 443,43 milhões referentes ao acréscimo sobre as tarifas e pagaram bônus no valor aproximado de R$ 1.189,47 milhões. O Tesouro Nacional aportou R$ 733,72 milhões, para cobrir as despesas das concessionárias com os pagamentos de bônus.
Os custos incorridos pelas concessionárias somaram R$ 221,6 milhões. Descontada a provisão de 2% (no valor total de R$ 4,69 milhões), esses custos foram estimados em cerca de R$ 216,9 milhões, conforme evidenciado no quadro a seguir:
Quadro I ¿ Despesas Homologadas pela ANEEL ¿ Conta Especial
CUSTOS Total Participação (%)
1 - Pessoal 64.158.014,90 28,95%
2 ¿ Consultoria de Sistemas 10.404.307,99 4,69%
3 - Softwares 1.356.540,34 0,61%
4 - Mão-de-obra 40.756.535,81 18,39%
5 - Taxas de Correio 5.157.032,91 2,33%
6 - Auditorias 0,00 -
7 - Call Center 28.380.778,83 12,80%
8 - Impostos e Contribuições Sociais 5.883.487,82 2,65%
9 - Publicidade 43.575.534,05 19,66%
10 - Viagens e Estadias 2.876.663,92 1,30%
11 - Materiais 5.735.887,24 2,59%
12 - Outros 13.363.538,16 6,03% Subtotal (A) 221.648.321,97 100,00%
(-) provisão conforme art. 20, Inc. I da MP 2198/2001 (4.695.042,76)
Total homologado pela ANEEL 216.953.279,20
Fonte: SFF/ANEEL
análise
De início, cabe comentar que a reguladora não impôs, em sua resolução, qualquer restrição para as despesas, simplesmente enumerou os itens de despesa a que as concessionárias poderiam pleitear reembolso.
A ANEEL não se utilizou de critérios para delimitar os gastos extraordinários das concessionárias. Ademais, coube às consultoras contratadas avaliar, com base em dados fornecidos pela ANEEL ou colhidos nas concessionárias, se os gastos deveriam ser ou não validados para fins de reembolso. Após a auditoria, as consultoras encaminhavam à ANEEL relatórios de fiscalização e respectivos papéis de trabalho. Os técnicos da ANEEL assinavam os relatórios de fiscalização com base nos dados e informações constantes dos papéis de trabalho e a partir desses documentos as despesas eram homologadas pela SFF. Em vista dessa situação, os técnicos da ANEEL ficaram, de certa forma, alheios aos critérios e aos cálculos de validação de despesas administrativas incorridas com a crise energética.
Verificamos que os relatórios de fiscalização são extremamente sintético e pouco transparente, não permitindo o acompanhamento dos cálculos efetuados para certificação dos valores pleiteados, além de não conterem a explicitação objetiva dos critérios utilizados para efetuação das glosas ou aceitação das despesas pleiteadas. Os papéis de trabalho também não fornecem informações claras e suficientes para o entendimento das conclusões constantes dos relatórios de fiscalização.
O Quadro I, supra, mostra que, do total de R$ 221,6 milhões homologado para as 43 concessionárias ( R$ 4,69 milhões foram de antemão adiantados para as empresas), a maior despesa foi na rubrica pessoal (28,95%). Tal fato é paradoxal diante da constatação de que os balanços da maioria das empresas registraram redução dessa rubrica em 2001, como vemos na Quadro II, abaixo. Os casos mais significativos foram da Bandeirantes Energia S.A. - BANDEIRANTE e da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo - ELETROPAULO, que reduziram seus quadros em 46,8% e 31,9%, respectivamente. Ante essa situação, como justificar que se aceite ressarcir às empresas despesas que, ao invés de aumentar com o apagão, foram reduzidas?
O Quadro II demonstra a incoerência da homologação dos valores considerando que houve, efetivamente, redução do quadro de pessoal no período do apagão. Ademais, merece registro que o art. 6º da Resolução nº 31/2002 da ANEEL previa que as eventuais reduções de custos decorrentes da redução de consumo durante o período do PERCEE, que não se referissem a ganhos de produtividade ou a eventuais postergações de custos em função de restrições financeiras advindas da redução de receita, seriam consideradas pela ANEEL para a redução da RTE. Entretanto, não há qualquer evidência de tentativa de apurar tal redução. Pelo contrário, todas as manifestações são de aumento de despesa e conseqüente repasse ao consumidor.
Quadro II - Comparativo entre Despesas de Pessoal dos Exercícios 2000/2001
Valores em R$ 1.000,00
Balanço CEMIG COELBA ELETROPAULO LIGHT ESCELSA ELEKTRO CELPE BANDEIRANTE
Despesas Pessoal 2000 514.912 113.451 438.848 252.191 65.513 110.930 82.377 192.488
Despesas Pessoal 2001 547.439 94.953 367.557 254.180 62.324 101.352 56.303 147.100
Nº Empregados 2000 11.648 2.956 5.851 5.109 1.505 2.275 2.151 2.799
Nº Empregados 2001 11.288 2.872 3.982 4.449 1.411 2.246 1.913 1.488
2001/2000 % -3,1% -2,8% -31,9% -12,9% -6,2% -1,27% -11 % -46,8%
Fonte: Superintendência de Fiscalização Financeira - ANEEL
Outra análise que demonstra a incoerência na homologação de valores decorrente da inexistência de critérios e condições para a aceitação de despesas relativas ao apagão é a comparação entre as despesas de pessoal registradas nos balanços das concessionárias e os valores homologados, a serem ressarcidos pelo consumidor, conforme visualizado no Quadro III.
Tomando-se como exemplo a Companhia Piratininga de Força e Luz - PIRATININGA, observa-se que foi homologado um valor representativo de 15,93% de todas as Despesas de Pessoal de 2001. Para a Light Serviços de Eletricidade S.A., esse percentual foi de 0,22%. A disparidade entre esses percentuais revela a falta de critérios da ANEEL para a aceitação das despesas concernentes ao programa de racionamento, uma vez que, considerando-se tão-somente o percentual homologado, é difícil entender como uma concessionária pôde direcionar cerca de 16% de todas as suas despesas com pessoal em 2001 apenas para cumprir as exigências do PERCEE.
Efetuou-se também uma relação entre o valor homologado em despesa de pessoal e o número de consumidores de cada concessionária. Vê-se que, enquanto na Companhia Energética do Ceará - COELCE essa relação é de R$ 0,06/consumidor, na Companhia Jaguari de Energia - CJE (JAGUARI) é de R$ 8,60/consumidor. Mais uma vez, evidencia-se a total ausência de parametrização por parte da ANEEL que, embora dispusesse de dados globais das empresas, não fez uso desses dados para a adoção de critérios de homologação dos valores.
No Quadro III, verifica-se situação esdrúxula, representada pelo fato de que empresas com maior número de funcionários e de unidades consumidoras atendidas tiveram direito a reembolso inferior ao obtido por empresas em situação oposta, senão vejamos: a LIGHT tem um número de clientes 50% maior que a Companhia Energética de Pernambuco - CELPE e tem mais que o dobro de funcionários da CELPE; todavia, essa última teve homologado um valor 12 vezes superior ao da LIGHT:
Quadro III - Comparativo entre Despesas de Pessoal homologada com dados dos Balanços
Concessionária Despesa c/ Pessoal R$ 1.000 2001
(A) Valor Homologado R$ 1.000
(B) %
(B)/(A) N º de unidades consumidoras
(C) Relação R$/consumidor
(B)/(C)
COELCE 76.996 129 0,17% 2.099.655 0,06
CELTINS 15.787 34 0,22% 264.470 0,13
LIGHT 254.180 562 0,22% 3.304.730 0,17
BANDEIRANTE 147.100 501 0,34% 1.218.558 0,41
DME/PC 4.980 36 0,71% 52.727 0,67
CERJ 71.550 578 0,81% 1.778.404 0,32
PIRATININGA 19.313 3.077 15,93% 1.174.832 2,62
CELPE 56.303 7.032 12,49% 2.200.387 3,20
CENF 2.525 266 10,52% 76.970 3,45
COELBA 94.953 7.238 7,62% 3.135.077 2,31
CPEE 3.143 210 6,69% 43.368 4,85
JAGUARI 3.262 213 6,52% 24.724 8,60
Outros fatos merecem destaque em relação à despesa de pessoal da Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG e da ELETROPAULO. Consta do relatório de Fiscalização da Conta Especial da CEMIG, de 21 de junho de 2002, que a empresa declarou ter gasto R$ 10,687 milhões com pessoal em decorrência do racionamento de energia, porém, os auditores aprovaram o montante de R$ 16,106 milhões, acrescentando a diferença de R$ 5,418 milhões, um valor 50% maior.
A explicação constante do relatório para a aprovação de um valor superior ao pleiteado pela CEMIG é a seguinte (Vol. 2, fls. 194):
" Cada departamento (centro de custo) foi responsável pela apropriação e alocação dos custos mensais à ordem do Racionamento. Desta forma, não foi possível verificar a coerência das apropriações dos custos efetuados, pelo fato dos apontamentos das horas alocadas nos trabalhos executados terem sido procedidos diretamente no sistema SAP-R/3 módulo RH.
Para validarmos os custos das despesas de pessoal, obtivemos dos superintendentes das áreas todos os memorandos nos quais constam as quantidades de funcionários de cada superintendência e a média dos funcionários alocados aos trabalhos. Dessa forma, verificamos que os custos alocados ao racionamento eram inferiores aos custos efetivamente incorridos [...]".
Não é possível aferir dos dados constantes do relatório e dos papéis de trabalho por que os cálculos dos auditores estariam corretos e os da CEMIG errados para que se tenha feito tal concessão: R$ 5,418 milhões a mais do que o valor pleiteado pela concessionária."
A respeito desse ponto o MP se manifestou em acordo com a posição da Unidade Técnica, conforme se segue.
"Relativamente à concessionária mineira, no relatório da fiscalização realizada em junho de 2002, a equipe da Aneel observou que a empresa pleiteara, a título de despesas com pessoal próprio durante o apagão, a importância R$ 10.687.750,13, mas a equipe identificou despesas adicionais incorridas pela concessionária no valor de R$ 5.418.482,11, totalizando R$ 16.106.232,24. Veja-se os comentários da equipe (fls. 194/5, v.2):
"A concessionária contabilizou como despesas de pessoal as despesas com os custos de salários e encargos sociais dos funcionários que foram alocados nos trabalhos relacionados com o racionamento.
Cada departamento (centro de custo) foi responsável pela apropriação e alocação dos custos mensais à ordem do racionamento. Desta forma, não foi possível verificar a coerência das apropriações dos custos efetuados, pelo fato dos apontamentos das horas alocadas nos trabalhos terem sido procedidos diretamente no sistema SAP ¿ R/3 módulo RH.
Para validarmos os custos das despesas de pessoal, obtivemos dos superintendentes das áreas todos os memorandos nos quais constam a quantidade de funcionários de cada superintendência e a média dos salários dos funcionários alocados aos trabalhos. Desta forma, verificamos que os custos alocados ao racionamento eram inferiores aos custos efetivamente incorridos. A seguir, demonstraremos os custos de mão-de-obra despendidos pela concessionária (...).
A seguir, descreveremos sucintamente as tarefas executadas por cada área (...)."
A equipe da Aneel, no relatório da fiscalização levada a termo em fevereiro de 2003, ratificou e aprovou a importância de R$ 16.106.232,24, alertando para a "adição do montante de R$ 5.418.482,11 ao valor pleiteado, devido à constatação, na fiscalização de junho de 2002, de que os custos alocados ao racionamento eram inferiores aos custos efetivamente incorridos" (fls. 187/8, v.2).
Na Nota Técnica 41/2003 - SFF/Aneel, concernente à validação dos custos incorridos pela Cemig com o Percee, consta a aprovação do valor de R$ 16.106.232,24 na rubrica "pessoal" (fls. 165/6 e 178, v.2).
A esse respeito, cumpre lembrar que, segundo entendimento, que considero razoável, de técnicos da Aneel responsáveis pelas fiscalizações, "a forma adequada de evidenciação dos custos com pessoal no Programa Emergencial é documentar integralmente as horas despendidas, segregadas por centro de custos, bem como os respectivos controles de apontamentos das horas alocadas no Programa, devidamente aprovadas por funcionário competente, valorizadas pela hora média de cada profissional, computados todos os encargos sociais e trabalhistas. Adicionalmente, os controles das horas devem possuir a descrição completa das atividades executadas, por cada funcionário" (fl. 149, v.2).
Ocorre que, nos presentes autos, os relatórios de fiscalização não trazem elementos concretos acerca das razões que levaram ao acréscimo de R$ 5,4 milhões, ou seja, não evidenciam os fatos que teriam conduzido ao equívoco por parte da Cemig no tocante à quantificação de suas despesas com pessoal.
Nesse particular, o artigo 3º da Resolução Aneel 281/2002 é taxativo ao condicionar a homologação do saldo da conta especial aos aspectos de certeza, correção, consistência e validação das informações prestadas à Aneel (fl. 96, v.1), aspectos estes que os autos não evidenciam em relação à importância ora questionada.
Os achados da fiscalização realizada pela Aneel na Cemig em 2006 (fls. 187/224, v.p.), sintetizados na Nota Técnica 20/2007-SFF/Aneel (fls. 180/6, v.p.), também não se prestam a legitimar a despesa adicional de R$ 5,4 milhões, tendo em vista que, em vez de esclarecerem as questões postas nos autos, lançam mais dúvidas acerca da correção e da consistência dos valores inicialmente apurados nas fiscalizações levadas a efeito pela agência reguladora nos exercícios pretéritos. Não é crível que a agência possa ter, nas fiscalizações realizadas em junho de 2002 e fevereiro de 2003 (fls. 180/99, v.2), se enganado justamente quanto à média salarial dos funcionários envolvidos, uma das principais variáveis para apuração do custo do racionamento em relação a despesas com pessoal (a Aneel reconhece, na Nota Técnica 20/2007-SFF, que, em verdade, as despesas da Cemig com pessoal próprio, durante o apagão, foram da ordem de R$ 18.622.316,66, e não de R$ 16.106.232,24, como apurado em 2002 e 2003 ¿ fls. 182/3, v.p.). Ainda que engano houvesse por parte da Aneel, como admitir que a Cemig tenha permanecido silente ao longo dos anos, sem questionar o suposto erro, até mesmo grosseiro, da agência?
Em um cenário de racionamento forçado de energia elétrica, em face da situação hidrológica crítica, não se pode olvidar que o contexto exigia, por imperativo lógico, controle absoluto sobre as despesas incorridas pelas concessionárias, haja vista o pesado ônus decorrente do apagão sobre os usuários e os contribuintes (custo estimado total do Percee, a preços de outubro de 2003: R$ 32.215.550.898,00 - fls. 250 e 269/70, v.7).
Nesse particular, portanto, o Parquet especializado acompanha as conclusões da Sefid no sentido de que o TCU determine à Aneel, em relação à conta especial, que, "no próximo reajuste tarifário da Cemig, o valor de R$ 5.418.482,11, devidamente corrigido, seja compensado em desfavor da empresa, uma vez que a justificativa apresentada não logrou êxito em demonstrar que o valor homologado de R$ 16.106.232,24, e não os R$ 10.687.750,13 declarados pela Cemig, a título de ressarcimento com gastos de pessoal durante o apagão" estivesse correto (fl. 272, item 143, subitem I, alínea "a.1", v.7)."
Segue a instrução da Unidade Técnica.
"Quanto à ELETROPAULO, consta do primeiro relatório de fiscalização, elaborado em junho/2002, não ser possível, seja por discordância dos métodos empregados pela concessionária ou pela inexistência de outras formas de controle, comprovar que as despesas com pessoal eram decorrentes do racionamento. Assim, glosava-se na integralidade as despesas com pessoal, estimadas em R$ 4,857 milhões (Vol. 2, fls.149 e 159). Entretanto, no relatório de dezembro/2002, a mesma equipe de auditoria concordou com o valor declarado pela concessionária, por considerá-lo imaterial, como podemos observar a seguir (Vol. 2, fls. 139):
"Apesar do aspecto metodológico utilizado para rateio dos custos com pessoal relativos ao Programa de Racionamento, julgamos o montante de R$ 4.857.276,30 adequado, quando comparamos os totais lançados de custo com pessoal no racionamento (quadro VI do Ofício 764) com o montante da folha de pagamento no período, conforme demonstrado a seguir:
[...]
Como podemos observar no demonstrativo acima, o total de custos de pessoal alocado na ODR de racionamento, em relação ao total da folha de pagamento no período de racionamento, corresponde a um percentual aceitável, devido a sua imaterialidade, de 1,86%." [sem grifo no original]
Situação análoga ocorreu em relação à LIGHT, em que a equipe de auditoria responsável pela comprovação dos dados pleiteados pela concessionária aceitou a declaração de despesas com pessoal alocado ao racionamento apenas devido à imaterialidade desse item em relação ao total de pagamentos de pessoal. Consta da conclusão relatório de fiscalização de fevereiro de 2003 o seguinte (Vol. 2, fls.88):
"Apesar do aspecto metodológico utilizado para rateio dos custos com pessoal relativos ao Programa de Racionamento, julgamos plausível o montante de R$ 562.391,08, se comparado com o total de proventos da folha de pagamento da concessionária no período de racionamento, conforme demonstrado a seguir:
[...]
Como podemos observar no demonstrativo acima, o total de custos de pessoal alocado na ODR de racionamento, em relação ao total de proventos da folha de pagamento da concessionária no período do racionamento, corresponde a um percentual aceitável de 0,32%, devido a sua irrelevância."
Entendemos inaceitável que a ANEEL, na qualidade de responsável por aferir a exatidão das despesas declaradas pelas concessionárias a serem repassadas para as tarifas de fornecimento, no momento em que não consegue certificar tais despesas, venha a homologá-las apenas por considerá-las imateriais."
Em relação ao ressarcimento das despesas de pessoal da Light e da Eletropaulo o MP entendeu não assistir razão à Unidade Técnica. Segue o trecho do parecer do MP sobre o tema.
"Diferentes, porém, são as conclusões do Ministério Público junto ao TCU acerca das despesas de pessoal da Eletropaulo e da Light. Embora a Sefid sustente tese oposta, entende o Parquet especializado que merecem acolhida as justificativas apresentadas, pelas razões que se seguem.
Na fiscalização realizada em junho de 2002 na Eletropaulo, a equipe da Aneel atestou, em relação à rubrica "pessoal", a impossibilidade de certificar se os custos alocados em Ordens de Dispêndio a Reembolsar, no valor total de R$ 4.857.276,30, foram efetivamente despendidos no programa de racionamento de energia elétrica no período de maio de 2001 a maio de 2002, tendo em vista a concessionária não dispor de um controle consolidado da composição de custos e de horas despendidas no programa (fls. 148/9, v.2). Foi, então, sugerida glosa no total de 100% (fl. 159, v.2).
Já na fiscalização efetuada em dezembro de 2002, a equipe da Aneel anotou que (fl. 138, v.2):
"Indagamos à administração da concessionária quanto à valorização dos custos com pessoal e observamos que foram utilizados procedimentos de apontamentos de horas alocadas de profissionais no Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, sob responsabilidade de cada centro de custo. Estas horas foram alimentadas no sistema operacional (SAP) que, comparadas com os totais de horas de folha de pagamento de cada centro de custo, gerou um percentual de relação entre as horas totais trabalhadas versus horas totais alocadas no Programa de Racionamento. Esses percentuais foram aplicados sobre o total bruto de folha de pagamento do período, em reais, gerando, assim, o custo de pessoal apropriado na ODR.
Visto que a metodologia utilizada no rateio de horas nas Ordens (ODI, ODS, ODR, etc.) não é individualizada e a concessionária entende que, em função da complexidade de sua estrutura, o controle individualizado por funcionário seria impraticável, solicitamos à concessionária o Resumo da Folha de Pagamento referente ao período de maio de 2001 a maio de 2002 para comparação com o Quadro VI do Ofício Aneel 764, com o objetivo de verificar a materialidade, em percentual, dos custos apropriados na ODR do Racionamento com o total das despesas com pessoal da empresa."
Com base nessas informações, a Aneel considerou adequado o montante de R$ 4.857.276,30 e ponderou que "o total de custos de pessoal alocado na ODR do racionamento, em relação ao total da folha de pagamento no período do racionamento, corresponde a um percentual aceitável, devido à sua imaterialidade, de 1,86%" (fl. 139, v.2). Foi, porém, efetuada glosa no valor de R$ 380.526,29, referente ao "Rateio da Administração Central", que não foi aceito, segundo registrado no relatório, porque "os gastos desta natureza somente são aceitáveis na composição dos custos de implementação do racionamento quando apropriados mediante apontamento de horas efetivamente trabalhadas por empregado e valorizadas na proporcionalidade da remuneração devida, apurada na folha de pagamento mensal" (fl. 140, v.2).
Alfim, mediante a Nota Técnica 58/2003 ¿ SFF/Aneel, a agência aprovou o valor de R$ 4.476.750,01 (= R$ 4.857.276,30 ¿ R$ 380.526,29), alusivo às despesas de pessoal da Eletropaulo no âmbito do Percee (fls. 122 e 165/6, v.2).
Relativamente à Light, na apuração inicial, em 2002, os gastos com pessoal próprio totalizaram R$ 562.391,08. Nos termos do relatório da Aneel, foram considerados diversos critérios de rateio definidos pela administração da concessionária, quais sejam (fl. 94, v.2):
a) custos incorridos com os trabalhos efetuados em horário extraordinário, levando-se em consideração a comparação com aqueles incorridos em períodos anteriores;
b) gastos correspondentes a 50% dos custos incorridos pelo centro de custo da Superintendência de Qualidade e Sistemas Comerciais, no qual se encontrava lotado apenas o superintendente;
c) relação percentual entre o salário-base dos empregados destacados para trabalhar no Percee e o total do salário-base da Superintendência de Atendimento, aplicada sobre o custo total da folha de pagamento.
Na fiscalização realizada em fevereiro de 2003, a equipe da Aneel noticiou, no que se refere à Light, que (fls. 87/8, v.2):
a) as horas dos profissionais despendidas no Percee e utilizadas como base para o cálculo dos valores envolvidos no referido programa foram apropriadas tomando por base rateios estimados efetuados pelos chefes dos diversos departamentos da empresa;
b) efetuou-se o confronto entre o total de proventos da folha de pagamento da concessionária, no período de racionamento, com o total de custos com pessoal alocado ao Programa de Racionamento;
c) o total de custos de pessoal alocado nas Ordens de Dispêndio a Reembolsar - ODR de racionamento (R$ 562.391,08), em relação ao total de proventos da folha de pagamento da concessionária no período de racionamento, corresponde a um percentual aceitável de 0,32%, devido à sua irrelevância.
Por meio da Nota Técnica 46/2003 ¿ SFF/Aneel, foi aprovada a despesa com pessoal no valor de R$ 562.391,08 (fls. 77/81 e 167/8, v.2).
À luz dessas informações, é de se reconhecer que a homologação, pela Aneel, dos valores de R$ 4.476.750,01 (Eletropaulo) e de R$ 562.391,08 (Light) não teve como único argumento o fato de tais valores serem considerados imateriais ou irrelevantes, como sugeriu a Sefid em sua proposta de encaminhamento (fl. 272, v.7).
A título de ilustração, cumpre frisar que a Aneel, em fiscalização realizada na Companhia Paulista de Força e Luz ¿ CPFL em janeiro de 2003, opinou desfavoravelmente à aprovação de parte das despesas de pessoal e promoveu a devida glosa, apesar da baixa materialidade dos recursos envolvidos (5,97% sobre o total da folha de pagamento no período do racionamento). Veja-se, neste sentido, a análise da equipe da agência (fls. 165/6, 251 e 254/5, v.2):
"Efetuamos comparação entre os valores apropriados mês a mês e o total de proventos da folha de pagamento, a fim de verificar o percentual apropriado ao racionamento. Constatamos que a taxa horária utilizada para fins de cálculo da apropriação, para todo o período do racionamento, foi baseada no mês de maio de 2001, que contempla a "participação nos lucros" distribuída aos empregados. Desta forma, verificamos que os valores apropriados ao racionamento estão superavaliados em 26%, devendo haver glosa de R$ 2.109.528,17. Adicionalmente, foi glosado na fiscalização de junho de 2002 o total de R$ 552.018,26, perfazendo o montante de R$ 2.661.546,43.
Apesar do percentual de participação do valor apropriado na linha "Pessoal" (R$ 8.113.569,88) sobre o total da folha de pagamento no período do racionamento (R$ 135.960.000,00) apresentar-se pequeno (5,97%), não podemos opinar favoravelmente ao aporte da referida linha no valor total, uma vez que existem valores a serem glosados com base nos exames de documentos comprobatórios".
Em face dessas considerações, o Parquet especializado, pedido vênias, não acompanha as propostas de determinação à Aneel acerca da compensação, no próximo reajuste tarifário, em desfavor da Eletropaulo e da Light, das importâncias de R$ 4.476.750,01 e R$ 562.391,08 (fl. 272, item 143, subitem I, alíneas "a.2" e "a.3", v.7)."
Segue a instrução da Unidade Técnica.
"RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA - RTE
descrição e fundamentação legal
Outro encargo imposto aos consumidores, previsto na M.P. nº 2.198-5/2001, foi o relativo à Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE dos contratos de concessão, nos termos que se seguem:
"Art. 28. Na eventual e futura necessidade de recomposição do equilíbrio econômico-financeiro de contratos de concessão, devidamente comprovada na forma da legislação, esta far-se-á, observado o disposto no art. 20, na forma do §2º do art. 9º da Lei nº 8.987, de 1995, mediante reconhecimento da ANEEL, ressalvadas as hipóteses de casos fortuitos, força maior e riscos inerentes à atividade econômica e ao respectivo mercado."
A RTE foi objeto de negociação, durante o segundo semestre de 2001, entre as concessionárias e o Governo Federal, do que resultou a celebração do Acordo Geral do Setor Elétrico e a edição da Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, que dispôs no art. 4º:
"Art. 4º. A ANEEL procederá à recomposição tarifária extraordinária prevista no art. 28 da Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de agosto de 2001, sem prejuízo do reajuste tarifário anual previsto nos contratos de concessão de serviços públicos de distribuição de energia elétrica."
Os parâmetros da metodologia de cálculo do montante de RTE cabível a cada concessionária e as diretrizes para homologação desse montante foram definidos por meio de resoluções editadas pela GCE, respeitado o Acordo Geral do Setor Elétrico. Coube à ANEEL apurar e homologar os valores atinentes à recomposição tarifária extraordinária solicitadas pelas concessionárias interessadas.
Cabe ressaltar que a RTE engloba três encargos tarifários, apurados segundo métodos, critérios e procedimentos específicos. Assim, a RTE englobou os seguintes encargos:
i) perda de receita das concessionárias, em conseqüência do racionamento, cujos cálculos se subdividiram em duas etapas (Resoluções GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001, e nº 130, de 30 de abril de 2002):
- junho a dezembro de 2001, relativos às concessionárias que fazem parte dos Sistemas Interligados das Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, bem como as que se situam nos Estados do Pará, Tocantins, parte do Maranhão, componentes do Sistema Interligado Norte;
- janeiro e fevereiro de 2002, relativos às concessionárias situadas nos Sistemas Interligados das Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste;
ii) variações de itens da "Parcela A" (custos não-gerenciáveis), previstos nos contratos de concessão de energia elétrica, no período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001 (Lei nº 10.438/2002, art. 6º);
iii) compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia- MAE (energia livre), durante a vigência do PERCEE, no período de 01 de junho de 2001 a 31 de dezembro de 2002 (Lei nº 10.438/2002, art. 2º).
A duração da RTE nas tarifas foi definida, para cada concessionária, segundo o período necessário para compensar o montante homologado pela ANEEL. O período estimado de vigência da RTE para as distribuidoras será, em média, de 72 meses, sendo o maior período de 114 meses (Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ) e o menor de 12 meses (Companhia ¿Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE). A cada 12 meses, parte do montante homologado é incorporado nas tarifas. O saldo remanescente da RTE está sendo remunerado pela taxa SELIC mais 1% ao ano, equivalente à taxa de juros cobrada nas operações de financiamento do BNDES às distribuidoras que aderiram ao Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro. O saldo remanescente da RTE relativo às distribuidoras que não recorreram ao referido financiamento é remunerado pela taxa SELIC.
Além de as concessionárias terem obtido o direito à RTE para cobrir os prejuízos decorrentes do racionamento de energia elétrica, obtiveram ainda direito a financiamento junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ¿ BNDES, a ser amortizado com a arrecadação das parcelas relativas à RTE.
Referido direito foi garantido pela GCE, por meio da Resolução nº 90, de 21 de dezembro de 2001, que, fundamentada na M.P. nº 2.198-5/2001, assim dispôs no art. 1º:
"O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ¿ BNDES deverá instituir o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, abrangendo as concessionárias incluídas no Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica instituído pela Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de agosto de 2001."
Segundo mencionada resolução (art. 1º, §3º), o objeto do financiamento corresponderia a, no máximo, 90 % (noventa por cento) da RTE, excluída do percentual a parcela de recomposição correspondente à energia livre.
Ressalte-se ainda que o Tesouro Nacional custeou a implantação desse programa de financiamento, via aporte de recursos ao BNDES.
O mencionado programa de financiamento visou a proteger o caixa das concessionárias do impacto dos prejuízos causados pela redução no consumo de energia. Além do mais, todas as distribuidoras tiveram direito ao Programa Emergencial de Apoio Financeiro relativo à "Parcela A", segundo a Resolução GCE nº 123/2002. No total, foram contratados junto ao BNDES cerca de R$ 5,4 bilhões, tendo as distribuidoras recebido até o momento o correspondente a R$ 5,1 bilhões (fls. 19).
O BNDES ainda concedeu às geradoras de energia elétrica e aos produtores independentes financiamento destinado ao reembolso da energia livre adquirida no âmbito do MAE, no valor equivalente a R$ 2,27 bilhões. Desse total, os beneficiários receberam R$ 2,2 bilhões (fls. 19).
Logo, por conta do PERCEE, o BNDES concedeu financiamentos no montante de R$ 7,3 bilhões (valor liberado), a ser amortizado na medida em que os beneficiários forem recebendo as parcelas relativas aos encargos tarifários cobrados dos consumidores de energia elétrica (fls. 19).
procedimentos
Para cada encargo, a ANEEL, por meio da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF, criou processos específicos, com exceção do ressarcimento às compras de energia no âmbito do MAE, em que não houve formalização de processo, tendo havido um rito de homologação diferente. Cada concessionária encaminhou documentos relativos ao ressarcimento requerido, cujos dados foram analisados pela SFF e submetidos à fiscalização, por intermédio dos auditores externos contratados.
Após exame dos dados pela SFF, calculou-se o valor a ser homologado pela Superintendência de Regulação Econômica- SRE. Tal superintendência encarregou-se ainda de apropriar os encargos na tarifa, estipulando o prazo máximo de permanência da RTE, conforme os seguintes índices de reajuste previstos no art. 4º da Lei nº 10.438/2002 e na Resolução GCE nº 130/2002:
2,9% - consumidores integrantes da Classe Residencial (exceto baixa renda); consumidores integrantes da classe rural; iluminação pública; consumidores integrantes da Classe Industrial que atendam às restrições impostas pela legislação;
7,9% - demais consumidores.
impacto tarifário
A conta total referente à RTE, a ser paga pelos consumidores de energia ao longo dos próximos anos (72 meses, em média), está estimada, em R$ 10,5 bilhões (a serem corrigidos monetariamente), decompostos da seguinte forma:
Quadro IV ¿ Valores Homologados pela RTE
Resolução ANEEL nº Descrição Valor Homologado - R$ Data Inicial de Remuneração
480 Recomposição de Receita do período de jun/dez de 2001 5.054.694.031,88 01/01/2002
481 Recomposição de Receita do período de jan e fev de 2002 1.265.736.264,10 01/03/2002
482 Variações de itens da "Parcela A" de 1º de jan a 25 de out de 2001 1.392.807.117,91 26/10/2001
483 Compra de Energia no âmbito do MAE, no período de 1º de jun. de 2001 a 28 de fev. de 2002 2.848.127.541,02 01/03/2002
Total 10.561.364.954,91
A seguir, trataremos de cada item componente da RTE, indicado no quadro supra:
perda de receita das concessionárias
As concessionárias estão, ano a ano, introduzindo nos reajustes tarifários os valores referentes à perda de receita, de forma a serem ressarcidas dos prejuízos correspondentes à redução da demanda de energia elétrica imposta pelo PERCEE.
Os parâmetros gerais da metodologia de cálculo da RTE foram definidos na Resolução - GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001. As condições, prazos e procedimentos para solicitação e homologação das perdas de receita foram especificadas, pela ANEEL, na Resolução nº 31, de 24 de janeiro de 2002, para as concessionárias sujeitas ao racionamento no período de 01 de junho da 31 de dezembro de 2001, e na Resolução nº 369, de 03 de julho de 2002, para as concessionárias sujeitas ao racionamento no meses de janeiro e fevereiro de 2002. Assim, a ANEEL formalizou 43 processos para calcular a perda de receita de cada concessionárias sujeita ao PERCEE no primeiro período e 39 processos para cada concessionária sujeita ao PERCEE no segundo período
Embora a ANEEL tenha seguido o procedimento acima referido, trataremos das perdas de receita dos dois períodos conjuntamente, uma vez que a metodologia seguida foi a mesma, alterando-se apenas alguns parâmetros.
Para o período de junho a dezembro de 2001, os parâmetros de cálculo da perda de receita foram fixados do seguinte modo: com base em um cenário hipotético, calculou-se a Receita Esperada, caso não tivesse havido o apagão. Essa Receita Esperada seguiu a premissa de que o consumo de energia teria aumentado 2,15% no período considerado. Tal percentual foi aplicado sobre o consumo de energia ocorrido entre junho e dezembro de 2000. Em seguida, multiplicou-se esse montante de MWh pela tarifa média de 2000, ajustada pelo Índice de Reajuste Tarifário - IRT de 2001 nos meses de reajuste tarifário anual, compensando-se, quando da apuração final da redução de receita, eventuais aumentos no IRT decorrentes da redução na receita no período de referência para a apuração desse índice.
Para o período de janeiro e fevereiro de 2002, o cálculo da Receita Esperada levou em conta que a taxa de crescimento esperada para o consumo de energia elétrica nesses meses seria negativa: -1,095%. De modo semelhante ao descrito acima, aplicou-se tal percentual sobre o consumo de energia em igual período de 2001 e multiplicou-se o montante de MWh pela tarifa média de 2001 ajustada pelo IRT de 2002.
Considerando esses elementos, calculou-se o Consumo Esperado de cada concessionária que, após multiplicado pela tarifa, leva à Receita Esperada. Para o cálculo do Consumo Esperado utilizou-se a fórmula a seguir, adaptada para os períodos de jun./dez. de 2001 e jan./fev. de 2002:
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
onde:
I CEi corresponde ao consumo esperado de cada concessionária distribuidora, se inexistente o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, sendo i o número de concessionárias localizadas nas áreas do Sistema Elétrico Interligado Nacional sujeitas ao Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica ;
II - CEag corresponde ao consumo esperado agregado do mês de referência no exercício de 2000, entendido como energia faturada ao consumidor cativo, nas regiões e períodos de que trata o § 3º, art. 1º da Resolução da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica n.º 91, de 21 de dezembro de 2001, multiplicado pela taxa de crescimento esperada para o consumo de energia de junho a dezembro de 2001 de 2,15%; ou multiplicado pelo decréscimo de 1,095%, para o período de jan. e fev. de 2002;
III - CIi corresponde aos montantes de energia contratados pela concessionária de distribuição de energia elétrica e homologados pela ANEEL nos termos do art. 10 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 (contratos iniciais e contratos celebrados antes da edição do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, que produzam efeito equivalente ao dos contratos iniciais), quotas-partes de Itaipu determinadas anualmente pela ANEEL, energia assegurada ou associada da geração própria e contratos bilaterais das concessionárias de distribuição, já registrados no MAE ou na ANEEL até novembro de 2001, que tiveram os volumes mensais dos contratos iniciais reduzidos em 2001 em relação ao mesmo mês de 2000, até o limite da referida redução, conforme verificação pela ANEEL;
IV - FPi corresponde ao fator que reflete as perdas de energia elétrica das concessionárias distribuidoras ocorridas na comercialização desse produto, calculado, por concessionária distribuidora, pela média de doze meses de junho de 2000 a maio de 2001.
Destaca-se, no cálculo da perda de receita, a incidência do chamado Fator Redutor sobre os valores dos contratos iniciais e equivalentes, de acordo com a seguinte fórmula definida pela ANEEL, adaptada para os períodos de jun./dez. de 2001 e jan./fev. de 2002:
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL] [VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
Tal fórmula está contida na fórmula de cálculo do Consumo Esperado e, nos termos da Resolução nº 31/2002, art. 4º, § 4º, IV, embute as perdas havidas na comercialização de energia elétrica.
Já para o cálculo da Receita Verificada, foi considerada a receita efetivamente recebida no período, para cada concessionária distribuidora, calculada pela seguinte fórmula:
RV = RF + RNF1 ¿ RNF0
onde:
I - RV corresponde à receita verificada em cada mês do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica;
II - RF corresponde à receita faturada para o mercado cativo no mês de referência, descontado o valor do ICMS;
III - RNF1 corresponde à receita não faturada do mês de referência, descontado o valor do ICMS; e
IV - RNF0 corresponde à receita não faturada do mês anterior ao de referência, descontado o valor do ICMS.
Além disso, foram expurgados do cálculo da Receita Verificada os efeitos tarifários da RTE relativa à recuperação da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da "Parcela A" - CVA e de eventuais revisões tarifárias concedidas durante o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, bem como os acréscimos de receita decorrentes de mudança de critério de classificação de consumidores na subclasse residencial baixa renda.
Assim, a perda de receita pode ser calculada do seguinte modo:
Perda de Receita = CI x FPdist x TM x Frd ¿ RV
Para o período de junho a dezembro de 2001 a perda homologada foi de R$ 5.054.694.031,88 e para o período de janeiro a fevereiro de 2002 esse valor foi de R$ 1.265.736.264,10.
Variação de Valores de Itens da "Parcela A" - CVA no período de 1 de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001
O Acordo do Setor Elétrico extrapolou a esfera da crise, de modo que as concessionárias conseguiram incluir nesse Acordo antigas reivindicações do setor, como é o caso dos valores da "Parcela A" que estão sendo ressarcidos a partir de janeiro de 2001, bem antes do apagão.
Foi permitido que todas as concessionárias (não só as inseridas nas regiões do racionamento) repassassem para as tarifas as variações dos seguintes valores ocorridos entre reajustes tarifários anuais, retroativamente, a partir de 1 de janeiro de 2001:
Variações nos valores dos custos de repasse de potência oriunda de Itaipu Binacional;
Variações nos valores da quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC;
Variações nos valores da tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional;
Variações nos valores da tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica;
Variações nos valores da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH; e
Variações nos valores do Encargo de Serviços do Sistema ¿ ESS.
A ANEEL criou processos específicos para calcular o valor da variação dos itens da "Parcela A" devidos à cada concessionária. Do mesmo modo que foi feito em relação à perda de receita, a SFF verificava se os pleitos das concessionárias estavam ou não corretos e propunha o valor a ser homologado e incorporado nas tarifas pela SRE.
A Resolução ANEEL nº 482, de 29 de agosto de 2002, homologou o montante de R$ 1.392.807.117,91 referente às variações de valores financeiros dos itens da "Parcela A", acima indicados, no período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001.
Compra de Energia livre do MAE
O Acordo Geral do Setor Elétrico permitiu que fosse repassado ao consumidor a parcela das despesas com a compra de energia no âmbito do MAE, realizada pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas de geração e de distribuição até dezembro de 2002, decorrentes da redução da geração de energia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE e consideradas nos denominados contratos iniciais e equivalentes. Tal repasse foi autorizado pela Lei nº 10.438/2002, art. 2º.
O repasse dos custos de aquisição de energia livre no âmbito do MAE ao consumidor foi disciplinado na Resolução ANEEL nº 249, de 6 de maio de 2002, bem como na Resolução ANEEL nº 447, de 23 de agosto de 2002.
A Resolução nº 249/2002 tratou, nos arts. 11 e 12, do rateio dos custos relativamente ao período compreendido entre o fim do racionamento e 31 de dezembro de 2002. Para esse período, o Acordo Geral do Setor Elétrico previu o seguinte:
coube aos geradores a responsabilidade pelo pagamento da energia livre a eles alocada, limitado ao montante de energia livre valorado a 49,26 R$/MWh. As distribuidoras, por sua vez, deveriam pagar o montante de energia livre valorado pela diferença entre o preço do MAE - PMAE e o valor de 49,26 R$/MWh. Os recursos para esse pagamento, destinados também a cobrir ônus tributários e inadimplência, deveriam vir de adicional tarifário específico.
Esse adicional tarifário específico, disciplinado nos dispositivos citados, foi denominado "encargo de energia livre adquirida no MAE" e deveria ser identificado e individualizado na fatura de energia elétrica de cada consumidor. Tendo em vista que o PMAE, após o racionamento, ficou sempre abaixo do preço-limite fixado, o adicional tarifário jamais foi cobrado dos consumidores.
A Resolução nº 447/2002, por sua vez, tratou da aquisição de energia livre, tanto no período acima referido quanto nos períodos anterior e concomitante ao racionamento. Durante o período anterior, geradores e distribuidores efetuaram pagamento integral da energia livre a eles alocada pelo MAE, valorada ao PMAE, segundo as regras do mercado.
Já durante o apagão, a energia livre foi tratada da seguinte forma:
geradores efetuaram pagamento integral da energia livre a eles alocada, valorada ao PMAE. Já as distribuidoras com direito à RTE pagaram aos geradores o montante da energia livre valorado pela diferença entre PMAE e o valor de R$ 49,26 MWh, equivalente à media ponderada nacional das tarifas dos contratos iniciais do sistema interligado vigentes em 30/12/2001. Tal pagamento ocorreu por meio de acordo de reembolso de pagamento de energia livre, a ser quitado com recebíveis oriundos da parcela de RTE destinada especificamente a esse reembolso, em período flexível. Os recursos advindos da RTE, arcada pelos consumidores, além de garantir referido pagamento, visaram à cobertura dos ônus tributários e da inadimplência.
Inicialmente, a ANEEL editou a Resolução nº 483, de 29 de agosto de 2002, em que homologou o montante de R$ 2.505.224.267,33. Após realização de auditoria no MAE, em que participaram técnicos da KPMG e do MAE, foi proposto novo valor a ser homologado: R$ 2.848.127.541,02.
A principal explicação constante do relatório para a diferença de R$ 342.903.274,31 foi que houve um aprimoramento nos cálculos dos preços da energia livre, que em vez de serem considerados em intervalos mensais, como feito na época da Resolução, passaram a ser considerados em intervalos semanais.
Cabe registrar que, até o momento, a ANEEL não editou resolução para homologar os novos valores.
ANÁLISE
Relativamente à RTE, os maiores problemas identificados na auditoria estão nos cálculos das perdas de receita.
reclassificação de consumidores baixa renda, em 2001
Nos processos de homologação de perda de receita da CEMIG e da ELETROPAULO, verificamos que foi deduzido da Receita Verificada das concessionárias o valor correspondente aos acréscimos de receita resultantes da alteração no critério de classificação de consumidores na subclasse residencial baixa renda. Discordamos desse procedimento. Muito embora a dedução do aumento de receita em função dos critérios dos consumidores de baixa renda esteja prevista na Resolução GCE nº 91/2001 e Resolução ANEEL nº 31/2002, entendemos que essa dedução é incabível por dois motivos. Primeiro, a diminuição do número de consumidores de baixa renda implicou efetivamente aumento da receita verificada, pois os consumidores passaram a pagar tarifa integral e não a tarifa social que é subsidiada.
Segundo, a ordem deveria ser inversa, ou seja, esse acréscimo de receita deveria contribuir para modicidade da tarifa e não para aumentá-la. Tanto é assim, que o art. 2º do Decreto nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, transcrito a seguir, embora não aplicável ao fato concreto, por ter sido editado posteriormente, reflete a lógica correta ao dispor que o aumento de receita resultante de mudança de critérios de classificação de subclasse baixa renda deve contribuir para a modicidade tarifária:
"Art. 2º. O eventual aumento de receita decorrente da aplicação dos critérios de classificação de unidades consumidoras na Subclasse Residencial Baixa Renda estabelecidos no art. 1 º da Lei n º 10.438, de 2002, deverá ser utilizado para modicidade tarifária, segundo mecanismo a ser estabelecido pela ANEEL até 17 de setembro de 2002."
Como se observa, as resoluções da CGE e da ANEEL contêm disposição tecnicamente não-sustentável.
Essa irregularidade ocorreu no cálculo da perda de receita de apenas duas concessionárias - CEMIG e ELETROPAULO, entretanto, representou um montante de RTE a maior para as empresas da ordem de R$ 120 milhões. Vejamos o quadro a seguir:
Quadro V ¿ Valores Deduzidos da Receita Verificada Relativo à Baixa Renda
Concessionária Jun. a Dez./2001 - R$ Jan.-Fev./2002 - R$ Total - R$
CEMIG 30.206.952,00 9.282.883,00 39.489.835,00
ELETROPAULO 45.420.691,00 35.734.222,00 81.154.913,00
Total 120.644.748,00
A propósito, cabe mencionar que, mesmo no caso do enquadramento de consumidores como baixa renda, fundamentado na Lei nº 10.438/2002, que instituiu novos critérios para enquadramento na subclasse baixa renda, as concessionárias estão recebendo subsídio econômico diretamente da Eletrobrás por meio do RGR Reserva Global de Reversão. Logo, ainda assim, não se justificaria ressarcir as concessionárias mediante RTE porque estar-se-ia devolvendo o valor deduzido em duplicidade.
Em resumo, a situação acima descrita, no mínimo, está em conflito com a finalidade da recomposição tarifária, senão vejamos: durante o apagão, as concessionárias alegaram que auferiram um aumento de receita devido à reclassificação dos consumidores baixa renda; se a receita aumentou foi porque o número de consumidores baixa renda diminuiu e um maior número de consumidores passou a pagar tarifa integral. Logo, houve um resultado positivo para as concessionárias. Como no Acordo Geral do Setor foi permitido deduzir esse aumento de receita da Receita Verificada, as duas concessionárias foram ressarcidas de uma Perda de Receita que efetivamente não ocorreu; ao contrário, foram ressarcidas de um benefício obtido.
Vale ressaltar que, nessa ocasião, a Lei nº 10.438/2002 não estava em vigor, portanto, não se sabe qual a origem dessa reclassificação. A ANEEL alegou que não autorizou a Eletropaulo a reclassificar consumidores, mas que a concessionária obteve, judicialmente, liminar para respaldar seu procedimento (fls. 49/50).
Já a CEMIG obteve autorização da própria Agência, como consta do Relatório de Fiscalização inserto nos autos do processo que formalizou a perda de receitas daquela concessionária. (Vol. 3, fls. 107). Os técnicos da ANEEL, contudo, não conseguiram fornecer à equipe de auditoria as justificativas técnicas para a aceitação ou recusa da ANEEL quanto à permissão para as concessionárias reclassificarem consumidores.
A equipe de auditoria também indagou à ANEEL, por escrito, qual o fundamento de ter sido permitido abater da Receita Verificada o aumento obtido pela reclassificação baixa renda. Como resposta, foi alegado que o abatimento havia sido definido no Acordo Geral do Setor Elétrico e na Resolução GCE nº 91/2001 e que à ANEEL coube apenas cumprir a determinação da GCE.
Cabe mencionar ainda que, após a entrada em vigor da Lei nº 10.438/2002, ao contrário do ocorrido em 2001, tanto a ELETROPAULO como a CEMIG tiveram um aumento no número de consumidores de baixa renda. Em conseqüência, receberem subvenção econômica para compensar a redução na receita em vista do aumento dos consumidores de baixa renda.
Quadro VI - Nº Consumidores baixa renda antes e depois da Lei 10.438/2002
Concessionária Antes da Lei Depois da lei
ELETROPAULO 485.853 786.179
CEMIG 1.478.515 2.182.362
"
Fonte: ANEEL
Sobre a adequação da reclassificação dos consumidores de baixa renda para efeito do cálculo da perda de receita da CEMIG e da Eletropaulo o MP realizou análise sobre o tema e se manifestou como se segue.
"A respeito do assunto, assiste inteira razão à equipe da Sefid quando afirma, no bojo do relatório de auditoria, que "está em conflito com a finalidade da recomposição tarifária" a dedução do acréscimo de receita decorrente da alteração do critério de classificação dos consumidores da subclasse residencial baixa renda (fl. 66, item 88, v.p.).
Embora as previsões normativas vigentes à época dos fatos autorizassem a exclusão, do cálculo da receita verificada em cada mês de racionamento, dos referidos acréscimos (artigo 2º, § 3º, da Resolução GCE 91, de 21.12.2001; artigo 4º, § 2º, da Resolução Aneel 31, de 24.1.2002, e artigo 4º, § 2º, da Resolução Aneel 369, de 3.7.2002 - fls. 17, 66 e 70, v.1), é inegável que tais normativos violavam frontalmente o princípio da modicidade tarifária. Não é demais ressaltar que os princípios são dotados de normatividade e têm plena eficácia e prevalência sobre as regras. De fato, a moderna doutrina jurídica reconhece duas espécies de normas: os princípios e as regras constantes de textos legais e infralegais, estas sujeitas àqueles.
Tanto tais normas infralegais não faziam sentido e eram mesmo antijurídicas, porquanto violavam o princípio da modicidade tarifária, que o Governo Federal editou o Decreto 4.336, de 15.8.2002, em que se prevê expressamente que, para fins de modicidade tarifária, deverá ser utilizado eventual aumento de receita decorrente da aplicação dos critérios de classificação de unidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda (artigo 2º - fl. 61, v.1). Isso é absolutamente lógico. Não pode ser diferente, sob pena de se admitir um injustificado desequilíbrio da equação econômico-financeira da concessão em favor da concessionária e em nítido prejuízo da sociedade.
Conforme jurisprudência assente no egrégio STJ (REsp 655130/RJ, DJ 28.5.2007), os usuários têm direito ao serviço público adequado, assim entendido aquele que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas (Lei 8.987/1995, artigos 6º, § 1º, e 7º, inciso I).
Segundo relato da Sefid nos autos do TC-021.975/2007-0, no qual foi adotado o Acórdão 2.210/2008 ¿ Plenário:
a) de acordo com a Lei 9.427/1996, as atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos, cuja principal finalidade é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço atendendo ao princípio da modicidade tarifária;
b) o modelo de remuneração de concessionárias de energia elétrica é baseado na premissa de que a tarifa aplicada à quantidade de energia vendida gera a receita necessária para cobrir os custos da empresa, mas compete ao ente regulador criar mecanismos de incentivo para que as empresas administrem seus custos de maneira eficiente, buscando o princípio da modicidade tarifária.
Nesse cenário, consoante manifestação da Sefid transcrita no relatório que antecede o Acórdão 1.865/2008 ¿ Plenário, cabe à agência reguladora buscar sempre o equilíbrio entre a modicidade tarifária e a sustentabilidade econômico-financeira da concessão de serviço público, de modo que não deve o regulador privilegiar apenas a tarifa módica, pois, assim agindo, poderá vir a comprometer as operações necessárias à boa prestação do serviço público, mas também não deve ser complacente com a tarifa, pois assim não trará benefícios econômicos à sociedade.
Na sistemática vigente, pois, não se admite a apropriação indevida de ganhos pelas concessionárias, sem compartilhamento com o consumidor final. A afronta a princípios ou a dispositivo legal que rege a concessão de serviços públicos abre ensejo ao controle repressivo por parte do TCU e à expedição de determinação corretiva (v.g., Acórdãos 1.369/2006 e 2.210/2008, ambos do Plenário).
No caso concreto, é forçoso reconhecer que, ao não contribuir para a modicidade tarifária, a não-dedução do acréscimo de receita onerou indevidamente os consumidores, situação que pode e deve ser corrigida.
À luz do exposto, mostra-se oportuna a proposta da Sefid de expedição de determinação à Câmara de Gestão do Setor Elétrico, na qualidade de gerenciadora do Programa Estratégico Emergencial de Energia Elétrica, a fim de que esta "examine os processos de homologação de perda de receita ¿ períodos de junho a dezembro de 2001 e janeiro e fevereiro de 2002 ¿ das concessionárias Cemig e Eletropaulo, com o objetivo de avaliar a legitimidade de se deduzir da Receita Verificada "os acréscimos de receita decorrentes da mudança de critério de classificação de consumidores na subclasse residencial baixa renda" (Resolução GCE 91, de 21.12.2001, artigo 2º, § 3º), tendo em vista que, ao contrário do que ocorreu, tal acréscimo, por significar ganho permanente para as concessionárias, deveria ter contribuído para a modicidade das tarifas" (fls. 273/4, item II, v.7).
Outra questão tratada no relatório de auditoria, mas que não foi objeto de proposta de encaminhamento da Sefid, diz respeito à ausência, em princípio, de respaldo legal para que as concessionárias fizessem, à época, o recadastramento das unidades consumidoras enquadradas na subclasse "residencial baixa renda", tema este que também merece a atenção deste Tribunal.
Conforme relatado anteriormente, a Cemig noticiou que terminara o recadastramento no exercício de 2000, contudo, as normas que tratam da matéria datam de 1993, 1995 e 1996 (Portarias Dnaee 922, de 28.7.1993; 437, de 3.11.1995, 242, de 1.7.1996 - fls. 72/4, v. 6), de modo que não haveria, à primeira vista, razão para, em 2000, efetuar-se reclassificação de baixa renda. A próxima legislação acerca do tema é a Lei 10.438, de 26.4.2002, que altera os critérios para a inclusão/exclusão de consumidores de baixa renda (fls. 48/58, v.1).
Por sua vez, a Eletropaulo alega que a reclassificação foi resultado de ação judicial impetrada no ano de 2000, período em que não se discutia a possibilidade de implementação do programa de racionamento, e que o direito fora reconhecido no ano de 2001 (fl. 114, v.p.). Nestes autos, entretanto, não há informações adicionais a respeito que permitam avaliar a questão.
Nesse contexto, cumpre, pois, determinar à Câmara de Gestão do Setor Elétrico que, ao reexaminar os processos de homologação de perda de receita das concessionárias Cemig e Eletropaulo, também verifique a legalidade dos recadastramentos de consumidores residenciais de baixa renda promovidos pela Cemig e pela Eletropaulo nos exercícios de 2000/2001."
Continua a instrução da Unidade Técnica.
"fiscalização inconsistente
Da amostra obtida entre as 43 concessionárias que tiveram direito ao ressarcimento da Perda de Receita com a implantação do PERCEE, merece destaque o processo relativo à CEMIG. Consta desse processo a Nota Técnica nº 302 ¿ SFF/ANEEL, de 04 de setembro de 2002, (Vol. 3, fls. 111/115), onde está registrado que a empresa declarou ter obtido Perda de Receita da ordem de R$ 692.794.803,00 no período de junho a dezembro de 2001, tendo a ANEEL homologado um valor superior em 4,5%, ou seja: R$ 724.097.776,00, perfazendo uma diferença a maior em favor da concessionária de R$ 31.302.297,00.
A razão da diferença a favor da CEMIG não está clara no processo de homologação das perdas de receita. Observa-se da leitura da Nota Técnica nº 302/2002 que a ANEEL considerou diferentes valores para: Tarifa Média, Contratos Iniciais, Fator de Perdas e Receita Verificada. O somatório dessas diferenças gerou o valor homologado maior que o pleiteado pela CEMIG.
Entre as divergências consideradas pela ANEEL no cálculo da perda de receita, ressalta-se a relativa à Receita Verificada. A mencionada nota técnica indica que, após a fiscalização na CEMIG para comprovar a veracidade dos valores informados pela empresa acerca daReceita Verificada e do montante dos Contratos Iniciais, foram apurados os seguintes desvios:
Quadro VII - Desvios apontados no Relatório ANEEL
Itens Desvios (R$)
Energia Reativa (9.525.793,00)
Receita de Fornecimento de Energia a Consumidores Livres (53.771.728,00)
Receita de Uso de Rede de Transmissão (31.517.141,00)
Efeito do Recadastramento (30.206.952,00)
Ajuste de Provisão (estorno da provisão de dez/2002 da receita de contabilização do MAE) 38.268.698,00
Os desvios considerados pela SFF que fundamentaram a homologação de um valor maior que o pleiteado pela ANEEL (Nota Técnica nº 361/SRE/ANEEL, de 31 de dezembro de 2002) foram verificados durante auditoria realizada na CEMIG, pela equipe coordenada pela ANEEL, em parceria com a Ernst Young Auditores Independentes S/C. De acordo com o relatório elaborado pela referida equipe (Vol.3, fls.105), a CEMIG não teria contemplado na planilha de cálculo da perda de receita os valores concernentes às receitas de clientes livres, o efeito do recadastramento e de energia reativa obtida no período de junho a dezembro de 2001 e teria incluído a receita de uso da rede básica de transmissão para os meses de outubro e novembro de 2001.
Ocorre que, ao analisarmos o processo de homologação das perdas de receita da CEMIG, constatamos que as planilhas encaminhadas pela concessionária à ANEEL não apresentavam os desvios verificados pela SFF, o que nos levou a indagar formalmente aquela Agência sobre os motivos das divergências de dados. A esse respeito, transcrevemos a resposta formulada pela SFF (fls. 47):
"Os valores apresentados pela CEMIG, página 39 do citado Processo, relativamente à diminuição da RECEITA VERIFICADA, dos valores dos Consumidores Livres e Efeito do Recadastramento estão de acordo com os da ANEEL.
Em 14/6/02, a CEMIG encaminhou a esta Agência a Carta nº PP/TF-173/A-2002, fls. 70 e 71 do citado Processo, concordando com os números definidos pela ANEEL, da Receita Verificada de R$ 1.885.018 [mil].
A Fiscalização da ANEEL, no Relatório de Fiscalização (fls. 80 do citado Processo), quando da visita na concessionária, fez apenas a decomposição dos valores corretos envolvidos na apuração da Receita Verificada e encontrou na empresa o valor de R$ 1.885.018 [mil], que foi o valor computado pela ANEEL na apuração da Perda de Receita da CEMIG, portanto, o desvio apontado na fls. 80 não está compatível, pois a concessionária em seu pleito já deduzira os valores citados." [sem grifo no original]
Observa-se claramente a inconsistência nos procedimentos da ANEEL, uma vez que a Nota Técnica nº 302/2002-SFF-ANEEL utiliza como um dos fundamentos para propor a homologação de uma perda de receita maior que a pleiteada pela CEMIG exatamente os desvios verificados durante fiscalização na concessionária (Vol. 3, fls. 111/113). Ora, se tais desvios não existiram não há justificativas para constarem do relatório de fiscalização nem da nota técnica. Além do mais, se não há divergências entre os dados apresentados pela CEMIG e os fiscalizados e validados pela ANEEL, como explicar a diferença, a favor da concessionária, de R$ 31.302.297,00?
Fatos como esse exemplificam a falta de transparência e de objetividade de procedimentos que marcaram os processos de homologação da perda de receitas pela ANEEL. Não é possível, a partir das processos formais e das planilhas de cálculo elaboradas pelo órgão regulador, concluirmos com segurança sobre a correção dos valores homologados, uma vez que não há explicações claras e suficientes para esses valores.
A mesma crítica que fizemos em relação à homologação dos custos incorridos com o PERCEE pode ser feita a respeito da homologação dos valores relativos à perda de receita. O fato de a ANEEL ter recorrido a consultores externos contratados para fiscalizar e assessorar os cálculos das perdas de receita, delegando a poucos técnicos a coordenação desses trabalhos, prejudicou sobremaneira a transparência do processo, uma vez que os técnicos da ANEEL não conhecem detalhadamente os métodos de cálculo, tendo apenas validado o que foi feito pelos consultores contratados."
No que tange à diferença homologada a maior pela ANEEL, em relação ao pleito da CEMIG nas perdas de receita, o MP dissentiu da Unidade Técnica e entendeu adequados os procedimentos da agência, conforme se segue.
"Ao ver do Ministério Público, a unidade técnica não localizou os desvios nas planilhas encaminhadas pela Cemig pelo fato de os desvios serem referentes aos valores considerados para o cálculo do montante que constou do texto da carta da Cemig, qual seja, R$ 692.848.600,00 (fls. 53/5, v.3), ao passo que as planilhas anexas examinadas pela unidade técnica retratavam valor distinto (R$ 828.191,6 mil), conforme consta à fl. 72, v.3, em razão de ajustes procedidos por orientação da Aneel. Quer-nos parecer, portanto, que a dedução a que se referiu a resposta da Aneel já havia ocorrido, então, nos valores constantes da planilha e não nos cálculos que levaram ao valor mencionado na carta, como interpretou a auditoria da Sefid.
Observo, no entanto, que o valor da planilha (R$ 828.191.600,00 - fl. 72, v.3) também é diferente do valor homologado (R$ 724.097.776,24 - fls. 114/5, v.3), o que poderia causar perplexidade , e o que contribuiu para confundir a auditoria , já que é quanto a eles que a Aneel alega que os desvios já haviam sido ajustados. Parte da diferença pode ser explicada pelo fato de que nem todos os desvios detectados pela Aneel haviam, na verdade, sido descontados nessa planilha. A Cemig, embora autorizada, não deduziu da receita verificada o valor de R$ 9.525.793,00 relativo à energia reativa (fl. 72, v.3). Além disso, verifiquei que a Cemig considerou, no cálculo da perda de receita, fator redutor igual a 0,97659 (fl. 62, v.3), ao passo que o valor considerado correto pela Aneel é de 0,93584 (fl. 46, v.3). Estes dois ajustes contribuem para explicar a diferença entre o valor pleiteado pela empresa nos anexos da carta encaminhada à Aneel e o valor homologado pela agência reguladora.
Ainda sobre o assunto, os autos não permitem antever outros elementos de crítica ao valor homologado pela agência reguladora, motivo pelo qual o Ministério Público junto ao TCU dissente da proposta no sentido de que seja determinado à Aneel que proceda, na próxima revisão tarifária, ao desconto da importância indicada pela Sefid (fl. 273, alínea "b", v.7)."
Transcrevo a continuação da instrução da Unidade Técnica.
"Fator de Redução para a Recomposição de Receita
Como já mencionado anteriormente, a ANEEL definiu dois Fatores de Redução para a Recomposição de Receita, sendo um de junho a dezembro de 2001 = 0,93584; e outro de janeiro e fevereiro de 2002 = 0,99333. Para efeitos didáticos, nos concentraremos no período de junho a dezembro/2001, cuja fórmula de cálculo do Fator de Redução reproduzimos novamente:
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
O art. 4º, § 4º, item IV, da Resolução ANEEL 031/2002 definiu que o Fator de Perdas (FP) engloba todas as perdas de energia elétrica das concessionárias distribuidoras ocorridas na comercialização desse produto.
Em vista do mencionado dispositivo, os técnicos da PSR Consultoria Ltda, empresa que assessorou a ANEEL e a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica durante o apagão, alertaram a ANEEL de que somente considerar o Fator de Perda da Distribuição (FPdist) não estava de acordo com a metodologia contida na norma estabelecida pela agência reguladora, tendo concluído que: "para comercializar sua energia, as distribuidoras incorrem em 50% (cinqüenta por cento) das perdas da rede básica e 100% (cem por cento) das perdas de distribuição. Desta forma, o cálculo do Fperdas [Fator Perdas] deve levar em consideração estas duas perdas de energia elétrica." Segundo o estudo, o FP seria o produto do Fator de Perdas da distribuição (FPdist) e do Fator de Perdas da rede básica incorrido pela concessionária distribuidora (Fptrans.). Ou seja: FP = FPdist x FPtrans."(fls.22 )
Fundamentada no estudo da PSR Consultoria, a ANEEL, por intermédio das Superintendências de Fiscalização Econômica e Financeira e de Regulação Econômica, expediu às concessionárias incluídas no PERCEE ofícios, datados de 10 de junho de 2002 (fls. 25/30), em que informava sobre a metodologia aplicada no cálculo do Fator de Perdas e, conseqüentemente, na apuração da perda de receita e avisava que deveriam ser levados em consideração o Fator de Perdas da Distribuição e o Fator de Perdas da Rede Básica, expressos pelo produto: FP = FPdist x FPtrans..
Após a expedição dos citados ofícios, a Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica - ABRADEE e diversas concessionárias distribuidoras procuraram a ANEEL para reivindicar a exclusão do Fator de Perdas da Rede Básica (FPtrans), alegando que no Acordo Geral do Setor Elétrico não constava a inclusão desse fator.
Diante das pressões, a ANEEL submeteu a questão ao Comitê de Revitalização do Setor Elétrico que orientou a agência reguladora a recuar em sua decisão e inserir nos cálculos da Receita Esperada apenas o Fator de Perdas na Distribuição (Fpdist) - (Vol. 3, fls. 42/43).
As divergências de entendimento sobre o significado do Fator Perdas e as alterações de métodos de cálculo do Fator de Redução demonstram falhas na regulação. Primeiro, a ANEEL elaborou resolução cujo texto confuso deu margem a dúvidas e a interpretações díspares, especialmente em relação ao conceito de Fator Perdas. Segundo, a decisão de apenas considerar no cálculo do Fator de Redução e, conseqüentemente, da Receita Esperada ¿ o Fator Perdas na distribuição não foi motivada. A ANEEL apenas seguiu orientação do Comitê de Revitalização sem que fosse explicitada a razão técnica para a aceitação do pleito da ABRADEE.
Variação de itens da "parcela a"
Não identificamos problemas nos cálculos das variações de valores de itens concernentes à "Parcela A".
O ponto a ser destacado não se refere a procedimentos da ANEEL, mas sim à decisão do Governo de incorporar nas tarifas variações que não têm nenhum vínculo com o programa de racionamento, inclusive para concessionárias não sujeitas ao PERCEE e, além disso, considerando um período antecedente a esse programa (janeiro a junho de 2001).
compra de energia livre no mae
A respeito do procedimento adotado para a ANEEL homologar a parcela relativa à compra de energia livre no âmbito do MAE, não houve expedição de nova resolução da ANEEL, em substituição à Resolução nº 483, de 29 de agosto de 2002, que homologou o montante de R$ 2.505.224.267,33.
Entendemos ser fundamental que a ANEEL, urgentemente, dê publicidade aos novos valores homologados, tendo em vista a diferença significativa - R$ 342.903.274,31 -, nos novos valores a serem incorporados à RTE e, conseqüentemente, à tarifa paga pelos consumidores."
O MP averiguou que foi editada a Resolução Normativa Aneel 1/2004 (DOU 16.1.2004), por meio da qual, dentre outras providências, foi retificado o montante homologado pela Resolução Aneel 483, de 29.8.2002, para R$ 2.853.557.496,62, a preços de 28.2.2002, relativo à compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, durante a vigência do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica - Percee, no período de 1º.6.2001 a 28.2.2002.
Dou prosseguimento à transcrição da instrução da Unidade Técnica.
"CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VALORES DE ITENS DA "PARCELA A" - CVA
descrição e fundamentação legal
As variações nos valores dos itens da "Parcela A" passaram a integrar permanentemente as tarifas por meio da Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 296, de 25 de outubro de 2001, substituída, pela Portaria Interministerial nº 25, de 24 de janeiro de 2002, que estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da "Parcela A"- CVA.
Conforme já mencionado anteriormente, essa conta envolve a variação, entre as datas dos reajustes tarifários, dos seguintes itens de custo da "Parcela A", constantes dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica: tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacional; quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC; tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional; tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica; compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos; encargos de serviços do sistema ¿ ESS. A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 116, de 04 de abril de 2003, incluiu entre os itens de custo da "Parcela A" a terem as variações de valores compensadas nos reajustes tarifários a quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento Energético ¿ CDE.
O saldo da CVA, nos termos da Portaria Interministerial nº 25/2002, "é definido como o somatório das diferenças, positivas ou negativas, entre o valor do item na data do reajuste tarifário da concessionária de distribuição de energia elétrica e o valor do referido item na data de pagamento, acrescida da respectiva remuneração financeira."
A remuneração financeira incidente sobre o saldo da CVA é calculada com base na taxa de juros SELIC mais 1% a.a., no período correspondente à data de ocorrência da diferença no valor de cada item da "Parcela A" até a data do reajuste tarifário contratual subseqüente (art. 2º, §2º, da Portaria Interministerial nº 25/2002).
impacto tarifário e procedimentos
O impacto da CVA nas tarifas é definido ano a ano, por ocasião dos reajustes tarifários. Para 2003, o valor total da CVA calculado pela ANEEL, a ser compensado nas tarifas nas data de reajuste, foi calculado em R$ 1.708.384.279,66.
Para cada item, a ANEEL editou uma resolução específica, indicando como seria a remuneração da conta e a compensação do saldo da CVA nos reajustes tarifários. Foram, assim, publicadas as Resoluções ANEEL nºs 491 a 495, todas de 20 de novembro de 2001 e a Resolução nº 89, de 18 de fevereiro de 2002.
O saldo da CVA deve ser compensado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica da concessionária nos 12 (doze) meses seguintes à data de reajuste tarifário anual. Eventual diferença deve ser considerada no reajuste tarifário posterior.
O saldo da CVA não compensado será remunerado com base na taxa SELIC para o período, até a data da efetiva compensação. Para fins de cálculo do índice de reajuste tarifário anual, essa remuneração será calculada para o período subseqüente de doze meses, utilizando-se para a projeção da taxa de juros a menor taxa obtida da comparação entre a taxa média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais, divulgada pelo Banco Central do Brasil, e a projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e Futuros.
Registre-se que, a despeito de o saldo da CVA estar sendo contabilizado pelas concessionárias para fins de compensação na data de reajuste tarifário, os valores homologados pela ANEEL sob essa rubrica, para os reajustes tarifários ocorridos entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril de 2004, não estão sendo repassados para as tarifas. Isso porque a Portaria Interministerial nº 116/2003, determinou o adiamento por doze meses da compensação do saldo da CVA, para os reajustes anuais que ocorrerem nesse período.
O saldo da CVA nesse período está sendo remunerado pela taxa média ajustada dos financiamentos diários de títulos públicos federais, apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia ¿ SELIC.
Devido ao adiamento do repasse da CVA para as tarifas, as concessionárias estarão, nos próximos meses, recebendo empréstimos do BNDES, da ordem de R$ 1.708.384.279,66, que é o total da conta em 2003, conforme autorizado pela Medida Provisória nº 127/2003 .
análise
Da amostra de processos de reajuste tarifário anual de 2002 de concessionárias sujeitas ao PERCEE, não identificamos problemas nos cálculos da CVA
Encargo de energia livre emergencial
descrição e fundamentação legal
Além dos encargos descritos acima, que incidem ou incidirão sobre as tarifas, os consumidores arcam com o adicional tarifário relativo à contratação de capacidade de geração ou potência, instituído pela Medida Provisória nº 14/2001, convertida na Lei nº 10.438/2002, nos seguintes termos:
"Art. 1º. Os custos, inclusive de natureza operacional, tributária e administrativa, relativas à aquisição de energia elétrica (kWh) e à contratação de capacidade de geração ou potência (kW) pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE serão rateados entre todas as classes de consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individual verificado, mediante adicional tarifário específico, segundo regulamentação a ser estabelecida pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel."
Em decorrência do apagão, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - CGE atribuiu ao Ministério de Minas e Energia - MME a adoção de medidas necessárias à viabilização do aumento da capacidade de geração e da oferta de energia elétrica de qualquer fonte em curto prazo, visando à superação da crise e ao reequilíbrio do balanço energético.
A CBEE, empresa pública vinculada ao MME, com criação autorizada pela Medida Provisória nº 2.209, de 29 de agosto de 2001, e constituída pelo Decreto nº 3.900, de 29 de agosto de 2001, tem como objetivo a aquisição, arrendamento e alienação de bens e direitos, a celebração de contratos e a prática de atos destinados a viabilizar o aumento da capacidade de geração e da oferta de energia elétrica.
Para assegurar o caráter transitório dessa empresa, a CBEE possui, em seu estatuto, uma data específica para sua liquidação: 30 de junho de 2006. Os contratos de energia da empresa com os produtores independentes durarão somente até 31 de dezembro de 2005. Para a consecução do objetivo social da CBEE, houve aporte do Tesouro Nacional, da ordem de R$ 800 milhões. A Medida Provisória nº 14, convertida na Lei nº 10.438, de 26 abril de 2002, instituiu o Encargo de Capacidade Emergencial - ECE e o Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial, a serem pagos pelos consumidores de energia elétrica. O primeiro encargo destina-se a cobrir os custos de contratação de capacidade (MW) e combustível para realização de testes das usinas contratadas pela CBEE. O segundo encargo destina-se a cobrir os custos de aquisição de energia elétrica e combustível, em caso de necessidade de operação das usinas contratadas pela CBEE. Foram contratados 26 Produtores Independentes de Energia Elétrica - PIE para o suprimento de energia elétrica às regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste, por meio de 54 usinas termelétricas de potências e características variadas, instaladas em terra ou embarcadas, utilizando óleo diesel ou óleo combustível. Esses contratos prevêem a disponibilização pelos PIE"s de potência e energia.
Até junho de 2003, 30 das 54 usinas estavam prontas para gerar energia. Porém, as usinas somente serão "despachadas" caso haja novamente períodos de hidrologia crítica. Entretanto, as previsões são de que dificilmente isso ocorrerá, pois, após o apagão, houve uma retração do consumo de energia elétrica. Aliado a esse fator, houve a recuperação do nível dos reservatórios, o que perfaz um excesso de 7,5 mil megawatts (MW) médios no sistema elétrico brasileiro.
Atualmente, a CBEE limita-se a acompanhar a implantação das usinas e a administração dos contratos com os PIE´s. Após expirado o contrato, os produtores poderão desativar seus equipamentos, mesmo sem utilizá-los. Embora a probabilidade maior seja de que as usinas não entrarão em operação, não se cogita de rescindir os contratos firmados, tendo em vista que tais contratos possuem cláusulas indenizatórias, caso haja rescisão, estando previsto o pagamento de multas sobre o saldo devido. Assim, dispensar as térmicas sairia mais caro do que mantê-las inoperantes.
Convém destacar que essas usinas são alugadas, portanto, não estarão disponíveis definitivamente nem incorporadas ao patrimônio do setor elétrico nacional.
Com a mesma fundamentação legal que respalda a cobrança do encargo de capacidade emergencial, foi instituído o "encargo de aquisição de energia elétrica emergencial". Esse encargo, no entanto, só deverá ser cobrado do consumidor no caso de os Produtores Independentes de Energia - PIE, que firmaram contrato com a CBEE, necessitarem de colocar em operação as usinas termelétricas instaladas.
Ressaltamos que a Lei nº 10.438/2002 excluiu do rateio dos custos de contratação e de aquisição de energia emergencial os consumidores integrantes da subclasse residencial baixa renda e os consumidores cujo consumo mensal seja menor que 350 kWh integrantes da classe residencial e menor que 700 kWh integrantes da classe rural.
procedimentos
A ANEEL editou a Resolução nº 249, de 06 de maio de 2002, com o intuito de dar cumprimento ao art. 1º da Lei nº 10.438/2002, tendo denominado o adicional tarifário relativo à contratação de capacidade de geração ou potência de "encargo de capacidade emergencial", popularmente conhecido como "seguro-apagão". Tal encargo é individualizado e identificado na fatura de energia elétrica do consumidor, devendo vigorar até 30 de junho de 2006.
O encargo de capacidade emergencial é estabelecido pela ANEEL, em R$/kWh, com base no custo referente à contratação de capacidade de geração ou potência previsto pela CBEE e consumo realizado de energia elétrica, no ano anterior, pelo consumidor final atendido pelo Sistema Elétrico Interligado Nacional.
Em 07/02/2002, a ANEEL, por meio da Resolução nº 71, estabeleceu critérios e procedimentos para a definição de encargos tarifários relativos à aquisição de energia elétrica e à contratação de capacidade de geração ou potência pela CBEE, e fixou o valor de R$ 0,0049/kWh o Encargo de Capacidade Emergencial. Esse valor foi reajustado em julho de 2002 para R$ 0,0057/kWh e, embora a norma tenha estabelecido que o reajuste seria trimestral, somente em julho de 2003 sofreu novo reajuste de 15,78%, passando para R$ 0,0066/kWh. O peso desse valor sobre a tarifa é da ordem de 2%.
Os contratos firmados pela CBEE com os PIE"s prevêem reajustamento do preço da Potência Contratada, utilizando-se fórmula específica, por meio dos coeficientes denominados K1 e K2. O K1 expressa a participação dos custos incorridos em moeda nacional em relação aos custos totais e o coeficiente K2 expressa a participação dos custos incorridos em dólar também em relação aos custos totais.
A parcela do preço referente ao K1 é reajustada anualmente pelo IGP-M, enquanto que a parcela relativa ao K2 é reajustada mensalmente, com base na cotação média do dólar no mês anterior ao mês do reajuste em processamento.
impacto tarifário
Os contratos de aluguel de usinas termelétricas firmados entre a CBEE e os PIE"s expirarão em 2005. Até lá, mantidas as previsões atuais, terão sido pagos, cobertos pelo Encargo de Capacidade Emergencial recolhido mensalmente dos consumidores, desde março de 2002. Se as térmicas necessitarem entrar em operação, será cobrado o Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial. Nesse caso, considerando a operação conjunta de todas as térmicas, durante o prazo contratual, o valor despendido pode atingir o limite de 13.905.954.937,21 (1.851,28 MW), a preços de março de 2002 (portanto, sem considerar os reajustes).
A Lei nº 10.438/2002 autorizou a União a emitir títulos da Dívida Pública Federal diretamente à CBEE no valor de R$ 11 bilhões, os quais serão mantidos como garantia das operações que venham a ser contratadas por aquela Empresa, tendo a Caixa Econômica Federal - CAIXA como agente financeiro da operação.
O Encargo de Capacidade Emergencial teve o seu primeiro faturamento no mês de março de 2002, com o início da arrecadação no mês seguinte. Em 31 de maio de 2003, o valor arrecadado com o ECE foi da ordem de R$ 1.437.531.846,47. Até essa mesma data, foram pagos R$ 1.397.031.252,00 aos PIE´s. Somente no período de junho/2003 e maio/2004 serão pagos aos PIE"s R$ 60.836.500,00 por conta de reajuste do K2.
análise
Não identificamos impropriedades nos cálculos realizados.
O ponto a ser ressaltado aqui envolve questão de política e escolha pública. Para dimensionarmos quanto representa o montante previsto de arrecadação (R$ 6,747bilhões) com o Encargo de Capacidade Emergencial, registramos que, para promover a universalização do acesso à energia elétrica para 11 milhões de brasileiros, faz-se necessário R$ 7,3 bilhões, sendo R$ 500 milhões para atender aos excluídos elétricos residentes em áreas urbanas e R$ 6,8 bilhões em área rural.
impacto do apagão para consumidores/contribuintes
Os valores expostos no Quadro IX serão incorporados às tarifas ao longo dos próximos 72 meses (6 anos). Esse período representa o tempo médio para a absorção final dos valores na tarifa. Para cada empresa, porém, foi calculado o período de incidência da RTE nas tarifas. O maior período é da CERJ cujo prazo máximo para implementação da RTE é de 9,5 anos, ao passo que a SULGIPE esse prazo é de apenas 1 ano.
Nos Quadros IX e X, abaixo, estão os valores relativos aos custos do apagãoNota-se-se que o valor final é R$ 32.215.550.898, entretanto, dividiu-se em dois quadros para que se diferenciasse o valor que o consumidor está arcando diretamente. No primeiro, que totaliza R$ 19,6 bilhões, os valores estão sendo incorporados diretamente nas tarifas pagas pelos usuários. No segundo, que totaliza R$ 12 bilhões, estão sendo pagos pelos contribuintes brasileiros.
Quanto ao Quadro IX, cabem dois comentários: (1) esses valores são nominais, estão sendo corrigidos pela SELIC mais 1% a.a. Parte desses valores, R$ 7,3 bi, já foram repassados para as empresas integrantes do PERCEE via BNDES; (2) o valor relativo à CBEE (6,7 bilhões) refere-se apenas à contratação da capacidade, ou seja: instalação das térmicas. Até maio de 2003, foram pagos R$ 1.397.031.252,00 aos PIE´s, entretanto, caso as térmicas precisem ser acionadas, será cobrado outro encargo, o Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial:
Quadro IX - Custos do Apagão rateados entre os usuários
Conta Especial ¿ despesas declaradas a maior face ao apagão 221.648.321,97
Multa cobrada dos consumidores durante o apagão por descumprimento de meta de consumo 443.430.568,00
Recomposição de Receita do período de junho/dezembro de 2001 5.054.694.031,88
Recomposição de Receita do período dos meses de janeiro e fevereiro de 2002 1.265.736.264,10
Variações de itens da Parcela de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001 1.392.807.117,91
Compra de Energia no âmbito do MAE no período de 1º de jun/2001 a 28 de fev/2002 2.848.127.541,02
CVA a partir de 26 de outubro de 2001 1.708.384.279,66
Térmicas Emergenciais ¿ CBEE contratação da capacidade 6.747.000000
TOTAL 19.681.828.124,57
Quanto aos valores do Quadro X, destaca-se que os R$ 11 bilhões estão mantidos como garantia das operações contratadas pela CBEE, tendo a Caixa Econômica Federal como agente financeiro da operação. Já o valor de R$ 800 milhões foi de aporte do orçamento público para integralização do capital da CBEE. No que se refere ao desembolso de R$ 733 milhões do Tesouro Nacional, trata-se da diferença entre: a multa cobrada dos usuários durante o apagão por descumprimento da meta estipulada e o bônus pago aos usuários que consumiram menos que o permitido. Esse valor foi repassado diretamente às concessionárias.
Quadro X -Custos do Apagão rateados entre os contribuintes brasileiros
Desembolso do Tesouro Nacional (multa - bônus durante o apagão) 733.722.773,69
Título da Dívida Pública Federal emitidos União para CBEE, Lei nº 10.438/2002 11.000.000.000,00
Aporte do Tesouro Nacional para a CBEE 800.000.000,00
TOTAL 12.533.722.773,69
Para dimensionarmos quanto representam os valores acima, basta registrarmos que, para promover a universalização do acesso físico à energia elétrica para 11 milhões de brasileiros que se encontram na categoria de excluídos elétricos, de acordo com o Censo do IBGE 2000, faz-se necessário R$ 7,3 bilhões, sendo R$ 500 milhões para atender aos excluídos elétricos residentes em áreas urbanas e R$ 6,8 bilhões em área rural, conforme Nota Técnica nº 008/2001-SRC/ANEEL (Vol. 6 , fls. 34/35).
Outro parâmetro bastante representativo da magnitude desses R$ 32 bilhões, é a Receita Operacional Bruta do exercício de 2000 das 43 concessionárias, que totalizou R$ 40.313.158.000,00. Ou seja, o total dos custos com o racionamento correspondeu a 80% da Receita Operacional Bruta das concessionárias em 2000.
Conclusão
Em cumprimento ao item 8.1.2 da Decisão nº 1462/2002 ¿ TCU-Plenário, prolatada nos autos do TC ¿ 014.001/2001-8, que determinou a realização de exame para verificação dos "impactos das ações implementadas para a superação da crise de energia elétrica sobre o valor das tarifas cobradas pelas concessionárias, decorrentes de rateios que ensejem a criação de encargos tarifários e da própria recomposição tarifária especial, prevista para promover o reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos (...)",
apresenta-se a conclusão da auditoria realizada na ANEEL para tal fim:
1) Quanto ao Custo do Apagão
Os encargos tarifários impostos aos consumidores por conta do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica tiveram origem no Acordo Geral do Setor Elétrico, que fundamentou a edição de legislação voltada para a concessão de direito às 43 concessionárias localizadas em áreas atingidas pela crise a serem ressarcidas dos seguintes elementos:
( Conta Especial- ressarcimento das despesas administrativas incorridas em decorrência do apagão;
( Perda de Receita -ressarcimento da diferença entre a Receita Esperada (sem o apagão) e a Receita Verificada (com o apagão);
( Itens da Parcela "A" - ressarcimento, retroativo a janeiro de 2001, dos custos não gerenciáveis, como por exemplo a energia de Itaipu, bastante sensível à oscilação do dólar;
Energia Livre -ressarcimento da diferença entre o preço do MAE e o valor de R$ 49,26/MW (durante a crise o preço do MAE chegou a R$ 684,00/MW);
Encargo de Capacidade Emergencial - rateio entre os consumidores dos 26 contratos firmados pela CBEE para o aluguel, até 2005, de 54 usinas térmicas.
O consumidor, atualmente, assume efetivamente os encargos tarifários relativos à conta especial e à recomposição tarifária extraordinária - RTE, que, por sua vez, é composta dos encargos atinentes às perdas de receita das concessionárias no período de junho de 2001 a fevereiro de 2002, à variação de valores de itens da "Parcela A" no período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001 e à compra de energia no âmbito do MAE. Adicionalmente, o consumidor arca também com os gastos relativos ao Encargo de Capacidade Emergencial, que aparecem na fatura de energia elétrica de forma destacada e individualizada.
O encargo concernente ao saldo da Conta de Compensação de Valores de Itens da "A" - CVA será compensado nos reajustes tarifários entre 2004 e 2005, por conta do adiamento, por doze meses, determinado pelo Governo Federal (Portaria Interministerial nº 116/2003), em troca de concessão de empréstimos pelo BNDES às concessionárias que tiverem seus contratos reajustados nesse período.
O custo total do PERCEE está estimado em R$ 32.215.550.898,00. Desse montante, R$ 19,6 bilhões estão sendo incorporados às tarifas por ocasião dos reajustes/revisões tarifárias das concessionárias, em um prazo médio de 72 meses. Para o imediato custeio do programa de racionamento, contudo, o BNDES concedeu empréstimo de R$ 7,3 bilhões. Os demais R$ 12,5 bilhões foram aportados diretamente pelo Tesouro Nacional, conforme abaixo detalhado:
Quadro I - Custos do Apagão rateados entre os usuários
Conta Especial - despesas declaradas a maior face ao apagão 221.648.322,00
Sobretarifa cobrada dos consumidores durante o apagão por descumprimento de meta 443.430.568,00
Recomposição de Receita do período de junho/dezembro de 2001 5.054.694.031,88
Recomposição de Receita do período dos meses de janeiro e fevereiro de 2002 1.265.736.264,10
Variações de itens da "Parcela A" de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001 1.392.807.117,91
Compra de Energia no âmbito do MAE no período de 1º de jun/2001 a 28 de fev/2002 2.848.127.541,02
CVA a partir de 26 de outubro de 2001 1.708.384.279,66
Térmicas Emergenciais ¿ CBEE ¿ contratação da capacidade 6.747.000.000,00
TOTAL 19.681.828.124,57
Quadro II Custos do Apagão rateados entre os contribuintes brasileiros
Desembolso do Tesouro Nacional p/concessionárias (sobretarifa ¿ bônus durante o apagão) 733.722.773,69
Título da Dívida Pública Federal emitidos União para CBEE, Lei nº 10.438/2002 11.000.000.000,00
Aporte do Tesouro Nacional para a CBEE 800.000.000,00
TOTAL 12.533.722.773,69
2) Quanto aos Procedimentos da ANEEL
As ações desenvolvidas pela ANEEL para a homologação dos valores a serem reembolsados às concessionárias em decorrência do PERCEE caracterizam-se pela falta de transparência e de objetividade de procedimentos, especialmente no que tange aos processos de homologação da conta especial e da perda de receitas que compõe a RTE, o que prejudicou a presente auditoria de conformidade, uma vez que os técnicos da ANEEL não tinham conhecimento detalhado dos métodos de cálculo, tendo basicamente validado o que foi feito pelos consultores contratados (consultores: KPMG, PSR, ARC, Boucinhas, Ernst&Young, Trevisan).
Quanto à Conta Especial, a ANEEL foi incumbida de emitir normas disciplinadoras da metodologia utilizada para o ressarcimento das despesas incorridas em decorrência do racionamento. A ANEEL não fixou limites ou critérios para tal ressarcimento, simplesmente enumerou os itens de despesa a que as concessionárias poderiam pleitear reembolso, sem que tenha se utilizado de critérios para delimitar os gastos extraordinários das concessionárias. Ademais, coube às consultoras contratadas avaliar, com base em dados fornecidos pela ANEEL ou colhidos nas concessionárias, se os gastos deveriam ser ou não validados para fins de reembolso, de modo que os técnicos da ANEEL não conseguem explicar com segurança a aplicação da metodologia usada para homologação dos pleitos das concessionárias.
Os relatórios de fiscalização constantes dos processos de homologação das despesas são extremamente sintéticos e pouco transparentes, impossibilitando o acompanhamento dos cálculos efetuados para certificação dos valores pleiteados, além de não conterem explicitação objetiva dos critérios utilizados para efetuação das glosas ou aceitação das despesas pleiteadas. Os papéis de trabalho também não contêm fundamentação que permita o entendimento das conclusões constantes dos relatórios de fiscalização.
Verificamos que, dos R$ 221,6 milhões homologados para as 43 concessionárias, 28,9% referem-se à rubrica pessoal, embora as empresas tenham registrado redução dessa rubrica em 2001, a exemplo da Bandeirantes e Eletropaulo que reduziram seus quadros em 46,8% e 31,9%. Além disso, a ANEEL validou despesas de pessoal sem comprovação pelas concessionárias de que estavam diretamente vinculadas ao programa de racionamento, como nos processos da Light e Eletropaulo.
Cumpre-nos destacar que, embora o art. 6º da Resolução ANEEL nº 31/2002 previsse que eventuais diminuições de custos decorrentes da queda de consumo durante o período do PERCEE, que não se referissem a ganhos de produtividade ou a eventuais postergações de custos em função de restrições financeiras advindas da redução de receita, seriam consideradas pela ANEEL para a redução da RTE, não há qualquer evidência de tentativa de apurar tal redução. Pelo contrário, todas as manifestações são de aumento de despesa e conseqüente repasse ao consumidor.
Relativamente à perda de receitas, identificamos os seguintes problemas:
dedução dos acréscimos de receita decorrentes da reclassificação dos consumidores baixa renda, nos processos de CEMIG e ELETROPAULO, o que acarretou aumento de perda de receita da ordem de R$ 120 milhões. Tal fato, ao não contribuir para a modicidade tarifária, carece de sustentabilidade técnica.
inconsistência nas fiscalizações, tendo sido dado como exemplo o processo da CEMIG, em que a concessionária obteve direito a um ressarcimento superior ao pleiteado (diferença de R$ 31 milhões), sem que possível acompanhar no processo a razão para isso, em vista das informações contraditórias e dos cálculos pouco transparentes constantes do referido processo de homologação de perdas de receita;
falta de definição clara pela ANEEL do significado do Fator Perda na comercialização importante elemento de cálculo da Receita Esperada (sem racionamento), o que levou a divergências de entendimentos e a alterações na forma de cálculo daquela receita, durante o processo de homologação de perdas de receitas das concessionárias, sem que houvesse motivação adequada tanto por parte da ANEEL quanto do Comitê de Revitalização para as alterações efetuadas.
Ainda em relação à RTE, especialmente à aquisição de energia no âmbito do MAE, temos a ressaltar que, a despeito de os trabalhos de auditoria realizados pela ANEEL indicarem a necessidade de correção dos valores anteriormente homologados, passando de cerca de R$ 2,5 bilhões para R$ 2,8 bilhões, a ANEEL até o momento não tornou pública tal alteração.
Em relação à CVA, não identificamos problemas na validação dos cálculos pela ANEEL.
O ponto que merece ser discutido é o ressarcimento às distribuidoras e a conseqüente imposição de ônus aos consumidores, por um fato externo e anterior e ao racionamento, qual seja, a variação de itens componentes da "Parcela A" (custos não-gerenciáveis), a partir de janeiro de 2001, envolvendo todas as concessionárias distribuidoras e não apenas as 43 sujeitas ao racionamento.
Tal observação, no entanto, não diz respeito à atuação da ANEEL, pois se trata de decisão de cunho político, que foge da competência da agência reguladora.
Também em relação ao encargo de capacidade emergencial (seguro-apagão), a observação que temos a fazer envolve aspecto de política governamental. Verificamos que os consumidores estão assumindo um encargo relativo a uma energia que não está sendo produzida, talvez nunca venha a ser utilizada, mas, se for, implicará mais encargos. Além disso, mantidas as previsões atuais de pagamento aos PIE"s ¿ R$ 6,7 bilhões ¿ temos que tal valor representa quase que o montante necessário ¿ R$ 7,3 bilhões ¿ para promover a universalização do acesso à energia elétrica para 11 milhões de brasileiros.
Por fim, releva destacar que se compararmos o impacto total dos apagão sobre consumidores finais de energia elétrica e contribuintes em geral, verificamos que os R$ 32 bilhões correspondentes ao custo do PERCEE para a sociedade correspondem a 80% da Receita Operacional Bruta de 2000 ¿ R$ 40.313.158.000,00 ¿ das 43 concessionárias sujeitas ao racionamento.
propostas de encaminhamento
Diante do exposto, submetemos o presente relatório à consideração superior, juntamente com as seguintes propostas de encaminhamento ao Plenário desta Casa:
I - Determinar à ANEEL:
em relação à Conta Especial:
a.1) comprovar a exatidão do valor homologado para CEMIG ou, caso necessário, adotar medidas para recalcular esse valor, considerando que a agência reguladora homologou um valor superior ao pleiteado pela concessionária, em R$ 5,4 milhões, sem que seja possível aferir dos dados e informações constantes do processo de homologação das despesas incorridas com o racionamento, quais os critérios e parâmetros utilizados pela ANEEL para concluir que o pleito da concessionária estava incorreto
a.2) comprovar a exatidão do valor homologado para a ELETROPAULO, especialmente da despesa de R$ 4,857 milhões relativa à rubrica pessoal, tendo em vista constar no primeiro relatório de fiscalização, de junho/2002, não ser possível comprovar que tal despesa era decorrente do racionamento e, posteriormente, no relatório de dezembro/2002, haver concordância com o valor declarado pela concessionária, por se considerado imaterial;
a.3) comprovar a exatidão do valor homologado para a LIGHT, especialmente da despesa de pessoal no total de R$ 562.391,08, aceito pela ANEEL apenas em decorrência da irrelevância desse valor;
em relação à RTE:
b.1) comprovar a correção dos cálculos da perda de receita da CEMIG ou adotar as medidas necessárias para o refazimento desses cálculos, no período de junho a dezembro de 2001, tendo em vista: i) constar do processo de homologação declaração da concessionária de a Perda de Receita ter sido correspondente a R$ 692.794.803,00; enquanto a ANEEL homologou um valor superior em 4,5%, ou seja: R$ 724.097.776,00, perfazendo uma diferença a maior em favor da concessionária de R$ 31.302.297,00; ii) haver inconsistência nos procedimentos da ANEEL, pois a Nota Técnica nº 302/2002-SFF-ANEEL utiliza como um dos fundamentos para a homologação de uma perda de receita maior que a pleiteada pela CEMIG desvios verificados durante fiscalização na concessionária, apesar de ter sido firmado no Anexo ao Memorando nº 135/2003-SFF/ANEEL, de 02/7/2003, que tais desvios não existiram;
em relação aos procedimentos adotados para a homologação de encargos e alterações tarifárias em geral:
c.1) cumprir de forma rigorosa os princípios da motivação, da publicidade e da transparência dos processos, de modo a possibilitar o acompanhamento e o controle dos procedimentos adotados bem como dos cálculos efetuados;
c.2) estabelecer critérios e parâmetros objetivos de homologação de encargos e alterações de tarifas;
c.3) envolver diretamente os técnicos da ANEEL nos processos relativos à alteração de tarifas, de modo que detenham conhecimento detalhado de cálculos e procedimentos, utilizando-se apenas de modo auxiliar de trabalhos de consultoria externa contratada;
editar resolução substitutiva da Resolução ANEEL nº 483, de 29/8/2002, de forma a dar publicidade à alteração no valor homologado da parcela da RTE relativa à aquisição de energia livre no âmbito do MAE, que passou de cerca R$ 2.505.224.267,33 para R$ 2.848.127.541,02;
e) encaminhar, no prazo máximo de 90 (noventa) dias, a partir da ciência da Decisão Plenária a ser prolatada nos autos do presente processo, o cumprimento das determinações constantes dos itens "a" a "d", supra;
II - determinar à Câmara de Gestão do Setor Elétrico ¿ na qualidade de gerenciadora da Programa Estratégico Emergencial de Energia Elétrica, nos termos do art. 2º-A, IV, do Decreto nº 3.520, de 21/6/2000, com redação alterada pelo Decreto nº 4.261, de 06/6/2002 ¿ examinar os processos de homologação de perda de receita ¿ períodos de junho a dezembro de 2001 e janeiro e fevereiro de 2002 ¿ das concessionárias CEMIG e ELETROPAULO, com o objetivo de avaliar a legitimidade de se deduzir da Receita Verificada "os acréscimos de receita decorrentes da mudança de critério de classificação de consumidores na subclasse residencial baixa renda" (Resolução ¿ GCE nº 91, de 21/12/2001, art.2º, § 3º), tendo em vista que, ao contrário do que ocorreu, tal acréscimo, por significar ganho permanente para as concessionárias, deveria ter contribuído para a modicidade das tarifas;
III - dar conhecimento da Decisão que vier a ser prolatada nos autos do presente processo, juntamente com o Relatório e Voto que a fundamentarem, aos seguintes órgãos/entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica- ANEEL, Câmara de Gestão do Setor Elétrico- CGSE, Comissão de Fiscalização e Controle da Câmara dos Deputados; Comissão de Serviços de Infra-Estrutura e Comissão de Fiscalização e Controle do Senado Federal;
IV - arquivar os presentes autos."
É o relatório.
Voto do Ministro Relator
A presente auditoria levantou o custo direto, incorrido por todos os brasileiros, em razão do apagão elétrico, ocorrido nos anos de 2001 e 2002. Os valores apurados superaram os 32, 2 bilhões de reais, em valores de outubro de 2003, que, trazidos a valores de hoje, com base no IGP-M, alcança a quantia de 45,2 bilhões de reais.
Esse foi o valor repassado às distribuidoras de energia elétrica, sendo que 60% foi pago pelos usuários, por meio de repasse tarifário, e o restante, pelo Tesouro Nacional, onerando os contribuintes.
O quadro abaixo detalha esses custos:
Quadro I¿ Custos do Apagão rateados entre os usuários
Conta Especial ¿ despesas declaradas a maior face ao apagão 221.648.322,00
Sobretarifa cobrada dos consumidores durante o apagão por descumprimento de meta 443.430.568,00
Recomposição de Receita do período de junho/dezembro de 2001 5.054.694.031,88
Recomposição de Receita do período dos meses de janeiro e fevereiro de 2002 1.265.736.264,10
Variações de itens da "Parcela A" de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001 1.392.807.117,91
Compra de Energia no âmbito do MAE no período de 1º de jun/2001 a 28 de fev/2002 2.848.127.541,02
CVA a partir de 26 de outubro de 2001 1.708.384.279,66
Térmicas Emergenciais ¿ CBEE ¿ contratação da capacidade 6.747.000.000,00
TOTAL 19.681.828.124,54
Valores de outubro de 2003
Quadro II¿ Custos do Apagão rateados entre os contribuintes brasileiros
Desembolso do Tesouro Nacional p/concessionárias (sobretarifa ¿ bônus durante o apagão) 733.722.773,69
Título da Dívida Pública Federal emitidos União para CBEE, Lei nº 10.438/2002 11.000.000.000,00
Aporte do Tesouro Nacional para a CBEE 800.000.000,00
TOTAL 12.533.722.773,69
Valores de outubro de 2003
O custo direto do apagão elétrico é, portanto, estimado em 45,2 bilhões de reais.
Se considerarmos os custos indiretos, incorridos em sua conseqüência, como redução de atividade econômica, registrada pela diminuição do PIB, aumento do desemprego, perda de competitividade em razão do aumento de custo da energia elétrica, diminuição do ritmo de arrecadação de tributos, desestímulo ao investimento, imagem do Brasil no exterior, entre outras conseqüências negativas, chega-se a prejuízo superior aos 45,2 bilhões de reais registrados.
Coube a ANEEL fiscalizar, calcular e homologar esse custo direto e utilizá-lo para alterações na tarifa de energia elétrica, quando fosse o caso, para as 44 concessionárias existentes.
Com relação às agências reguladoras, o modelo de agências foi instituído no Brasil com o objetivo de dar prioridade a aspectos técnicos, para a regulação de mercados importantes, cabendo a elas implementar políticas públicas, garantir a qualidade, modicidade e universalidade dos serviços públicos, bem como induzir o aumento de eficiência dos concessionários e assegurar condições adequadas de remuneração, criando ambiente favorável ao ingresso de novos investimentos privados.
A atividade regulatória exercida pelas agências impacta na distribuição da riqueza entre grupos de interesses distintos associados ao setor regulado. Os grupos de interesses podem ser divididos em 3 pólos: governo, usuário e concessionário. Muitas vezes esses grupos têm pretensões antagônicas entre si e tentam influenciar as decisões das agências de diversas formas, legitimamente ou não. As decisões regulatórias repercutem diretamente na lucratividade dos concessionários, no custo da tarifa, na competição do setor, na qualidade da prestação do serviço, na universalização e na eficiência dos mercados. Cada grupo de interesses procura influenciar a agência a tomar decisões que lhe favoreçam.
Por essa razão, somente a agência reguladora independente, com corpo técnico especializado e com informações adequadas, pode tomar decisões de forma imparcial e equilibrada, para atender aos interesses da nação. Dificuldades, no entanto, se colocam contra a satisfação dessas condições, levando a riscos no cumprimento de suas finalidades e justificando a existência de controles.
Um dos mais graves riscos é a agência ter seus cargos preenchidos por pessoas intimamente vinculadas ao setor que deveria supostamente regular. A captura das agências, mediante o preenchimento político dos cargos principais, com direta influição dos entes jurisdicionados a elas, é um dos perigos que incumbe ao governo evitar.
Os controles existentes, entre os quais o TCU, devem fiscalizar, evidenciar e corrigir eventuais desvios, bem como alertar a sociedade a respeito da existência de riscos, para que sejam mitigados.
Em 2002 e nos anos subsequentes, a ANEEL passava por dificuldades. O Relatório de Contas de Governo 2004, elaborado por este Tribunal, ressaltou o fato de a agência ter seu orçamento substancialmente contingenciado, sendo obrigada a cortar certas atividades próprias de sua função. Além disso, a agência executava a maior parte de suas atividades por meio de funcionários terceirizados ou cedidos por outros órgãos da administração pública, pois ainda não havia ocorrido concurso público para a carreira. Essa deficiência de pessoal e de recursos financeiros aumenta, de forma geral, a possibilidade da ocorrência dos riscos inerentes ao modelo e de erros por parte da agência nas decisões regulatórias.
Em meio a essas dificuldades, ocorreu a crise elétrica. Esta crise aconteceu em 2001 e, para sua solução, foi criada a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica ¿ GCE (Medida Provisória nº 2.147/2001), responsável por "propor e implementar medidas de natureza emergencial decorrentes da atual [da época] situação hidrológica crítica para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica".
A CGE, durante o período em que teve vigência, promoveu a regulamentação e o gerenciamento do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica ¿ PERCEE (Medida Provisória 2.198-5/2001). Coube à CGE, entre outras, a fixação de regimes especiais de tarifação ao consumidor de acordo com os níveis e limites de consumo, assim como permitir a concessão de bônus por consumo reduzido de energia elétrica.
A conseqüência financeira da implantação do PERCEE foi onerar o consumidor pelos encargos tarifários relativos à conta especial e à recomposição tarifária extraordinária ¿ RTE, que é composta pelos encargos atinentes às perdas de receita das concessionárias no período de junho de 2001 a fevereiro de 2002, à variação de valores de itens da "Parcela A" no período de 1/1 à 25/10/2001 e à compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia ¿ MAE, além dos gastos relativos ao Encargo de Capacidade Emergencial e da Conta de Compensação de Valores de Itens da Parcela A - CVA.
Em razão de todo esse contexto, a auditoria visou, também, auditar os procedimentos adotados pela ANEEL, em decorrência da crise energética.
Após essas considerações iniciais, passo a analisar as questões suscitadas pela equipe de auditoria neste processo.
A Conta Especial foi criada para a contabilização de débitos e créditos das concessionárias relativas à sobretarifa, à provisão e aos bônus, bem como aos custos decorrentes da aplicação de medidas instituídas pela Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE. Os saldos dessas contas foram compensados nas tarifas, de acordo com o modelo estabelecido pela ANEEL. Segundo a agência, o custo da Conta Especial totalizou 204 milhões de reais.
Registro que o artigo 20, parágrafo 1º, da MP nº 2.198/2001 determinou que as concessionárias contabilizassem em conta especial os custos decorrentes da aplicação das medidas definidas pela CGE, na forma definida pela ANEEL.
A agência regulamentou, mediante a Resolução 281/2002, os procedimentos para que as concessionárias contabilizassem os débitos e créditos dos custos decorrentes do apagão, na Conta Especial. Essa resolução é bastante simples e informa os documentos que devem subsidiar a solicitação de crédito para a fiscalização da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF) da ANEEL.
A sistemática de funcionamento desse processo começava com a declaração mensal da concessionária sobre os valores relativos ao PERCEE. Para a etapa seguinte, a Agência contratou auditoria externa que avaliava a coerência dos valores enviados, que, então, eram revistos e glosados ou homologados pela SFF.
A equipe de auditoria registrou três achados em relação à Conta Especial, referentes à CEMIG, Eletropaulo e Light. Esses achados dizem respeito a não comprovação de aumento de gastos de pessoal decorrentes do PERCEE.
Sobre gastos de pessoal, a Resolução 281/2002 estabeleceu somente que:
"Para fazer jus ao referido pleito, a concessionária deverá disponibilizar toda documentação original para a fiscalização a ser realizada pela Superintendência de Fiscalização Econômica Financeira da ANEEL, tais como:
Controle de horas de todo pessoal envolvido com o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, bem como memória de cálculo do rateio dessas horas;"
Concordo com a unidade técnica, em relação à falha da agência em não estabelecer restrições para as despesas, nem critérios para delimitar os gastos extraordinários. Acrescento, ainda, o problema de não ter sido estabelecido, de forma explícita, quais documentos comprobatórios de gastos com pessoal deveriam ser apresentados pelas concessionárias.
A conseqüência dessas falhas foi a discrepância dos valores homologados pela agência, a título de despesas com pessoal, entre as diversas concessionárias. Noto, por exemplo, que embora a CELP tivesse, em 2001, despesa com pessoal da ordem de 19 milhões de reais, teve o valor homologado de sete milhões de reais, enquanto a Light, que tinha despesa com pessoal de 254 milhões de reais, teve homologado apenas 562 mil reais.
Além disso, a ausência de normatização adequada permitiu a adoção de critérios diversos para a homologação de valores, fato que dificultou tanto o pleito das concessionárias para a solicitação de reembolsos, como a própria fiscalização da ANEEL para a homologação dos valores.
Considero, entretanto, que a ANEEL, tendo em vista as dificuldades de pessoal e orçamento, a necessidade de rapidamente reagir em razão das demandas legislativas e judiciais, a situação de emergência que se instalou em razão de pane do sistema elétrico nacional, bem como as inúmeras atribuições e obrigações que possuía, não detinha condições de fazer algo muito melhor do que fez.
No caso da CEMIG, a ANEEL homologou um valor superior ao pleiteado pela concessionária, em 5,4 milhões de reais. A agência entendeu que o aumento de gastos de pessoal da CEMIG em razão do Programa Emergencial de Redução de Energia Elérica - PERCEE foi superior ao valor que a própria CEMIG inicialmente declarou. A CEMIG, posteriormente, se pronunciou no presente processo e afirmou que teria cometido equívoco, ao não ter reportado parte dos custos incorridos, em seu pleito inicial.
Essa homologação a maior ocorreu em razão de a auditoria externa, contratada pela Agência, na fiscalização dos valores pleiteados pela CEMIG, não ter conseguido verificar a coerência das apropriações dos custos efetuados, porque os apontamentos das horas alocadas nos trabalhos executados foram inseridos diretamente no sistema SAP-R/3 módulo RH. Por isso, a auditoria externa utilizou método alternativo, obtendo dos superintendentes todos os memorandos nos quais constam as quantidades de funcionários de cada superintendência e a média dos funcionários alocados aos trabalhos. A utilização dessa metodologia propiciou a diferença obtida entre a proposta inicialmente pleiteada pela CEMIG, 10,6 milhões de reais, e o valor homologado pela ANEEL, 16,1 milhões de reais.
Sobre esse ponto, discordo da análise da Unidade Técnica e do Ministério Público que propuseram manter o valor inicialmente pleiteado pela CEMIG, revertendo a diferença em benefício do usuário, na próxima revisão tarifária. Entendo que o valor inicialmente proposto pela CEMIG não foi devidamente fundamentado e comprovado. Desta forma, ou se aceita a metodologia aprovada pela agência e, por conseqüência, o valor encontrado por meio dela, ou se glosa todo o valor por falta de comprovação.
A ANEEL realizou nova auditoria em 2006, para verificar a consistência dos valores questionados pela Unidade Técnica do TCU. Nessa auditoria discriminou as atividades desempenhadas pela concessionária com mão de obra própria, em razão do PERCEE, e o custo incorrido. O valor encontrado foi de 18,6 milhões de reais, 2,5 milhões de reais superiores ao valor homologado e encontra-se detalhado na Nota Técnica 020/2007-SFF/ANEEL e no Relatório de Fiscalização da CEMIG (fls 179/224).
Após verificação do conteúdo da referida Nota Técnica e Relatório de Fiscalização da CEMIG reputo estar devidamente fundamentado o valor homologado pela agência, tendo em vista haver nos referidos documentos a discriminação dos trabalhos realizados pela concessionária, a destinação de pessoal de cada setor para o atendimento dos trabalhos e o custo individual da mão de obra utilizada. Por isso, julgo desnecessária qualquer determinação a respeito do tema.
Em relação aos valores homologados pela ANEEL no que diz respeito aos custos de pessoal, incorridos em razão do PERCEE, da Eletropaulo e da Light, houve manifestação divergente entre a Unidade Técnica, que entendeu não estar devidamente justificado os valores homologados pela ANEEL, e o Ministério Público deste Tribunal (MP), que teve compreensão oposta da questão.
No que toca à Eletropaulo, o cerne da questão também diz respeito à metodologia utilizada para calcular os custos de pessoal. A Eletropaulo, segundo o primeiro relatório de auditoria da ANEEL, não foi capaz de comprovar a alocação de pessoal próprio para a consecução das tarefas relativas ao PERCEE. Posteriormente, a agência homologou o valor pleiteado por entender que, mesmo não havendo comprovação individual das pessoas alocadas para as atribuições definidas pelo PERCEE, o concessionário desenvolveu efetivamente uma série de trabalhos em decorrência desse programa e solicitou valor com base em estimativas razoáveis.
Reputo caber razão às afirmações da agência e coaduno com o entendimento do MP na questão.
Segundo a ANEEL, essa estimativa foi construída por meio de "apontamentos de horas alocadas de profissionais no PERCEE, sob a responsabilidade de cada centro de custo. Essa horas foram alimentadas no sistema operacional (SAP) que comparadas com os totais das horas da folha de pagamento de cada centro de custo, gerou um percentual de relação entre as horas totais trabalhadas versus horas totais alocadas no PERCEE. Esses percentuais foram aplicados sobre o total bruto da folha de pagamento do período, em reais, gerando assim, o custo de pessoal apropriado na ODR."
Como se vê, existe critério para apuração das despesas, que embora não produza valor exato, é capaz de expressar o custo aproximado com pessoal incorrido pela concessionária com o PERCEE, dado que foi verificada a realização de várias atividades em obediência a esse programa. Por fim, a agência compara com o percentual da folha total e entende que a estimativa, por seu pequeno valor relativo, não estaria superavaliada.
A ausência de definição de critérios objetivos para a comprovação dos gastos trouxe dificuldades para as concessionárias e para a própria agência, que teve de avaliar a coerência de metodologias diversas para a valoração do referido custo. Entendo que métodos baseados em estimativas não são apropriados para serem usados para a obtenção de ressarcimento de despesas de concessionárias, via tarifas públicas ou aporte direto do erário, havendo necessidade de métodos absolutamente objetivos e exatos. Todavia, dadas a deficiência da normatização, as circunstâncias da época e o longo decurso de tempo transcorrido, considero, excepcionalmente, aceitáveis os procedimentos adotados pela ANEEL, na homologação dos valores relativos às despesas de pessoal com o PERCEE, no caso da Eletropaulo.
Situação semelhante se deu na apropriação de custos de pessoal referentes ao PERCEE no que diz respeito à Light. Na questão, tenho o mesmo entendimento já manifestado em relação à Eletropaulo. Julgo, da mesma forma, no sentido de que o procedimento adotado pela ANEEL pode ser aceito, em caráter excepcional, não cabendo determinação corretiva sobre o assunto.
Outro ponto questionado pela equipe de auditoria trata da perda de receita da CEMIG, no período de junho a dezembro de 2001. Ocorre que a CEMIG solicitou o valor de 692,8 milhões de reais, em razão da perda de receita provocada pelo apagão elétrico, enquanto a ANEEL concedeu o valor de 724,1 milhões de reais, 31, 3 milhões de reais, superiores ao pleito da concessionária.
A Unidade Técnica entendeu que a ANEEL não conseguiu justificar o porquê da concessão de valor superior ao pleiteado pela CEMIG e manifestou-se pela devolução da diferença na próxima revisão tarifária. Já o MP opinou pela regularidade do procedimento adotado.
Embora seja situação atípica a agência conceder "reembolso" de valor superior ao pleiteado pela concessionária, isso, por si só, não implica erro da agência. As deficiências regulamentares e a falta de transparência da agência à época podem explicar a própria dificuldade da concessionária em utilizar os parâmetros e regras definidas para o cálculo de sua perda de receita.
Analisando os autos, percebo que, de fato, as explicações apresentadas pela agência são pouco esclarecedoras e não explicitam com precisão o motivo da diferença entre o pleito inicial da concessionária e o valor concedido. São fornecidos alguns itens de divergência entre os dois cálculos, mas não a memória de cálculo que poderia objetivamente elucidar a questão.
Observo, também, pouca clareza na definição de alguns itens da fórmula, como por exemplo, o fator redutor, que, para o mesmo período de tempo, foi alterado pelo menos três vezes sem qualquer explicação registrada nos autos. Não foi apresentada, também, a fundamentação de diversos valores, o que torna impossível auditar com maior profundidade o valor final encontrado pela agência.
O relatório de auditoria relata que a própria ANEEL teve dificuldades no detalhamento das informações, haja vista ter contratado auditoria externa para realização dos trabalhos e ter disponibilizado número reduzido de técnicos próprios no acompanhamento desses trabalhos.
Tendo transcorrido tão longo tempo e em vista das dificuldades relatadas sobre o detalhamento das informações, entendo não ser viável reinvestigar a questão e aprofundar o detalhamento desses números.
Feitas essas ressalvas, não encontrei erros nos cálculos da agência que comprovassem a incorreção do valor homologado relativo às perdas de receita apuradas na CEMIG, que pudessem justificar determinação no sentido de reverter valores da concessionária para os usuários.
A Unidade Técnica apontou, ainda, problemas relacionados à reclassificação dos consumidores de baixa renda. Segundo ela, haveria ilegalidade na regra criada pela CGE (art. 2º, § 3º, da Resolução CGE 91/2001), que determinou o expurgo do aumento de receita proporcionada pela reclassificação dos consumidores de baixa renda do cálculo da perda de receita das concessionárias, por ferir o princípio da modicidade tarifária. O MP acompanhou o parecer da Unidade Técnica.
O fato é que o recadastramento dos consumidores de baixa renda provocou mudança significativa de classes, principalmente da transferência de classe baixa renda para tarifa convencional, o que proporcionou aumento da receita das concessionárias, Eletropaulo e CEMIG. Aduz a Unidade Técnica que esse aumento de receita deveria ser considerado na RTE, pois traduz benefício financeiro para as concessionárias que não foi utilizado na precificação da nova tarifa.
Concordo em tese com a Unidade Técnica. No caso específico, o aumento de receita deve ser considerado para fins de revisão ordinária, mas a revisão tarifária extraordinária, por que passaram as concessionárias, nesse período, aconteceu com o objetivo específico de reequilibrar os contratos em função do apagão elétrico. Houve grandes debates entre o Governo e as Concessionárias a respeito da forma como a RTE deveria acontecer e, por fim, foi celebrado o Acordo Geral do Setor Elétrico e editadas Medidas Provisórias e resoluções da CGE e da ANEEL para a efetivação do acordo. Nesse acordo ficou previsto que seriam repassadas às concessionárias as perdas de receitas decorrentes das medidas do PERCEE.
A lógica do acordo foi identificar as perdas de receita das concessionárias em razão da insuficiência de geração elétrica. Para tanto, comparou-se quanto deveria ser a receita da concessionária, se não houvesse a crise energética (sem o acréscimo da reclassificação), com a receita efetiva no período (sem o acréscimo da reclassificação). Essa diferença foi repassada às concessionárias por meio da RTE. Como o aumento de receita relativo ao recadastramento de consumidores não aconteceu em razão do racionamento de energia, não poderia essa receita ser considerada para o cálculo da perda de receita decorrente do PERCEE. Logo, esse adicional decorrente da reclassificação foi deduzido da receita efetiva. Caso não se realizasse essa exclusão, introduzir-se-ia variável estranha ao valor que se pretendia encontrar. Por isso, estou de acordo com o procedimento adotado.
Por tal, reputo não haver razão para expedir determinação para a CGE com o objetivo de examinar os processos de homologação de perda de receita das concessionárias Eletropaulo e CEMIG.
O MP propõe que se determine à CGE que, ao reexaminar os processos de homologação de perda de receita da CEMIG e Eletropaulo, verifique a legalidade dos recadastramentos de consumidores residenciais de baixa renda promovidos nos exercícios de 2000/2001. A proposta perde sua relação com o presente processo, na medida em que o recadastramento, realizado pelas concessionárias, não tem relação com o apagão elétrico e com a RTE ocorrida, conforme argumentos expostos anteriormente.
Considerando, ainda, que o procedimento ocorreu antes do 1º ciclo de revisões tarifárias, transcorrido quase dez anos do fato, entendo já não ser pertinente determinar à CGE, extinta em 2002, ou a qualquer outra entidade, que avalie a legalidade desse recadastramento.
No que diz respeito à proposta de determinação à ANEEL para editar resolução substitutitiva da Resolução 483/2002, o MP verificou que foi editada a Resolução Normativa ANEEL 1/2004, tornando desnecessária interferência deste Tribunal no tema.
No tocante às propostas de determinar à ANEEL que cumpra de forma rigorosa os princípios da motivação, transparência, publicidade, que estabeleça critérios e parâmetros objetivos de homologação de encargos e alterações de tarifas e que envolva diretamente os técnicos da ANEEL nos procedimentos relativos à alteração de tarifas, entendo bastante pertinentes para a época, dada a ocorrência dos fatos relatados na auditoria. Atualmente, entretanto, observo que a situação encontra-se bastante modificada, tendo a agência mitigado, em grande parte, esses problemas observados.
A agência já se beneficiou de dois concursos públicos e, hoje, conta com quadro de pessoal constituído, em sua maioria, por servidores públicos de carreira específica, da própria área de atuação da agência, e com remuneração compatível para o desempenho da importante atividade que exercem. Atualmente, a agência utiliza-se da internet para dar publicidade aos seus atos e realiza rotineiramente audiências e consultas públicas para o estabelecimento de regras regulatórias. A fixação de parâmetros, a homologação de encargos e as alterações tarifárias, embora sejam processos com alto nível de complexidade técnica, tem progredido no sentido de aumento da transparência e motivação dos atos.
Embora o controle externo, exercido pelo Tribunal de Contas da União, incidente nas atividades finalísticas, desenvolvidas pela ANEEL, venha, por diversas vezes, efetivamente identificando falhas, erros, impropriedades e omissões, que justificam intervenções corretivas, para assegurar o interesse público, é inegável que a ANEEL vem cada vez mais aperfeiçoando e aprimorando sua forma de atuação.
Pelo exposto, considero desnecessário acolher a referida proposta da unidade técnica.
Por fim, o apagão elétrico decorreu da ausência de planejamento de médio e longo prazos, incluindo a insuficiente realização de investimentos diretos e privados no setor elétrico, na década de 90, o que levou a situação de alto risco hidrológico. A pequena margem de segurança existente, a impossibilidade de utilização de outros centros de geração de energia, por deficiência na rede de transmissão, juntamente com a pouca precipitação no ano de 2001 resultaram na insuficiência da geração de energia e, conseqüentemente, na crise energética.
Embora tenham sido adotadas inúmeras medidas com o objetivo de aumentar a oferta de energia, a crise energética quase voltou a ocorrer em 2007, quando o país viu seus reservatórios hídricos abaixo da margem de segurança definida. Na oportunidade, procurou-se acionar inúmeras usinas termoelétricas, mas diante da insuficiência de fornecimento de gás não foi possível a utilização de toda a capacidade instalada de reserva, aumentando o já elevado risco de déficit elétrico. Felizmente, as chuvas voltaram a tempo e em intensidade suficiente para recuperar os reservatórios. Esse evento, todavia, evidenciou que o país continua tendo pouca margem de segurança, podendo haver desequilíbrios entre a oferta e a demanda de energia em razão de uma estiagem um pouco maior.
Conseqüências decorreram do apagão elétrico de 2001. A população brasileira sofreu com o racionamento de energia. A atividade econômica teve uma redução, a taxa de crescimento da economia caiu de 4,3% no ano 2000 para 1,3% no ano de 2001, e com ela adveio problemas como desemprego, redução da competitividade do produto nacional, diminuição do ritmo arrecadatório, entre outros.
Essa auditoria identificou que somente o custo direto da crise elétrica foi de 45, 2 bilhões de reais (valores de hoje), quantia suficiente para a construção de 6 usinas como a de Jirau. Coube a ANEEL fiscalizar, calcular e homologar o repasse desse valor às concessionárias e cabe a esta importante agência regular e fiscalizar esse mercado que movimenta anualmente cerca de 90 bilhões de reais somente em compra e venda de energia elétrica.
Entendo que deve haver o fortalecimento contínuo da ANEEL para que essa possa desempenhar suas atribuições com qualidade e neutralidade decisória. A dotação orçamentária da agência em 2008 foi de 365 milhões de reais, mas com o contingenciamento foram efetivamente gastos apenas 150 milhões de reais.
Considerando que a agência regula e fiscaliza dezenas de bilhões de reais por ano, fica patente que decisões equivocadas dessa entidade podem gerar prejuízo à nação muito superior à economia que se faz com o corte de despesas da agência. É necessário que a ANEEL tenha pessoal bem remunerado, qualificado e em quantidade suficiente para o cumprimento de suas atribuições, bem como que haja estrutura física e de equipamentos adequados.
Da mesma forma, é essencial o fortalecimento da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), entidade responsável por identificar e quantificar os potenciais recursos energéticos, bem como subsidiar o planejamento do setor. A EPE, embora tenha sido criada recentemente, ano de 2004, tem a importante responsabilidade de identificar e inventariar os potenciais hídricos, desenvolver os estudos de viabilidade econômica e financeira das usinas de geração hidroelétrica, bem como auxiliar o Ministério das Minas e Energia a realizar o planejamento do setor.
O próprio Ministério das Minas e Energia deve ser fortalecido, na medida em que é sua responsabilidade propor decisões estratégicas e formular políticas públicas para o setor. O relatório de Contas do Governo do exercício de 2008 salienta a "necessidade premente de recomposição de estruturas de planejamento, monitoramento, avaliação e controle" do Governo.
Embora note que houve esforço do presente Governo para o fortalecimento dessas três instituições, responsáveis diretas pelo planejamento, expansão, regulação, desenvolvimento e qualidade do sistema elétrico brasileiro, entendo que esse esforço deve ter continuidade sob o risco de haver no futuro graves prejuízos à nação, como o ocorrido no apagão elétrico de 2001, impedindo o desenvolvimento econômico e social.
Por essa razão reputo pertinente recomendar à Casa Civil que verifique a adequabilidade da estrutura organizacional, física e de pessoal do Ministério das Minas e Energia, Empresa de Pesquisa Energética e Agência Nacional de Energia Elétrica para o planejamento, expansão, regulação e desenvolvimento do setor elétrico nacional e promova melhoramentos, se for o caso, de forma a mitigar os riscos futuros de uma crise energética.
Registro, por fim, que o TCU escolheu, como Tema de Maior Significância, em 2008, a Segurança Energética.
Está sendo finalizado grande trabalho de auditoria sobre o planejamento do setor elétrico, sua operacionalização e implantação, incluindo as lições e progressos do pós-crise de 2001 e as perspectivas e oportunidades de aprimoramento no horizonte do Plano Decenal de Expansão de Energia 2007-2016, visando a "avaliar a adequação das políticas e ações dos agentes do setor elétrico para a garantia do abastecimento do mercado nacional de energia, com segurança, eficiência e sustentabilidade". Essa auditoria deverá gerar recomendações e determinações que poderão mitigar o risco futuro de nova crise energética.
Ante o exposto, VOTO no sentido de que o Tribunal adote o acórdão que ora submeto à deliberação deste colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 15 de julho de 2009.
WALTON ALENCAR RODRIGUES
Relator
Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos esses autos de auditoria de conformidade, instaurada em obediência à Decisão 1462/2002-P, item 8.1.2, com o objetivo de identificar o custo direto decorrente da crise energética ocorrida em 2001 e de verificar os procedimentos efetuados pela agência para o cálculo, homologação e pagamento desse valor.
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, ante as razões expostas pelo Relator e com fundamento no Regimento Interno do TCU art. 250, inciso III:
9.1 recomendar à Casa Civil que verifique a adequabilidade da estrutura organizacional, física e de pessoal do Ministério das Minas e Energia, Empresa de Pesquisa Energética e Agência Nacional de Energia Elétrica para o planejamento, expansão, regulação e desenvolvimento do setor elétrico nacional e promova melhoramentos, se for o caso, de forma a mitigar os riscos futuros de uma crise energética.
9.2 encaminhar cópia deste acórdão e do relatório e do voto que o fundamentam, aos seguintes órgãos: Agência Nacional de Energia Elétrica, Comissão de Fiscalização e Controle e Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, Comissão de Serviços de Infraestrutura e Comissão de Fiscalização e Controle do Senado Federal, Casa Civil e Procurador da República em São Paulo/SP, Ex.mo. Sr. Márcio Schusterschitz da Silva Araújo;
9.3 arquivar os presentes autos
Quorum
13.1. Ministros presentes: Benjamin Zymler (na Presidência), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues (Relator), Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro e José Jorge.
13.2. Auditores convocados: Augusto Sherman Cavalcanti e Marcos Bemquerer Costa.
13.3. Auditores presentes: André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
Publicação
Ata 28/2009 - Plenário
Sessão 15/07/2009
Aprovação 22/07/2009
Dou 17/07/2009
Referências (HTML)
Documento(s):006-734-2003-9-MIN-WAR.rtf
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
04/09/2009
Identificação Acórdão 2028/2009 - Plenário
Número Interno do Documento AC-2028-35/09-P
Grupo/Classe/Colegiado GRUPO II / CLASSE II / Plenário
Processo 031.039/2008-6
Natureza Solicitação do Congresso Nacional - Fiscalização dos reajustes das tarifas de energia elétrica da CEMAR, da CEPISA, da CEAL e da ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A
Entidade Órgão/Entidade : Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessados Interessado: Câmara dos Deputados (vinculador)
Sumário SOLICITAÇÃO DO CONGRESSO NACIONAL. CUMPRIMENTO INTEGRAL DA SOLICITAÇÃO. PRESTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES À COMISSÃO DE DEFESA DO CONSUMIDOR DA CÂMARA DOS DEPUTADOS. RECOMENDAÇÕES À ANEEL. DETERMINAÇÕES À SEFID
Assunto Solicitação do Congresso Nacional
Ministro Relator Benjamin Zymler
Representante do Ministério Público não atuou
Unidade Técnica Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
Advogado Constituído nos Autos não há
Relatório do Ministro Relator
Adoto como relatório a instrução do AUFC Davi Ferreira Gomes Barreto, com a qual aquiesceu o titular da Secretaria de Fiscalização de Desestatização - SEFID.
"Trata-se de Proposta de Fiscalização e Controle nº 52/2008 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados (fls. 2-14), encaminhada pelo Of. Pres. nº 509/08 (fl. 1), que requer ao TCU fiscalizar a autorização de reajuste das tarifas das seguintes concessionárias: Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, Companhia Energética do Piauí - CEPISA, Companhia Energética de Alagoas - CEAL e ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A.
2. O plano de execução da proposta de fiscalização (fls. 13-14) solicita ao TCU que encaminhe os trabalhos fiscalizatórios a partir de 2007, além do envio de informações relativas aos seguintes quesitos:
I. exame dos parâmetros componentes do índice de reajuste e sua conformidade;
II. adequação dos índices contratuais utilizados, tais como o IGPM, para reajustar tarifas de energia elétrica;
III. dados dos contratos, tais como duração, termo inicial e final e equilíbrio econômico-financeiro;
IV. alternativas legais ou contratuais que possibilitem novos pactos entre partes;
V. realização de oitivas;
VI. requisição de documentos públicos.
3. Dessa forma, optou-se por, inicialmente, avaliar a legalidade e a legitimidade dos reajustes das concessionárias em questão (item "I") e, em um segundo momento, comentar cada um dos itens remanescentes, a fim de fornecer todos os subsídios solicitados pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados.
4. Diligenciou-se à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL para que enviasse a este Tribunal as planilhas de cálculo, os relatórios e os votos que embasaram os processos de reajuste conduzidos pelo ente regulador (fl. 19).
5. Após a remessa dos documentos solicitados (fls. 21-22), no intuito de avaliar a legalidade e a legitimidade dos reajustes, o problema foi analisado em duas dimensões: quanto à regularidade dos cálculos aplicados nos reajustes e quanto à aderência da metodologia aos princípios legais que regem as concessões dos serviços de distribuição de energia elétrica (fls. 23-46).
6. Ao final das análises, esta Unidade Técnica concluiu que:
a) no que se refere à regularidade do reajuste tarifário de 2008 da ENERGISA, proposta similar foi objeto de Representação formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho, autuado no TC - 025.819/2008-1 (fls. 1-29 do Anexo 2), ainda pendente de decisão por parte deste Tribunal. A instrução desta Unidade Técnica não encontrou irregularidades no referido processo;
b) nos reajustes tarifários da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, os procedimentos e cálculos adotados são aderentes à fórmula paramétrica presente nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica;
c) a metodologia de reajuste tarifário utilizada nesses processos também sofre do problema de "falta de neutralidade da Parcela A", causando ganhos indevidos para as distribuidoras que deveriam ser repassados para o consumidor, como identificado em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme recente fiscalização realizada pelo TCU (Acórdão no 2.210/08-P);
d) a ANEEL, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia - MME, está adotando as medidas necessárias para solução do referido problema, cabendo ao TCU acompanhar as decisões tomadas para correção da metodologia de reajuste, no âmbito do processo TC - 021.975/2007-0;
e) a ANEEL conduziu de forma irregular a definição das perdas da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, contrariando as metas definidas nas Notas Técnicas no 256/2005, no 187/2005 e no 189/2005 da SRE/ANEEL e o art. 6o, §1o, da Lei no 8.987/95, sendo necessário que a Agência ajuste as perdas elétricas das concessionárias em questão, no período 2006-2008, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores;
f) o ajuste das perdas técnicas e comerciais das concessionárias, de acordo com as metas definidas nas respectivas revisões tarifárias e compatível com os princípios da eficiência e da modicidade tarifária, representa, para os consumidores, um benefício de R$ 60 milhões.
7. Tendo em vista a irregularidade apontada nos itens "e" e "f", diligenciou-se à ANEEL no intuito de obter mais informações e subsídios para análise (fl. 50). No mesmo passo, diligenciou-se às concessionárias envolvidas para que se manifestassem, a seu critério, sobre o teor do problema identificado por esta SEFID (fl. 47-49).
8. O objetivo desta instrução é analisar as informações encaminhadas pela ANEEL e pelas concessionárias em resposta às referidas diligências; e responder os quesitos do plano de execução (fls. 13-14) da Proposta de Fiscalização e Controle da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados.
9. Ademais, é importante destacar que, tendo em vista as disposições da Resolução nº 215/08 do TCU, foi emitido o Acórdão no 1.430/09-P, que prorrogou, para 18/08/2009, o prazo para atendimento da presente Solicitação do Congresso Nacional.
ALEGAÇÕES DA ANEEL
10. A Agência, por meio do Ofício no 128/2009 - AIN/ANEEL (fl. 87-88), manifestou-se a respeito dos procedimentos adotados na definição das perdas de distribuição da CEMAR, da CEPISA e da CEAL. Em resumo, o ente regulador afirmou que:
i. no primeiro ciclo de revisões tarifárias, não havia uma metodologia específica para a definição de perdas elétricas e, por esse motivo, o tratamento dado ao tema amparou-se em princípios gerais que norteiam o processo de revisão;
ii. os pontos aludidos pela SEFID, referentes a inconsistências nos procedimentos adotados nos reajustes anuais das concessionárias em questão, estão em análise no âmbito dos atuais processos de revisão tarifária e, caso fique constatado que estavam em desacordo com a regra geral adotada no primeiro ciclo, a Agência tomará providências cabíveis para sua correção.
ANÁLISE DAS ALEGAÇÕES DA ANEEL
i) No primeiro ciclo de revisões tarifárias, não havia uma metodologia específica para a definição de perdas elétricas e, por esse motivo, o tratamento dado ao tema amparou-se em princípios gerais que norteiam o processo de revisão.
11. A ANEEL alega que as premissas utilizadas na definição das metas regulatórias para perdas elétricas, durante o primeiro de ciclo de revisões tarifárias, foram baseadas em princípios gerais como regulação por incentivos e modicidade tarifária, devido à ausência de uma metodologia específica. Segundo a Agência, os limites de perdas admitidos eram discutidos com as concessionárias e definidos com base nos dados históricos e nos programas de combate por elas apresentados (fl. 87).
"3. Nesse contexto, dada a ausência de metodologia específica, o tratamento dado a este tema no primeiro ciclo de revisões amparou-se em princípios gerais que norteiam o processo de revisão tarifária, como a regulação por incentivos e a modicidade tarifária. Os limites de perdas admitidos eram discutidos intensamente com as concessionárias e definidos com base nos dados históricos de perdas e nos programas de combate por elas apresentados, bem como na gravidade com que o problema se apresentava em cada área de concessão. Em geral, para as distribuidoras com níveis de perdas não técnicas muito elevadas, os limites eram definidos em um patamar inferior ao valor real praticado pela empresa, como forma de estimular esforços imediatos para redução do problema. Dentro da perspectiva da regulação por incentivos, caso a concessionária obtivesse resultados melhores que os definidos pelo regulador, ela poderia incorporar os ganhos de receita adicionais." (grifos nossos)
12. Como é possível constatar, apesar da ausência de uma metodologia específica, as metas regulatórias de perdas foram discutidas com as concessionárias e definidas de forma a incentivar a eficiência, conforme preconiza o regime de serviço pelo preço. Entretanto, isso não foi observado durante a condução dos processos de reajuste tarifário no período 2005-2008.
13. Conforme apontado por esta Unidade Técnica nas fls. 32-41, a ANEEL não aplicou as metas regulatórias definidas para as concessionárias nos respectivos processos de revisão tarifária, contrariando suas resoluções e os princípios da eficiência e modicidade tarifária, causando prejuízos para os consumidores da ordem de R$ 60 milhões.
14. A regulação econômica deve transmitir sinais de eficiência, cabendo à Agencia definir metas para as perdas globais de forma a garantir o correto incentivo para que as concessionárias reduzam suas perdas além do nível regulatório, uma vez que podem se apropriar dos ganhos advindos de tal situação. Portanto, ao não aplicar as metas de perdas pré-definidas, a ANEEL incentivou a ineficiência das empresas e prejudicou o consumidor. 15. Nesse sentido, é preciso que a ANEEL ajuste as perdas elétricas da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, no período 2005-2008, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores e observando que:
- os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
- as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica que não decorre de maior eficiência da concessionária;
- as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente.
ii) Os pontos aludidos pela SEFID, referentes a inconsistências nos procedimentos adotados nos reajustes anuais das concessionárias em questão, estão em análise no âmbito dos atuais processos de revisão tarifária e, caso fique constatado que estavam em desacordo com a regra geral adotada no primeiro ciclo, a Agência tomará providências cabíveis para sua correção.
16. As concessionárias CEMAR, CEPISA e CEAL encontram-se em processo de revisão tarifária, ainda em fase de audiência pública (respectivamente, audiências no 024/2009, no 019/2009 e no 021/2009).
17. Segundo o ente regulador, as inconsistências apontadas pela SEFID estão em análise nos respectivos processos de revisão e, caso necessário, serão tomadas as medidas cabíveis para sua correção. Contudo, ao analisar as notas técnicas que embasam os referidos processos, não foi encontrada nenhuma referência aos problemas em discussão.
ALEGAÇÕES DA CEAL E DA CEPISA
18. A CEAL e a CEPISA, por meio dos Ofícios PR-08/2009 (fl. 85) e CT/PR-139/2009 (fl. 86), encaminharam suas manifestações, cujos conteúdos são idênticos e trazem as seguintes explicações:
i. os dados para cálculo das perdas são levantados pelas concessionárias e encaminhados para a ANEEL, que processa e determina quais deverão ser os valores a serem repassados para os consumidores;
ii. a transferência das perdas elétricas para as tarifas é sempre menor que o efetivamente realizado pela empresa;
iii. durante os processos de reajuste tarifário, as concessionárias não se manifestam sobre o valor das perdas, ficando a critério da Agência deliberar sobre o assunto.
19. Pelo que pode ser depreendido dos itens acima, as concessionárias, em suas manifestações, apenas explicaram o procedimento utilizado pela ANEEL na definição das perdas elétricas.
20. Adicionalmente, destacaram que a transferência das perdas para as tarifas é sempre menor que o efetivamente realizado - fato que faz parte de um sistema de regulação por incentivos. Dentro do modelo regulatório que rege a concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil (serviço pelo preço), quando o empresário não cumpre as metas definidas pelo regulador, assume os ônus e, ao superá-las, se apropria dos bônus.
21. Portanto, no que pese a procedência de todos os argumentos trazidos pela CEAL e pela CEPISA, não há nenhuma justificativa para as irregularidades constatadas nas definições das perdas elétricas nos processos de reajuste tarifário no período 2005-2008.
ALEGAÇÕES DA CEMAR
22. A CEMAR trouxe aos autos suas considerações sobre as questões levantadas pela SEFID, por meio do Ofício C.E. DIREG 102/2009 (fls. 89-99), relatando o histórico da evolução das perdas da companhia (fls. 90-91), as ações de combate às perdas no período 2005-2008 (fls. 92-94), a avaliação dos investimentos realizados pela empresa (fl. 95) e os resultados obtidos nos últimos anos (fls. 96-97).
23. Em relação ao tratamento regulatório dado às perdas pela ANEEL, a concessionária afirma que a fixação da trajetória de redução das perdas, durante a revisão tarifária de 2005, não considerou o devido reconhecimento dos custos de combate e investimentos necessários.
24. Quanto a este ponto, é preciso esclarecer que o ente regulador não deve reconhecer todos os custos e investimentos realizados pela concessionária, pois o atual sistema regulatório não é mais baseado em um regime de serviço pelo custo. Dentro de uma perspectiva de regulação por incentivos, compete à ANEEL definir, por meio da metodologia da Empresa de Referência, a estrutura de custos aceitável para cada concessionária, de forma a garantir a eficiência, a continuidade e a modicidade tarifária.
25. Por fim, a empresa ressalta que a trajetória aplicada pela ANEEL reduziu em R$ 11,84 milhões o repasse de custos de compra de energia para o consumidor ao longo do ciclo, ao mesmo tempo em que transferiu custos não reconhecidos de R$ 35 milhões para a concessionária.
26. No que pese as economias que a empresa afirma terem sido proporcionadas para o consumidor, caso as metas regulatórias definidas pela ANEEL tivessem sido cumpridas, os referidos benefícios seriam ainda maiores.
27. Quanto a transferência de custos com compra de energia para a concessionária, mais uma vez é preciso destacar que isso é natural dentro de um regime de serviço pelo preço, no qual a concessionária, ao não cumprir as metas traçadas pelo regulador, assume o ônus da sua ineficiência.
28. Ante o exposto, conclui-se que os argumentos trazidos aos autos pela CEMAR também não afastam as irregularidades cometidas na aplicação das metas de perdas regulatórias durante os processos de reajuste tarifário do período 2005-2008.
COMENTÁRIOS AOS QUESITOS DO PLANO DE EXECUÇÃO DA PROPOSTA DE FISCALIZAÇÃO
II- Adequação dos índices contratuais utilizados, tais como o IGPM, para reajustar tarifas de energia elétrica.
29. Em relação à adequação dos índices contratuais para reajustar tarifas de energia elétrica, temos a informar que a sua utilização tem por objetivo manter o poder de compra da receita da concessionária. A definição de um ou outro índice pode apresentar vantagens e desvantagens, competindo ao ente regulador fazer a escolha que julgar mais apropriada para atingir os objetivos regulatórios do setor.
30. O IGPM , por exemplo, até bem pouco tempo, apresentava variação menor que o IPCA . No entanto, por ter uma grande parte dos seus componentes influenciados diretamente pela variação cambial, tende a apresentar grande volatilidade nos períodos de alta do dólar, como ocorreu, recentemente, com a crise causada pelo subprime.
31. O IPCA, por sua vez, é um índice de correção monetária que apresenta maior aderência aos custos do consumidor, pois reflete os dispêndios realizados com produtos e serviços.
32. É importante ressaltar que conclusões precisas sobre a adequação dos índices contratuais utilizados requerem rigor científico que foge ao escopo desta fiscalização. Neste sentido, sugere-se solicitar ao Instituto de Pesquisas Econômicas Aplicadas (IPEA) ou à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda (SEAE) trabalhos específicos e aprofundados sobre esse tema.
III- Dados dos contratos, tais como duração, termo inicial e final e equilíbrio econômico-financeiro.
33. No que se refere aos dados contratuais das distribuidoras, como duração, termos inicial e final, e equilíbrio econômico-financeiro, esclarece-se que o TCU não dispõe dessas informações para todas as concessionárias. Tais dados, contudo, podem ser obtidos junto à ANEEL e ao MME.
IV- Alternativas legais ou contratuais que possibilitem novos pactos entre partes.
34. Em reação às alternativas legais ou contratuais que possibilitem novos pactos entre as partes, cabe esclarecer que essa análise foge a expertise desta SEFID. Porém, pode-se afirmar que alterações contratuais sobre cláusulas econômico-financeiras do contrato de concessão requererão anuência das concessionárias e deverão ser propostas pelo Poder Concedente.
35. Entretanto, é possível realizar o aprimoramento metodológico do reajuste tarifário anual por meio de outros mecanismos, como a alteração na metodologia da CVA proposta pela ANEEL
V- Realização de oitivas.
36. Sobre este ponto, informa-se que foram feitas oitivas da CELPE e da CEMIG, no âmbito do TC - 021.975/2007-0, relativas às impropriedades metodológicas nos reajustes. Além disso, foram feitas diligências à CEMAR, à CEPISA e à CEAL (fls. 85-86; 90-99), no intuito de colher informações adicionais sobre as irregularidades constatadas na definição das perdas elétricas dessas concessionárias.
37. Ademais, no caso de necessidade de ouvir outros agentes envolvidos, existem mecanismos apropriados adotados pela ANEEL: audiências e consultas públicas, onde se podem auscultar todas as partes afetadas pelas regras de reajuste tarifário, inclusive os consumidores de energia elétrica.
VI- Requisição de documentos públicos.
38. No que se refere à requisição de documentos públicos, propõe-se encaminhar, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, cópia dos relatórios e votos dos seguintes trabalhos fiscalizatórios no setor de distribuição de energia elétrica realizados:
a) Acórdão no 2.428/02-2ª Câmara, que trata de possíveis irregularidades no cálculo das tarifas de energia elétrica da Empresa Energética do Mato Grosso do Sul (Enersul);
b) Acórdão no 2.210/08-P e Acórdão no 2.544/08, que tratam de solicitação de auditoria nos reajustes tarifários da CELPE e da CEMIG;
c) Acórdão n.º 2.211/08-P, que trata de auditoria operacional realizada na Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), com a finalidade de avaliar o impacto das perdas elétricas no sistema elétrico brasileiro;
d) Acórdão no 1.103/08-P, que cuida do segundo monitoramento das recomendações proferidas ao Ministério de Minas e Energia, por meio dos Acórdãos no 344/2003-P e no 59/2005-P, sobre a verificação se os critérios de implementação da tarifa social beneficiam efetivamente as famílias de baixa renda;
e) Acórdão no 1.630/08-P, que trata de cobrança indevida de energia elétrica não fornecida pela Companhia Energética da Bahia (COELBA);
f) Acórdão no 2.379/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo;
g) Acórdão no 2.542/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Companhia Energética do Ceará (COELCE).
CONCLUSÕES
39. Ao final das análises, esta Unidade Técnica concluiu que os cálculos conduzidos nos processos de reajuste tarifário da CEMAR, da CEPISA, da CEAL e da ENERGISA, no ano de 2008, refletem a correta aplicação da fórmula paramétrica presente nos contratos de concessão.
40. Entretanto, os procedimentos utilizados durante o reajuste também sofrem com o problema de "falta de neutralidade da Parcela A", identificado em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme recente fiscalização realizada pelo TCU (Acórdão 2.210/08-P). Nesse sentido, a ANEEL, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia - MME, está adotando as medidas necessárias para correção do referido problema e o TCU está acompanhando as decisões e as soluções tomadas pela Agência e pelo MME.
41. Adicionalmente, as análises desta SEFID constataram que a ANEEL, nos reajustes tarifários de período 2005-2008, conduziu de forma irregular a definição das perdas da CEMAR, da CEPISA, da CEAL, contrariando as metas definidas nas Notas Técnicas no 256/2005, no 187/2005 e no 189/2005 da SRE/ANEEL.
42. O ajuste das perdas técnicas e comerciais das concessionárias, de acordo com as metas definidas nas respectivas revisões tarifárias e compatível com os princípios da eficiência e da modicidade tarifária, representa, para os consumidores, um benefício de R$ 60 milhões.
43. As respostas às diligências, encaminhadas pelas concessionárias e pela ANEEL, não justificaram as referidas irregularidades. Além disso, segundo o ente regulador, as inconsistências apontadas pela SEFID estão em análise nos processos de revisão que ocorrem neste ano e, caso necessário, serão tomadas as medidas cabíveis para sua correção. Contudo, ao analisar as notas técnicas que embasam os referidos processos, não foi encontrada nenhuma referência aos problemas em discussão.
44. É importante ressaltar que o caso em questão é passivo de determinações do TCU, pois como se depreende das palavras do Exmo. Ministro Benjamin Zymler no seu Voto, em suporte ao Acórdão no 2.210/08-P, a discricionariedade da Administração não pode contrariar os princípios legais que regem a regulação do setor.
"21. Por pertinente ao encaminhamento proposto pela SEFID para o presente feito, consistente em determinar à ANEEL que promova a correção das inconsistências metodológicas ora apontadas, gostaria de ater-me à expressão "ilegalmente" acima transcrita, de forma a contextualizar e fundamentar o Acórdão que proponho em anexo.
22. Como venho reiterando ao longo de minha atuação em processos afetos às atividades regulatórias, reafirmo que o controle exercido pelo TCU neste campo tem caráter marcadamente ancilar ao Poder Concedente, no que se refere ao acompanhamento de outorgas ou execução de contratos de serviços públicos concedidos.
23. Neste sentido, a Unidade Técnica reproduziu excerto do Voto em suporte ao Acórdão nº 2138/2007 - TCU - Plenário, dentre outros, no qual se encontra expresso o meu entendimento de que "verificada qualquer violação de disposição legal expressa, em ato vinculado, poderá o Tribunal determinar ao agente regulador que adote medidas tendentes ao saneamento do ato tido por irregular. Já no caso de ato discricionário, praticado de forma motivada e em prol do interesse público, cabe a esta Corte, tão-somente, recomendar a adoção das providências que reputar adequadas".
24. Não obstante, entendo que sempre se faz necessária uma análise do caso concreto para determinar a existência de vício que demande uma ação corretiva do Tribunal.
(...)
26. A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em seu art. 6º, erige como pressuposto à concessão ou permissão a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários. Adiante, no parágrafo primeiro do artigo mencionado, estabelece as condições que configuram o serviço público como adequado, conforme a seguir reproduzido:
"Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato.
§ 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas."
27. O inconteste atributo de cogência que emana do dispositivo acima transcrito não confere margem de discricionariedade ao Ente Regulador, de modo a permitir elastecimento na interpretação do que venha a ser tarifa módica, conditio sine qua para que se legitime a concessão do serviço público."(grifos nossos)
45. Ressalte-se que o caso em análise vai além da não aderência aos princípios presentes no art. 6o, §1o, da Lei no 8.987/95, pois a ANEEL, no decorrer dos processos de reajuste, contrariou diretamente as metas de perdas estabelecidas nas revisões tarifárias, incentivando a ineficiência e gerando prejuízos indevidos para os usuários.
46. Ante o exposto, no intuito de garantir a aplicação das metas definidas pelo regulador e o cumprimento dos princípios da modicidade tarifária e da eficiência positivados pelo art. 6º, § 1º, da Lei nº 8.987/95, propõe-se determinar à ANEEL que, no prazo de 180 dias, ajuste as perdas elétricas da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, no período 2005-2008, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores e observando que:
- os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
- as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica que não decorre de maior eficiência da concessionária;
- as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente.
47. Não se pode deixar de atentar que existe a possibilidade de os problemas constatados por esta Unidade Técnica terem ocorrido em outras concessionárias, além das analisadas nestes autos.
48. Dessa forma, propõe-se determinar à ANEEL que, no prazo de 180 dias, avalie se as irregularidades constatadas na definição das perdas das concessionárias analisadas nestes autos aconteceram em todas as outras que passaram por processo de reajuste durante o primeiro ciclo tarifário e, caso positivo, adote as medidas necessárias para sua correção, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores.
49. Conclui-se, finalmente, que todos os elementos e informações requeridos por esta solicitação do Congresso Nacional foram fornecidos, de forma que se propõe declarar integralmente atendida a presente solicitação, de acordo com o art. 14, IV, da Resolução - TCU nº 215/2008, e arquivar os presentes autos, em consonância com o art. 169, IV, do RITCU.
BENEFÍCIOS DO CONTROLE
50. Foge do escopo o cálculo detalhado dos impactos quantitativos das determinações propostas por esta SEFID.
51. De acordo com as análises desenvolvidas nas fls. 32-41, o ajuste das perdas técnicas e comerciais da CEMAR, da CEPISA e da CEAL representa, para os consumidores da região, um benefício da ordem de R$ 60 milhões. Contudo, com é possível que as irregularidades constatadas nos autos também tenham acontecido nos reajustes de outras concessionárias, este valor pode ser bastante superior.
PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO
52. Ante o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
I. prestar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados os seguintes esclarecimentos:
a) nos reajustes tarifários da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, da Companhia Energética do Piauí - CEPISA, da Companhia Energética de Alagoas - CEAL e da ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, os procedimentos e cálculos adotados são aderentes à fórmula paramétrica presente nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica;
b) entretanto, a metodologia de reajuste tarifário utilizada nesses processos também sofre do problema de "falta de neutralidade da Parcela A", causando ganhos indevidos para as distribuidoras que deveriam ser repassadas para o consumidor, como identificado em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme recente fiscalização realizada pelo TCU (Acórdão no 2.210/08-P);
c) a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia - MME, está adotando as medidas necessárias para correção do referido problema e o TCU está acompanhando as decisões e as soluções tomadas pela Agência e pelo MME, no âmbito do processo TC - 021.975/2007-0;
d) a utilização de um ou outro índice contratual de reajuste pode apresentar vantagens e desvantagens, competindo ao ente regulador fazer a escolha que julgar mais apropriada para atingir os objetivos regulatórios do setor;
e) conclusões precisas sobre a adequação dos índices contratuais utilizados requerem rigor científico que foge ao escopo desta fiscalização, neste sentido, sugere-se solicitar ao Instituto de Pesquisas Econômicas Aplicadas (IPEA) ou à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda (SEAE) trabalhos específicos e aprofundados sobre esse tema;
f) Todos os contratos de concessão de distribuição de energia elétrica, bem como os respectivos termos aditivos, com os dados relacionados à duração, aos termos inicial e final e ao equilíbrio econômico-financeiro, estão disponíveis de forma integral e em versão digital no sitio eletrônico da ANEEL (http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=43&idPerfil=2 );
g) as alterações contratuais sobre cláusulas econômico-financeira requererão anuência das concessionárias e deverão ser propostas pelo Poder Concedente, contudo, é possível o aprimoramento metodológico do reajuste tarifário anual por meio de outros mecanismos, como a alteração na metodologia da CVA proposta pela ANEEL;
h) foram feitas oitivas da CELPE e da CEMIG, no âmbito do TC - 021.975/2007-0, e diligências à CEMAR, à CEPISA e à CEAL, no âmbito do TC - 031.039/2008-6;
i) no caso de necessidade de ouvir outros agentes envolvidos, existem mecanismos apropriados adotados pela ANEEL: audiências e consultas públicas, onde se podem auscultar todas as partes afetadas pelas regras de reajuste tarifário, inclusive os consumidores de energia elétrica;
II. encaminhar, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, cópia dos relatórios e votos dos seguintes trabalhos fiscalizatórios no setor de distribuição de energia elétrica realizados:
a) Acórdão no 2.428/02-2ª Câmara, que trata de possíveis irregularidades no cálculo das tarifas de energia elétrica da Empresa Energética do Mato Grosso do Sul (Enersul);
b) Acórdão no 2.210/08-P e Acórdão no 2.544/08, que tratam de solicitação de auditoria nos reajustes tarifários da CELPE e da CEMIG;
c) Acórdão n.º 2.211/08-P, que trata de auditoria operacional realizada na Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), com a finalidade de avaliar o impacto das perdas elétricas no sistema elétrico brasileiro;
d) Acórdão no 1.103/08-P, que cuida do segundo monitoramento, realizado pela SEFID, das recomendações proferidas ao Ministério de Minas e Energia, por meio dos Acórdãos no 344/2003-P e no 59/2005-P, sobre a verificação se os critérios de implementação da tarifa social beneficiam efetivamente as famílias de baixa renda;
e) Acórdão no 1.630/08-P, que trata de cobrança indevida de energia elétrica não fornecida pela Companhia Energética da Bahia (COELBA);
f) Acórdão no 2.379/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo;
g) Acórdão no 2.542/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Companhia Energética do Ceará (COELCE);
III. no intuito de garantir a aplicação das metas definidas pelo regulador nas Notas Técnicas no 256/2005, no 187/2005 e no 189/2005 da SRE/ANEEL e o cumprimento dos princípios da modicidade tarifária e da eficiência positivados pelo art. 6º, § 1º, da Lei nº 8.987/95, propõe-se determinar à ANEEL que, no prazo de 180 dias:
a) ajuste as perdas elétricas da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, da Companhia Energética do Piauí - CEPISA, da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, no período 2005-2008, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores e observando que:
i. os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
ii. as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica que não decorre de maior eficiência da concessionária;
iii. as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente;
b) avalie se as irregularidades constatadas na definição das perdas das concessionárias referidas no item "a" aconteceram em todas as outras que passaram por processo de reajuste durante o primeiro ciclo tarifário e, caso positivo, adote as medidas necessárias para sua correção, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores;
c) informe os respectivos encaminhamentos e resultados ao TCU;
IV. remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL; ao Ministério de Minas e Energia - MME; à Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, à Companhia Energética do Piauí - CEPISA, à Companhia Energética de Alagoas - CEAL e à ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A;
V. declarar integralmente atendida a presente solicitação, com fulcro no art. 14, inciso IV, c/c art. 17, inciso II, da Resolução - TCU nº 215/2008;
VI. arquivar os presentes autos em consonância com o art. 169, inciso IV, do RITCU c/c art. 14, inciso IV, da Resolução - TCU nº 215/2008".
2. É o relatório
Voto do Ministro Relator
Cuidam os autos de solicitação do Congresso Nacional, decorrente da Proposta de Fiscalização e Controle nº 52/08 da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, na qual a citada comissão requer ao TCU que fiscalize os atos que autorizaram o reajuste de tarifas das distribuidoras Companhia Energética do Maranhão (Cemar), Companhia Energética do Piauí (Cepisa), Companhia Energética de Alagoas (Ceal) e Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A., em percentuais superiores à inflação.
2. O art. 232, III, do Regimento Interno/TCU confere legitimidade aos Presidentes de Comissões do Congresso Nacional, da Câmara dos Deputados e do Senado Federal para que solicitem a realização de Auditoria por este Tribunal, quando por elas aprovada. Enfeixada esta hipótese neste processo, deve o Tribunal dele conhecer.
3. A proposta de fiscalização reuqer ao TCU que encaminhe os trabalhos fiscalizatórios relacionados ao tema realizados a partir de 2007, além do envio de informações relativas aos seguintes quesitos:
exame dos parâmetros componentes do índice de reajuste e sua conformidade;
adequação dos índices contratuais utilizados, tais como o IGPM, para reajustar tarifas de energia elétrica;
dados dos contratos, tais como duração, termo inicial e final e equilíbrio econômico-financeiro;
alternativas legais ou contratuais que possibilitem novos pactos entre partes;
realização de oitivas;
requisição de documentos públicos.
4. De início, realço que se encontra em análise nesta Corte de Contas, no âmbito do TC 021.975/2007-0, possível distorção no modelo regulatório adotado no setor elétrico que permite às empresas concessionárias apropriarem-se de ganhos de escala do negócio, em decorrência do aumento no consumo, sem que haja a contrapartida na redução da tarifa e, também, no aumento da eficiência operacional do serviço prestado.
5. O Plenário deste Tribunal, por meio do Acórdão nº 2.210/2008, concluiu que a metodologia adotada para o reajuste tarifário apresenta falha conceitual que leva ao desequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. Não obstante, em sede de Embargos de Declaração, em razão de inobservância aos princípios do contraditório e da ampla defesa, o TCU, por meio do Acórdão 2.544/2008, tornou insubsistente o Acórdão nº 2.210/2008-Plenário. Dessa forma, ressalto que, diversamente do informado pela SEFID, não há posicionamento do TCU sobre o tema, uma vez que não subsiste a decisão inicial.
6. Cumpre registrar, ainda, que, conforme informações contidas naqueles autos, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia - MME, está adotando as medidas necessárias para correção do referido problema e o TCU está acompanhando as decisões e as soluções tomadas pela Agência e pelo MME.
7. Em que pese esta Corte de Contas não tenha concluído a análise do TC 021.975/2007-0, entendo oportuno encaminhar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados os Acórdãos 2.210/2008 e 2.544/2008, em razão do profícuo estudo empreendido nesta Corte sobre o tema, alertando, no entanto, que não se trata de posicionamento definitivo do TCU sobre a questão.
8. No que se refere à regularidade do reajuste tarifário de 2008 da ENERGISA, proposta similar foi objeto de Representação formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho, autuada no TC 025.819/2008-1. A Sefid, na oportunidade, não encontrou irregularidades no reajuste da ENERGISA e esclareceu que as sucessivas autorizações de reajustes das tarifas de energia elétrica por parte da ANEEL decorreram de obrigações legais e contratuais, não havendo irregularidade nesse aspecto.
9. A análise empreendida pela Secretaria de Fiscalização de Desestatização - SEFID nos processos de reajuste tarifário de 2008 das concessionárias Cemar, Cepisa e Ceal demonstrou que os cálculos estão em conformidade com a metodologia em vigor.
10. Não obstante, a unidade técnica observou que a ANEEL conduziu de forma irregular a definição das perdas das concessionárias em questão, contrariando as metas definidas na Nota Técnica 256/2005, 187/2005 e 189/2005 da SRE/ANEEL e o art. 6o, §1o, da Lei no 8.987/95, sendo necessário que a ANEEL ajuste as perdas elétricas da CEMAR, da CEPISA e da CEAL, no período 2005-2008, e os respectivos efeitos financeiros para os consumidores.
11. Embora concorde, em essência, com as manifestações da unidade técnica, divirjo da proposta de se determinar à ANEEL que ajuste as perdas elétricas da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, da Companhia Energética do Piauí - CEPISA, da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, no período 2005-2008.
12. Como venho reiterando ao longo de minha atuação em processos afetos às atividades regulatórias, reafirmo que o controle exercido pelo TCU neste campo tem caráter marcadamente ancilar ao Poder Concedente, no que se refere ao acompanhamento de outorgas ou execução de contratos de serviços públicos concedidos. Trata-se, portanto, de um controle de segunda ordem, cujos limites se estabelecem na esfera de discricionariedade conferida ao agente regulador.
13. Há que se ponderar que, conforme esclarecimentos da Aneel, não havia no primeiro ciclo de revisões tarifárias uma metodologia específica para definição dos montantes admissíveis de perdas elétricas. Ademais, não vislumbro o descumprimento de norma com efeitos cogentes por aquela agencia reguladora. Dessa forma, sopesada a sólida fundamentação técnica da secretaria especializada, entendo devam ser as propostas de determinação transmudadas para recomendação.
14. Verifico, por fim, que a secretaria especializada não colacionou aos autos os dados dos contratos, tais como duração, termo inicial e final e equilíbrio econômico-financeiro, conforme solicitou a Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados. Dessa forma, julgo conveniente determinar à unidade que, no prazo de 30 dias, colha as informações requeridas e as encaminhe à citada Comissão, por intermédio da Assessoria Parlamentar desta Corte de Contas.
15. Ante o exposto, VOTO por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto a este Plenário.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 2 de setembro de 2009.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão
Vistos, relatados e discutidos estes autos de Solicitação de Fiscalização os atos que autorizaram o reajuste de tarifas das distribuidoras Companhia Energética do Maranhão (Cemar), Companhia Energética do Piauí (Cepisa), Companhia Energética de Alagoas (Ceal) e Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A, formulados pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. conhecer da presente solicitação, nos termos do artigo 66, inciso IV, da Resolução TCU nº 191/2006;
9.2. prestar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados os seguintes esclarecimentos:
9.2.1. nos reajustes tarifários da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, da Companhia Energética do Piauí - CEPISA, da Companhia Energética de Alagoas - CEAL e da ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, os procedimentos e cálculos adotados são aderentes à fórmula paramétrica presente nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica;
9.2.2. entretanto, a metodologia de reajuste tarifário utilizada nesses processos também sofre do problema de "falta de neutralidade da Parcela A", causando ganhos indevidos para as distribuidoras que deveriam ser repassadas para o consumidor, problema identificado também em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica;
9.2.3. a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia - MME, está adotando as medidas necessárias para correção do referido problema e o TCU está acompanhando as decisões e as soluções tomadas pela Agência e pelo MME, no âmbito do processo TC - 021.975/2007-0;
9.2.4. a utilização de um ou outro índice contratual de reajuste pode apresentar vantagens e desvantagens, competindo ao ente regulador fazer a escolha que julgar mais apropriada para atingir os objetivos regulatórios do setor;
9.2.5. conclusões precisas sobre a adequação dos índices contratuais utilizados requerem rigor científico que foge ao escopo desta fiscalização, neste sentido, sugere-se solicitar ao Instituto de Pesquisas Econômicas Aplicadas (IPEA) ou à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda (SEAE) trabalhos específicos e aprofundados sobre esse tema;
9.2.6. as alterações contratuais sobre cláusulas econômico-financeira requererão anuência das concessionárias e deverão ser propostas pelo Poder Concedente, contudo, é possível o aprimoramento metodológico do reajuste tarifário anual por meio de outros mecanismos, como a alteração na metodologia da CVA proposta pela ANEEL;
9.2.7. foram feitas oitivas da CELPE e da CEMIG, no âmbito do TC - 021.975/2007-0, e diligências à CEMAR, à CEPISA e à CEAL, no âmbito do TC - 031.039/2008-6;
9.3. encaminhar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, cópia dos relatórios e votos dos seguintes trabalhos fiscalizatórios no setor de distribuição de energia elétrica realizados:
9.3.1. Acórdão no 2.428/02-2ª Câmara, que trata de possíveis irregularidades no cálculo das tarifas de energia elétrica da Empresa Energética do Mato Grosso do Sul (Enersul);
9.3.2. Acórdão no 2.210/08-P e Acórdão no 2.544/08, que tratam de solicitação de auditoria nos reajustes tarifários da CELPE e da CEMIG;
9.3.3. Acórdão n.º 2.211/08-P, que trata de auditoria operacional realizada na Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), com a finalidade de avaliar o impacto das perdas elétricas no sistema elétrico brasileiro;
9.3.4. Acórdão no 1.103/08-P, que cuida do segundo monitoramento, realizado pela SEFID, das recomendações proferidas ao Ministério de Minas e Energia, por meio dos Acórdãos no 344/2003-P e no 59/2005-P, sobre a verificação se os critérios de implementação da tarifa social beneficiam efetivamente as famílias de baixa renda;
9.3.5. Acórdão no 1.630/08-P, que trata de cobrança indevida de energia elétrica não fornecida pela Companhia Energética da Bahia (COELBA);
9.3.6. Acórdão no 2.379/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo;
9.3.7. Acórdão no 2.542/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Companhia Energética do Ceará (COELCE);
9.3.8. Acórdão no 1.430/09-P, exarado nestes autos;
9.4. no intuito de garantir a aplicação das metas definidas pelo regulador nas Notas Técnicas no 256/2005, no 187/2005 e no 189/2005 da SRE/ANEEL e o cumprimento dos princípios da modicidade tarifária e da eficiência positivados pelo art. 6º, § 1º, da Lei nº 8.987/95, recomendar à ANEEL que:
9.4.1. ajuste as perdas elétricas da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, da Companhia Energética do Piauí - CEPISA, da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, no período 2005-2008, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores e observando que:
9.4.1.1. os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
9.4.1.2. as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica que não decorre de maior eficiência da concessionária;
9.4.1.3. as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente;
9.5. avalie se as irregularidades constatadas na definição das perdas das concessionárias referidas no item "9.4.1." aconteceram em todas as outras que passaram por processo de reajuste durante o primeiro ciclo tarifário e, caso positivo, adote as medidas necessárias para sua correção, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores;
9.6. determinar à ANEEL que se manifeste no prazo de trinta dias quanto ao acolhimento, ou não, das recomendações ora exaradas, eventuais encaminhamentos e resultados;
9.7. determinar à SEFID que, no prazo de 30 dias, colha os dados dos contratos, tais como duração, termo inicial e final e equilíbrio econômico-financeiro - conforme solicitou a Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados - e as encaminhe à citada Comissão, por intermédio da Assessoria Parlamentar desta Corte de Contas;
9.8. remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL; ao Ministério de Minas e Energia - MME; à Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, à Companhia Energética do Piauí - CEPISA, à Companhia Energética de Alagoas - CEAL e à ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A;
9.9. declarar integralmente atendida a presente solicitação, com fulcro no art. 14, inciso IV, c/c art. 17, inciso II, da Resolução - TCU nº 215/2008;
9.10. arquivar os autos
Quorum
13.1. Ministros presentes: Valmir Campelo (na Presidência), Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro e José Jorge.
13.2. Auditor convocado: Augusto Sherman Cavalcanti.
13.3. Auditores presentes: Marcos Bemquerer Costa, André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
Publicação
Ata 35/2009 - Plenário
Sessão 02/09/2009
Aprovação 03/09/2009
Dou 04/09/2009
Referências (HTML)
Documento(s):031-039-2008-6-MIN-BZ.rtf
Xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx
25/11/2009
Ata 50/2009 - Plenário Sessão 25/11/2009 - TC-026.601/2009-9
Aprovação 26/11/2009 Dou 27/11/2009
GRUPO I / CLASSE II / Plenário
TC-026.601/2009-9
Natureza: Solicitação do Congresso Nacional
Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessado: Câmara dos Deputados
Sumário:
SOLICITAÇÃO DE AUDITORIA ORIUNDA DA CÂMARA DOS DEPUTADOS. METODOLOGIA ADOTADA PELA ANEEL, PARA REAJUSTAMENTO DE CONTRATOS DE CONCESSIONÁRIOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. CONHECIMENTO. ATENDIMENTO A QUESTIONAMENTOS FORMULADOS. COMUNICAÇÕES. REMESSA DE CÓPIAS. ARQUIVAMENTO
RELATÓRIO
Adoto como Relatório a instrução do AUFC Ivan André Pacheco Rogedo, com a qual aquiesceram as instâncias superiores da Secretaria de Fiscalização de Desestatização - SEFID.
1. Trata-se de Solicitação do Congresso Nacional - CN expedida pelo Presidente da Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI - Tarifas de Energia Elétrica), Deputado Federal Eduardo da Fonte, solicitando ao TCU informações relativas à metodologia de reajuste tarifário de energia elétrica, no prazo de 5 dias, nos termos a seguir.
"1)Descrição detalhada das inconsistências da metodologia de cálculo de reajuste tarifário anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica decorrentes da Portaria Interministerial nº 25, de 24 de janeiro de 2002, que trata da Conta de Compensação da Variação de Valores da Parcela A (CVA), identificadas pelo TCU, compreendendo os seguintes itens:
a) Histórico do problema desde seu início até os dias atuais, bem como dos estudos realizados e das ações tomadas pelo TCU com vistas a corrigir as distorções detectadas;
b) Exemplo(s) numérico(s) que apontem claramente o problema identificado;
c) Cópia de ofícios, relatórios e outros documentos relevantes que contenham informações referentes ao problema identificado e indiquem as recomendações feitas e ações tomadas pelo TCU com vistas a corrigir as distorções detectadas;
2)Levantamentos realizados pelo TCU que permitam estimar quantitativamente as distorções detectadas."
Resposta aos Itens da Solicitação
Contextualização e Histórico
2. O pedido relaciona-se ao TC 021.975/2007-0, de relatoria do Ministro Benjamin Zymler, que tratou de Solicitação do Congresso Nacional para que o Tribunal verificasse o reajuste tarifário da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe. Nesse processo, identificou-se erro metodológico que proporcionou a apropriação indevida por parte da Celpe de valores relativos à Parcela A (custos não gerenciáveis) em decorrência do aumento de demanda, com afronta aos princípios da modicidade tarifária e regulação por incentivos.
3. O Plenário do TCU acolheu a proposta da Unidade Técnica e exarou determinação à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, por meio do Acórdão 2210/2008-P de 10/10/2008, como se segue.
"9.1. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, com fulcro no inciso I, art. 14 da Lei 9.427/96 e § 1o, art. 6o da Lei 8.987/95, que:
9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da Celpe, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
9.1.2. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no subitem 9.1;
9.1.3. avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da Celpe desde o início da concessão até a presente data;
9.1.4. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item 9.1.3;
9.1.5. estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da Celpe às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;"
4. Após a publicação do Acórdão, a Aneel informou que já tinha ciência da falha metodológica desde 2007, contraditoriamente ao que havia informado durante a auditoria, e que enviou ao MME proposta de alteração da portaria interministerial de regulamentação da CVA, em 3/11/2008, que, se acatada, permitiria a Agência compensar a ausência de neutralidade da Parcela A na CVA.
5. Ocorre que o citado Acórdão foi tornado insubsistente em razão de acolhimento de embargos declaratórios impetrados pela Aneel, por meio do Acórdão 2544/2008-P de 14/11/2008. Entendeu o Pleno deste Tribunal que deveriam ser ouvidas a Cemig e a Celpe no processo, para garantir-lhes o contraditório e a ampla defesa, haja vista terem direito subjetivo afetado pela decisão.
6. A unidade técnica ouviu no processo as referidas concessionárias e encaminhou proposta de mérito ao Ministro Relator (fls. 233 e 234), em 27/7/2009.
"I. Com fundamento no art. 250, II, do Regimento Interno do TCU, no intuito de garantir o cumprimento das disposições do art. 14, IV, da Lei no 9.427/96 e os princípios da modicidade tarifária e da eficiência positivados pelo art. 6º, § 1º da Lei nº 8.987/95, determinar:
a) ao Ministério de Minas e Energia - MME que, dentro de 30 dias, se manifeste de forma conclusiva sobre a proposta de alteração da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA, submetida pela Aneel, por meio do Ofício no 267/2008-DR/Aneel, adotando, se for o caso, as medidas necessárias para emissão de nova Portaria Interministerial alterando a metodologia da CVA.
b) à Agência Nacional de Energia Elétrica que, caso o MME emita nova Portaria Interministerial alterando a metodologia da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA, tome as providências necessárias para sua imediata implementação, caso contrário, dentro de 180 dias, desenvolva formas alternativas para resolver o problema de falta de neutralidade da Parcela A, de acordo com suas competências estabelecidas nos artigos 2º e 3º da Lei no 9.427/96;
c) ao Ministério de Minas e Energia e à Agência Nacional de Energia Elétrica que, na medida em que adotarem as determinações contidas nos itens "a" e "b", informem os respectivos encaminhamentos e resultados ao TCU;
II. alertar à Aneel que a omissão de informações aos técnicos do TCU contraria o art. 42 da Lei no 8.443/92, podendo sujeitar os responsáveis às sanções previstas na legislação em pauta;
III. remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel); ao Ministério de Minas e Energia (MME); à Companhia Energética de Pernambuco - Celpe e à CEMIG Distribuição S/A;
IV. declarar integralmente atendida a presente solicitação, com fulcro no art. 14, IV, da Resolução - TCU nº 215/2008;
V. arquivar os presentes autos em consonância com o art. 169, IV, do RITCU."
7. Em 24/9/2009 o Ministro Relator determinou a feitura de diligência ao "MME e ao Ministério da Fazenda - MF para que, no prazo de 30 dias, apresentem manifestação conclusiva acerca da viabilidade da correção da citada falha metodológica mediante alteração da Conta de Compensação de Variação de Itens da Parcela A - CVA, conforme proposta submetida pela Aneel".
8. Em 10/11/2009 o TCU recebeu resposta conclusiva do MME. Essa resposta encontra-se em análise na Unidade Técnica.
9. Essas foram as ações tomadas pelo TCU com vistas a corrigir o problema, até o presente momento, em resposta ao item "1a" da Solicitação de Informações.
O Problema de Falta de Neutralidade da Parcela A
10. A descrição completa das inconsistências da metodologia de cálculo de reajuste tarifário de energia elétrica está detalhada na 1ª instrução da unidade técnica que examinou o reajuste tarifário da Celpe (fls 25/40, principal). Segue a transcrição da análise, no que se refere ao achado da falha regulatória da ausência de neutralidade da Parcela A.
"Análise da metodologia de reajuste tarifário
25. No tocante à análise da metodologia empregada pelos contratos de concessão, os estudos realizados apontam evidências de que a método adotado para o reajuste tarifário apresenta uma grave falha conceitual que leva ao desequilíbrio econômico-financeiro do contrato.
26. Para apresentar os achados, a análise do problema será apresentada da seguinte forma:
I. principais diferenças entre as metodologias de revisão periódica e reajuste anual;
II. inconsistências da metodologia de reajuste tarifário;
III. estimativas dos impactos sobre as tarifas;
IV. impactos na Celpe.
I. Principais diferenças entre as metodologias de revisão periódica e reajuste anual
27. Tanto a metodologia de reajuste quando a de revisão são baseadas na determinação da receita necessária para cobrir os custos na prestação do serviço, ou seja, consistem no cálculo das Parcelas A e B. Contudo, o processo de definição dessas parcelas difere em cada uma das metodologias.
28. Cálculo do reposicionamento tarifário no processo de revisão periódica
29. O valor do reposicionamento tarifário é definido como a razão entre a Receita Requerida (receita necessária para manter o equilíbrio econômico-financeiro após a revisão) e a Receita Verificada (receita auferida pela empresa com as tarifas vigentes).
30. A Receita Verificada é determinada aplicando-se as tarifas vigentes, no momento da revisão, à demanda do mercado referenciado no ano-teste, que é definido como o mercado estimado para período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência das novas tarifas.
31. Por sua vez, a Receita Requerida é definida como a soma das parcelas A e B, calculadas segundo critérios estabelecidos pela Aneel na Resolução nº 236/06.
32. Para se calcular a Parcela A, determinam-se os custos de compra de energia, os encargos tarifários e os custos de transmissão. Já a Parcela B é calculada pela definição de custos operacionais eficientes a partir da construção de uma empresa de referência e pela determinação da remuneração justa do capital investido a partir da definição da base de remuneração e do custo de capital.
Figura 1: Processo de definição dos componentes do reposicionamento tarifário na revisão periódica
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
33. Nesse ponto, é importante ressaltar que o processo de definição de cada componente da Parcela B é feito através de critérios técnicos desenvolvidos pelo ente regulador, com o intuito de garantir a solidez metodológica de todo o processo a partir de um cálculo aprofundado de cada um desses componentes (custos operacionais e custo de capital).
34. A despeito de eventuais críticas e possibilidades de aperfeiçoamento dessa metodologia, não se pode contestar a intenção do regulador de imprimir um forte caráter técnico na definição da Parcela B no processo de revisão tarifária.
35. Além do valor do reposicionamento tarifário, também é definido durante a revisão tarifária o valor do Fator X. Apesar de não ser relevante para a análise do problema em questão, é importante salientar que essa componente também é obtida através de critérios técnicos definidos em resolução específica da Aneel.
36. Cálculo do índice de reajuste tarifário
37. O índice de reajuste tarifário é dado pela razão entre a Receita na Data de Reajuste em Processamento - DRP (receita capaz de manter o poder de compra da empresa após o reajuste) e a Receita na Data de Referência Anterior - DRA (receita auferida pela empresa no período anterior).
38. A receita em DRA refere-se à receita efetivamente arrecadada nos últimos 12(doze) meses que antecederam o reajuste tarifário. Por outro lado, a receita em DRP é calculada com base na soma dos valores estimados para as parcelas A e B da concessionária.
39. A principal diferença entre as metodologias de revisão e reajuste reside na forma como é calculada a parcela B da receita. A metodologia do reajuste não utiliza os critérios definidos na Resolução nº 236/06 da Aneel.
40. O processo de definição do IRT passa, primeiramente, pela apuração da Receita em DRA conforme já explicado. O segundo passo consiste em determinar os gastos efetivamente incorridos com a Parcela A durante o período de 12 (doze) meses que antecedeu o reajuste. O valor da Parcela B é finalmente calculado como a diferença entre os valores da Receita em DRA e da Parcela A.
Figura 2: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRA no reajuste anual
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
41. Por outro lado, a definição da receita em DRP começa pela determinação do valor da Parcela B, que é feita corrigindo a mesma parcela B calculada em DRA pela inflação e pelo Fator X.
42. O último passo consiste em determinar a parcela A a partir dos custos não-gerenciáveis estimados, tomando como base a mesma demanda existente em DRA, ou seja, a dos últimos 12 (doze) meses anteriores à data do reajuste.
Figura 3: Processo de definição das parcelas A e B da Receita em DRP no reajuste anual
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
43. Há dois pontos importante dentro do processo de reajuste tarifário que merecem ser ressaltados: a estimativa da Parcela B tem menor nível de detalhamento técnico quando comparada ao processo de revisão tarifária; a demanda considerada refere-se ao período dos 12 (doze) meses anteriores à atualização e não a uma estimativa dos meses posteriores como na metodologia de revisão.
44. O método adotado no reajuste para o cálculo da Parcela B é feito com base na diferença entre a receita efetivamente arrecadada e os custos não-gerenciáveis efetivamente despendidos. Não guarda nenhuma relação com as metodologias de empresa de referência, base de remuneração e custo de capital utilizadas no processo de revisão.
45. A segunda diferença entre as metodologias de revisão e reajuste é relativa ao período de tempo utilizado para calcular os componentes das parcelas A e B. Na revisão tarifária é feita uma estimativa da demanda futura para balizar o valor justo da tarifa, enquanto que no processo de reajuste tarifário, as potenciais variações de demanda são ignoradas.
II. Inconsistências da metodologia de reajuste tarifário
46. A principal inconsistência metodológica do processo de reajuste tarifário é causada pelas duas diferenças já apontadas entre este processo e o de revisão: determinação do valor da Parcela B e desconsideração das variações futuras de demanda.
47. Como já foi explicado, dentro do reajuste tarifário, o valor da Parcela B é calculado como a diferença entre os valores da receita efetivamente arrecadada e a Parcela A efetivamente despendida. Ao optar por esse caminho, a metodologia abandona todo o rigor técnico utilizado no cálculo dos custos operacionais e dos custos de capital no processo de revisão e o substitui por uma forma simplificada de cálculo baseada na diferença de duas variáveis que nada tem a ver com os custos gerenciáveis da empresa.
48. O impacto dessa escolha faz com que as variações de receita derivadas das variações de demanda, que não são consideradas no momento do reajuste, sejam absorvidas pela Parcela B do ano seguinte. Em um cenário de demanda crescente, a metodologia proporciona um ganho adicional da concessionária, que não é compartilhado com o consumidor.
Figura 4: Efeitos da variação de receita devida ao crescimento da demanda no IRT
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
49. Como exemplo, suponha que um determinado processo de reajuste tenha definido uma tarifa de R$100/KWh, considerando uma demanda de 100KWh. A receita esperada, portanto, é de R$ 10.000. Em outras palavras, a tarifa proposta deve garantir o poder de compra da empresa para que seja capaz de cobrir seus custos e fornecer a energia demandada.
50. Caso a demanda aumente em 20%, para 1.200KWh, o poder de compra da empresa também aumentará em 20%, para R$12.000. Contudo, não é correto afirmar que os custos da empresa aumentam na mesma proporção. Ou seja, a empresa arrecadou R$2.000 adicionais, mas seus custos não subiram na mesma proporção.
51. A razão pela qual é possível afirmar que os custos da empresa não variam na mesma proporção da variação da quantidade de energia vendida reside no fato da existência de custos fixos dentro das parcelas A e B.
52. Na parcela A, por exemplo, os custos de compra de energia são variáveis, enquanto que de encargos setoriais e de transmissão não são diretamente proporcionais ao crescimento da quantidade de energia vendida. Já dentro da parcela B, custos administrativos podem ser considerados como exemplos de custos fixos.
53. O Fator X, calculado na revisão tarifária e aplicado nos processos de reajuste, tem o objetivo de compartilhar os ganhos de escala dos itens de custo fixo da parcela B. Contudo, ao aplicá-lo no valor determinado pela metodologia de reajuste, perde completamente a coerência econômica, pois o número determinado pelo reajuste não guarda nenhuma correspondência com o real valor da parcela B, calculado durante o processo de revisão tarifária (a partir das metodologias de empresa de referência, base de remuneração e custo de capital).
54. Além disso, os efeitos decorrentes do uso do Fator X, não se aplicam aos itens de custo fixo da parcela A, o que faz com que não exista nenhum mecanismo de compartilhamento de ganho para esses componentes de custo.
55. A única possibilidade para que o valor da parcela B calculado de forma simplificada no reajuste seja igual ao cálculo mais detalhado feito na revisão seria uma situação hipotética de crescimento nulo de demanda. De acordo com os estudos da Empresa de Pesquisa Energética publicados no último Plano Decenal de Energia (2007-2016), o crescimento nulo ou negativo da demanda não é razoável nem mesmo em cenários pessimistas de crescimento econômico.
56. De qualquer forma, o cenário de crescimento negativo da demanda traz para a empresa arrecadação menor do que a prevista. Contudo, o histórico e as previsões atuais revelam que tal cenário não é viável. Somente um evento externo, como ocorreu na crise energética de 2001, poderia provocar uma diminuição do consumo de energia elétrica. Ainda assim, aplica-se o mecanismo de revisão extraordinária para reequilibrar os contratos em tais situações.
57. Portanto, fica evidente que a metodologia utilizada para o reajuste tarifário desequilibra o contrato em favor das concessionárias de energia elétrica, gera ganhos ilícitos e prejudica o interesse público em favor do lucro privado indevido.
58. A metodologia atual permite que as empresas se apropriem dos ganhos de escala do negócio, mesmo quando não decorram de um aumento de eficiência operacional. Esses ganhos, derivados do aumento do consumo, deveriam ser repassados aos consumidores em sintonia com o princípio da modicidade tarifária. Dessa forma, a metodologia utilizada desvirtua a finalidade do mecanismo de reajuste, que é manter o poder de compra da concessionária durante o período tarifário.
III. Estimativas dos impactos sobre as tarifas
59. O impacto nas tarifas das deficiências do modelo de reajuste tarifário é função de três variáveis: proporção dos componentes das parcelas A e B no valor total da receita estimada; relação entre custos fixos e variáveis da parcela B; crescimento esperado da demanda.
60. Para melhor ilustrar o impacto nas tarifas, foi feita uma simulação capaz de demonstrar, caso a metodologia de reajuste tarifário refletisse as variações de demanda, quanto as tarifas poderiam ser reduzidas em um cenário de demanda crescente de energia, considerando uma concessionária hipotética com as seguintes premissas:
¿ Composição dos componentes de custo da empresa:
- Parcela A (custos com compras) - 40%
- Parcela A (encargos setoriais e custos de transmissão) - 20%
- Parcela B - 40%
¿ 50% dos componentes de custo da parcela B são variáveis com a demanda
¿ Crescimento de demanda anual (5,1%) de acordo com PDE 2007-2016
Gráfico 1: Simulação da sensibilidade da tarifa de energia à variação da demanda
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
61. A simulação proposta demonstra que, no cenário adotado de crescimento no consumo de energia elétrica, as tarifas da concessionária hipotética poderiam ficar 1,92% menores, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
62. Considerando uma demanda total brasileira de energia elétrica de 375,6TWh e uma tarifa média por MWh de R$ 259,80, é possível estimar um impacto anual de R$1,8 bilhões no mercado nacional, utilizando as premissas da simulação realizada.
63. Contudo, é preciso ressaltar que os impactos são sensíveis às premissas adotadas. Uma simulação que adotasse a premissa de que 100% dos custos da Parcela B são variáveis, por exemplo, traduziria uma redução de tarifas de aproximadamente 1% e um impacto no mercado de aproximadamente R$1 bilhão.
64. Independente das premissas adotadas, é notório que o prejuízo causado aos usuários tem alta materialidade. Além disso, é importante alertar que o efeito dessa falha metodológica se propaga ao longo do ciclo tarifário, aumentando ainda mais seus impactos negativos.
65. Para que seja feito um cálculo mais preciso dos impactos que a adequação dessa metodologia poderá trazer para as tarifas da Celpe, assim como para as tarifas de todas as outras concessionárias, é necessário que sejam obtidos dados reais de cada umas das variáveis citadas. De qualquer forma, mesmo adotando premissas conservadoras, o modelo permite constatar a alta materialidade dos valores em questão.
66. V. Impactos na Celpe
67. Os processos de reajuste tarifário da Celpe, entre 2002 e 2007 utilizaram a metodologia descrita nesse documento e resultaram, portanto, em uma situação de desequilíbrio econômico-financeiro do contrato em favor das concessionárias, ao não repassar para as tarifas alguns ganhos de escala que não foram decorrentes do aumento da eficiência operacional.
68. Os efeitos da distorção metodológica apontada podem ser observados ao comparar a evolução do valor da Parcela B e a evolução do índice que deveria balizar as correções dessa parcela.
69. O Gráfico 2 mostra como o valor da Parcela B da Celpe evoluiu ao longo do primeiro e do segundo ciclo tarifário (a 1a revisão ocorreu em 2005). Os dados coletados demonstram que, entre 2002 e 2004, o valor da Parcela B cresceu 78,29%, enquanto a inflação acumulada corrigida pelo Fator X cresceu 51,42%. Já no segundo ciclo, o valor da Parcela B cresceu 34,69%, enquanto a inflação acumulada corrigida pelo Fator X cresceu 4,64%.
Gráfico 2: Comparação entre a variação anual acumulada da Parcela B e do IGPM - Fator X
[VIDE GRÁFICO NO DOCUMENTO ORIGINAL]
70. Os dados revelam que a correção obtida pela Parcela B está muito acima do natural indexador de suas variações (IGPM - Fator X). A diferença observada ocorre devido a atual metodologia de reajuste que permite que a Parcela B absorva ganhos de escala não advindos de melhorias na eficiência da operação e, sim, do aumento de demanda. Esses ganhos incrementam a receita das empresas além da necessidade de manutenção do seu poder de compra e deveriam ser repassados para os consumidores na forma de redução nas tarifas.
71. Por outro lado, ao analisar a variação anual da Parcela B, nota-se que está entre os dois elementos mais importantes na composição do índice de reajuste tarifário em todo o período analisado, com exceção do ano de 2004.
Tabela 3: Análise componentes de custo na formação do IRT
Ano IRT Principais itens de custo que contribuíram na composição do IRT Participação do item no IRT
2002 15,17% Encargos setoriais
Parcela B 4,98%
4,49%
2003 28,47% Parcela B
Compras de Energia 13,68%
11,63%
2004 11,42% Compras de Energia
Encargos de Transmissão 3,26%
2,74%
2006 19,82% Encargos Financeiros
Parcela B 10,75%
7,48%
2007 12,45% Parcela B
Encargos Financeiros 7,33%
4,17%
72. Portanto, pode-se constatar que a variação da Parcela B contribui de forma significativa para a formação do IRT e está sendo atualizada acima do indexador que garante a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato."
11. Esse é, portanto, o problema relacionado à metodologia de reajuste tarifário.
12. Em relação à questão da CVA, observa-se que a Aneel entendeu que poderia resolver o problema se houvesse alteração da Portaria Interministerial MF/MME nº 25/2002, que regulamenta a CVA. Inquirido pelo TCU, o Ministério de Minas e Energia respondeu que não alterará a referida Portaria, porque esta já autorizaria a Aneel a regular a matéria de forma a solucionar o problema (Vide Anexos).
13. Não existe, ainda, manifestação final do TCU sobre a matéria, mas em análise preliminar da Unidade Técnica, entende-se que existem inúmeras maneiras de a agência solucionar o problema. A opção de alteração da referida Portaria é apenas uma das maneiras possíveis de se resolver a questão da neutralidade da Parcela A e não o problema. Reputa-se respondido o caput do questionamento e o item "1b".
14. Em relação ao item 2, ele foi analisado em especial na resposta à solicitação de informações encaminhada pela mesma CPI e que constituiu o TC 026.611/2009-5.
15. As informações disponíveis sobre a estimativa quantitativa das distorções detectadas são as já informadas no corpo desta instrução.
16. Sobre o item "c" e para subsidiar a resposta dos demais questionamentos, reputa-se necessário que se envie cópia do principal do TC 021.975/2007-0, para a CPI.
17. Em razão do art. 11 da Resolução TCU nº 215/2008 e sabendo que o presente processo surgiu em decorrência da autuação de processo referente à solicitação de fiscalização do CN de relatoria do Ministro Benjamin Zymler, entende-se que este seja o Relator.
Proposta de Encaminhamento
18. Propõe-se ao Relator, Ministro Benjamin Zymler, com fulcro no art. 38, II, da Lei 8.443/1992, que encaminhe cópia desta instrução e do Principal do TC 021.975/2007-0 à Comissão Parlamentar de Inquérito do Congresso Nacional, na pessoa do Presidente desta Comissão, o Deputado Eduardo da Fonte. Propõe-se, também, o arquivamento do presente processo.".
2. É o relatório
VOTO
Cuidam os autos de Solicitação do Congresso Nacional - CN expedida pelo Presidente da Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI - Tarifas de Energia Elétrica), Deputado Federal Eduardo da Fonte, solicitando ao TCU informações relativas à metodologia de reajuste tarifário de energia elétrica.
2. A Comissão Parlamentar de Inquérito solicitou a este Tribunal que descrevesse "as inconsistências da metodologia de cálculo de reajuste tarifário anual das concessionárias de distribuição de energia elétrica decorrentes da Portaria Interministerial nº 25, de 24 de janeiro de 2002, que trata da Conta de Compensação da Variação de Valores da Parcela A (CVA), identificadas pelo TCU, compreendendo os seguintes itens:
a) Histórico do problema desde seu início até os dias atuais, bem como dos estudos realizados e das ações tomadas pelo TCU com vistas a corrigir as distorções detectadas;
b) Exemplo(s) numérico(s) que apontem claramente o problema identificado;
c) Cópia de ofícios, relatórios e outros documentos relevantes que contenham informações referentes ao problema identificado e indiquem as recomendações feitas e ações tomadas pelo TCU com vistas a corrigir as distorções detectadas".
3. Ademais, a mencionada Comissão requereu informações acerca de "levantamentos realizados pelo TCU que permitam estimar quantitativamente as distorções detectadas."
4. Conforme se depreende do relatório precedente, as informações pleiteadas estão contempladas pela instrução da Secretaria de Fiscalização de Desestatização. Deve-se ressaltar, contudo, a necessidade de se encaminhar cópia do volume principal do TC 021.975/2007-0 à CPI para o pleno atendimento da solicitação constante do item "c" do segundo parágrafo deste voto.
5. Cumpre registrar que ainda não há deliberação vigente do TCU acerca da falha metodológica no cálculo das tarifas do setor elétrico O tema está sendo estudado no âmbito do TC 021.975/2007-0, que se refere à Solicitação do Congresso Nacional para que o Tribunal verificasse o reajuste tarifário da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe.
6. Em que pese o TCU tenha exarado o Acórdão 2210/2008-Plenário, no qual determinou à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que corrigisse a metodologia de reajuste tarifário no contrato de concessão da Celpe, o citado Acórdão foi tornado insubsistente, por meio do Acórdão 2544/2008-Plenário, em razão de acolhimento de embargos declaratórios opostos pela Aneel.
7. A Aneel não nega a existência da falha metodológica e pretendia solucioná-la mediante alteração da Portaria Interministerial MF/MME nº 25/2002, que regulamenta a CVA. Inquirido pelo TCU, o Ministério de Minas e Energia respondeu que não alterará a referida Portaria, porquanto a norma já autorizaria a Aneel a alterar a citada metodologia. Estas manifestações estão em análise na unidade especializada deste TCU.
8. Feitas estas observações acolho a proposta da SEFID no sentido de encaminhar cópia desta instrução e do volume principal do TC 021.975/2007-0 à Comissão Parlamentar de Inquérito do Congresso Nacional. Não obstante, considerando que a instrução da Sefid está integrada ao relatório precedente, basta seja encaminhada cópia desta deliberação à mencionada Comissão.
9. Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 25 de novembro de 2009.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão 2800/2009 - Plenário
1. Processo: 026.601/2009-9
2. Classe de Assunto: Solicitação do Congresso Nacional
3. Interessado: Câmara dos Deputados
4. Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
5. Ministro Relator: Benjamin Zymler
6. Representante do Ministério Público: não atuou
7. Unidade Técnica: Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
8. Acórdão
Vistos, relatados e discutidos estes autos de Solicitação do Congresso Nacional, o Tribunal Pleno, diante das razões expostas pelo Relator, ACORDA em:
9.1. com fulcro no art. 38, II, da Lei 8.443/1992, encaminhar cópia desta deliberação e do volume principal do TC 021.975/2007-0 à Comissão Parlamentar de Inquérito do Congresso Nacional, na pessoa do Presidente desta Comissão, o Deputado Eduardo da Fonte,
9.2. arquivar os autos
Ata 50/2009 - Plenário Sessão 25/11/2009 - TC-026.601/2009-9
Aprovação 26/11/2009 Dou 27/11/2009
Especificação do Quorum:
13.1. Ministros presentes: Ubiratan Aguiar (Presidente), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro, José Jorge e José Múcio Monteiro.
13.2. Auditores presentes: Augusto Sherman Cavalcanti, Marcos Bemquerer Costa, André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
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26-11-2009
GRUPO I / CLASSE II / Plenário
TC-018.715/2009-5
Natureza: Solicitação do Congresso Nacional
Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel
Interessada: Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados
Sumário:
SOLICITAÇÃO DO CONGRESSO NACIONAL. FISCALIZAÇÃO DOS PROCEDIMENTOS E DA METODOLOGIA DOS REAJUSTES TARIFÁRIOS ANUAIS E DAS REVISÕES TARIFÁRIAS PERIÓDICAS DA CEPISA. CONHECIMENTO. DETERMINAÇÃO. COMUNICAÇÃO
RELATÓRIO
Trata-se de solicitação do Congresso Nacional, formulada pela Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, nos termos da Proposta de Fiscalização e Controle nº 56, de 2008, aprovada pela referida Comissão e encaminhada por meio do Of. Pres. nº 195/2009, para que o Tribunal fiscalize os procedimentos e a metodologia dos reajustes tarifários anuais e das revisões tarifárias periódicas da Companhia Energética do Piauí - Cepisa.
2. A seguir, transcrevo a instrução da Sefid (fls. 09/14):
"(...)
Com fundamento no art. 38, I, da Lei nº 8.443, de 1992, c/c os arts. 231 e 232, III, do Regimento Interno do TCU e com o art. 4, I, "b", da Resolução TCU nº 215, de 2008, essa solicitação atende aos requisitos de admissibilidade constantes dos normativos mencionados. Assim, propomos o seu conhecimento.
(...)
Da análise
Tramita nesta Corte processos conexos a essa matéria. Trata-se dos TCs nºs 021.975/2007-0 e 031.039/2008-6. O primeiro é referente à solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados (Proposta de Fiscalização e Controle nº 36, de 2007) para que este Tribunal realizasse auditorias nos processos de reajuste tarifário da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe, em relação ao período de 2002 a 2007. O segundo diz respeito também a solicitação da Comissão mencionada (Proposta de Fiscalização e Controle nº 52, de 2008) para fiscalização na autorização de reajuste das tarifas das seguintes concessionárias: Companhia Energética do Maranhão - Cemar, Cepisa, Companhia Energética de Alagoas - Ceal e Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S/A.
Em decorrência da análise do TC nº 021.975/2007-0, o TCU proferiu o Acórdão nº 2.210/2008 - Plenário, que, no mérito, exarou a seguinte determinação à Aneel:
"9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da Celpe, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;"
Vislumbrando a existência de omissão e obscuridade no acórdão mencionado, a Aneel opôs embargos de declaração. Conhecidos e acolhidos os embargos opostos pelo regulador, o TCU expediu o Acórdão no 2.544/2008 - Plenário, que tornou insubsistente o julgado anterior, além de proferir determinação a esta Unidade Técnica para que analisasse as alegações constantes do recurso. A Sefid já procedeu a essa análise e encaminhou os autos ao Exmo. Sr. Ministro-Relator Benjamin Zymler.
No que tange ao TC nº 031.039/2008-6, a Sefid procedeu à análise dos autos e os encaminhou ao Ministro-Relator, também o Exmo. Sr. Benjamin Zymler. O pronunciamento desta unidade técnica, na parte relacionada a este processo, teve o seguinte teor:
"I. prestar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados os seguintes esclarecimentos:
nos reajustes tarifários da Companhia Energética do Maranhão - Cemar, da Companhia Energética do Piauí - Cepisa, da Companhia Energética de Alagoas - Ceal e da Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, os procedimentos e cálculos adotados são aderentes à fórmula paramétrica presente nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica;
entretanto, a metodologia de reajuste tarifário utilizada nesses processos também sofre do problema de "falta de neutralidade da Parcela A", causando ganhos indevidos para as distribuidoras que deveriam ser repassados para o consumidor, como identificado em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme recente fiscalização realizada pelo TCU (Acórdão nº 2.210/08-P);
a Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia - MME, está adotando as medidas necessárias para correção do referido problema e o TCU está acompanhando as decisões e as soluções tomadas pela Agência e pelo MME, no âmbito do processo TC - 021.975/2007-0;
...
...
no intuito de garantir a aplicação das metas definidas pelo regulador nas Notas Técnicas nº 256/2005, nº 187/2005 e nº 189/2005 da SRE/Aneel e o cumprimento dos princípios da modicidade tarifária e da eficiência positivados pelo art. 6º, § 1º, da Lei nº 8.987/95, propõe-se determinar à Aneel que, no prazo de 180 dias:
ajuste as perdas elétricas da Companhia Energética do Maranhão - Cemar, da Companhia Energética do Piauí - Cepisa, da Companhia Energética de Alagoas - Ceal, no período 2005-2008, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores e observando que:
os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica que não decorre de maior eficiência da concessionária;
as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente;
avalie se as irregularidades constatadas na definição das perdas das concessionárias referidas no item "a" aconteceram em todas as outras que passaram por processo de reajuste durante o primeiro ciclo tarifário e, caso positivo, adote as medidas necessárias para sua correção, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores;
informe os respectivos encaminhamentos e resultados ao TCU;"
Com base no exposto, entendemos que parte da presente solicitação - reajustes tarifários da Cepisa - já foi analisada por esta Sefid no âmbito do TC nº 031.039/2008-6 e, de forma geral, do TC nº 021.975/2007-0. Ademais, a despeito de o oficio que encaminha a Proposta de Fiscalização e Controle nº 56/2008 solicitar auditoria nesses reajustes (fl. 1), o Exmo. Sr. Deputado Federal Ciro Nogueira, proponente desta fiscalização, expõe (fl. 5):
"O TCU auditou a metodologia referente ao reajuste tarifário anual e identificou irregularidades que exigem correção. Resta, portanto, solicitar a auditoria na metodologia e nos procedimentos concernentes ao modelo de cálculo da revisão tarifária periódica, realizada a cada quatro anos, em especial face à constatação de que ocorreu o desequilíbrio econômico-financeiro da concessão em favor das concessionárias".
Portanto, resta a esta Corte, para fins de saneamento destes autos, a análise do processo de revisão tarifária periódica - RTP da Cepisa. Cabe destacar que o acompanhamento por parte do TCU das RTPs das concessionárias de distribuição de energia elétrica é disciplinado pela Instrução Normativa - IN TCU nº 43, de 2002. De acordo com o art. 3º, § 1º, da aludida IN, este Tribunal analisará, anualmente, quatro processos de revisão tarifária periódica, sendo: três relativos às empresas com maior número de unidades consumidoras atendidas e um escolhido aleatoriamente pela unidade técnica, sujeito à aprovação do relator.
Em 2009, foram selecionados, até então, três processos de RTP conduzidos pela Aneel: Ampla Energia e Serviços S/A, Companhia Energética de Pernambuco - Celpe e Companhia Energética de Goiás - Celg. Ainda não foi escolhido, por esta unidade técnica, o quarto processo a ser acompanhado, nos termos do art. 3º, § 1º, II, da IN TCU nº 43/2002. Sendo assim, propomos que, em face da presente solicitação da Câmara dos Deputados associada aos termos da IN mencionada, o processo de revisão tarifária da Cepisa seja o quarto processo a ser acompanhado pelo TCU no ano de 2009.
Por fim, com o objetivo de sanear estes autos e atender integralmente a presente demanda, propomos a requisição, junto à Aneel, dos documentos e das planilhas de cálculos que fundamentaram as autorizações de reposicionamento tarifário da Cepisa, conforme disposto no art. 4º da IN nº 43, de 2002, em relação ao Primeiro e ao Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica.
Cabe esclarecer que, conforme Despacho nº 4.646, de 2008, da Aneel, o processo de RTP do segundo ciclo da Cepisa será concluído em 28/08/2009.
Proposta de Encaminhamento
Diante do exposto, propomos:
(...)
II. Depois de executada a proposta do item anterior [sorteio de relator], encaminhar estes autos ao relator, propondo:
com fundamento no art. 38, I, da Lei nº 8.443, de 1992, c/c os arts. 231 e 232, III, do Regimento Interno do TCU e com o art. 4, I, "b", da Resolução TCU nº 215, de 2008, conhecer da presente Solicitação de Fiscalização da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados;
com base no art. 14, I, da Resolução TCU nº 215, de 2008, o saneamento dos presentes autos por meio da análise dos Processos de Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética do Piauí - Cepisa, conforme disposições da Instrução Normativa TCU nº 43, de 2002, dentro do prazo estipulado no art. 15, II, da mencionada Resolução;
com arrimo no art. 157 do Regimento Interno do TCU, atentando para a eventual delegação de competência do relator, com base no § 1º do art. mencionado, requisitar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, conforme disposto no art. 4 da Instrução Normativa TCU nº 43, de 2002, os documentos e as planilhas de cálculo que fundamentaram as autorizações de reposicionamento das tarifas de energia elétrica da Cepisa no âmbito do Primeiro e do Segundo Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas;
com fulcro no art. 3º, § 1º, II, da Instrução Normativa TCU nº 43, de 2002, aprovar a escolha do processo de revisão tarifária periódica da Cepisa para ser acompanhado por este Tribunal no ano de 2009, no âmbito do Segundo Ciclo de Revisão Tarifária executado pela Aneel;
autorizar, desde já, à Sefid a adotar todas as medidas necessárias ao saneamento dos autos, tais como: realização de diligências, requisição de documentos e realização de inspeção, com base no art. 157 do Regimento Interno desta Corte;
determinar a juntada de cópia, aos presentes autos, da deliberação deste TCU proferida no âmbito do TC nº 031.039/2008-6, com arrimo nos arts. 17, § 3º, I, e 18 da Resolução TCU nº 215, de 2008;
com fundamento nos art. 14, I, 17, § 2º, 18 e 19 da Resolução TCU nº 215, de 2008, comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados que:
parte da Proposta de Fiscalização e Controle nº 56, de 2008, de autoria do Exmo. Sr. Deputado Ciro Nogueira, encaminhada à este Tribunal por meio do Of. Pres. nº 195/2009, será atendida por meio da apreciação, por esta Casa, do TC nº 031.039/2008-6, que versa sobre a Proposta de Fiscalização e Controle nº 52, de 2008, da referida Comissão, para a realização de fiscalização na autorização de reajuste das tarifas da Companhia Energética do Piauí - Cepisa, dentre outras concessionárias;
no que tange à solicitação de fiscalização nos processos de revisão tarifária periódica da Cepisa, também em decorrência da Proposta de Fiscalização e Controle nº 56/2008:
o TCU irá executá-la por meio da análise dos documentos e das planilhas de cálculo elaborados pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, que fundamentaram a autorização de reposicionamento tarifário da aludida concessionária no âmbito do Primeiro e do Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica, conforme disposições da Instrução Normativa TCU nº 43, de 2002;
2. nos termos do art. 15, II, da Resolução TCU nº 215, de 2008, este Tribunal apreciará, em definitivo, a presente solicitação de fiscalização até o dia 09 de fevereiro de 2010."
É o relatório
VOTO
Inicialmente, destaco que a presente solicitação preenche os requisitos de admissibilidade previstos no art. 38, inciso III, da Lei nº 8.443/92 e, portanto, pode ser conhecida.
2. Em seguida, observo que a Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados solicita que o Tribunal fiscalize os procedimentos e a metodologia dos reajustes tarifários anuais e das revisões tarifárias periódicas da Companhia Energética do Piauí - Cepisa.
3. Ao se pronunciar sobre a matéria, a Sefid afirma que:
a) a parte da solicitação referente aos reajustes tarifários da Cepisa já foi analisada no âmbito do TC-031.039/2008-6, de modo que resta a esta Corte de Contas examinar apenas o processo de revisão tarifária periódica daquela empresa;
b) de acordo com o art. 3º, § 1º, da Instrução Normativa TCU nº 43/2002, o Tribunal analisará, anualmente, quatro processos de revisão tarifária periódica, sendo três relativos às empresas com maior número de unidades consumidoras atendidas e um escolhido aleatoriamente pela unidade técnica, sujeito à aprovação do relator;
c) em 2009, já foram selecionados três processos de revisão tarifária periódica conduzidos pela Aneel: Ampla Energia e Serviços S/A, Companhia Energética de Pernambuco - Celpe e Companhia Energética de Goiás - Celg; e
d) a solicitação da Câmara dos Deputados, associada aos termos da mencionada instrução normativa, justifica a escolha do processo de revisão tarifária da Cepisa para ser acompanhado no corrente ano.
4. Observo que o TC-031.039/2008-6 foi apreciado pelo Tribunal em 02/09/2009, por meio do Acórdão nº 2.028/2009 - Plenário, e que o resultado do julgamento foi comunicado à solicitante.
5. Por fim, aprovo a proposta de escolha do processo de revisão tarifária periódica da Cepisa para ser acompanhado no ano de 2009, no âmbito do Segundo Ciclo de Revisão Tarifária executado pela Aneel
Diante do exposto, acolho o parecer da Sefid, com as alterações que considero adequadas, e Voto por que o Tribunal adote o acórdão que ora submeto ao Plenário.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 25 de novembro de 2009.
JOSÉ MÚCIO MONTEIRO
Relator
Acórdão 2819/2009 - Plenário
1. Processo: 018.715/2009-5
2. Classe de Assunto: Solicitação do Congresso Nacional
3. Interessada: Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados
4. Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel
5. Ministro Relator: José Múcio Monteiro
6. Representante do Ministério Público: não atuou
7. Unidade Técnica: Sefid
8. Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de solicitação do Congresso Nacional, formulada pela Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, nos termos da Proposta de Fiscalização e Controle nº 56, de 2008, aprovada pela referida Comissão e encaminhada por meio do Of. Pres. nº 195/2009, para que o Tribunal fiscalize os procedimentos e a metodologia dos reajustes tarifários anuais e das revisões tarifárias periódicas da Companhia Energética do Piauí - Cepisa.
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, diante das razões expostas pelo Relator, em:
9.1. conhecer da presente solicitação, por preencher os requisitos de admissibilidade previstos no art. 38, inciso I, da Lei nº 8.443/1992, c/c o art. 232, inciso III, do Regimento Interno/TCU;
9.2. aprovar a escolha do processo de revisão tarifária periódica da Companhia Energética do Piauí - Cepisa para ser acompanhado por este Tribunal no ano de 2009, no âmbito do Segundo Ciclo de Revisão Tarifária executado pela Aneel;
9.3. autorizar a Sefid a adotar as medidas necessárias ao saneamento dos autos, tais como realizar diligências e inspeção e requisitar documentos;
9.4. determinar a juntada, aos presentes autos, de cópia da deliberação proferida pelo Tribunal no TC-031.039/2008-6;
9.5. comunicar à Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados que, com relação à Proposta de Fiscalização e Controle nº 56, de 2008:
9.5.1. a parte referente aos reajustes tarifários da Cepisa já foi atendida por meio do TC-031.039/2008-6, cujo acórdão, acompanhado do relatório e do voto, foi encaminhado àquela Comissão;
9.5.2. a parte relativa às revisões tarifárias periódicas da Cepisa será atendida com o julgamento definitivo deste processo
(com 1 anexo)
Ata 50/2009 - Plenário Sessão 25/11/2009 Aprovação 26/11/2009 Dou 27/11/2009
Especificação do Quorum:
13.1. Ministros presentes: Benjamin Zymler (na Presidência), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Augusto Nardes, Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro, José Jorge e José Múcio Monteiro (Relator).
13.2. Ministro que alegou impedimento na Sessão: Aroldo Cedraz.
13.3. Auditores presentes: Augusto Sherman Cavalcanti, Marcos Bemquerer Costa, André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
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27/11/2009
Identificação
Acórdão 2801/2009 - Plenário
Número Interno do Documento
AC-2801-50/09-P
Grupo/Classe/Colegiado
GRUPO I / CLASSE II / Plenário
Processo
026.611/2009-5
Natureza
Solicitação do Congresso Nacional
Entidade
Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessados
Interessado: Câmara dos Deputados
Sumário
SOLICITAÇÃO ORIUNDA DA CÂMARA DOS DEPUTADOS. METODOLOGIA ADOTADA PELA ANEEL, PARA REAJUSTAMENTO DE CONTRATOS DE CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. CÁLCULO DOS VALORES RECEBIDOS A MAIOR POR CADA UMA DAS CONCESSIONÁRIAS DO PAÍS. CONHECIMENTO. IMPOSSIBILIDADE DE ATENDIMENTO AOS QUESTIONAMENTOS NA FORMA E PRAZO FORMULADOS. COMUNICAÇÕES. REMESSA DE CÓPIAS. ARQUIVAMENTO
Assunto
Solicitação do Congresso Nacional
Ministro Relator
Benjamin Zymler
Representante do Ministério Público
não atuou
Unidade Técnica
Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
Advogado Constituído nos Autos
não há
Relatório do Ministro Relator
Adoto como Relatório a instrução do AUFC Ivan André Pacheco Rogedo, com a qual aquiesceram as instâncias superiores da Secretaria de Fiscalização de Desestatização - SEFID.
1. Trata-se de Solicitação do Congresso Nacional - CN expedida pelo Presidente da Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI - Tarifas de Energia Elétrica), Deputado Federal Eduardo da Fonte, solicitando ao TCU que calcule os valores históricos pagos às concessionárias distribuidoras de energia elétrica, no prazo de 5 dias, nos termos a seguir.
"1) Calcular para cada concessionária de distribuição a soma dos valores históricos, desde a assinatura do contrato de concessão, e o somatório total de todas as distribuidoras, conforme o Acórdão nº 2.210/2008.
2) Para cada concessionária de distribuição informar a soma dos valores mencionados no item anterior atualizada pela taxa Selic para a data atual e ainda o somatório de todas as distribuidoras."
Contextualização
2. O pedido relaciona-se ao TC 021.975/2007-0, de relatoria do Ministro Benjamin Zymler, que tratou de Solicitação do Congresso Nacional para que o Tribunal verificasse o reajuste tarifário da Companhia Energética de Pernambuco - CELPE. Nesse processo, identificou-se erro metodológico que proporcionou a apropriação indevida por parte da CELPE de valores relativos à Parcela A (custos não gerenciáveis) em decorrência do aumento de demanda, com afronta aos princípios da modicidade tarifária e regulação por incentivos.
3. O Plenário do TCU acolheu a proposta da Unidade Técnica e exarou determinação à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio do Acórdão 2210/2008-P de 10/10/2008, como se segue.
"9.1. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica, com fulcro no inciso I, art. 14 da Lei 9.427/96 e § 1o, art. 6o da Lei 8.987/95, que:
9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da CELPE, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
9.1.2. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no subitem 9.1;
9.1.3. avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
9.1.4. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item 9.1.3;
9.1.5. estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;"
4. Ocorre que o citado Acórdão foi tornado insubsistente em razão de acolhimento de embargos declaratórios impetrados pela ANEEL, por meio do Acórdão 2544/2008-P de 14/11/2008. Entendeu o Pleno deste Tribunal que deveriam ser ouvidas a Cemig e a CELPE no processo, para garantir-lhes o contraditório e a ampla defesa, haja vista terem direito subjetivo afetado pela decisão.
5. A unidade técnica ouviu no processo as referidas concessionárias e encaminhou proposta de mérito ao Ministro Relator em 27/7/2009. Não houve até o momento decisão final do Tribunal sobre a matéria.
Análise da Solicitação
6. De início, informa-se que o TCU está colaborando com a CPI e disponibilizou um auditor para participar diretamente dos trabalhos desenvolvidos, além de fornecer material e informações relativas a processos de fiscalização.
7. Conforme mencionado anteriormente, a CPI pede ao Tribunal que calcule a soma dos valores históricos de cada concessionária e no montante global desde a assinatura dos contratos de concessão, referindo-se ao Acórdão 2210/2008-P, e informe esses valores no prazo de 5 dias. Depreende-se da contextualização que se pede ao TCU a realização do cálculo do montante do valor pago indevidamente às concessionárias separadamente e globalmente desde o início dos contratos de concessão.
8. Observa-se que a presente Solicitação do Congresso Nacional não se subsume exatamente a nenhum dos tipos de solicitação especificados na Constituição Federal - CF ou na Lei 8.443/1992.
9. O art. 71, VII, da CF e o art. 38, II, da Lei 8.443/1992 estabelecem que o TCU deve prestar as informações solicitadas pelas Comissões do CN sobre a fiscalização contábil, financeira, orçamentária, operacional e patrimonial e sobre resultados de auditorias e inspeções realizadas. Embora esta solicitação seja feita pela pessoa competente, Comissão Parlamentar de Inquérito do Congresso Nacional, o TCU não possui informações e dados que possibilitem realizar os cálculos e prestar as informações nos termos solicitados. Mesmo o TC 021.975/2007-0, que tratou especificamente sobre a CELPE, fez uma estimativa preliminar do impacto econômico do achado, apenas para dar uma noção da grandeza econômica do achado. Transcreve-se, a seguir, o excerto do citado auto sobre essa estimativa (fls. 34/35).
"III. Estimativas dos impactos sobre as tarifas
O impacto nas tarifas das deficiências do modelo de reajuste tarifário é função de três variáveis: proporção dos componentes das parcelas A e B no valor total da receita estimada; relação entre custos fixos e variáveis da parcela B; crescimento esperado da demanda.
Para melhor ilustrar o impacto nas tarifas, foi feita uma simulação capaz de demonstrar, caso a metodologia de reajuste tarifário refletisse as variações de demanda, quanto as tarifas poderiam ser reduzidas em um cenário de demanda crescente de energia, considerando uma concessionária hipotética com as seguintes premissas:
Composição dos componentes de custo da empresa:
Parcela A (custos com compras) - 40%
Parcela A (encargos setoriais e custos de transmissão) - 20%
Parcela B - 40%
50% dos componentes de custo da parcela B são variáveis com a demanda
Crescimento de demanda anual (5,1%) de acordo com PDE 2007-2016
Gráfico 1: Simulação da sensibilidade da tarifa de energia à variação da demanda
A simulação proposta demonstra que, no cenário adotado de crescimento no consumo de energia elétrica, as tarifas da concessionária hipotética poderiam ficar 1,92% menores, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
Considerando uma demanda total brasileira de energia elétrica de 375,6TWh e uma tarifa média por MWh de R$ 259,80, é possível estimar um impacto anual de R$1,8 bilhões no mercado nacional, utilizando as premissas da simulação realizada.
Contudo, é preciso ressaltar que os impactos são sensíveis às premissas adotadas. Uma simulação que adotasse a premissa de que 100% dos custos da Parcela B são variáveis, por exemplo, traduziria uma redução de tarifas de aproximadamente 1% e um impacto no mercado de aproximadamente R$1 bilhão.
Independente das premissas adotadas, é notório que o prejuízo causado aos usuários tem alta materialidade. Além disso, é importante alertar que o efeito dessa falha metodológica se propaga ao longo do ciclo tarifário, aumentando ainda mais seus impactos negativos.
Para que seja feito um cálculo mais preciso dos impactos que a adequação dessa metodologia poderá trazer para as tarifas da CELPE, assim como para as tarifas de todas as outras concessionárias, é necessário que sejam obtidos dados reais de cada umas das variáveis citadas. De qualquer forma, mesmo adotando premissas conservadoras, o modelo permite constatar a alta materialidade dos valores em questão."
10. O art. 71, IV, da CF e o art. 38, I, da Lei 8.443/1992 estabelecem que compete ao TCU realizar por iniciativa de CPI inspeções e auditorias de natureza contábil, financeira, orçamentária, patrimonial nas entidades da administração indireta. Se se interpretar o requerimento da CPI como uma solicitação de inspeção ou auditoria, seria necessário um grande lapso de tempo para atender à solicitação, mesmo alocando dois auditores de controle externo na fiscalização.
11. Por todo o exposto, propõe-se informar à CPI que não é possível atender à solicitação, haja vista o TCU não possuir informações e dados que possibilitem realizar os cálculos e prestar as informações nos termos e prazos solicitados.
12. Em razão do art. 11 da Resolução TCU nº 215/2008 e sabendo que o presente processo surgiu em decorrência da autuação de processo referente à solicitação de fiscalização do CN de relatoria do Ministro Benjamin Zymler, entende-se que este seja o Relator.
Proposta de Encaminhamento
13. Propõe-se ao Relator, Ministro Benjamin Zymler, com fulcro no art. 38, II, da Lei 8.443/1992, que encaminhe cópia desta instrução e informe à Comissão Parlamentar de Inquérito do Congresso Nacional, na pessoa do Presidente desta Comissão, o Deputado Eduardo da Fonte, que o TCU não possui informações e dados que possibilitem realizar os cálculos e prestar as informações nos termos e prazos solicitados e que tão logo venha a se manifestar sobre o processo TC 021.975/2007-0, relacionado ao tema, encaminhará as decisões à Comissão. Propõe-se, também, o arquivamento do presente processo.
2. É o relatório
Voto do Ministro Relator
Cuidam os autos de Solicitação do Congresso Nacional - CN expedida pelo Presidente da Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI - Tarifas de Energia Elétrica), Deputado Federal Eduardo da Fonte, solicitando ao TCU que calcule, no prazo de 5 dias, o montante de tarifas pagas a maior a cada uma das concessionárias distribuidoras de energia elétrica no país em razão da falha na metodologia de reajuste tarifário de energia elétrica, apurada no Acórdão nº 2.210/2008.
2. De início, registro que não há deliberação vigente do TCU acerca da falha metodológica no cálculo das tarifas do setor elétrico O tema está sendo estudado no âmbito do TC 021.975/2007-0, que se refere à Solicitação do Congresso Nacional para que o Tribunal verificasse o reajuste tarifário da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe.
3. Em que pese o TCU tenha exarado o Acórdão 2210/2008-Plenário, no qual determinou à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que corrigisse a metodologia de reajuste tarifário no contrato de concessão da Celpe, o citado Acórdão foi tornado insubsistente, por meio do Acórdão 2544/2008-Plenário, em razão de acolhimento de embargos declaratórios opostos pela Aneel.
4. Não obstante, a Aneel não nega a existência da falha metodológica e pretendia solucioná-la mediante alteração da Portaria Interministerial MF/MME nº 25/2002, que regulamenta a CVA. Inquirido pelo TCU, o Ministério de Minas e Energia respondeu que não alterará a referida Portaria, porquanto a norma já autorizaria a Aneel a alterar a citada metodologia. Destaco que estas manifestações estão em análise na unidade especializada deste TCU.
5. O art. 71, VII, da CF e o art. 38, II, da Lei 8.443/1992 estabelecem que o TCU deve prestar informações solicitadas pelas Comissões do CN acerca de fiscalização contábil, financeira, orçamentária, operacional e patrimonial e sobre resultados de auditorias e inspeções realizadas. Embora esta solicitação seja feita pela pessoa competente, Comissão Parlamentar de Inquérito do Congresso Nacional, não existem processos instaurados que cocontenham dados que possibilitem realizar os cálculos e prestar as informações nos termos solicitados.
6. Nesse sentido, o próprio TC 021.975/2007-0, que tratou especificamente sobre a CELPE, não continha dados que permitissem calcular os valores indevidamente pagos à concessionária. O que se fez na oportunidade foi uma estimativa preliminar do impacto econômico do achado, visando esclarecer a dimensão econômica do achado.
7. Poder-se-ia interpretar o requerimento da CPI como uma solicitação de inspeção ou auditoria, nos termos do art. 71, IV, da CF e do art. 38, I, da Lei 8.443/1992. Em que pese, nessa hipótese, seja possível colacionar as informações necessárias junto aos órgãos competentes e efetuar os cálculos pertinentes, seria necessário um considerável lapso temporal para atendimento da solicitação, tempo este que não foi ofertado pela Comissão Parlamentar.
8. Desta forma, em consonância com os pareceres exarados nos autos, concluo que não há com atender a solicitação da Comissão Parlamentar de Inquérito nos termos e prazos em que foram solicitados, uma vez que este Tribunal não detém as informações necessárias para efetuar os cálculos com a celeridade requerida.
9. Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 25 de novembro de 2009.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de Solicitação do Congresso Nacional, o Tribunal Pleno, diante das razões expostas pelo Relator, ACORDA em:
9.1. com fulcro no art. 38, II, da Lei 8.443/1992, encaminhar cópia desta deliberação e informar à Comissão Parlamentar de Inquérito do Congresso Nacional, na pessoa do Presidente desta Comissão, o Deputado Eduardo da Fonte, que o TCU não possui informações e dados que possibilitem realizar os cálculos e prestar as informações nos termos e prazos solicitados e que tão logo venha a se manifestar sobre o processo TC 021.975/2007-0, relacionado ao tema, encaminhará as decisões à Comissão;
9.2. arquivar os presentes autos
Quorum
13.1. Ministros presentes: Ubiratan Aguiar (Presidente), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro, José Jorge e José Múcio Monteiro.
13.2. Auditores presentes: Augusto Sherman Cavalcanti, Marcos Bemquerer Costa, André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
Publicação
Ata 50/2009 - Plenário
Sessão 25/11/2009
Aprovação 26/11/2009
Dou 27/11/2009
Referências (HTML)
Documento(s):026-611-2009-5-MIN-BZ.rtf
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26/03/2010
Ata 21/2010 - Plenário Sessão 16/06/2010 Aprovação 23/06/2010 Dou 23/06/2010
GRUPO I / CLASSE II / Plenário
TC-028.913/2009-5
Natureza: Solicitação do Congresso Nacional
Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessado: Câmara dos Deputados - Cd (00.530.352/0001-59)
Sumário:
SOLICITAÇÃO DO CONGRESSO NACIONAL. AUDITORIA. CONCESSIONÁRIAS DE SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA. CÁLCULO DE EVENTUAL DANO AOS CONSUMIDORES DECORRENTE DE FALHA NA METODOLOGIA DE REAJUSTE TARIFÁRIO. TEMA EM ANÁLISE PELA ANEEL. FUNÇÃO REGULATÓRIA PRIMÁRIA DA AGÊNCIA. NECESSIDADE DE TEMPO ADICIONAL PARA A CONCLUSÃO DOS TRABALHOS DA ANEEL. PRORROGAÇÃO DO PRAZO PARA ATENDIMENTO DA SOLICITAÇÃO PELO TCU. COMUNICAÇÃO À COMISSÃO DE MINAS E ENERGIA DA CÂMARA DOS DEPUTADOS
RELATÓRIO
Adoto como relatório a bem-lançada instrução do AUFC Davi Ferreira Gomes Barreto, com a qual aquiesceram as instâncias superiores da Secretaria de Fiscalização de Desestatização - Sefid.
"I. Considerações preliminares
Trata-se de solicitação da Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, encaminhada por meio do Ofício nº 449, de 9/12/2009 (fl.1), para realização de auditoria com a finalidade de identificar casos em que valores de tarifas de energia foram cobrados indevidamente, junto às empresas Boa Vista Energia S/A (Bovesa) e Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern).
2. O pedido de realização dessa fiscalização decorre do Requerimento no 506/2009 (fl. 2), tomando por base os trabalhos da Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI - Tarifas de Energia Elétrica) que investigou, entre outros temas, a atuação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) na autorização dos reajustes e reposicionamentos tarifários a título de reequilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão firmados com as empresas distribuidoras de energia.
3. O assunto em pauta está relacionado à questão da metodologia de reajuste tarifário, abordada, no âmbito deste Tribunal, no processo TC - 021.975/2007-0.
4. Neste processo, foi identificado erro metodológico que proporcionou a apropriação indevida por parte das concessionárias envolvidas de valores relativos à Parcela A (custos não gerenciáveis) em decorrência do aumento de demanda, com afronta aos princípios da modicidade tarifária e da regulação por incentivos. Ademais, foi observado que o erro ocorre na metodologia utilizada pelo ente regulador nos reajustes tarifários de todas as concessionárias de energia elétrica do país.
5. Em sua metodologia, a Aneel divide os custos de concessionárias de distribuição em duas parcelas: Parcela A e Parcela B. A primeira representa os custos não gerenciáveis da empresa, como os relacionados à compra de energia, a custos de transmissão e a encargos setoriais (ex.: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e Cotas de Conta Consumo Combustível), ou seja, aqueles que não dependem da sua operação. A segunda parcela representa os custos gerenciáveis da empresa e devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor.
6. Os achados apontados por esta Unidade Técnica revelaram que as empresas se apropriam dos ganhos de escala do negócio relacionados a itens de custo da Parcela A, que não decorrem de um aumento de eficiência operacional. Esses ganhos, derivados do aumento do consumo, deveriam ser repassados aos consumidores em sintonia com o princípio da modicidade tarifária. Dessa forma, a metodologia utilizada desvirtua a finalidade do mecanismo de reajuste, que é manter o poder de compra da concessionária durante o período tarifário.
7. O problema pode então ser dividido em duas partes: ajustar a metodologia atual de forma a não mais remunerar ilegalmente as concessionária; calcular e restituir os valores indevidos recebidos a maior pelas concessionárias ao longo dos anos, em decorrência da falta de neutralidade da Parcela A.
8. Os resultados da referida auditoria foram apreciados pelo Plenário desta Corte, por meio do Acórdão nº 2.210/08-P que trouxe, no mérito, o seguinte teor:
"9.1. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica (...) que:
9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da Celpe, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
9.1.2. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no subitem 9.1;
9.1.3. avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
9.1.4. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item 9.1.3;
9.1.5. estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;"
9. Vislumbrando a existência de omissão e obscuridade no Acórdão nº 2.210/08-P, a Aneel opôs Embargos de Declaração. Conhecidos e acolhidos os embargos opostos pela Agência, o TCU expediu o Acórdão no 2.544/08-P tornando insubsistente o julgado anterior, além de proferir determinação a esta Unidade Técnica para que analisasse as alegações constantes dos embargos e promovesse a oitiva das concessionárias envolvidas acerca das irregularidades constadas nos autos.
10. Ressalta-se, ainda, que recentemente o ente regulador promoveu mudança na metodologia do reajuste tarifário para resolver o problema da falta de neutralidade da Parcela A por meio de um aditivo aos contratos de concessão de serviços de distribuição de energia elétrica, aprovado pelo Despacho do Diretor-Geral da Aneel no 245, em 2/2/2010. Paralelamente, a Agência abriu o processo administrativo no 48500.006802/2009-65 para apurar eventual ilegalidade, falha ou erro nos cálculos de reajuste tarifário até então realizados.
11. As medidas adotadas pela Aneel para resolver o problema (inclusive no que se refere aos passivos eventualmente existentes), bem como os argumentos trazidos aos autos pelas concessionárias e pela Agência acerca do problema identificado, foram analisadas por esta Sefid em instrução datada de 7/4/2010. No entanto, resta ainda a apreciação final do Exmo. Ministro Relator Benjamin Zymler e do Plenário desta Corte sobre a matéria.
II. Atendimento da solicitação
12. Tendo em vista que somente a Aneel, como órgão regulador do setor, dispõe dos dados e da expertise necessários para identificar os valores oriundos de eventuais cobranças indevidas relativas ao problema da falta de neutralidade da Parcela A, preliminarmente, para o atendimento da solicitação da Comissão de Minas e Energia, optou-se por diligenciar à Agência sobre o andamento dos trabalhos relativos ao levantamento desses valores (fls. 6-11).
13. O ente regulador, por meio do Ofício no 33/2010/SRE/Aneel, de 11/2/2010, informou que o assunto está sendo tratado no âmbito do processo administrativo no 48500.006802/2009-65, cuja finalidade é investigar, resguardando o contraditório e a ampla defesa, os efeitos tarifários causados pelas variações de mercado sobre os valores dos encargos setoriais integrantes da Parcela A das receitas das concessionárias de distribuição de energia elétrica.
14. Ainda segundo o Ofício, o referido processo se encontra em fase de instrução, já contando com 30 instituições interessadas que peticionaram a Aneel acerca do tema (órgãos de proteção e defesa do consumidor, Ministério Público Federal e Estadual, entidades municipais etc.), cuja conclusão era estimada em aproximadamente 90 dias, mediante o cumprimento do seguinte cronograma:
a) A Superintendência de Regulação Econômica (SRE) da Aneel apresentará a análise técnica dos efeitos da não neutralidade da "Parcela A";
b) Serão notificados a se manifestar todos os interessados que peticionaram à Aneel;
c) Será assegurado o contraditório e a ampla defesa às 63 distribuidoras de energia elétrica; e
d) Conclusão da instrução com análises técnicas e jurídicas dos argumentos constantes nos autos para deliberação da Diretoria Colegiada da Aneel.
15. A análise referida no item a) foi realizada por meio da Nota Técnica no 065/2010-SRE/Aneel (fls. 24-31), além disso, com o objetivo de obter subsídios e informações para a análise e decisão da Agência foi aberta a Audiência Pública no 033/2010, mediante intercâmbio de informações, com período de envio de contribuições até o dia 28/6/2010 (fl. 32). Findo esse procedimento, restará ainda ao ente regulador ouvir as distribuidoras de energia e deliberar conclusivamente sobre o assunto.
16. Dessa forma, tendo em vista que o TCU ainda não se pronunciou de forma conclusiva no âmbito do TC - 021.975/2007-0 e que somente a Aneel dispõe dos elementos necessários para calcular os valores eventualmente devidos aos consumidores decorrentes do problema da falta de neutralidade da Parcela A, não é possível no momento atender de forma integral à presente solicitação, nos termos do art. 17, II, da Resolução - TCU nº 215/2008.
17. Ademais, está disposto no art. 15, II, do referido normativo deste Tribunal que o prazo para atendimento de solicitação de fiscalização é de 180 dias. Assim, tendo em vista que o presente processo foi autuado em 10/12/2009, o prazo para seu atendimento encerrar-se-á em 8/6/2010.
18. Contudo, dado que o período de contribuição da Audiência Pública no 033/2010 se estenderá até o dia 28/6/2010 e que, após esse procedimento, a Aneel ainda demandará algum tempo para analisar e deliberar a matéria de forma conclusiva, não será possível atender a presente solicitação nos 180 dias inicialmente estipulados. Portanto, propõe-se, com fulcro no §2º do art. 15 da Resolução - TCU nº 215/2008, a prorrogação, por mais 90 dias, do prazo para atendimento da solicitação de fiscalização emanada pela Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados.
III. Proposta de encaminhamento
19. Ante o exposto, propõe-se:
I) prorrogar, por mais 90 dias, o prazo para atendimento da solicitação de fiscalização de que tratam os autos, com fulcro no § 2º do art. 15 da Resolução - TCU nº 215/2008; e
II) comunicar à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados da prorrogação do prazo, nos termos no § 3º do art. 15 da Resolução - TCU nº 215/2008".
2. É o relatório
VOTO
VOTO
Cuidam os autos de solicitação da Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, visando realização de auditoria junto às concessionárias de energia elétrica Boa Vista Energia S/A (Bovesa) e Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern), com a finalidade de identificar o montante da tarifa cobrado indevidamente dos consumidores, em razão da falha na metodologia de reajuste tarifário da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, identificada por esta Corte.
2. Cumpre registrar que o reajuste tarifário busca restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida pelo concessionário. Os achados apontados pelo TCU revelaram que, diante de uma demanda crescente, as concessionárias de serviços de distribuição de energia elétrica se apropriam da diferença entre o Índice de Reajuste Tarifário (IRT) e o incremento dos custos da Parcela A, cuja variação é inferior ao mercado de referência.
3. Destaco que este incremento na receita das concessionárias não decorre de um aumento de eficiência operacional, desvirtuando a finalidade da regulação por incentivos que somente permite maior lucratividade em caso de gestão eficiente dos custos pelas concessionárias. Ademais, a falha do modelo metodológico causa distorção no mecanismo de reajuste, cujo objetivo é manter o poder de compra da concessionária durante o período tarifário e não ampliá-lo.
4. A Aneel, reconhecendo a falha metodológica, promoveu aprimoramento na metodologia do reajuste tarifário por meio de um aditivo aos contratos de concessão de serviços de distribuição de energia elétrica, aprovado pelo Despacho do Diretor-Geral da Aneel no 245/2010, buscando dar uma solução prospectiva ao problema.
5. A solução retroativa está em estudo pela Aneel que autuou o processo administrativo nº 48500.006802/2009-65 para apurar eventual ilegalidade, falha ou erro nos cálculos de reajuste tarifário até então realizados. No âmbito deste processo, em 25/5/2010, a diretoria colegiada da Aneel autorizou a realização de Audiência Pública nº 33/2010 "para análise do eventual efeito tarifário do aperfeiçoamento da metodologia de cálculo do Reajuste Tarifário Anual, estabelecida nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica, objetivando a neutralidade da Parcela A".
6. A superveniência da mencionada Audiência Pública obsta por ora a apreciação da matéria tratada no TC - 021.975/2007-0, em que será analisada a eventual existência de débitos, por esta Corte de Contas. Conforme tenho reiterado ao longo de minha atuação em processos afetos às atividades regulatórias, reafirmo que o controle exercido pelo TCU neste campo tem caráter marcadamente ancilar ao Poder Concedente. Trata-se, portanto, de um controle de segunda ordem, cujos limites se estabelecem na esfera de discricionariedade conferida ao agente regulador.
7. Nesse sentido, eventual manifestação deste Tribunal previamente às conclusões da Audiência Pública nº 33/2010 acerca do mérito da distorção metodológica, sobretudo quanto aos seus efeitos ex-tunc, consistiria em arrogar o poder regulador legalmente atribuído à Aneel, conferindo ao TCU a função regulatória primária.
8. Dessa forma, julgo pertinente a proposta da unidade instrutiva no sentido de que, com fundamento no §º 2º do art. 15 da Resolução TCU nº 215/2008, seja prorrogado em 90 dias o prazo para atendimento da solicitação de fiscalização emanada pela Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, de forma a possibilitar a prévia manifestação da Aneel sobre o tema.
9. Ante o exposto, VOTO por que o Tribunal adote a deliberação que ora proponho a este Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 16 de junho de 2010.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão 1402/2010 - Plenário
1. Processo: 028.913/2009-5
2. Classe de Assunto: Solicitação do Congresso Nacional
3. Interessado: Câmara dos Deputados - Cd (00.530.352/0001-59)
4. Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
5. Ministro Relator: BENJAMIN ZYMLER
6. Representante do Ministério Público: não atuou
7. Unidade Técnica: Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
8. Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de Solicitação do Congresso Nacional para que este Tribunal realize auditoria junto às concessionárias de energia elétrica Boa Vista Energia S/A (Bovesa) e Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern), com a finalidade de identificar o montante da tarifa cobrado indevidamente dos consumidores, em razão da falha na metodologia de reajuste tarifário da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. prorrogar, por mais 90 (noventa) dias, o prazo para atendimento da solicitação de fiscalização de que tratam os autos, com fulcro no § 2º do art. 15 da Resolução - TCU nº 215/2008; e
9.2. comunicar a prorrogação do prazo à Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, nos termos no § 3º do art. 15 da Resolução - TCU nº 215/2008
Ata 21/2010 - Plenário Sessão 16/06/2010 Aprovação 23/06/2010 Dou 23/06/2010
Especificação do Quorum:
13.1. Ministros presentes: Valmir Campelo (na Presidência), Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro e José Múcio Monteiro.
13.2. Auditor convocado: Marcos Bemquerer Costa
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01/09/2010
Ata 31/2010 - Plenário Sessão 25/08/2010 Aprovação 31/08/2010 Dou 01/09/2010
GRUPO I / CLASSE VII / Plenário
TC-025.819/2008-1
Natureza: Representação
Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Eléteica - Aneel
Interessados: Câmara dos Deputados - Cd (00.530.352/0001-59) e Deputado Federal Vital do Rêgo Filho
Sumário:
REPRESENTAÇÃO. REAJUSTE TARIFÁRIO. CONCESSIONÁRIAS DO MARANHÃO, PIAUÍ, ALAGOAS E PARAÍBA. MATÉRIA JÁ TRATADA NO TC 031.039/2008-6. CONHECIMENTO E PRESTAÇÃO DE INFORMAÇÃO AO REPRESENTANTE. ARQUIVAMENTO
RELATÓRIO
Adoto como relatório a instrução do AUFC Davi Ferreira Gomes Barreto, com a qual aquiesceram as instâncias superiores da Secretaria de Fiscalização de Desestatização - SEFID.
" Trata-se de representação formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho que versa sobre possíveis irregularidades nos processos de reajuste tarifário das concessionárias de energia elétrica: Companhia Energética do Maranhão - Cemar, Companhia Energética do Piauí - Cepisa, Companhia Energética de Alagoas - Ceal e Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S/A.
2. A presente análise advém de determinação constante no despacho do Exmo. Ministro Relator Benjamin Zymler (fl. 37) que determinou à Secretaria de Fiscalização de Desestatização (Sefid) que promovesse nova análise dos autos, manifestando-se sobre os efeitos na proposta de encaminhamento (fl. 29) da alteração da metodologia de reajuste tarifário promovida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e do Acórdão no 2.028/09-P, que apreciou o mérito do TC - 031.039/2008-6.
3. A referida representação foi formalizada pelo Of. no 381/08/CDC-P de 12/9/2008 (fl. 01) e requer que o TCU realize uma fiscalização na Aneel e nas citadas concessionárias, tendo em vista os seguintes fatos:
a) as sucessivas autorizações, por parte da Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, de reajustes das tarifas de energia elétrica às concessionárias, nos últimos quatro anos;
b) a concessão de reajuste no dia 26/8/2008, na ordem de 15,33%, no estado da Paraíba.
4. É preciso ressaltar que o assunto em pauta é idêntico ao analisado no TC - 031.039/2008-6, que tratou de solicitação de fiscalização da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, também formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho, para que o TCU realizasse auditoria nas autorizações de reajuste das tarifas das seguintes concessionárias: Companhia Energética do Maranhão - Cemar, Companhia Energética do Piauí - Cepisa, Companhia Energética de Alagoas - CEAL e Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S/A.
5. Dessa forma, o presente processo tem como objeto a análise dos mesmos elementos do TC - 031.039/2008-6, conforme pode ser depreendido do pedido do representante (fl. 1), transcrito a seguir:
"Cumpre-me informá-lo de que tramita nesta Casa, em fase inicial, Proposta de Fiscalização e Controle no 52, de 2008, de minha autoria, versando sobre a matéria em comento, a qual pelo funcionamento excepcional desta Casa em razão do período das eleições municipais, tem sua tramitação sem a celeridade que o assunto exige, motivo pelo qual antecipo o objeto da referida Proposição por meio do documento que ora apresento."
6. Assim, a intenção original do representante era dar maior celeridade ao assunto que foi identicamente tratado no TC - 031.039/2008-6, cuja análise já foi concluída por esta Unidade Técnica e o mérito apreciado pelo Plenário do TCU, por meio do Acórdão no 2.028/09-P, transcrito a seguir:
"Vistos, relatados e discutidos estes autos de Solicitação de Fiscalização os atos que autorizaram o reajuste de tarifas das distribuidoras Companhia Energética do Maranhão (Cemar), Companhia Energética do Piauí (Cepisa), Companhia Energética de Alagoas (Ceal) e Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S.A, formulados pela Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. conhecer da presente solicitação, nos termos do artigo 66, inciso IV, da Resolução TCU nº 191/2006;
9.2. prestar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados os seguintes esclarecimentos:
9.2.1. nos reajustes tarifários da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, da Companhia Energética do Piauí - CEPISA, da Companhia Energética de Alagoas - CEAL e da ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, os procedimentos e cálculos adotados são aderentes à fórmula paramétrica presente nos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica;
9.2.2. entretanto, a metodologia de reajuste tarifário utilizada nesses processos também sofre do problema de "falta de neutralidade da Parcela A", causando ganhos indevidos para as distribuidoras que deveriam ser repassadas para o consumidor, problema identificado também em outras concessionárias de distribuição de energia elétrica;
9.2.3. a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em conjunto com o Ministério de Minas e Energia - MME, está adotando as medidas necessárias para correção do referido problema e o TCU está acompanhando as decisões e as soluções tomadas pela Agência e pelo MME, no âmbito do processo TC - 021.975/2007-0;
9.2.4. a utilização de um ou outro índice contratual de reajuste pode apresentar vantagens e desvantagens, competindo ao ente regulador fazer a escolha que julgar mais apropriada para atingir os objetivos regulatórios do setor;
9.2.5. conclusões precisas sobre a adequação dos índices contratuais utilizados requerem rigor científico que foge ao escopo desta fiscalização, neste sentido, sugere-se solicitar ao Instituto de Pesquisas Econômicas Aplicadas (IPEA) ou à Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda (SEAE) trabalhos específicos e aprofundados sobre esse tema;
9.2.6. as alterações contratuais sobre cláusulas econômico-financeira requererão anuência das concessionárias e deverão ser propostas pelo Poder Concedente, contudo, é possível o aprimoramento metodológico do reajuste tarifário anual por meio de outros mecanismos, como a alteração na metodologia da CVA proposta pela ANEEL;
9.2.7. foram feitas oitivas da CELPE e da CEMIG, no âmbito do TC - 021.975/2007-0, e diligências à CEMAR, à CEPISA e à CEAL, no âmbito do TC - 031.039/2008-6;
9.3. encaminhar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, cópia dos relatórios e votos dos seguintes trabalhos fiscalizatórios no setor de distribuição de energia elétrica realizados:
9.3.1. Acórdão no 2.428/02-2ª Câmara, que trata de possíveis irregularidades no cálculo das tarifas de energia elétrica da Empresa Energética do Mato Grosso do Sul (Enersul);
9.3.2. Acórdão no 2.210/08-P e Acórdão no 2.544/08, que tratam de solicitação de auditoria nos reajustes tarifários da CELPE e da CEMIG;
9.3.3. Acórdão n.º 2.211/08-P, que trata de auditoria operacional realizada na Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), com a finalidade de avaliar o impacto das perdas elétricas no sistema elétrico brasileiro;
9.3.4. Acórdão no 1.103/08-P, que cuida do segundo monitoramento, realizado pela SEFID, das recomendações proferidas ao Ministério de Minas e Energia, por meio dos Acórdãos no 344/2003-P e no 59/2005-P, sobre a verificação se os critérios de implementação da tarifa social beneficiam efetivamente as famílias de baixa renda;
9.3.5. Acórdão no 1.630/08-P, que trata de cobrança indevida de energia elétrica não fornecida pela Companhia Energética da Bahia (COELBA);
9.3.6. Acórdão no 2.379/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo;
9.3.7. Acórdão no 2.542/08-P, que cuida do acompanhamento do processo de revisão tarifária (2º ciclo) da Companhia Energética do Ceará (COELCE);
9.3.8. Acórdão no 1.430/09-P, exarado nestes autos;
9.4. no intuito de garantir a aplicação das metas definidas pelo regulador nas Notas Técnicas no 256/2005, no 187/2005 e no 189/2005 da SRE/ANEEL e o cumprimento dos princípios da modicidade tarifária e da eficiência positivados pelo art. 6º, § 1º, da Lei nº 8.987/95, recomendar à ANEEL que:
9.4.1. ajuste as perdas elétricas da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, da Companhia Energética do Piauí - CEPISA, da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, no período 2005-2008, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores e observando que:
9.4.1.1. os valores provisórios das perdas técnicas devem ser atualizados com os resultados definitivos calculados pela Agência e o que foi pago a maior pelos consumidores deve ser restituído;
9.4.1.2. as metas inicialmente definidas nas revisões tarifárias de 2005 para as perdas comerciais não devem ser alteradas, com base em uma menor perda não técnica que não decorre de maior eficiência da concessionária;
9.4.1.3. as perdas comerciais devem seguir uma trajetória decrescente anualmente;
9.5. avalie se as irregularidades constatadas na definição das perdas das concessionárias referidas no item "9.4.1." aconteceram em todas as outras que passaram por processo de reajuste durante o primeiro ciclo tarifário e, caso positivo, adote as medidas necessárias para sua correção, considerando os respectivos efeitos financeiros para os consumidores;
9.6. determinar à ANEEL que se manifeste no prazo de trinta dias quanto ao acolhimento, ou não, das recomendações ora exaradas, eventuais encaminhamentos e resultados;
9.7. determinar à SEFID que, no prazo de 30 dias, colha os dados dos contratos, tais como duração, termo inicial e final e equilíbrio econômico-financeiro - conforme solicitou a Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados - e as encaminhe à citada Comissão, por intermédio da Assessoria Parlamentar desta Corte de Contas;
9.8. remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados; à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL; ao Ministério de Minas e Energia - MME; à Companhia Energética do Maranhão - CEMAR, à Companhia Energética do Piauí - CEPISA, à Companhia Energética de Alagoas - CEAL e à ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A;
9.9. declarar integralmente atendida a presente solicitação, com fulcro no art. 14, inciso IV, c/c art. 17, inciso II, da Resolução - TCU nº 215/2008;
9.10. arquivar os autos."
7. Dado que o julgado em questão declarou integralmente atendida a solicitação do Congresso Nacional que abordava os mesmos elementos em análise nesta representação, conclui-se que o processo em questão perdeu seu objeto.
8. Ante o exposto, propõe-se:
I. conhecer a presente solicitação, nos termos do art. 237, III, do RITCU, para no mérito considerá-la procedente.
II. informar ao Deputado Federal Vital do Rêgo Filho que o assunto tratado na presente representação já foi examinado no TC - 031.039/2008-6 e apreciado pelo Plenário do TCU, por meio do Acórdão no 2.028/09-P;
III. remeter cópias do Acórdão no 2.028/09-P, bem como do Relatório e do Voto, ao Deputado Federal Vital do Rêgo Filho;
IV. arquivar os presentes autos em consonância com o art. 169, IV, do RITCU".
2. É o relatório
VOTO
VOTO
Cuidam os autos de representação formulada pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho acerca de possíveis irregularidades nos processos de reajuste tarifário das seguintes concessionárias de energia elétrica: Companhia Energética do Maranhão - Cemar, Companhia Energética do Piauí - Cepisa, Companhia Energética de Alagoas - Ceal e Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S/A.
2. Compulsando os autos, verifiquei que a matéria em exame é a mesma tratada, em sede de solicitação do Congresso Nacional, no TC - 031.039/2008-6. Naqueles autos, a Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, por iniciativa do Deputado Federal Vital do Rêgo Filho, solicitou ao TCU a realização de auditoria nas autorizações de reajuste das tarifas de diversas concessionárias, dentre as quais estão incluídas as elencadas nesta representação.
3. Considerando que esta Corte, por meio do Acórdão no 2.028/2009-Plenário, prolatado no TC - 031.039/2008-6, prestou as devidas informações à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados e declarou integralmente atendida a solicitação do Congresso Nacional que, frise-se, abordava os mesmos elementos em análise nesta representação, conclui-se que este processo perdeu seu objeto.
4. Diante da dualidade de processos tratando da mesma matéria, acolho parcialmente o encaminhamento proposto pela unidade técnica para conhecer da representação para informar ao representante o teor da deliberação proferida no TC - 031.039/2008-6, não havendo se manifestar sobre a procedência desta representação.
5. Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 25 de agosto de 2010.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão 2123/2010 - Plenário
1. Processo: 025.819/2008-1
2. Classe de Assunto: Representação
3. Interessados: Câmara dos Deputados - Cd (00.530.352/0001-59) e Deputado
Federal Vital do Rêgo Filho
4. Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Eléteica - Aneel
5. Ministro Relator: BENJAMIN ZYMLER
6. Representante do Ministério Público: não atuou
7. Unidade Técnica: Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
8. Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de Representação proposta pelo Deputado Federal Vital do Rêgo Filho;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. conhecer a presente representação, nos termos do art. 237, III, do RITCU, para informar ao Deputado Federal Vital do Rêgo Filho que o assunto tratado nestes autos já foi examinado no TC - 031.039/2008-6 e apreciado pelo Plenário do TCU, por meio do Acórdão no 2.028/09-P;
9.2. remeter cópias do Acórdão no 2.028/09-P, bem como do Relatório e do Voto, ao Deputado Federal Vital do Rêgo Filho;
9.3. arquivar os presentes autos em consonância com o art. 169, IV, do RITCU
Ata 31/2010 - Plenário Sessão 25/08/2010 Aprovação 31/08/2010 Dou 01/09/2010
Especificação do Quorum:
13.1. Ministros presentes: Ubiratan Aguiar (Presidente), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro, José Jorge e José Múcio Monteiro.
13.2. Auditores presentes: Augusto Sherman Cavalcanti, Marcos Bemquerer Costa, André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira
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08/10/2010
Ata 18/2010 - Plenário Sessão 02/06/2010 Aprovação 10/06/2010 Dou 10/06/2010
GRUPO II / CLASSE II / Plenário
TC-010.763/2010-4
Natureza: Solicitação do Congresso Nacional
Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
Interessado: Câmara dos Deputados
Sumário:
SOLICITAÇÃO DO CONGRESSO NACIONAL. POSIÇÃO DO TCU ACERCA DAS INFORMAÇÕES PRESTADAS PELA ANEEL POR MEIO DO OFÍCIO Nº 25/2010. INFORMAÇÕES ACERCA DO TC 021.975/2007-0. ATENDIMENTO INTEGRAL DA SOLICITAÇÃO. REMESSA DE CÓPIAS. ARQUIVAMENTO
RELATÓRIO
Adoto como relatório a instrução do AUFC Davi Ferreira Gomes Barreto, com a qual aquiesceram as instâncias superiores da Secretaria de Fiscalização de Desestatização - Sefid.
"1. Trata-se de solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, encaminhada pelo Presidente da Comissão, Deputado Federal Cláudio Cajado, por meio do Ofício no 55/2010 (fl. 1), para que este Tribunal apresente seu posicionamento acerca das informações prestadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por meio do Ofício no 25/2010-DR/ANEEL (fls. 2-5) e informe em que estágio se encontra o processo TC - 021.975/2007-0, que trata de auditoria nos processos de reajuste tarifário da Companhia Energética de Pernambuco (CELPE) no período 2002-2007.
2. Os autos foram encaminhados pela Secretaria Geral de Controle Externo (Segecex) à Secretaria de Fiscalização de Desestatização (Sefid) para instrução nos termos do inciso II, art. 9º, da Resolução TCU nº 215/2008 (fl. 10).
3. A análise preliminar da Sefid revelou que as informações prestadas pela Aneel são respostas ao Ofício no 002/2010/CDC-P (fl.6) da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, questionando a Agência sobre as medidas tomadas para ressarcir os consumidores pelos valores pagos irregularmente devidos às distorções detectadas por esta Corte de Contas no Acórdão no 2.210/08-P, referente ao processo TC - 021.975/2007-0.
4. Neste processo, foi identificado erro metodológico que proporcionou a apropriação indevida por parte das concessionárias envolvidas de valores relativos à Parcela A (custos não gerenciáveis) em decorrência do aumento de demanda, com afronta aos princípios da modicidade tarifária e da regulação por incentivos. Ademais, foi observado que o erro ocorre na metodologia utilizada pelo ente regulador nos reajustes tarifários de todas as concessionárias de energia elétrica do país.
5. Em sua metodologia, a Aneel divide os custos de concessionárias de distribuição em duas parcelas: Parcela A e Parcela B. A primeira representa os custos não gerenciáveis da empresa, como os relacionados à compra de energia, a custos de transmissão e a encargos setoriais (ex.: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e Cotas de Conta Consumo Combustível), ou seja, aqueles que não dependem da sua operação. A segunda parcela representa os custos gerenciáveis da empresa e devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor.
6. Os achados apontados por esta Unidade Técnica revelaram que as empresas se apropriam dos ganhos de escala do negócio relacionados a itens de custo da Parcela A, que não decorrem de um aumento de eficiência operacional. Esses ganhos, derivados do aumento do consumo, deveriam ser repassados aos consumidores em sintonia com o princípio da modicidade tarifária. Dessa forma, a metodologia utilizada desvirtua a finalidade do mecanismo de reajuste, que é manter o poder de compra da concessionária durante o período tarifário.
7. O problema pode então ser dividido em duas partes: ajustar a metodologia atual de forma a não mais remunerar ilegalmente as concessionária; calcular e restituir os valores indevidos recebidos a maior pelas concessionárias ao longo dos anos, em decorrência da falta de neutralidade da Parcela A.
8. Os resultados da referida auditoria foram apreciados pelo Plenário desta Corte, por meio do Acórdão nº 2.210/08-P que trouxe, no mérito, o seguinte teor:
"9.1. determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica (...) que:
9.1.1. ajuste a metodologia atual de reajuste tarifário presente no contrato de concessão da Celpe, corrigindo as seguintes inconsistências:
9.1.1.1. a Parcela B calculada no reajuste tarifário absorve indevidamente os ganhos de escala decorrentes do aumento de demanda;
9.1.1.2. os ganhos de escala, decorrentes do aumento da demanda, não são repassados para o consumidor, provocando o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato;
9.1.2. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, um cronograma de implementação dos ajustes metodológicos referidos no subitem 9.1;
9.1.3. avalie o impacto, no equilíbrio econômico-financeiro do contrato, da metodologia utilizada nos reajustes da CELPE desde o início da concessão até a presente data;
9.1.4. apresente ao TCU, no prazo de 60 (sessenta) dias, a avaliação referida no item 9.1.3;
9.1.5. estenda os ajustes metodológicos que vierem a ser feitos no contrato da CELPE às demais empresas concessionárias de energia elétrica do país;"
9. Vislumbrando a existência de omissão e obscuridade no Acórdão nº 2.210/08-P, a Aneel opôs Embargos de Declaração. Conhecidos e acolhidos os embargos opostos pela Agência, o TCU expediu o Acórdão no 2.544/08-P tornando insubsistente o julgado anterior, além de proferir determinação a esta Unidade Técnica para que analisasse as alegações constantes dos embargos e promovesse a oitiva das concessionárias envolvidas acerca das irregularidades constadas nos autos.
10. Ressalta-se, ainda, que recentemente o ente regulador promoveu mudança na metodologia do reajuste tarifário para resolver o problema da falta de neutralidade da Parcela A por meio de um aditivo aos contratos de concessão de serviços de distribuição de energia elétrica, aprovado pelo Despacho do Diretor-Geral da Aneel no 245, em 2/2/2010.
11. Paralelamente, a Agência abriu o processo administrativo no 48500.006802/2009-65 para apurar eventual ilegalidade, falha ou erro nos cálculos de reajuste tarifário até então realizados.
12. Dessa forma, as medidas adotadas pela Aneel para resolver o problema (inclusive no que se refere aos passivos eventualmente existentes), bem como os argumentos trazidos aos autos pelas concessionárias e pela Agência acerca do problema identificado, foram analisadas por esta Sefid em instrução datada de 7/4/2010. Resta, portanto, a apreciação final do Exmo. Ministro Relator Benjamin Zymler e do Plenário desta Corte sobre a matéria.
13. Portanto, propõe-se, com fulcro no art. 17, I, da Resolução TCU nº 215/2008, comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados que o posicionamento do TCU acerca das informações prestadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por meio do Ofício no 25/2010-DR/ANEEL será firmado no âmbito do processo TC - 021.975/2007-0, ainda pendente de apreciação pelo Plenário desta Corte.
14. Ante o exposto, submetem-se os presentes autos à consideração superior, propondo:
I) com fulcro no art. 17, I, da Resolução TCU nº 215/2008, comunicar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados que o posicionamento do TCU acerca das informações prestadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por meio do Ofício no 25/2010-DR/ANEEL será firmado no âmbito do processo TC - 021.975/2007-0, ainda pendente de apreciação pelo Plenário desta Corte;
II) declarar integralmente atendida a presente solicitação e arquivar os presentes autos, com fulcro no art. 14, IV, da Resolução - TCU nº 215/2008; e
III) remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados e à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel".
2. É o relatório
VOTO
VOTO
Cuidam os autos de solicitação da Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados, encaminhada por seu Presidente, Deputado Federal Cláudio Cajado, para que este Tribunal apresente seu posicionamento acerca das informações prestadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por meio do Ofício no 25/2010-DR/ANEEL (fls. 2-5) e informe em que estágio se encontra o processo TC - 021.975/2007-0, que trata de auditoria nos processos de reajuste tarifário da Companhia Energética de Pernambuco (CELPE) no período 2002-2007.
Em apertada síntese, a Aneel, por meio do Ofício no 25/2010-DR/ANEEL, explicita a metodologia utilizada para calcular a revisão e o reajuste tarifário, afirmando que foram executados em conformidade com as regras dos contratos de concessão e que esta Corte de Contas, embora tenha apontado falha conceitual no método de cálculo, concluiu que os procedimentos e cálculos realizados pela Agência encontravam-se em conformidade com as regras de reajuste estabelecidas nos contratos de concessão.
De fato, a análise realizada nesta Corte de Contas não apontou descumprimento de dispositivos legais ou de regras inerentes aos contratos de concessão, mas, sim, identificou erro metodológico que elevou a tarifa de energia elétrica em afronta aos princípios da modicidade tarifária e da regulação por incentivos.
Segundo a metodologia estabelecida pela Aneel os custos de concessionárias de distribuição são compostos pelas parcelas A e B. A primeira constitui-se dos custos não gerenciáveis da concessionária, como os relacionados à compra de energia, a custos de transmissão e a encargos setoriais (ex.: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e Cotas de Conta Consumo Combustível), ou seja, aqueles que não dependem da sua gestão. A segunda B, por sua vez, constitui os custos gerenciáveis da empresa e devem abranger os custos operacionais e a remuneração do capital do investidor.
O reajuste tarifário é realizado anualmente e busca restabelecer o poder de compra da receita obtida pelo concessionário. Para isso, as Parcelas A e B são calculadas, possibilitando a determinação do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), que é aplicado na atualização das tarifas vigentes.
Os achados apontados pelo TCU revelaram que, diante de uma demanda crescente, as concessionárias de serviços de distribuição de energia elétrica se apropriam da diferença entre o IRT, e incremento dos custos da Parcela A, cuja variação é inferior ao mercado de referência.
Observa-se que este incremento na receita das concessionárias não decorre de um aumento de eficiência operacional, desvirtuando a finalidade da regulação por incentivos que somente permite maior lucratividade em caso de gestão eficiente dos custos pelas concessionárias. Ademais, a falha do modelo metodológico causa distorção no mecanismo de reajuste, cujo objetivo é manter o poder de compra da concessionária durante o período tarifário e não ampliá-lo.
Importa destacar que a Aneel, reconhecendo a falha metodológica, promoveu mudança na metodologia do reajuste tarifário para resolver o problema da falta de neutralidade da Parcela A, por meio de um aditivo aos contratos de concessão de serviços de distribuição de energia elétrica, aprovado pelo Despacho do Diretor-Geral da Aneel no 245/2010, buscando dar uma solução prospectiva ao problema.
Para a solução retrospectiva, a Agência abriu o processo administrativo nº 48500.006802/2009-65 para apurar eventual ilegalidade, falha ou erro nos cálculos de reajuste tarifário até então realizados. No âmbito deste processo, em 25/5/2010, a diretoria colegiada da Aneel autorizou a realização de Audiência Pública nº 33/2010 "para análise do eventual efeito tarifário do aperfeiçoamento da metodologia de cálculo do Reajuste Tarifário Anual, estabelecida nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica, objetivando a neutralidade da Parcela A".
A superveniência da mencionada Audiência Pública obsta por ora a apreciação da matéria tratada no TC - 021.975/2007-0 por esta Corte de Contas. Conforme tenho reiterado ao longo de minha atuação em processos afetos às atividades regulatórias, reafirmo que o controle exercido pelo TCU neste campo tem caráter marcadamente ancilar ao Poder Concedente. Trata-se, portanto, de um controle de segunda ordem, cujos limites se estabelecem na esfera de discricionariedade conferida ao agente regulador.
Eventual manifestação deste Tribunal previamente às conclusões da Audiência Pública nº 33/2010 acerca do mérito da distorção metodológica, sobretudo quanto aos seus eventuais efeitos ex-tunc, consistiria em arrogar o poder regulador legalmente atribuído à Aneel, conferindo ao TCU a função regulatória primária.
Dessa forma, cumpre informar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados que:
esta Corte de Contas não apontou descumprimento de dispositivos legais ou de regras inerentes aos contratos de concessão, mas, sim, identificou erro metodológico que elevou a tarifa de energia elétrica em afronta aos princípios da modicidade tarifária e da regulação por incentivos
a Aneel, reconheceu a falha metodológica e promoveu mudança na metodologia do reajuste tarifário, por meio de um aditivo aos contratos de concessão de serviços de distribuição de energia elétrica, aprovado pelo Despacho do Diretor-Geral da Aneel no 245/2010, buscando solucionar prospectivamente o problema.
os efeitos retrospectivos da falha metodológica estão sendo analisados pela Aneel no âmbito da audiência Pública Aneel nº 33/2010;
a apreciação do TC - 021.975/2007-0 ocorrerá após a conclusão da Audiência Pública Aneel nº 33/2010, de forma a se respeitar a competência regulatória legalmente atribuída à Aneel.
Ante o exposto, VOTO por que o Tribunal adote a deliberação que ora proponho a este Colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 2 de junho de 2010.
BENJAMIN ZYMLER
Relator
Acórdão 1268/2010 - Plenário
1. Processo: 010.763/2010-4
2. Classe de Assunto: Solicitação do Congresso Nacional
3. Interessado: Câmara dos Deputados
4. Órgão/Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME
5. Ministro Relator: BENJAMIN ZYMLER
6. Representante do Ministério Público: não atuou
7. Unidade Técnica: Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID)
8. Acórdão
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de Solicitação do Congresso Nacional para que este Tribunal apresente seu posicionamento acerca das informações prestadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por meio do Ofício no 25/2010-DR/ANEEL;
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em sessão plenária, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. informar à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados que:
9.1.1. esta Corte de Contas não apontou descumprimento de dispositivos legais ou de regras inerentes aos contratos de concessão, mas, sim, identificou erro metodológico que elevou a tarifa de energia elétrica em afronta aos princípios da modicidade tarifária e da regulação por incentivos;
9.1.2. a Aneel, reconheceu a falha metodológica e promoveu mudança na metodologia do reajuste tarifário, por meio de um aditivo aos contratos de concessão de serviços de distribuição de energia elétrica, aprovado pelo Despacho do Diretor-Geral da Aneel no 245/2010, buscando solucionar prospectivamente o problema;
9.1.3. os efeitos retrospectivos da falha metodológica estão sendo analisados pela Aneel no âmbito da Audiência Pública Aneel nº 33/2010;
9.1.4. a apreciação do TC - 021.975/2007-0 ocorrerá após a conclusão da Audiência Pública Aneel nº 33/2010, de forma a se respeitar a competência regulatória legalmente atribuída à Aneel;
9.2. declarar integralmente atendida a presente solicitação e arquivar os presentes autos, com fulcro no art. 14, IV, da Resolução - TCU nº 215/2008; e
9.3. remeter cópias do Acórdão, bem como do Relatório e do Voto, à Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados e à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel
Ata 18/2010 - Plenário Sessão 02/06/2010 Aprovação 10/06/2010 Dou 10/06/2010
Especificação do Quorum:
13.1. Ministros presentes: Ubiratan Aguiar (Presidente), Valmir Campelo, Walton Alencar Rodrigues, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro, José Jorge e José Múcio Monteiro.
13.2. Auditores presentes: Augusto Sherman Cavalcanti, Marcos Bemquerer Costa e Weder de Oliveira
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Quem sou eu
- MARIA IVANI
- Uberaba, Minas Gerais, Brazil
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