VOTO

VOTO

PROCESSO: 48500.005766/2012-18

INTERESSADOS: Consumidores e Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

RELATOR: Diretor Xxxxx Xxxxxxxx da Nóbrega

RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES, PERMISSÕES E AUTORIZAÇÕES DE TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO – SCT, SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO ECONÔMICA E ESTUDOS DO MERCADO – SRM, SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT, SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD, SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA – SFF, SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE – SFE

ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública 38/2015, instaurada, a fim de obter subsídios para aprimorar o modelo de termo aditivo ao contrato de concessão, para prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica com base no Decreto no 8.461, de 2 de junho de 2015

I. R E L A T Ó R I O

O Decreto no 8.461, de 2 de junho de 2015, regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, de que trata o art. 7o da Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 20131, e o art. 4o-B da Lei no 9.074, de 7 de julho de 19952.

2. Na 20ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 9 de junho de 2015, a Diretoria da ANEEL instaurou a Audiência Pública 38/2015, por intercâmbio documental, entre 10 de junho e 13 de julho de 2015, com sessão presencial em 1o de julho de 2015, para obter subsídios e informações adicionais, a fim de aprimorar a minuta de termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, visando prorrogar as concessões nos termos do Decreto no 8.461, de 2 de junho de 2015, e o Submódulo 7.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

1 “Art. 7o A partir de 12 de setembro de 2012, as concessões de distribuição de energia elétrica alcançadas pelo art. 22 da Lei no 9.074, de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 (trinta) anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço, a modicidade tarifária e o atendimento a critérios de racionalidade operacional e econômica.

Parágrafo único. A prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica dependerá da aceitação expressa das condições estabelecidas no contrato de concessão ou no termo aditivo.”

2 “Art. 4o-B. As concessionárias de distribuição de energia elétrica sujeitas a controle societário comum que, reunidas, atendam a critérios de racionalidade operacional e econômica, conforme regulamento, poderão solicitar o reagrupamento das áreas de concessão com a unificação do termo contratual. (Incluído pela Lei no 12.839, de 2013).”

3.

RESUMO DA PROPOSTA QUE FOI SUBMETIDA À AP

4. A proposta submetida à Audiência Pública, consolidada na Nota Técnica no 175/2015-SCT-SFE- SFF-SRD-SRM/ANEEL, de 8 de junho de 2015, emitida pelas Superintendências de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT, de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM, de Gestão Tarifária – SGT, de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, de Fiscalização Econômica e Financeira

– SFF e de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE, contemplou as condições para prorrogação previstas no Decreto no 8.461, de 2015, de eficiência quanto à qualidade do serviço e à gestão econômico-financeira, à racionalidade operacional e econômica e à modicidade tarifária, e propôs outros aprimoramentos, resumidos a seguir.

5. Segundo a minuta submetida à Audiência Pública, a eficiência relacionada à qualidade do serviço prestado e à gestão econômico-financeira poderia ser alcançada em no máximo 5 anos, contados a partir do ano civil subsequente ao da data de celebração do contrato de concessão ou do termo aditivo, devendo ser cumpridas metas anuais definidas por trajetórias de melhoria contínua.

6. Quanto à qualidade do serviço prestado, deveria ser mensurada pelos indicadores Duração Equivalente de Interrupção – DEC e Frequência Equivalente de Interrupção – FEC, por concessão, com expurgo das interrupções motivadas por causas externas à distribuidora. Foi definida trajetória de melhoria contínua a partir do maior valor entre o indicador apurado no ano anterior à prorrogação da concessão e o limite calculado pela ANEEL para o mesmo ano, objetivando convergir para os limites calculados para o 5º ano subsequente ao da prorrogação da concessão.

7. Com relação à gestão econômico-financeira, a minuta submetida à Audiência Pública previa a mesma trajetória, visando assegurar a sustentabilidade econômico-financeira para todas as concessionárias, definindo como condição mínima a geração de caixa suficiente para os investimentos em reposição e o pagamento dos juros da dívida.

8. A partir do 1o ano, era permitido que essa condição fosse assegurada apenas mediante o aporte de capital. A partir do 2o ano, além da eventual necessidade do aporte, a geração de caixa deveria ser positiva. A partir do 3o ano, a geração de caixa deveria ser, além de positiva, suficiente para fazer frente aos investimentos em reposição. A partir do 4o ano, a geração de caixa deveria ser positiva, suficiente para os investimentos em reposição

e para a redução do nível de endividamento. No 5o e último ano, o nível de endividamento deveria ser adequado, para assegurar a sustentabilidade econômico-financeira da concessão.

9. Sobre a racionalidade econômica das concessões de controle comum, o Decreto regulamenta o disposto no art. 4o-B da Lei no 9.074, de 7 de julho de 19953, o qual possibilita o reagrupamento de concessões cujas áreas são atendidas por concessionárias de distribuição de energia elétrica sujeitas a controle societário comum.

10. Adicionalmente a minuta de contrato refletiu o comando do Decreto no sentido de que o atendimento ao critério de racionalidade operacional e econômica deveria considerar as especificidades das concessionárias cujos mercados fossem inferiores a 500 GWh/ano, inclusive a estrutura dos mercados atendidos de concessionárias do mesmo porte e condição, observados os incentivos previstos na legislação e na regulamentação vigentes.

11. Referentemente à modicidade tarifária, o Decreto define que, a fim de atingir o nível de qualidade exigido pela ANEEL para prorrogar as concessões, as concessionárias não terão tratamento tarifário diferenciado. Não haverá, portanto, antecipação de tarifas, para fazer frente à necessidade de investimentos para o resgate da qualidade do serviço. A política pública também estabelece que eventuais subsídios às pequenas concessionárias de distribuição devem ser preservados, nos termos do Decreto.

12. Em relação ao desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD concedido pelas supridoras às concessionárias com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, o Decreto estabelece que, após a prorrogação da concessão, este deverá ser reduzido em 20% ao ano em 5 anos. O Submódulo 7.3 do PRORET, que regula o assunto, estabelece, contudo que o desconto deva ser retirado em 4 anos. Diante disso, a Audiência Pública também previu a adequação do PRORET ao comando do Decreto, nos seguintes termos:

Para as concessionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, o desconto aplicado à TUSD Fio B será retirado no período de 5 anos, à razão de 1/5 ao ano, a partir do processo tarifário subsequente à revisão 2.1 deste Submódulo.

13. O Decreto também define como diretriz que o descumprimento a qualquer das metas anuais pode resultar em obrigação de aporte de capital pelos sócios controladores da concessionária. Nesse sentido, foi

3 “Art. 4o-B. As concessionárias de distribuição de energia elétrica sujeitas a controle societário comum que, reunidas, atendam a critérios de racionalidade operacional e econômica, conforme regulamento, poderão solicitar o reagrupamento das áreas de concessão com a unificação do termo contratual. (Incluído pela Lei no 12.839, de 2013).”

proposto que essa obrigação estivesse relacionada à eficiência econômico-financeira como forma de atender à condição de sustentabilidade mínima, definida como geração positiva de caixa suficiente para os investimentos em reposição e o pagamento dos juros da dívida. Caso essa condição não fosse alcançada operacionalmente, teria que ser atingida por aporte de capital.

14. O descumprimento a uma das metas anuais por 2 anos consecutivos (qualidade ou gestão econômico-financeira) ou qualquer das metas ao final de 5 anos acarretaria a extinção da concessão, cujo processo deveria ser instruído pela ANEEL e encaminhado para decisão pelo MME. Foi possibilitada a interposição de plano de transferência do controle societário a ser avaliado pela ANEEL quanto à viabilidade e ao benefício da medida para adequar o serviço prestado que, se aprovado, suspenderia o processo de extinção da concessão. A implementação deste no prazo estipulado e nos termos aprovados implicaria o arquivamento desse processo.

15. A minuta do contrato de concessão ou do termo aditivo incluiu cláusulas que a) asseguravam a sustentabilidade econômico-financeira das concessionárias e especificavam diretrizes, para fortalecer a governança coorporativa e os parâmetros mínimos de indicadores econômico-financeiros, inclusive de obrigação de aporte de capital por parte dos controladores e b) estabeleciam mecanismos, visando à eficiência energética e à modernização das instalações.

16. Além das disposições de prorrogação condicionada estabelecidas no Decreto, foram propostos aprimoramentos na redação dos contratos e dos termos aditivos em consonância com a regulação do Setor Elétrico. A minuta do contrato incluiu as seguintes Cláusulas:

• Cláusula Sétima – Sustentabilidade Econômica e Financeira, que obriga a concessionária a preservar, durante a concessão, a condição de sustentabilidade na gestão de custos, despesas, endividamento, dentre outros;

• Cláusula Oitava – Governança Coorporativa e Transparência, que firma parâmetros mínimos a serem observados pelas distribuidoras;

• Cláusula Décima Terceira – Compromissos do Controlador Societário, que prevê novas obrigações aos controladores, entre elas a de aporte de capital, se necessário, para preservar a sustentabilidade econômico-financeira da concessão, e

• Cláusula Décima Oitava – Condições de Prorrogação Condicionada.

17. A respeito de modernizar as instalações, foi incluída na Cláusula Segunda – Condições de Prestação do Serviço Público a obrigação de a concessionária adotar as melhores práticas setoriais e as normas aplicáveis, notadamente quanto à operação, à manutenção, ao planejamento do sistema elétrico e à modernização das instalações, incluindo no item planejamento a obrigação de atender às disposições do planejamento, da expansão e da operação do Setor Elétrico, sob a responsabilidade do Poder Concedente.

18. A minuta do contrato previu também o aprimoramento e a atualização das demais cláusulas, com a inclusão de outras, além do incentivo à eficiência energética, destacando-se os seguintes aprimoramentos:

• o reflexo do efeito médio ao consumidor, em vez dos itens econômicos de custo, apenas do mecanismo de reposicionamento tarifário;

• a Parcela B dos reajustes sem sair por diferença, conferindo mais previsibilidade;

• a possibilidade de compartilhamento de outras receitas em revisões e reajustes;

• a alteração do indexador de IGP-M para IPCA;

• o cálculo do Fator X, considerando, além dos ganhos de produtividade, os incentivos à melhoria da qualidade e à eficiência energética;

• a uniformização do período entre revisões tarifárias em 5 anos.

19. Além da uniformização, em 5 anos, do período entre as revisões tarifárias, foi proposta a redefinição da data de aniversário contratual para algumas concessionárias. As novas datas deveriam ser aplicadas a partir do primeiro reajuste posterior à prorrogação da concessão, tendo como referência a data de revisão tarifária proposta para cada concessionária. Ressalta-se que a nova data respeitaria o intervalo mínimo de 12 meses desde o último processo tarifário de cada concessionária, para alteração das tarifas vigentes.

20. Durante a Audiência Pública, além da sessão presencial realizada em 1o de julho de 2015, a Diretoria da ANEEL promoveu conjunto de reuniões técnicas, para ampliar o diálogo com setores específicos da sociedade interessados no tema. Foram convidadas diversas instituições, as quais poderiam fazer perguntas e esclarecer dúvidas sobre a proposta submetida à Audiência Pública. Atenderam ao convite da ANEEL as seguintes instituições:

a) 8 de julho: reunião com as associações representativas das concessionárias de distribuição - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – Abradee e Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia de Menor Porte – Abrademp;

b) 9 de julho: reunião com entidades interessadas em governança e mercado de capitais, na qual participaram as instituições: Secretaria de Assuntos Econômicos – SEAE/Ministério da Fazenda, Fundação Xxxxxxx Xxxxxx – FGV/Energia, FGV/CERI, Agência Nacional de Telecomunicações – ANATEL e Ministério de Minas e Energia – MME;

c) 9 de julho: reunião com agências de rating e bancos de desenvolvimento e investidores privados;

d) 10 de julho: reunião com entidades ligadas a consumidores e órgãos de defesa do consumidor, da qual participaram Secretaria Nacional do Consumidor – Senacon, Conselho Nacional dos Consumidores de Energia Elétrica – Conacen e Associação Brasileira de Defesa do Consumidor – Proteste;

e) 10 de julho: reunião com órgãos de controle, da qual participaram Ministério Público Federal – MPF e Conjur/MME.

21. A Procuradoria Federal na ANEEL, por meio do Parecer no 557/2015-PFANEEL/PGF/AGU, de 31 de agosto de 2015, analisou juridicamente as contribuições e a minuta de contrato de concessão.

22. As contribuições encaminhadas na primeira etapa da Audiência Pública 38/2015 foram avaliadas e consolidadas pelas Superintendências e constam da Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, de 4 de setembro de 2015.

23. O Tribunal de Contas da União, na Sessão Ordinária realizada em 9 de setembro de 2015, emitiu o Acórdão no 2253/2015-TCU, no qual decidiu, no Processo no TC 003.379/2015-9, dentre outras,

[...] 9.7. determinar à Xxxxx e ao MME, em atenção ao que prescrevem o art. 6º da Lei 8.987/1995 e o art. 7º da Lei 12.783/2013, que:

[...]

9.7.2 mantenham os critérios objetivos previstos no Decreto 8.461/2015, ensejadores da extinção da concessão, ao longo de todo o período de vigência contratual, com o objetivo de aumentar as garantias de prestação do serviço adequado e de reduzir eventual tempo de exposição do consumidor ao serviço inadequado; [...]

24. Por intermédio da Nota Técnica no 360/2015-SCT- SFF-SRD /ANEEL, de 24 de setembro de 2015, as Superintendências apresentaram proposta, para atender à determinação 9.7.2 do Acórdão no 2253/2015-TCU.

25. Na 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada em 24 de setembro de 2015, a Diretoria da ANEEL reabriu a Audiência Pública 38/2015, por intercâmbio documental, entre 25 de setembro e 5 de outubro de 2015, a fim de colher subsídios e informações adicionais exclusivamente a respeito da nova subcláusula incluída na minuta de termo aditivo ao contrato, para aplicar os critérios objetivos previstos no Decreto no 8.461, de 2015, ensejadores da extinção da concessão, relacionados à apuração da qualidade do serviço e da gestão econômico-financeira, nos termos da determinação 9.7.2 do Acórdão no 2.253/2015 do Tribunal de Contas da União – TCU.

26. Em 25 de setembro de 2015, a XXXXX apresentou embargos de declaração, corroborados pelo MME, em face das determinações expedidas pelo TCU nos itens 9.7.2 e 9.8 do Acórdão 2.253/2015-Plenário.

27. O Tribunal de Contas da União – TCU, na Sessão Ordinária realizada em 14 de outubro de 2015, emitiu o Acórdão no 2.520/2015-TCU-Plenário, no qual decidiu, no Processo no TC 003.379/2015-9,

9.1. conhecer dos embargos de declaração e, no mérito, acolhê-los parcialmente, para:

9.1.1 esclarecer à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e ao Ministério de Minas e Energia (MME) que a determinação exarada no item 9.7.2 do Acórdão 2.253/2015-Plenário obriga a Agência e o MME a estabelecerem critérios objetivos que mensurem a eficiência com relação à qualidade do serviço prestado e à gestão econômico-financeira, que, caso infringidos, ensejarão o início automático da caducidade da concessão; nesse sentido, devem ser definidos pelo regulador, antes do início de períodos preferencialmente quinquenais, os indicadores, os critérios, as metodologias de cálculo e os valores limites, bem como as metas anuais e as regras que irão acionar o processo de caducidade antes e ao final do referido ciclo;

9.1.2 alterar o item 9.8 do Acórdão 2.253/2015-Plenário, para que, onde se lê “determinar”, leia-se “recomendar”, transformando em recomendação a determinação ali endereçada à Xxxxx; [...].

28. As contribuições encaminhadas na segunda etapa da Audiência Pública 38/2015 foram avaliadas e consolidadas pelas Superintendências e constam da Nota Técnica no 382/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, de 16 de outubro de 2015.

29. Por meio da Nota Técnica no 297/2015-SFF-SCT-SFE-SRD-SRM/ANEEL, de 16 de outubro de 2015, as Superintendências complementaram a análise das contribuições encaminhadas na Audiência Pública 38/2015.

II. F U N D A M E N T A Ç Ã O Introdução

ALGUNS CONCEITOS / INOVAÇÕES DO CONTRATO

30. O modelo de contrato de concessão ou termo aditivo, para prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica se baseou nas premissas e nas disposições de prorrogação condicionada definidas no Decreto no 8.461, de 2015.

31. Além disso, o novo contrato contém cláusulas que permitem ao regulador criar novas ferramentas, para garantir a adequada prestação do serviço de distribuição. A Cláusula Sétima, que trata da sustentabilidade econômica e financeira, prevê a obrigação de a concessionária preservar condições mínimas de sustentabilidade na gestão de custos, despesas e endividamento; a Cláusula Oitava, que trata da governança coorporativa e da transparência; a Cláusula Décima Terceira, que trata de compromissos do controlador societário como a obrigação de aporte de capital, se necessário, para preservar a sustentabilidade econômico-financeira da concessão, e a Cláusula Décima Oitava, que trata das condições de prorrogação condicionada.

32. A inclusão das Cláusulas de Sustentabilidade Econômica e Financeira, na qual serão definidos parâmetros mínimos de sustentabilidade econômica e financeira a serem observados pelas concessionárias de distribuição, e de Compromissos do Controlador Societário, vai permitir mais solidez do segmento brasileiro de distribuição de energia elétrica e alinhá-lo às melhores práticas internacionais. Nessa linha, a Cláusula de Governança Corporativa e Transparência é fundamental, para aprimorar as práticas de gestão e aumentar os níveis de transparência no segmento de distribuição de energia elétrica.

33. Também foram propostos aprimoramentos nas Cláusulas Econômicas, baseados na experiência de que a regulação de preços é capaz de permitir mais flexibilidade e adaptabilidade às mudanças nas políticas públicas ao longo do período da concessão e, ao mesmo tempo, promover ganhos de eficiência e melhoria da qualidade do serviço, além de garantir a atratividade necessária aos investidores. O desafio na formulação de contrato de concessão na regulação por incentivos é equilibrar esses 3 elementos: flexibilidade, incentivos e atratividade econômica.

34. O contrato de concessão atual logrou êxito em promover equilíbrio entre esses elementos. Percebe- se que, na sua formulação, houve a intenção de definir o período (ciclo tarifário) em que as regras de reajuste tarifário seriam bastante rígidas, com a descrição exaustiva de todos os elementos associados ao cálculo e, ao mesmo tempo, as regras de revisão tarifária e o Fator X flexíveis, atribuindo ao órgão regulador competência para regulamentar o tema.

35. Os aprimoramentos propostos na Audiência Pública 38/2015 objetivaram permitir mais flexibilidade e adaptabilidade às mudanças nas políticas públicas ao longo do período da concessão no cálculo do reajuste tarifário e menos flexibilidade e definição mais clara dos objetivos da revisão tarifária e do Fator X.

36. Além disso, a experiência com a aplicação das regras atuais tem evidenciado pontos de aperfeiçoamentos de definições e regras do contrato de concessão tais como incluir na receita considerada para reajuste tarifário as receitas provenientes de ultrapassagem de demanda e excedente de reativo e alocar o componente tarifário de Receitas Irrecuperáveis no cálculo da Parcela A.

Análise das contribuições encaminhadas na Audiência Pública

37. A primeira e a segunda etapa da Audiência Pública 38/2015 receberam, respectivamente, 437 e 40 contribuições, encaminhadas por entidades de defesa de consumidores, conselho de consumidores, consumidores, parlamentares, agentes de distribuição, associações representativas dos consumidores e dos distribuidores, instituições financeiras, sindicatos, entidades representativas de classes profissionais, empresas de consultoria, dentre outros participantes.

38. Os detalhes e o exame de cada uma constam nas Notas Técnicas no 335/2015-SCT-SFE-SFF- SRD-SRM/ANEEL, no 382/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL e no 297/2015-SFF-SCT-SFE-SRD-SRM/ANEEL. As Tabelas 1 e 2 apresentam o resumo do resultado da análise das contribuições recebidas nas 2 etapas da Audiência Pública 38/2015:

Tabela 1 – Resumo das contribuições da primeira etapa da Audiência Pública 38/2015

Avaliação	Contribuições	%
Aceitas	65	15
Parcialmente aceitas	50	11,5
Não aceitas	320	73
Não aplicável	2	0,5
Total	437	100

Fonte: Notas Técnicas nos 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL e 297/2015-SFF-SCT-SFE-SRD-SRM/ANEEL.

Tabela 2 – Resumo das contribuições da segunda etapa da Audiência Pública 38/2015

Avaliação	Contribuições	%
Aceitas	0	0
Parcialmente aceitas	11	27,5
Não aceitas	15	37,5
Não aplicável	14	35
Total	40	100

Fonte: Nota Técnica no 382/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

39. A seguir, sintetiza-se o resultado da análise das Superintendências, estruturada em 4 temas.

a) cláusulas econômicas;

b) qualidade do serviço;

c) governança corporativa;

d) sustentabilidade econômico-financeira;

e) demais temas.

40. As principais contribuições relacionadas a cada um desses temas serão discutidas a seguir.

CLÁUSULAS ECONÔMICAS

41. Em relação às contribuições concernentes às Cláusulas Econômicas, os principais assuntos discutidos na Audiência Pública foram a) densidade normativa do contrato; b) regras de revisão tarifária, investimentos e Fator X; c) variações na compra de energia e equilíbrio econômico e financeiro; d) ultrapassagem de demanda e excedente de reativo e e) racionalidade operacional e econômica. Os principais pontos de cada assunto serão abordados a seguir.

Densidade Normativa do Contrato

42. A elaboração das cláusulas econômicas do contrato de concessão deve enfrentar o trade-off entre segurança e flexibilidade, ilustrada na Figura 1. Se, por um lado, mais flexibilidade de regras aumenta a possibilidade de adaptação às mudanças, por outro, aumenta o risco dos investimentos. Entre os extremos de total flexibilidade e rigidez, há diversos níveis intermediários. O desafio é definir a relação equilibrada.

Figura 1: Trade-off entre segurança e flexibilidade

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

43. A proposta apresentada na Audiência Pública 38/2015 consistia basicamente em aumentar a flexibilidade das regras de reajuste tarifário e diminuir a flexibilidade das regras de revisão tarifária previstas no contrato de concessão atual. No entendimento de grande parte das contribuições, o “resultado líquido” das mudanças propostas foi a redução da “densidade normativa” do contrato, porém mais peso deveria ser conferido à segurança e à previsibilidade das regras.

44. Algumas contribuições sugeriram que, idealmente, o contrato deveria definir, de forma exaustiva, todas as equações que seriam utilizadas nos cálculos de reajuste e revisão tarifária. Assim, a ANEEL só se responsabilizaria pela análise de dados e fatos apresentados pelas empresas.

45. Essa questão possui natureza jurídica e técnica. A natureza jurídica do problema foi objeto do Parecer no 557/2015/PFANEEL/PGF/AGU, que concluiu que o contrato não deveria permitir discricionariedade excessiva, porém não precisava conter todas as regras de reajuste e revisão tarifária, conforme excerto a seguir:

63. Em resumo, concluímos que o contrato de concessão não precisa conter a totalidade das regras de reajuste e revisão das tarifas. O contrato deve estipular as diretrizes que possibilitarão a realização dos processos tarifários, dando ao concessionário a segurança de que a equação econômica da concessão será mantida. Evidentemente que, quanto mais detalhado for o contrato em relação ao tema, melhor serão atendidas as determinações dos arts. 23, IV, da Lei nº 8987/1995 e 15 da Lei nº 12.783/2013. É que embora o regramento constante do contrato não precise ser exaustivo, não deve ele ser tão aberto que deixe ao regulador um espaço amplíssimo para propor as soluções que apenas a sua discricionariedade, ainda que se trate de uma discricionariedade técnica, indique como mais adequadas. É necessário que a lei e o contrato estabeleçam os pontos de apoio que, ao mesmo tempo, conferirão segurança ao concessionário de que o equilíbrio econômico da avença será mantido, e direcionarão a construção da metodologia tarifária pelo regulador dentro de um processo de Audiência Pública.

46. Respeitadas as restrições jurídicas para as cláusulas econômicas, a discussão técnica deve considerar trade-off entre flexibilidade e segurança. Ao se considerar que o contrato deve conter, no mínimo, os princípios, as diretrizes e os padrões norteadores de regulação futura, a questão passa a ser como definir o melhor equilíbrio entre flexibilidade e segurança.

47. Segundo as Superintendências, devem ser acolhidas as justificativas de algumas contribuições de que a proposta apresentada na Audiência Pública 38/2015 privilegiou a flexibilidade em detrimento da segurança, para realizar investimentos. Excesso de flexibilidade não é desejável por 2 razões principais: a atividade de distribuição necessita de segurança, para realizar elevado volume de investimentos “afundados”, e a clareza das regras é importante, para orientar corretamente as ações esperadas dos agentes ao longo da concessão.

48. Por exemplo, se o aumento da eficiência e a melhoria da qualidade são objetivos importantes, o contrato de concessão deve defini-los como princípios norteadores das regras de revisão e, se possível, até definir os meios pelos quais a empresa será estimulada a agir nesse sentido. Se já se conhece a priori mecanismo consensual de estimulo à eficiência, é desejável que seja estabelecido claramente no contrato.

49. Assim, a proposta final para as cláusulas econômicas do contrato de concessão contempla alterações na minuta submetida à Audiência Pública no sentido de aumentar a previsibilidade das regras de reajuste e revisão tarifária, ilustrada na Figura 2.

Figura 2 – Trade-off entre segurança para investimentos e flexibilidade

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

Regras de Revisão Tarifária, Investimentos e Fator X

50. Quanto à regra de revisão tarifária, o pleito mais comum foi de definir nos contratos de concessão, no mínimo, os princípios (standards) a serem adotados pelo regulador, quando da elaboração da regra. Algumas contribuições sugeriram fixar a regra de revisão atual, só alterando-a mediante aditivo contratual. Outras aconselharam definir como princípios do contrato as premissas consideradas na regra vigente.

51. As Superintendências recomendaram, com o que se concorda, estabelecer no contrato de concessão as premissas norteadoras dos regulamentos de revisão tarifária. O desafio é definir quais seriam as premissas adequadas a todo o período de concessão. Para tanto, 2 elementos essenciais e complementares devem ser observados nas regras de revisão tarifária: a comparação entre as empresas (benchmarking) e a consideração de especificidades das áreas de concessão.

52. A comparação entre empresas possui 3 características importantes:

a) os níveis de custos eficientes adotados nos processos de revisão tarifária ficam “lastreados” no mundo real. Ou seja, os padrões de eficiência considerados são aqueles observados no segmento brasileiro de distribuição de energia elétrica. Com isso, não há possibilidade de o regulador definir padrões de eficiência inexequíveis ou lenientes, baseados em premissas não sustentadas pelos dados reais;

b) a comparação promove uma espécie de competição entre as empresas. Como o padrão de eficiência considerado na definição dos custos na revisão tarifária depende do desempenho de alguma(s) empresa(s) (média, mediana, quartil), as empresas são incentivadas a atuar melhor que as “concorrentes”;

c) a comparação provoca alguma previsibilidade sobre o que irá ocorrer nas revisões tarifárias. O desempenho do Setor pode ser observado pela sociedade. Assim, por exemplo, se as empresas de modo geral estão ganhando eficiência, é natural esperar redução de tarifas nas revisões tarifárias, compartilhando tais ganhos.

53. Sobre a consideração de especificidades, esse elemento é fundamental para garantir que a comparação entre as empresas seja eficaz. Se as características das áreas de concessão não forem consideradas, toda a complexidade socioeconômica e ambiental passa a ser atribuída como eficiência (ou ineficiência) das empresas, inviabilizando a comparação adequada.

54. Esses são os princípios que conduziram à evolução das regras de revisão tarifária adotadas pela ANEEL desde, pelo menos, o 1o Ciclo de Revisão Tarifária, iniciado em 2003. Os benefícios desse modelo para o consumidor são apresentados na Figura 3. A tarifa nominal média de distribuição4 aumentou 6% entre 2003 e 2014, enquanto o IPCA aumentou 82%. O IGPM, por sua vez, variou no período 92%. A comparação com o IGPM é

4 Medida pela razão entre a Parcela B e o Mercado. A parcela B corresponde à soma dos valores da parcela B considerados nos reajustes e nas revisões tarifárias.

interessante, por ser este o índice aplicado nos contratos atuais nos anos de reajuste. Ou seja, a aplicação do Fator X e das revisões tarifárias periódicas evitou 86% de aumento nas tarifas.

Figura 3: Evolução da Tarifa Média de Distribuição, do IGPM e do IPCA

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

55. A Figura 4 compara a evolução da Parcela B real com aquela que teria ocorrido, caso não houvesse o Fator X e a Revisão Tarifária no período5. Na Figura é possível perceber que o descolamento ocorreu, principalmente, a partir do 2º Ciclo de Revisões Tarifárias, que iniciou em 2007. A diferença em 2014 alcançou R$

27 bilhões ao ano. Ou seja, em função dos processos de revisão tarifária e da definição do Fator X, os consumidores deixam de pagar R$ 27 bilhões ao ano às distribuidoras.

Figura 4: Evolução da Parcela B Real X Parcela Corrigida por IGPM (R$ Bilhões)

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

56. Em relação às contribuições sobre o tratamento tarifário a ser dado aos investimentos, as principais foram reconhecer a) nos processos de revisão tarifária, integralmente, todos os investimentos realizados; b) nos reajustes tarifários, integralmente, todos os investimentos realizados; c) nos processos tarifários, “de forma

5 Foi assumido, por simplificação, que o mercado seria o mesmo nos dois cenários. A premissa é razoável tendo em vista a baixa elasticidade preço da demanda por energia elétrica.

diferenciada”, os investimentos em inovações tecnológicas e d) nos processos de reajuste e nas revisões, os investimentos realizados decorrentes da incorporação de outros ativos.

57. Entende-se que a proposta de reconhecimento integral dos investimentos, sem qualquer filtro ou análise de eficiência, conflita com o princípio da Modicidade Tarifária, pois conduziria a custos ineficientes. Ademais, não há razão para se restringir os mecanismos de incentivo apenas aos custos operacionais.

58. As Superintendências assinalaram que a única diferença entre custos operacionais e de capital era a “dimensão temporal do serviço” que prestam. Ambos são gerenciáveis pela distribuidora. Assim, é possível que concessionárias realizem investimentos maiores (mais caros) do que o necessário (possível), para prestar o serviço, onerando indevidamente o consumidor. Por isso, é importante analisar a eficiência dos investimentos realizados.

59. Referentemente ao pleito de se considerarem os investimentos nos reajustes tarifários, este não se coaduna com o regime de regulação pelo preço adotado no segmento de distribuição de energia elétrica. Como nos reajustes tarifários, a Parcela B é atualizada pelo mercado e pelo Fator X, não existe, nos processos de reajuste, qualquer vínculo entre as receitas e os ativos que são utilizados, para prestar o serviço.

60. No modelo de regulação pelo preço, não faz sentido afirmar que tal ou qual investimento realizado após a revisão tarifária não está contemplado no cálculo tarifário, ou, no jargão utilizado pelas distribuidoras, não há “cobertura tarifária” para esse ou aquele investimento.

61. Ademais, se a distribuidora precisar realizar investimento eficiente que provoque crescimento dos custos de capital muito superior ao do mercado no reajuste tarifário, a concessionária pode solicitar Revisão Tarifária Extraordinária, instrumento que integra as Cláusulas Econômicas. Nesse processo, a ANEEL deve realizar nova revisão tarifária, a qual deve contemplar todos os custos de capital e os operacionais, além do mercado, a fim de verificar se, de fato, há desequilíbrio econômico-financeiro.

62. Sobre o pleito de se considerarem “de forma diferenciada” investimentos em novas tecnologias, julga-se que o tema é próprio da regulação e não do contrato de concessão. A principal razão disso é o fato de o termo “novas tecnologias” ser genérico. Diariamente, há lançamentos de novos equipamentos, com alguma inovação. No limite, a mudança da cor de um tipo de medidor é inovação. Certamente, não é esse tipo de inovação que as contribuições tinham em mente, quando fizeram a proposta, mas o exemplo revela a necessidade de ser dado tratamento ao tema na regulação.

63. Registra-se que esse tema foi objeto da Audiência Pública 23/2014, que tratou do aperfeiçoamento da metodologia de revisão tarifária aplicada à distribuição de energia elétrica. Algumas contribuições sugeriram, na ocasião, criar mecanismos de incentivo à inovação por meio do Fator X. Ao final dessa Audiência Pública, a Diretoria da ANEEL concordou, no mérito, que a inovação era algo benéfico para a sociedade, porém a forma de considerar o tema nos processos tarifários precisava ser estudada mais profundamente. Foi considerado que havia algumas questões fundamentais sobre o assunto que precisavam ser mais bem discutidas, tais como:

a) o que era inovação tecnológica;

b) os incentivos a ganhos de eficiência e à melhoria da qualidade eram, ou não, suficientes para estimular a inovação;

c) o “prêmio” adicional pela inovação tecnológica, nesse caso, acarretaria, ou não, penalização para os consumidores;

d) a regulação econômica deveria se limitar aos objetivos a serem alcançados ou também aos meios de atingi-los;

e) a legislação já estabelecia algumas isenções tributárias para a inovação – prêmio adicional era, ou não, necessário;

f) os recursos, com cobertura tarifária, aplicados em Pesquisa e Desenvolvimento eram suficientes ou não;

g) os incentivos à inovação eram próprios da regulação ou tema de política pública.

64. Em relação ao Fator X, na proposta submetida à Audiência Pública, foi definido que o principal objetivo do Fator X é repassar aos consumidores ganhos de produtividade observados no setor de distribuição de energia elétrica e resultados decorrentes de mecanismos de incentivos (qualidade, eficiência energética). Algumas contribuições propuseram substituir o termo “repassar ganhos de produtividade” por “compartilhar ganhos de produtividade”.

65. Esse tema foi discutido na Audiência Pública 23/2014 e o pleito negado pela ANEEL. Foi considerado que o conceito de compartilhamento não cabia no contexto do Fator X por 2 razões: não se tratava de ganhos de produtividade da concessionária e sim do setor de distribuição. Se o ganho de produtividade da distribuidora fosse, por exemplo, maior que o do setor de distribuição, a concessionária obteria adicional de lucro. Caso fosse menor, a empresa teria a lucratividade diminuída.

66. Em segundo lugar, o conceito de compartilhamento remetia aos ganhos de produtividade da própria empresa. Não faria sentido a distribuidora compartilhar ganho de produtividade que não fosse o dela. Nessa linha, compartilhar os ganhos de produtividade individuais de cada empresa possuiria 2 efeitos indesejados. O critério penalizaria os consumidores atendidos por concessionárias ineficientes e diminuiria o incentivo a ganhos de eficiência – efeito6 ratchet.

Variações na compra de energia e no equilíbrio econômico-financeiro

67. Diversas contribuições apresentadas na Audiência Pública 38/2015 apresentaram propostas, para remunerar os riscos para as distribuidoras da Parcela A, em particular, nos custos de compra de energia. As Superintendências assinalaram que a abordagem do tema devia ser feita por meio de regulação específica e não do contrato de concessão.

68. Ressalta-se que esse assunto também foi muito discutido na Audiência Pública 23/2014. Os argumentos apresentados agora são os mesmos daquela ocasião. Diante da importância do tema, no entanto, é importante relembrar a discussão.

69. A legislação setorial criou diversos mecanismos, além dos já previstos nos contratos de concessão, para mitigar os riscos para as distribuidoras das parcelas menos gerenciáveis, dos quais as Superintendências destacaram 4:

a) a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA, que objetivava repassar, nos processos tarifários (reajuste e revisão), as diferenças entre os preços utilizados no cálculo da Parcela A no processo tarifário anterior e aqueles verificados;

b) a neutralidade, que, por sua vez, comparava os valores considerados no último processo de reajuste ou revisão com os valores faturados;

c) as bandeiras tarifárias, que elevavam a tarifa do consumidor automaticamente, quando os custos com compra de energia fossem maiores;

d) a Revisão Tarifária Extraordinária – RTE, prevista no contrato de concessão, que poderia e ser realizada nos casos em que os outros mecanismos não fossem suficientes.

6 A empresa não gera ganhos de eficiência, porque antecipa o fato de que estes serão repassados integralmente ao consumidor.

70. Entende-se, portanto, que esses mecanismos podem e devem ser suficientes, para mitigar os riscos de variação da Parcela A, não sendo necessária a consideração de adicional de receita, para remunerar esses riscos.

Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo

71. O contrato de concessão atual veda a consideração de receitas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativo nos reajustes tarifários. Na medida em que tais receitas compõem o equilíbrio econômico- financeiro da concessão, essas receitas são consideradas nas revisões tarifárias. Esse procedimento, entretanto, tem como inconveniente sujeitar as concessionárias aos riscos de variação dessa receita, que depende da ação voluntária dos consumidores. Além disso, qualquer ação educativa, no sentido de informar aos consumidores que precisam mudar comportamento indesejado, implicaria perda de receita para as empresas.

72. Diante disso, a proposta submetida à Audiência Pública previu que essas receitas fossem consideradas nos reajustes e nas revisões tarifárias como receita inerente à atividade de distribuição de energia elétrica.

73. Algumas contribuições alegaram que a captura para a modicidade tarifária dessas receitas nos reajustes causaria desequilíbrio econômico-financeiro, sob a justificativa de que essas receitas estariam associadas a custos que não possuíam “cobertura tarifária”, tais como decorrentes de ultrapassagem de MUST, degradação da qualidade do serviço e perda de remuneração concernente à parcela não amortizada da vida útil remanescente dos ativos baixados como resultado de perturbações na rede.

74. No entendimento das Superintendências, as contribuições não demonstraram a relação entre as receitas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativo e as situações apontadas.

75. Os investimentos são realizados pelas distribuidoras para atender à demanda real, incluindo eventuais excedentes de demanda e energia reativa existentes na rede, e não a demanda contratada. Na baixa tensão, as tarifas são monômias e não há demanda contratada. As distribuidoras, portanto, dimensionam as redes e as subestações pela carga medida.

76. Frisa-se que o cálculo do Índice de Aproveitamento da Base de Remuneração Regulatória considera a demanda real e não a contratada e que dentre os investimentos reconhecidos na Base de Remuneração Regulatória estão os bancos de capacitores para controle de reativos.

77. Dessa forma, na medida em que a receita de ultrapassagem de demanda e excedente de reativo é inerente à atividade de distribuição e custos correspondentes já se encontram no cálculo da Parcela B. Assim, conclui-se que a receita decorrente desses itens deve ser integralmente subtraída da Receita Requerida da distribuidora a cada processo tarifário.

Concessionárias de pequeno porte e racionalidade operacional e econômica

78. Destaca-se a Subcláusula Vigésima Quarta da Cláusula Sexta da minuta de Contrato ou Termo Aditivo aos Contratos de Concessão:

Subcláusula Vigésima Quarta – O atendimento ao critério de racionalidade operacional e econômica pelas concessionárias cujos mercados sejam inferiores a 500 GWh/ano deverá considerar os parâmetros técnicos, econômicos e operacionais e a estrutura dos mercados atendidos por concessionárias do mesmo porte e condição e as demais disposições da legislação e regulamentação vigentes, observando:

I - o desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição existente na data de prorrogação da concessão, concedido pelas supridoras às suas supridas, será reduzido à razão de vinte por cento ao ano a partir do primeiro reajuste tarifário anual ou revisão tarifária ordinária após a prorrogação da concessão e será nulo a partir do quinto processo de reposicionamento tarifário; e

II - transcorridos cinco anos a partir da data de assinatura deste contrato, eventuais alterações nas tarifas decorrentes da aplicação dos parâmetros técnicos, econômicos e operacionais referidos acima dar-se-ão de forma progressiva nos processos de revisão tarifária ordinária. (grifos nossos)

79. Registra-se que o texto das Subscláusulas correspondem, respectivamente, aos comandos normativos inseridos nos incisos I e II do § 6o do art. 1o do Decreto no 8.461, de 2015:

Art. 1º O Ministério de Minas e Energia poderá prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica alcançadas pelo art. 7º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, por trinta anos, com vistas a atender aos seguintes critérios:

[...]

III - racionalidade operacional e econômica; e [...]

§ 6º O atendimento ao critério de racionalidade operacional e econômica de que trata o inciso III do caput pelas concessionárias cujos mercados sejam inferiores a 500 GWh/ano deverá considerar os parâmetros técnicos, econômicos e operacionais e a estrutura dos mercados atendidos de concessionárias do mesmo porte e condição, observadas as demais disposições da legislação e regulamentação vigentes, observando:

I - o desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, concedido pelas supridoras às suas supridas, será reduzido à razão de vinte por cento ao ano após a prorrogação da concessão; e

II - transcorridos cinco anos a partir da prorrogação da concessão, eventuais alterações nas tarifas decorrentes da aplicação dos parâmetros técnicos, econômicos e operacionais referidos acima dar-se-ão de forma progressiva nos processos ordinários de revisão tarifária. (grifos nossos)

80. Observa-se que, na Nota Técnica no 175/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/2015, de 2015, que recomendou a abertura da Audiência Pública, as Superintendências argumentaram que o inciso II do § 6o do Decreto autorizaria, após 5 anos da prorrogação, a aplicação de condições mais restritivas na definição da Parcela B das concessionárias de pequeno porte, pois permitiria que não mais fosse observada “a estrutura dos mercados atendidos de concessionárias do mesmo porte e condição”.

81. As Unidades Organizacionais sustentaram que poderiam, então, ser alteradas as tarifas das concessionárias de pequeno porte mediante a observância a parâmetros diferentes daqueles estipulados no § 6o. As Superintendências não informaram, todavia, quais seriam tais parâmetros.

82. Nota-se que a Abrademp indicou interpretação diferente daquela sugerida pela Nota Técnica no 175, de 2015.

83. A PFANEEL, por meio do Parecer no 557, de 2015, chancelou o entendimento das Unidades Organizacionais, argumentando que interpretação diversa tornaria inútil, dispensável, inexplicável ou livre de propósito o inciso II do § 6º do art. 1º do Decreto. Dessa maneira, as Superintendências reiteraram, na Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, a manifestação anterior.

84. Ocorre que a interpretação desta Relatoria é diversa da apresentada pelas Unidades Organizacionais e pela PFANEEL; conforme adiante demonstrado, considera-se que o dispositivo não é inútil, dispensável, inexplicável ou livre de propósito.

85. Nesse sentido, destaca-se o art. 11 da Lei Complementar no 95, de 26 de fevereiro de 1998, que dispõe sobre a elaboração, a redação, a alteração e a consolidação das leis:

Art. 11. As disposições normativas serão redigidas com clareza, precisão e ordem lógica, observadas, para esse propósito, as seguintes normas:

[...]

III - para a obtenção de ordem lógica:

a) reunir sob as categorias de agregação - subseção, seção, capítulo, título e livro - apenas as disposições relacionadas com o objeto da lei;

b) restringir o conteúdo de cada artigo da lei a um único assunto ou princípio;

c) expressar por meio dos parágrafos os aspectos complementares à norma enunciada no caput do artigo e as exceções à regra por este estabelecida;

d) promover as discriminações e enumerações por meio dos incisos, xxxxxxx e itens. (grifos nossos)

86. Assim, à luz do comando da Lei Complementar relativo à necessidade de manter a ordem lógica dos textos legais, deve-se compreender que o § 6o do art. 1o do Decreto no 8.461, de 2015, expressa “aspectos complementares à norma enunciada” no caput do art. 1o e que os incisos I e II do § 6o versam sobre “discriminações e enumerações” à norma apresentada no próprio § 6o.

87. Trata-se de mera decorrência da aplicação de conhecida regra de interpretação segundo a qual, em certa medida, o lugar em que determinada disposição normativa é inserida, dentro do texto legal, usualmente indica algo a respeito da própria abrangência e alcance.

88. Assim, por um lado, o § 6o cumpre a função de norma subordinada ao comando do caput do art. 1o, ou seja, esclarece que o atendimento ao critério de racionalidade operacional e econômica de que trata o inciso III do caput pelas concessionárias cujos mercados sejam inferiores a 500 GWh/ano deverá considerar os parâmetros técnicos, econômicos e operacionais e a estrutura dos mercados atendidos de concessionárias do mesmo porte e condição.

89. Indaga-se, então, quais são os tais parâmetros. São os técnicos, os econômicos e os operacionais dos mercados atendidos por concessionárias de pequeno porte. Nota-se que não apenas a “estrutura” foi qualificada, mas também os “parâmetros”, pois são ambos relacionados aos mercados atendidos por concessionárias de pequeno porte.

90. Por outro lado, os incisos I e II do § 6º igualmente desempenham a função de normas subordinadas, agora ao comando do § 6º, ou seja, enumeram condições a serem observadas no cumprimento ao § 6º:

a) redução gradual do desconto da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e

b) aplicação gradual de eventuais alterações nas tarifas decorrentes da aplicação dos parâmetros técnicos, econômicos e operacionais.

91. Dessa maneira, esta Relatoria entende que o comando normativo contido no § 6º, ou seja, a utilização dos parâmetros técnicos, econômicos e operacionais dos mercados atendidos por concessionárias de mesmo porte e condição, deve ser aplicado enquanto durar a prorrogação da concessão e não apenas nos próximos 5 anos.

92. O que deve ocorrer após 5 anos é a progressiva incorporação nos processos ordinários de revisão tarifária das eventuais (portanto, não necessárias) alterações nas tarifas decorrentes da aplicação de tais parâmetros.

93. Justifica-se a interpretação pelo fato de que, se é verdade que, na interpretação da lei, não se devem presumir palavras inúteis, é igualmente fundamental lembrar que a teoria hermenêutica recomenda que o intérprete não deve realizar distinções onde a lei não as faz, sobretudo quando tais distinções, a pretexto de interpretarem a lei, ampliam o sentido do texto. É também importante relembrar o brocardo que recomenda que, diante de obscuridade ou dúvida interpretativa, se deve optar pela compreensão mais restritiva.

94. Sustentar que a lei não contém frase ou palavra inútil, supérflua ou sem efeito equivale a dizer que é má interpretação negligenciar palavras ou trechos do texto legal. Palavras ou expressões que criam dificuldades interpretativas ou conduzem a resultado indesejado pelo intérprete não podem ser esquecidas, como se não estivessem presentes no texto da lei. Com isso se afirma que a interpretação normativa deve estar atenta ao contexto, mas não pode descuidar do texto.

95. No caso, verifica-se que o inciso II do § 6º utiliza a expressão “aplicação dos parâmetros técnicos, econômicos e operacionais referidos acima”, em clara remissão aos parâmetros estipulados pelo próprio § 6º. Tanto é assim que a rápida leitura do Decreto no 8.461, de 2015, permite verificar que a expressão “parâmetros técnicos, econômicos e operacionais” foi utilizada em apenas 2 dispositivos: exatamente o caput do § 6º e o inciso II do mesmo §. Trata-se, pois, dos parâmetros técnicos, econômicos e operacionais dos mercados atendidos por concessionárias de pequeno porte.

96. Caso contrário, deve-se perguntar quais são tais parâmetros, se os referidos pelo inciso II não forem exatamente “os parâmetros técnicos, econômicos e operacionais dos mercados atendidos de concessionárias do mesmo porte e condição”. Onde, no texto do Decreto, estão definidos? Por qual método de interpretação, ainda que indireto, poder-se-á conhecer tais parâmetros?

97. Por considerar que o intérprete não deve criar, na interpretação, distinções que não figuram na lei, julga-se mais adequado entender que os parâmetros são aqueles fixados no próprio § 6º, ou seja, os parâmetros técnicos, econômicos e operacionais dos mercados atendidos de concessionárias do mesmo porte e condição.

98. Acresce-se que, se há alguma dúvida interpretativa quanto ao teor do inciso II (o que se admite apenas por amor ao debate), a melhor teoria da interpretação recomenda que, diante da obscuridade, opte-se pela interpretação mais estrita ou restritiva, ou seja, a que produz os efeitos e as consequências literalmente contempladas no texto, de forma a minimizar prejuízos.

99. Nesse sentido, deve-se indagar qual o sentido de prorrogar as concessões das concessionárias de pequeno porte se, após apenas 5 anos, pretende-se aplicar-lhes parâmetros técnicos, econômicos e operacionais verificados em mercados absolutamente distintos. É razoável supor que, em 5 anos, as pequenas concessionárias alcançaram economias de escala e escopo típicas de concessionárias de grande porte? Pensa-se que tal entendimento implica contradição em relação à decisão de política pública tomada pelo Poder Concedente de permitir a prorrogação das concessões com mercado próprio igual ou inferior a 500 GWh/ano.

100. Nesse sentido, transcrevem-se os seguintes trechos da Nota Técnica no 258/2015-DOC/SPE-MME, emitida pelo Departamento de Outorgas de Concessões, Permissões e Autorizações da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia – MME:

3. A maior parte das concessões de menor porte foi pioneira na eletrificação rural e responsável pelo fomento econômico e social das regiões onde se estabeleceram. Esses empreendimentos ainda hoje têm importante contribuição econômica e social para o Brasil.

[...]

10. No que se refere à qualidade do serviço prestado medido pelo DEC/FEC, foi verificado levantamento recente feito pela ANEEL que as concessionárias com mercado próprio igual ou inferior a 500 GWh/ano prestam bom serviço. Ocorrem casos em que a supridora (que entrega energia à concessionária menor) apresenta índice de prestação do serviço inferior ao da concessionária suprida.

[...]

15. Com relação às tarifas de energia elétrica, verifica-se que as concessionárias de mercado próprio menor ou igual a 500 GWh/ano apresentam, em sua maioria, tarifa um pouco maior que suas Supridoras (Tabela 1).

[...]

27. Destaca-se, ainda, que a retirada do subsídio não é questionada por essas concessionárias, e não há expectativa que venham a impactar na tarifa final, haja vista estarem passando a se conectar diretamente à Rede Básica.

[...]

34. Conclui-se que as concessionárias com mercado próprio igual ou inferior a 500 GWh/ano possuem condições de racionalidade operacional e econômica semelhantes às demais concessionárias de distribuição, com direito a prorrogação do prazo de concessão em conformidade com a Lei nº 12.783, de 2013. Frisa-se que os critérios de racionalidade operacionais e econômicos foram atendidos por essas concessionárias quando da primeira prorrogação verificada nos termos da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.

35. Finalmente, é importante registrar que, nos Estados Unidos da América, onde o mercado é competitivo e orientado pela racionalidade econômico-financeira, coexistem pequenas e grandes concessionárias de energia elétrica. (grifos nossos)

101. Considera-se que a contradição foi bem percebida e demonstrada pela Abrademp no Memorial de 8 de setembro de 2015:

No mais, há também de se considerar que outra não poderia ser a leitura desse inciso - se não a de que as concessionárias de mercado inferior a 500GWh/ano devem ser avaliadas por parâmetros que considerem outras do mesmo porte - na medida em que não há qualquer fundamento lógico em determinar que tais parâmetros sejam aplicados apenas nos primeiros cinco anos da concessão para então deixarem de sê-lo. No ponto, recorrendo novamente aos princípios da exegese, verifica-se não ser admissível uma interpretação que leve a conclusões absurdas. Nesse sentido vale trazer, mais uma vez, as lições do citado mestre da exegese, Xxxxxx Xxxxxxxxxxx:

“Deve o Direito ser interpretado inteligentemente: não de modo que a ordem legal envolva um absurdo, prescreva inconveniências, vá ter a conclusões inconsistentes ou impossíveis”

Descabida, também, a interpretação contida no item 101 do Parecer nº 00557/2015 no sentido de que o inciso II determina “que se faça algo” e que “esse algo é a alteração das tarifas”, e que para que isso ocorra restaria imperativo a aplicação de outros parâmetros, “diferentes daqueles presentes no caput do dispositivo, quando se têm em vista que os parâmetros do caput já foram aplicados cinco anos antes e não gerariam alterações significativas nas tarifas que precisassem ser diluídas ao longo dos anos em diversos processo de revisão tarifária”.

Em primeiro lugar, tal linha de raciocínio simplesmente ignora que o inciso se refere a “eventuais alterações nas tarifas”, sendo que “eventual” é o que depende de acontecimento incerto, é casual, fortuito. Ora, se o legislador se ocupou de incluir tal expressão no inciso II e de registrar que seriam mantidos os parâmetros definidos no caput do § 6º (“referidos acima”), a luz do mesmo princípio de hermenêutica retro citado (“a lei não contém palavras inúteis”), é porque não é certo que a aplicação de tais parâmetros irá repercutir nas tarifas das concessionárias, mesmo após decorrido o período de cinco anos da prorrogação da concessão.

Nesse contexto, ao usar a expressão “eventuais” o Decreto deixa claro a incerteza quanto a ocorrência ou não de alterações nas tarifas a partir do 5º ano decorrentes da aplicação dos parâmetros estabelecidos no caput do § 6º.

[...]

Com efeito, o comando dado no inciso II é claro: após o quinto ano do período da prorrogação, se, da aplicação dos parâmetros estabelecidos no caput do § 6º (técnicos, econômicos e operacionais e a estrutura dos mercados atendidos de concessionárias do mesmo porte e condição), resultar alterações nas tarifas das concessionárias de menor porte, seu impacto para os consumidores deverá se dar de forma gradual e progressiva nos processos de revisão tarifária ordinária. (grifos nossos)

102. Reputa-se, pois, que a interpretação sugerida pelas Superintendências e acolhida pela PFANEEL, no sentido de que o inciso II do § 6º determina “que se faça algo” e que “esse algo é a alteração das tarifas”, introduz na norma comando ausente do texto do Decreto; e, portanto, inova ou estabelece distinção que o Decreto não fixou. Trata-se, assim, de interpretação extensiva ou ampliativa, cujas consequências podem ser relevantes, pois, no limite, determinará a inviabilidade econômico-financeira das concessões de pequeno porte. Como essa não é a intenção manifesta do Poder Concedente, deve o intérprete optar pela interpretação mais estrita da norma.

103. Conquanto não seja determinante para alcançar a conclusão acima, nota-se que também a Secretaria de Fiscalização de Infraestrutura de Energia Elétrica do Tribunal de Contas da União – TCU manifestou entendimento no sentido de que o Decreto no 8.461, de 2015, não permite que à ANEEL utilize eventuais deseconomias de escala na avaliação da racionalidade operacional e econômica das concessionárias de pequeno porte:

233. A Lei 12.783/2013 novamente trata desse tema e explicita que a prorrogação deve assegurar a racionalidade operacional e econômica, a eficiência e a modicidade tarifária. Contudo, o Decreto 8.461/2015, ao disciplinar o tema, elimina a possibilidade de redefinição de áreas ao permitir a prorrogação de todos os contratos, mesmo os que não possuem racionalidade operacional e econômica, e, ainda, elimina a possibilidade de haver regulação que possibilite a transferência da ineficiência operativa, decorrente da escala da área de concessão, ao concessionário, deixando-a para o consumidor, que se verá onerado na tarifa.

[...]

234. Note-se que ao restringir o alcance do critério de racionalidade operacional e econômica somente a concessionárias do mesmo porte e condição, retira-se, na verdade, um importante critério, a escala, para adoção de decisões relacionadas a regulação e, mesmo, redesenho de áreas e realização de reagrupamentos. Ou seja, na prática, o Decreto 8.461/2015 afastou a possibilidade de o regulador considerar eventuais deseconomias de escala na avaliação da racionalidade operacional e econômica das concessionárias de pequeno porte. (grifos nossos)

104. Dessa maneira, julga-se que a redação da Subcláusula Vigésima Quarta da Cláusula Sexta da minuta de Contrato ou Termo Aditivo aos Contratos de Concessão garantirá às concessionárias cujos mercados sejam inferiores a 500 GWh/ano utilizarem, ao longo da prorrogação da concessão, os parâmetros técnicos, econômicos e operacionais e a estrutura dos mercados atendidos por concessionárias do mesmo porte e condição.

QUALIDADE DO SERVIÇO – Primeira etapa da Audiência Pública

105. Em relação às contribuições referentes ao tema Qualidade do Serviço, os principais pontos discutidos na primeira etapa da Audiência Pública 38/2015 foram os seguintes:

a) definição de limites de DEC e FEC para o 5º ano do período de avaliação do contrato de concessão;

b) expurgo das interrupções programadas durante os 5 anos de avaliação do contrato de concessão;

c) cálculo da participação do suprimento para definição dos limites de DEC e FEC internos;

d) restrição ao pagamento de dividendos e juros sobre o capital próprio em razão da má qualidade do serviço prestado;

e) impacto da transferência das Demais Instalações de Transmissão – DIT nos indicadores DEC e FEC internos;

f) reincidência no descumprimento aos indicadores DEC e FEC durante os 5 anos de avaliação do contrato de concessão.

Limites de DEC e FEC para o quinto ano do período de avaliação do contrato de concessão

106. Quanto aos limites de DEC e FEC estabelecidos no contrato, as contribuições solicitaram algum tipo de flexibilidade para o 5º ano, uma vez que a violação a esses pode resultar na extinção da concessão. As questões abordadas pelas empresas se concentraram em 3 hipóteses: a) a inadequação dos limites de DEC e FEC estabelecidos no passado; b) a inadequação da metodologia adotada pela ANEEL, para estabelecer os limites adotados no contrato e c) a possibilidade de fator extraordinário violar os limites no 5º ano.

107. Ao examinar as contribuições, as Superintendências afirmaram, com o que se concorda, não haver indícios de que os limites de DEC e FEC definidos no passado fossem inadequados. Segundo a Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, o indicador DEC do País registrou piora gradativa a partir de 2004, alcançando o mais alto nível em 2009. Nos 2 últimos anos, porém, esse indicador indicou pequena melhora. O indicador FEC, por sua vez, registrou tendência de melhora, chegando ao menor valor em 2014.

108. Seria razoável supor a inadequação dos limites se houvesse a) violação em todo o período observado, porém até 2008 os limites globais eram cumpridos, ou b) melhora ao longo do período, porém insuficiente para atingir os limites – o que se observa, contudo, é a tendência de piora, ou seja, as distribuidoras atingiram há 10 anos indicadores DEC muito melhores que em 2014.

109. Verifica-se também que o indicador DEC não apresentou piora generalizada. Caso ocorresse, haveria indícios de que as condições para atendimento aos limites por parte das distribuidoras poderiam ter piorado por quaisquer razões. Em 2004, 54 distribuidoras (86% do total) apuraram abaixo do limite global de DEC e FEC. Já em 2014, o número praticamente se manteve para o FEC, com 53 distribuidoras abaixo do limite global (84%), mas caiu sensivelmente para o DEC, com 33 distribuidoras abaixo do limite (52%).

110. Assim, por mais que a quantidade de distribuidoras abaixo do limite global de DEC tenha diminuído, ainda se observa que a maioria (33) cumpre o limite (30 não cumprem). O cumprimento ao FEC por 84% das empresas demonstra que de fato há descuido das distribuidoras com relação ao DEC, muito mais dependente da gestão eficiente e do dispêndio de recursos de operação e manutenção.

111. As Superintendências analisaram o cumprimento aos limites por região, visando identificar eventual problema metodológico que não capturasse as características de alguma região do País, o que poderia refletir em limites inadequados para as distribuidoras dessa região. Observou-se que, em todas as regiões, há distribuidoras que cumprem os limites estabelecidos. Assim, não se verificam indícios de limites inadequados em alguma região.

112. Ao condicionar a prorrogação das concessões de distribuição ao atendimento aos padrões de qualidade definidos pela ANEEL, espera-se que os indicadores de qualidade melhorem significativamente, o que não tem sido observado nos últimos anos. Em 2014, apenas 52% das distribuidoras cumpriram o DEC, percentual que chegaria a 86%, caso as empresas tivessem em 2014 apuração igual a seu melhor desempenho.

113. Em vez de aprimorar as práticas, o que é obrigatório em razão do avanço tecnológico e do nível de exigência cada vez mais expressivo dos consumidores, observa-se que grande parte das concessionárias de distribuição tem piorado o desempenho de forma injustificada. Essa piora não pode, de forma alguma, ser atribuída à definição de limites realizada pela ANEEL.

114. Observa-se no Gráfico 1 a melhora do FEC e a piora do DEC, o que mostra que a duração média das interrupções tem aumentado:

Duração média das interrupções

2,00

1,80

1,74

1,77

1,60

1,63

1,65

1,68

1,60

1,46

1,40

1,39

1,37

1,30

1,34

1,20

1,17

1,16

1,14

1,13

1,14

1,14

1,17

1,19

1,20

1,22

1,24

1,00

0,80

0,60

0,40

0,20

0,00

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

DEC Apurado/FEC Apurado DEC Limite/FEC Limite

Gráfico 1 – Duração média das interrupções: relação entre DEC e FEC apurados do Brasil.

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

115. A duração média das interrupções tem aumentado principalmente em razão do incremento dos tempos médios de preparação (TMP), como mostra o Gráfico 2. Para cada ocorrência emergencial, são computados os tempos de preparação, deslocamento e execução. As médias dos tempos constituem os indicadores TMP, TMD e TME, importante fonte de análise do comportamento da distribuidora com relação à gestão dos recursos de O&M. O aumento do TMP indica que os recursos aplicados pelas distribuidoras, para atender às ocorrências, estão se tornando insuficientes, pois cada ocorrência permanece mais tempo em espera, antes que haja equipe disponível para iniciar o deslocamento.

Tempos médios de atendimento às ocorrências emergenciais - Brasil

450

400

51

350

52

43

300

50

51

38

63

40

250

40

64

38

200

150

39

36

317

36

284

34

36

246

242

100

32

205

149

50

96

101

108

124

142

0

2004

2005

2006

2007

2008

TMP

2009*

TMD TME

2010

2011

2012

2013

2014

tempo médio (minutos)

Gráfico 2 – Tempos médios de atendimento às ocorrências emergenciais do Brasil7

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

116. Ao se analisar o desempenho das distribuidoras, há 33 que cumprem os limites e 30 que os violam. Segundo a Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, as 33 distribuidoras que cumpriram o limite em 2014 apresentaram tendência de melhora de desempenho, atingindo em 2014 os melhores níveis de DEC e FEC de todo o histórico, com boa margem entre valores apurados e limites, como demonstra o Gráfico 3.

7 Em 2009 não foram considerados os dados da Cemig-D, por inconsistência.

Histórico de DEC e FEC: 33 distribuidoras que cumpriram o DEC em 2014

25,00

20,90

20,00

19,44

18,11

17,72

17,31

16,14

16,46

15,73

15,25

15,41

15,00

14,69

14,06

14,62

13,26

13,88

13,16

12,17

12,63

11,42

10,88

10,36

9,85

10,00

14,10

14,74

14,18

14,16

12,58 12,81

11,73

12,35

11,94

5,00

11,11

9,43

9,56

10,45

8,63

8,38

8,10

8,25

7,47

7,44

6,89

6,53

6,17

0,00

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Gráfico 3 – Histórico de apuração e limites das 33 distribuidoras com apuração de DEC inferior ao limite

global em 2014.

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

117. O comportamento mostrado no Gráfico 3 é o esperado pela regulação da ANEEL e por toda a sociedade, que exige desempenho cada vez melhor das distribuidoras. Já as 30 empresas que descumpriram o DEC global em 2014 mostram significativa distância entre o valor do DEC apurado e o limite (da ordem de 6 horas), conforme se observa no Gráfico 4.

Histórico de DEC e FEC: 30 distribuidoras que violaram o DEC em 2014

25,00

22,12

21,93

21,12

19,88

20,00

19,58

20,15

18,95

19,47

18,34

18,66

17,79

17,92

16,97 17,13

16,98

15,87

16,34

15,69

14,83

15,00

14,48

13,67

12,86

10,00

21,37

22,14

21,91

22,42

22,29

21,66

16,78

17,86

17,07

18,11

18,81

13,64

14,19

13,14

13,71

13,21

13,68

13,46

13,25

13,47

12,73

12,08

5,00

0,00

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Gráfico 4 – Histórico de apuração e limites das 30 distribuidoras com apuração de DEC superior ao limite

global em 2014

Fonte: Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

118. Essas distribuidoras registraram em 2004 o melhor desempenho e apresentaram piora do indicador DEC nos últimos 10 anos. Tal comportamento é inaceitável, e, como ressaltado neste Voto, não pode ser atribuído aos limites definidos pela ANEEL, haja vista que 33 distribuidoras não apenas registraram bom desempenho no período, como também apresentaram o menor valor em 2014.

119. Constata-se ainda que as concessionárias que descumpriram o DEC em geral cumpriram o FEC, o que indica que não há problema generalizado de falta de investimentos, mas sim de gestão ineficiente de recursos de O&M. O fato de várias distribuidoras terem descumprido os níveis de qualidade não pode, portanto, ser atribuído à inadequação dos limites, mas sim aos problemas de gestão. Ressalta-se que todas as distribuidoras estão submetidas às mesmas metodologias para definição tanto de tarifas quanto de indicadores de qualidade.

120. Não há razões para supor que a metodologia utilizada pela ANEEL seja inadequada, pelas seguintes razões:

a) a metodologia é aplicada pela ANEEL desde 2000 e passou por diversos aprimoramentos,

sempre amplamente discutidos com a sociedade em audiência pública. Assim, não há qualquer razão técnica, para propor forma distinta da tradicionalmente adotada pela ANEEL, para a definição dos limites, por ser uma das mais conhecidas e consolidadas na regulação do Setor Elétrico brasileiro;

b) a comparação realizada pelo método já adota margens de segurança intrínsecas, visando evitar que qualquer erro nos dados impacte significativamente a definição de limites. Cita-se como exemplo a utilização do histórico de 3 anos para os indicadores (adotando-se a média como desempenho), a utilização do percentil 20 dos desempenhos como limite a ser alcançado (em vez de utilizar o melhor desempenho), o período de transição, para atingir o limite igual a 8 anos (em vez de exigir o atingimento imediato) e a limitação na redução máxima anual dos limites dos conjuntos.

121. Em relação ao argumento de que há risco de que “[...] a vivência de algum cenário excepcional pela concessionária em seu último ano da trajetória contínua, originado por situações não gerenciáveis, possa ocasionar a extinção de sua concessão”, o que deve ser tratado pela ANEEL, frisa-se que há dispositivos que tratam o expurgo de situações excepcionais no regulamento, permitindo que Interrupções em Situação de Emergência – ISE e ocorridas em Dia Crítico sejam desconsideradas dos indicadores propostos para avaliar o contrato.

122. Desse modo, a regulação da ANEEL estabelece que as situações passíveis de expurgo dos indicadores estão bem caracterizadas nos dispositivos do Dia Crítico e da ISE. Eventos que não se enquadrem nos 2 critérios são tipicamente de pequena monta, inerentes à prestação de serviço de rede, e que compõem a franquia concedida pelos limites dos indicadores DEC e FEC.

123. Tal entendimento foi amplamente discutido na Consulta Pública 17/2013 e na Audiência Pública 52/2014, visou aprimorar a definição de ISE e está consubstanciado no Parecer no 87/2014-PGE/ANEEL/PGF/AGU.

124. Assim, não se identifica que eventual “cenário excepcional” poderia não ser passível de expurgo e ainda assim ter impacto suficiente, para provocar a violação aos indicadores, mesmo que a distribuidora tenha feito todo o esforço necessário para cumprir os limites.

125. Também não há que se falar em responsabilidade da ANEEL de “tratar o risco de violação” por parte das distribuidoras. Ora, quem possui gestão sobre os indicadores são as distribuidoras, as quais devem

gerenciar os riscos associados à violação a eles. O papel da ANEEL é definir limites, de modo que a distribuidora preste o serviço adequado. Conforme discutido neste Voto, não há qualquer indício de que os limites definidos pela ANEEL são incoerentes.

126. Frisa-se que o conceito de “limite” está associado ao valor máximo admissível. Assim, torna-se obrigatório à distribuidora operar abaixo do limite e com margem de segurança suficiente, para operar de modo a mitigar o risco de violação. Trata-se de risco gerenciável, independentemente do valor do limite estabelecido.

127. Ademais, o cumprimento ao limite global constitui requisito mínimo, para se considerar a empresa como eficiente com relação à qualidade do serviço prestado. Na regulação ordinária, a ANEEL define limites por conjunto de unidades consumidoras. O atendimento aos limites dos conjuntos seria a condição mais exigente que o atendimento dos limites globais, porém não é cobrado como critério para extinguir a concessão.

128. A Lei no 12.783, de 2013, e o Decreto no 8.461, de 2015, estabelecem o critério de eficiência da prestação do serviço como condicionante, para prorrogar as concessões. O próprio Decreto fixa a regra de atendimento aos limites de continuidade no 5º ano do período de avaliação do contrato de concessão.

129. Em hipótese alguma a ANEEL poderia desvirtuar tais comandos. Ao se considerar que a ANEEL adota há 15 anos metodologia que determina os limites eficientes, propor limites mais brandos que os da metodologia sem qualquer justificativa técnica seria incoerente com todo o histórico de definição dos limites pela Agência, risco não desejável em momento tão importante, além de representar benefício para as distribuidoras em detrimento dos consumidores.

Expurgo das interrupções programadas durante o período de 5 anos de avaliação do contrato de concessão

130. Relativamente ao expurgo das interrupções programadas, diversas contribuições apresentadas pelas distribuidoras solicitaram o expurgo de parte ou da totalidade das interrupções programadas realizadas nos 5 anos iniciais do contrato de concessão. As empresas alegaram que, para atender aos indicadores de continuidade exigidos no período de avaliação, seria necessário realizar grande quantidade de obras para adequar o sistema, o que resultaria em aumento da quantidade de interrupções programadas, com risco de não atendimento aos limites estabelecidos.

131. Algumas propostas sugeriram o expurgo de interrupções programadas vinculadas à realização do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD, desde que se reduzissem os indicadores DEC e FEC não programados. Houve propostas recomendando desconsiderar os indicadores programados, quando vinculados a obras de melhoria do sistema, e sugerindo desconsiderar o indicador valores de DEC e FEC programados acima do valor baseado no histórico da empresa. Outras contribuições pleitearam que se excluísse dos indicadores o total das interrupções programadas.

132. As Superintendências aconselharam não acatar os pleitos, justificando que a ANEEL desenvolvera os indicadores DEC e FEC, incluindo as interrupções programadas na apuração utilizada, para verificar o cumprimento aos limites. Acompanha-se o entendimento das Superintendências, haja vista que o objetivo da inclusão dessas interrupções no indicador é incentivar as distribuidoras a serem eficientes também na execução das programações e não apenas nas interrupções acidentais.

133. Assim, as distribuidoras contam com incentivo, para adotar as melhores práticas disponíveis para evitar ou minimizar a quantidade e a duração das interrupções programadas necessárias à execução das obras e das melhorias no sistema.

134. Ademais, retirar qualquer parcela das interrupções programadas desvirtuaria os indicadores utilizados para a comparação entre as distribuidoras, o que ensejaria a realização de nova análise comparativa de desempenho, com indicadores ajustados (retirando-se a parcela programada).

135. Mudança tão expressiva não é tecnicamente coerente, pois tiraria completamente o incentivo, para que as empresas sejam eficientes nas programações. O resultado prático será o incentivo à realização de interrupções programadas, mesmo quando essas possam ser evitadas, o que resultará em aumento da quantidade e da duração das interrupções para os consumidores, o que certamente contraria o objetivo da Lei e do Decreto, que exigem eficiência na prestação do serviço.

136. Sobre a contribuição que sugeriu desconsiderar os indicadores programados, quando vinculados a obras de melhoria do sistema, as Superintendências apontaram a dificuldade de caracterizar obras como de melhoria ou expansão do sistema. Xxxxxxx, portanto, incentivo para a distribuidora classificar as obras como de melhoria, com dificuldade de verificação posterior pela ANEEL.

137. Segundo a Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, a contribuição que recomendou desconsiderar do indicador os valores de DEC e FEC programados baseado no histórico da distribuidora, beneficiaria as que possuem o menor histórico de interrupções programadas, as quais se encontram entre as distribuidoras com pior desempenho. Ou seja, empresas que não investiram no sistema teriam a possibilidade de expurgar o maior percentual do indicador.

138. Grande parte das concessionárias que violaram os indicadores em 2014 o fizeram apenas no DEC. Ou seja, verifica-se que o FEC em geral está sendo cumprido, o que indica não haver necessidade de aumento significativo de investimentos e obras para boa parte das distribuidoras. Isto é, os números apresentados neste Voto demonstram que o problema da qualidade do serviço está muito mais relacionado à gestão dos recursos de O&M que aos investimentos no sistema.

139. Mesmo para as distribuidoras que estão descumprindo o FEC, salienta-se que a trajetória de redução de limites já contemplou período inicial de redução atenuada (para os 2 primeiros anos da trajetória). Essa atenuação inicial visou possibilitar à distribuidora investir no sistema, para atender aos limites nos anos seguintes.

Cálculo da participação do suprimento para definição dos limites de DEC e FEC internos

140. A minuta de contrato de concessão submetida á Audiência Pública previu a utilização dos indicadores DEC e FEC internos, para avaliar a qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras nos 5 anos iniciais do contrato.

141. Ao se considerar que a metodologia ordinária da ANEEL utiliza os indicadores DEC e FEC com a participação do suprimento (DEC e FEC externos), foi necessário adaptar os limites existentes, retirando o efeito dessa participação. Assim, a proposta baseou-se na média do suprimento verificado no Brasil, de 4,12% no DEC e de 6,85% no FEC. Dessa forma, os limites de DEC e FEC das distribuidoras foram reduzidos a esses percentuais, visando definir limites para os indicadores DEC e FEC internos para 2014, o qual serviu de ponto de partida para a trajetória de limites a ser fixada.

142. Diferentes contribuições alegaram que a utilização de percentuais médios do Brasil não era adequada à realidade das concessões. As contribuições apontaram que havia empresas com indicador externo bem inferior à média do Brasil, as quais seriam prejudicadas com a redução do limite superior ao patamar verificado no

histórico de suprimento. Essas contribuições solicitaram que fosse utilizado o histórico de suprimento de cada empresa, para definir os limites internos.

143. Essa sugestão não deve ser acolhida, pois não se adequa à lógica de definição dos limites por comparação que a ANEEL utiliza. Como os conjuntos de unidades consumidoras de todas as distribuidoras são comparados entre si, os limites de cada conjunto não consideram apenas o próprio desempenho verificado do conjunto, mas sim o de todos os conjuntos semelhantes a ele.

144. Também foram apresentadas contribuições afirmando que os limites definidos por comparação contemplam o desempenho do percentil 20 dos conjuntos, o qual tendia a ter desempenho do suprimento melhor que a média do Brasil. Desse modo, utilizar a média do Brasil seria reduzir demasiadamente o limite interno, pois o efeito do suprimento nos limites é inferior ao patamar médio do País. Também foi sugerido aplicar a metodologia com e sem o efeito do suprimento, comparando os resultados obtidos e aplicando a diferença percentual nos limites de DEC e FEC ordinários, obtendo, assim, os limites de DEC e FEC internos adequados a cada distribuidora.

145. Tal argumentação é consistente. O exame dos dados sobre o assunto permitiu concluir que, de fato, a adoção de percentuais médios do Brasil reduz significativamente os limites internos. Assim, acatou-se o pleito, por ser tecnicamente coerente com a proposta original submetida à Audiência.

146. Destaca-se que as alterações resultantes impactarão apenas as distribuidoras com apuração abaixo dos limites globais em 2014. Para as que os indicadores estão acima dos limites, o ponto de partida é o valor apurado, de modo que a alteração dos limites internos considerados para 2014 não produz efeito. Os novos limites propostos para os indicadores DEC e FEC internos das distribuidoras constam do Anexo da Nota Técnica no 335/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL e serão parte do termo aditivo em discussão.

Cláusula de restrição ao pagamento de dividendos e juros sobre o capital próprio em razão da má qualidade do serviço prestado

147. Diversas contribuições sugeriram a supressão da cláusula de restrição ao pagamento de dividendos e juros sobre o capital próprio em razão da má qualidade do serviço ou a definição de parâmetros objetivos, para caracterizar o que seria violação acentuada ou frequente. Os agentes alegaram que a subcláusula trazia risco que não podia ser calculado pelas distribuidoras, uma vez que a regulamentação do tema ficaria pendente.

148. Como o objetivo da ANEEL é resguardar os consumidores de eventual deterioração do serviço prestado motivada pela retirada de recursos da empresa por parte do controlador, optou-se por manter a subcláusula no contrato. Não é razoável que distribuidoras com deterioração da qualidade do serviço utilizem recursos (acima do mínimo legal), para remunerar os acionistas, pois se trata de concessão cujo objetivo primordial é prestar serviço público essencial.

149. Algumas contribuições sustentaram que a distribuição de dividendos se tratava de “[...] prerrogativa do exercício do poder de controle do acionista controlador [...]”, desde que esse controlador estivesse cumprindo o que determinava a legislação e o contrato, que estabeleciam os parâmetros para o serviço adequado. A esse respeito, esclarece-se que essa subcláusula visa apenas incentivar o comprometimento dos controladores com os objetivos de longo prazo da concessão, evitando que o poder de controle seja utilizado pelos administradores, para maximizar os lucros no curto prazo em detrimento do atingimento dos níveis de qualidade adequados.

150. Considera-se válido o argumento apontado em algumas contribuições de que a subcláusula constante da minuta de contrato submetida à Audiência Pública traz insegurança, uma vez que não especifica os parâmetros que definem violações acentuadas e/ou frequentes nem os indicadores a serem utilizados.

151. Acatou-se também a contribuição que sugere apenas a utilização dos indicadores de continuidade DEC e FEC anuais globais, para aplicar o dispositivo, por serem os indicadores mais consolidados, para avaliar a percepção da qualidade da energia pelos consumidores. Ainda assim, faz-se necessária a publicação de resolução normativa pela ANEEL, para disciplinar o assunto.

152. Também se optou por retirar o termo violação acentuada e/ou frequente do texto, visando definir mais claramente as disposições a serem aplicadas. Assim, considera-se como violação frequente aquela ocorrida por 2 anos consecutivos ou por 3 vezes em 5 anos. Quanto ao termo “acentuada”, deixou de fazer parte do critério para aplicação do dispositivo.

153. Uma vez que foi definido que serão avaliados limites globais de continuidade, os quais constituem o padrão mínimo de continuidade a ser prestado pelas distribuidoras (a violação ao limite global necessariamente enseja a violação a limite em algum conjunto, mas não o contrário), optou-se por aplicar o dispositivo quando da violação, independentemente do seu patamar.

154. A redação consolidada da subcláusula, após o aperfeiçoamento advindo da Audiência Pública, passa a ser a seguinte:

Subcláusula Oitava – O descumprimento de limites anuais globais de indicadores de continuidade coletivos por dois anos consecutivos ou por três vezes em cinco anos poderá, conforme regulação da ANEEL, implicar a impossibilidade limitação de distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio, até que os parâmetros regulatórios sejam restaurados, observado o Inciso I da Subcláusula Primeira da Cláusula Sétima.

Parágrafo único – Nos últimos 5 anos do contrato, visando assegurar a adequada prestação do serviço pela DISTRIBUIDORA, o disposto nesta Subcláusula se aplicará no caso de qualquer descumprimento de limites anuais globais de indicadores de continuidade coletivos.

Impacto da transferência das Demais Instalações de Transmissão – DIT nos indicadores DEC e FEC internos

155. As contribuições apresentadas sobre a transferência das Demais Instalações de Transmissão - DIT para as distribuidoras solicitaram que a ANEEL desconsiderasse, na apuração dos indicadores de continuidade DEC e FEC internos, as interrupções ocorridas nas DIT transferidas no período de avaliação de 5 anos do contrato, ou que a transferência das DIT só iniciasse após esse período. Ressalta-se que o assunto foi discutido na Audiência Pública 41/2015.

156. As contribuições devem ser acatadas. Assim, as interrupções oriundas das DIT transferidas serão desconsideradas como de origem interna ao sistema de distribuição ao longo dos 5 anos iniciais do contrato de concessão.

157. Segundo as Superintendências, o assunto é relevante, pois não há estimativa precisa do impacto que a incorporação das DIT terá nos indicadores de continuidade das distribuidoras. Apesar de se considerar que esse impacto não é elevado, concluiu-se que tal risco deve ser mitigado, uma vez que essas interrupções não foram consideradas nos indicadores atuais das distribuidoras, os quais estão sendo utilizados como base para a proposta de limites para o período de avaliação de 5 anos iniciais do contrato.

Reincidência no descumprimento aos indicadores DEC e FEC durante os 5 anos de avaliação do contrato de concessão

158. As distribuidoras recomendaram esclarecer, no texto do contrato de concessão, que o descumprimento por 2 anos consecutivos deve ser avaliado para cada indicador separadamente, de modo que o descumprimento a DECi em um ano e a FECi no ano seguinte não acarretariam a extinção da concessão.

159. Ocorre que a interpretação que a ANEEL fez do Decreto no 8.461, de 2015, é exatamente contrária. Por essa razão, quando da elaboração da proposta de texto para a minuta de termo aditivo, a ANEEL definiu que a violação de DECi em um ano e a violação de FECi no ano seguinte implicariam sim a abertura do processo de extinção da concessão.

160. Os incisos I e II do caput do art. 1o do Decreto no 8.461, de 2015, tratam de 2 critérios distintos: eficiência com relação à qualidade do serviço prestado e à gestão econômico-financeira. Os indicadores DECi e FECi pertencem ao mesmo critério, o de eficiência quanto à qualidade do serviço prestado. Não há dúvidas de que a violação a DECi em um ano e FECi no ano seguinte constituem em violações ao critério de eficiência com respeito à qualidade do serviço prestado, em 2 anos consecutivos.

161. Ao considerar que as distribuidoras alegaram que o texto do contrato não esclareceu o procedimento a ser adotado, a redação da Subcláusula Quarta da Cláusula Primeira do Anexo II ao termo aditivo foi definida da seguinte forma:

Subcláusula Quarta – O descumprimento do critério de eficiência com relação à qualidade do serviço prestado, por dois anos consecutivos durante o período de avaliação ou no ano de 2020, acarretará a extinção da concessão, nos termos das cláusulas Décima Segunda e Décima Oitava.

QUALIDADE DO SERVIÇO – Segunda etapa da Audiência Pública

162. Dentre as principais contribuições encaminhadas durante a segunda etapa da Audiência Pública, sobre o critério de caducidade em razão do descumprimento aos limites de continuidade do fornecimento, destacam-se os seguintes assuntos:

a) definição do percentil 50 na metodologia de definição dos limites de DEC e FEC como parâmetro para a caducidade durante todo o período contratual;

b) período de reincidência considerado para a caducidade quando da violação aos indicadores DEC e FEC;

c) parcelas dos indicadores DEC e FEC a serem consideradas para caducidade e

d) tratamento das DIT durante todo o contrato.

Fixação do percentil 50 na metodologia de definição dos limites de DEC e FEC como parâmetro para a caducidade durante todo o período contratual

163. Diversas distribuidoras solicitaram alterar o percentil utilizado na metodologia como referência na definição dos limites de DEC e FEC. Atualmente, a metodologia comparativa da ANEEL utiliza o percentil 20 dos desempenhos dos conjuntos comparáveis, para definir o limite futuro do conjunto analisado. As distribuidoras solicitaram utilizar o percentil 50, alegando que o 20 era muito rigoroso. Os argumentos apresentados foram os seguintes:

a) os limites definidos pela ANEEL eram muito exigentes e implicavam violações por parte das distribuidoras;

b) a SRD/ANEEL desenvolvera proposta para garantir a eficiência da qualidade do serviço prestado sem abordar os demais critérios de eficiência elencados pelo Decreto no 8.461, de 2015. Ademais, adotara limites para continuidade do serviço que denotavam inquestionavelmente a busca pela excelência do serviço prestado (percentil 20 = benchmark + margem de erro) e não pela eficiência deste;

c) os custos operacionais eficientes reconhecidos na tarifa se baseavam nos parâmetros médios da indústria, diferentemente dos critérios utilizados, para aferir a qualidade do serviço. Assim, a metodologia utilizada, para fixar o parâmetro de eficiência quanto aos serviços prestados, estava inconsistente com os critérios utilizados na regulação econômica, uma vez que o parâmetro de eficiência era baseado em valor benchmark e não em médio.

164. O Gráfico 5 apresenta a proposta das distribuidoras, a qual resultaria em 2 limites distintos. O primeiro seria determinado pelo percentil 20 e valeria, para definir os limites para os indicadores de continuidade individuais e apurar o componente Q do Fator X. O segundo seria estabelecido pelo percentil 50 e seria adotado como critério para caducidade.

Gráfico 5 – Proposta das distribuidoras para limites de DEC e FEC

Fonte: Nota Técnica no 382/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

165. As Superintendências recomendaram não acatar a contribuição das distribuidoras, com o que se concorda. O percentil 20 é parâmetro muito específico da metodologia estabelecida na regulação da ANEEL. Ou seja, a matéria deve ser tratada na regulação da qualidade do serviço e não no contrato de concessão.

166. Caso esse parâmetro fosse fixado no contrato de concessão, a ANEEL ficaria obrigada a sempre definir limites de DEC e FEC por comparação, inadequado do ponto de vista da prática regulatória. O regulador deve possuir liberdade, para aplicar a técnica mais adequada, a fim de definir os incentivos aplicados aos entes regulados, de acordo com a tecnologia, os dados disponíveis, o contexto econômico, a legislação vigente, entre outros aspectos sujeitos a mudanças temporais relevantes que influenciem a atuação dos agentes.

167. Ressalta-se que a ANEEL estabelecerá regulação sobre a caducidade, segundo estabelece o inciso II da Subcláusula Décima Quarta da Cláusula Décima Segunda. Nessa ocasião, as distribuidoras terão a oportunidade de contribuir com os parâmetros técnicos das métricas a serem adotadas no regulamento.

168. Quanto aos questionamentos sobre o período de reincidência considerado para a caducidade quando da violação aos indicadores DEC e FEC, esclarece-se que foram analisados na Nota Técnica no 335/2015- SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, cujas conclusões sobre o assunto devem ser acolhidas por este Colegiado.

HISTÓRICO DA METODOLOGIA DE DEFINIÇÃO DOS INDICADORES – JUSTIFICA A ADOÇÃO DO PERCENTIL 20

169. Referentemente ao argumento de que os limites definidos pela ANEEL são “excelentes” em vez de “eficientes”, elucida-se que, quando a metodologia de definição de limites foi estabelecida, em 2000, de fato se buscava que as distribuidoras alcançassem os melhores desempenhos. Para tanto foi estabelecido o percentil 10 como referência, para definir os limites.

170. A adoção do percentil 10 em vez do benchmark visava expurgar o efeito de eventuais erros de apuração dos indicadores DEC e FEC e dos atributos considerados para comparar os conjuntos. Na época, havia grande disparidade de desempenho entre conjuntos semelhantes e se sabia que mesmo os conjuntos com melhores desempenhos ainda possuíam amplo espaço para melhoria, razão pela qual se concluiu que o percentil 10 era possível de ser alcançado em 8 anos.

171. Ademais, a apuração dos indicadores era precária em muitas distribuidoras e os atributos eram informados à ANEEL por meio de correspondência, sendo de difícil auditagem.

172. A partir do 2o Ciclo de Revisões Tarifárias das distribuidoras (a partir de 2007), a ANEEL decidiu adotar o percentil 20 como referência, uma vez que as empresas já possuíam 7 anos de experiência na aplicação dos indicadores. Nesse ciclo, a apuração dos indicadores DEC e FEC passou a ser certificada (ISO 9000), e os atributos encaminhados por sistema informatizado, tornando os dados cada vez mais confiáveis.

173. No 3o Ciclo de Revisões Tarifárias, por sua vez, houve significativa revisão da metodologia, alterando-se o método de classificação (mais preciso), os atributos, entre outros aspectos. A partir do 4o Ciclo, a metodologia foi aprimorada novamente, passando a utilizar os atributos extraídos do Sistema de Informações Geográficas Regulatório – SIG-R, com expressivo ganho em precisão dos dados e capacidade da ANEEL de auditar as informações.

174. Mesmo com todos os ganhos em qualidade dos dados, não se optou por adotar o benchmark como referência, permanecendo o percentil 20, por se entender que no momento, é o critério mais adequado a ser aplicado no País. Ressalta-se que esse argumento foi objeto de contribuições na primeira fase da Audiência Pública e também foi indeferido.

175. Em relação à comparação da metodologia aplicada à aferição da qualidade com a aplicada aos custos operacionais (que utiliza a mediana como referência), as Superintendências esclareceram que a justificativa

se fundou em premissa incorreta, ao comparar métricas aplicadas em horizontes temporais distintos e dependentes de outros parâmetros relevantes para o resultado final.

176. A metodologia dos custos operacionais estabelece que a mediana deve ser alcançada no período tarifário (3, 4 ou 5 anos, dependendo da distribuidora). A de definição dos limites de DEC e FEC, por sua vez, estabelece que o percentil 20 deve ser alcançado em 8 anos. Como a trajetória é revista a cada revisão tarifária, apenas os anos iniciais da trajetória são utilizados. Segundo as Superintendências, na maioria das vezes, não se alcança o percentil 20 dos desempenhos.

177. O Gráfico 6 ilustra essa aplicação da trajetória para distribuidora com ciclo tarifário de 5 anos. A linha vermelha mostra a trajetória definida para conjunto de unidades consumidoras com limite inicial superior ao percentil 20, o qual deve ser alcançado em 8 anos, porém apenas os 5 primeiros anos da trajetória são utilizados. Ou seja, ao final do ciclo, ainda existe diferença entre o limite exigido para o conjunto e o percentil 20. Esse procedimento é repetido no próximo ciclo tarifário, de modo que o percentil 20 não é atingido.

Limite

(DEC ou FEC)

RTP

Limite atual   do conjunto

Limite Final Ano 5

Diferença

Percentil 20

Tempo (anos)

5

8

Não se chega ao Percentil 20

Gráfico 6 – Exemplo de aplicação da trajetória de DEC/FEC para distribuidora com ciclo tarifário de 5 anos

Fonte: Nota Técnica no 382/2015-SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL.

Período de reincidência considerado para a caducidade quando da violação aos indicadores DEC e FEC

178. O inciso II da Subcláusula Décima Quarta da Cláusula Décima Segunda colocada em Audiência estabelece que, a partir do 6o ano civil subsequente ao da celebração do contrato, o descumprimento aos limites

anuais globais de indicadores de continuidade coletivos por 3 anos consecutivos acarretará a extinção da concessão.

179. As Superintendências avaliaram que as contribuições apenas solicitaram flexibilizar a regra, sem, contudo, apresentar argumentação técnica consistente. A dilatação do prazo ou a avaliação apenas dentro do ciclo tarifário minimiza o risco para a distribuidora. Eleva-se, no entanto, o risco de o consumidor ficar submetido a longos períodos de prestação inadequada do serviço .

180. Diante disso, entende-se que o prazo de 3 anos consecutivos, definido na proposta original, deve ser mantido.

Parcelas dos indicadores DEC e FEC a serem consideradas para caducidade

181. Foi apresentada contribuição sugerindo que a ANEEL definisse que apenas a parcela referente às interrupções de origem interna seria considerada para os indicadores que ensejariam a caducidade a partir do 6o ano civil do contrato, ou seja, que fossem adotados os mesmos indicadores DECi e FECi definidos no Anexo II do contrato, propostos para os 5 anos iniciais.

182. A contribuição se baseou no argumento de que considerar os indicadores de continuidade internos visava não penalizar a distribuidora por eventos alheios à sua gestão e guardar coerência com as regras estabelecidas do 1o ao 5o ano.

183. No mérito, concorda-se que a distribuidora não deve estar sujeita à abertura de processo de caducidade da concessão em razão de problema de suprimento que comprometa os indicadores DEC e FEC. A regulação dos indicadores de continuidade, contudo, é dinâmica. As interrupções consideradas em cada parcela dos indicadores DEC e FEC segregados passou por 2 alterações recentes (em 2010 e 2012).

184. Desse modo, para os 5 primeiros anos do contrato, foi possível definir os indicadores no Anexo, dado o horizonte de curto prazo. Para os 25 anos seguintes, considera-se mais adequado definir o detalhamento das métricas e dos indicadores a serem utilizados na regulação que tratará da caducidade. Não se acata, portanto, a contribuição, por se entender que é inapropriado estabelecer tal parâmetro no contrato.

Tratamento a ser dado às DIT durante todo o contrato

185. O assunto foi abordado na primeira etapa da Audiência Pública 38/2015. As propostas, para que as interrupções ocorridas nas DIT transferidas ao longo dos 5 anos iniciais do contrato fossem desconsideradas dos indicadores DECi e FECi estabelecidos, devem ser acatadas.

186. As distribuidoras propuseram que o mesmo critério deveria ser aplicado na apuração dos indicadores de continuidade para caducidade ao longo de todo o período contratual.

187. Tal proposta não deve ser acolhida, haja vista implicar desincentivo às corretas operação e manutenção desses ativos pelas distribuidoras. Por exemplo, no caso de uma distribuidora assumir DIT em 2017, esta não seria responsável pelo desempenho da instalação até o fim do contrato, em 2045, o que não seria desejável.

GOVERNANÇA CORPORATIVA

188. Sobre o tema governança corporativa e transparência, as contribuições mais relevantes abordaram os seguintes temas:

a) obrigações associadas à governança corporativa discutida na Audiência Pública 72/2014 (compartilhamento de infraestrutura e recursos humanos);

b) liberdade de gestão dos negócios dos agentes setoriais de distribuição;

c) modificação do estatuto social;

d) parâmetros mínimos de governança corporativa e transparência;

e) atos e negócios jurídicos celebrados com partes relacionadas;

f) divulgação de informações econômicas e financeiras;

g) participação do sócio controlador ou de outra pessoa do seu grupo econômico em outros empreendimentos do Setor Elétrico;

h) obrigações relacionadas à composição Conselheiros/Executivos e Conselho Fiscal;

i) composição do Conselho Fiscal.

DESSAS CONTRIBUIÇÕES – COMENTA-SE A SEGUIR OS TEMAS MAIS RELEVANTES

Obrigações associadas à governança corporativa discutida na Audiência Pública 72/2014

189. Quanto às obrigações associadas à governança corporativa discutida na Audiência Pública 72/2014, a qual tratou do compartilhamento de infraestrutura e recursos humanos, esclarece-se que a proposta submetida a essa Audiência Pública permitia aos agentes de distribuição que desejassem integrar a gestão com outras empresas do grupo (compartilhamento de infraestrutura e recursos humanos) operantes no Setor Elétrico, firmar contrato de compartilhamento, aproveitando sinergias derivadas das integrações com as partes relacionadas.

190. De modo a fortalecer os mecanismos de governança dos agentes de distribuição, mitigando os riscos indesejados associados a esse tipo de contratação no segmento com rebatimentos sobre a sociedade, a ANEEL definiu, como contrapartida ao compartilhamento de infraestrutura e recursos humanos, a adesão dos players de distribuição à reconfiguração da topologia organizacional em favor da melhoria de sua governança na concessionária.

Liberdade de gestão dos negócios dos agentes setoriais de distribuição

191. Diversos agentes apresentaram contribuições, sustentando que a Cláusula Sétima da minuta de termo aditivo ao contrato de distribuição apresentada na Audiência Pública 38/2015 violaria o disposto no art. 175 da Constituição Federal. Dentre as disposições contestadas, citam-se a) o compromisso de aporte de capital, para cumprir os índices econômicos financeiros; b) a limitação da distribuição de dividendos ao mínimo legal e c) a proibição de novos contratos com partes relacionadas. As contribuições impugnaram, ainda, sob o fundamento da ilegalidade, a prorrogação condicionada à necessidade de a distribuidora modificar o Estatuto Social, para refletir os novos compromissos de sustentabilidade, governança e deveres do controlador.

192. Tais contribuições não devem ser acatadas. Ao analisar juridicamente tais argumentos, a Procuradoria Federal na ANEEL asseverou que

128. [...] não há violação ao disposto no art. 175 da CF, uma vez que há lei regulando o regime das empresas concessionárias e permissionárias de serviços públicos, o caráter especial de seu contrato e de sua prorrogação, bem como as condições de caducidade, fiscalização e rescisão da concessão ou permissão, quais sejam, a Lei 8.987/95, a Lei 9.074/95, a Lei 12.783/2013. Contudo, de acordo com o previsto no art. 1° da Lei 8.987/95, além da lei, as concessões de serviço público, no caso ora em análise, serviço de distribuição de energia elétrica, estão sujeitas às demais normas legais pertinentes, além das cláusulas contratuais.

129. Acrescente-se a isso, o fato de que a prorrogação não consiste em direito subjetivo do concessionário, mas em mera expectativa de direito, sendo que a assinatura do termo aditivo de prorrogação fica a critério da concessionária, ou seja, esta poderá ou não concordar com os seus termos, assinando ou não a avença.

130. As exigências impugnadas pelas interessadas nada mais são do que cláusulas que visam assegurar a sustentabilidade financeira e econômica da concessionária, nos termos do inciso I, do

parágrafo único, do art. 2°, do Decreto n. 8.461/2015[5], a fim de garantir a prestação de um serviço adequado.

Modificação do Estatuto Social

193. A Subcláusula Segunda da Cláusula Sétima estabelece a necessidade de a distribuidora promover a alteração do estatuto social, para incluir a restrição que respeita à impossibilidade de distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio cujo valor, isoladamente ou em conjunto, supere o mínimo legal, até que os parâmetros regulatórios sejam restaurados. A mesma restrição é encontrada na Cláusula Segunda, Subcláusula Oitava, que trata do cumprimento aos padrões de qualidade do serviço.

194. Algumas contribuições destacaram as dificuldades de alterar o estatuto, citando a necessidade de realizar Assembleia-Geral Extraordinária. Acrescentaram que em alguns casos, como as empresas estatais, havia a exigência de lei, para que tal alteração pudesse ocorrer.

195. Segundo a Procuradoria Federal, essa [...] cláusula ora em análise trata das condições de prestação do serviço, quer dizer, há a prerrogativa da Administração Pública de alterá-la, unilateralmente, de forma a assegurar a observância do interesse público. Logo, inexiste a faculdade de o concessionário impugná-la, estando adstrito ao seu cumprimento”.

196. Sobre as dificuldades relatadas nas contribuições, a Procuradoria afirmou não identificar qualquer irregularidade ou ilegalidade na exigência de alteração estatutária, para fazer constar a impossibilidade de distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio cujo valor, isoladamente ou em conjunto, supere o mínimo legal, até que os parâmetros regulatórios sejam restaurados. Dessa forma, a exigência deve ser mantida.

Parâmetros mínimos de governança corporativa e transparência

197. Algumas contribuições questionaram a legalidade de se submeterem a regulação superveniente da ANEEL acerca dos mecanismos de governança corporativa e transparência. Foi questionada a legalidade e o rigor dos parâmetros e dos mecanismos de governança corporativa e transparência inclusos na Cláusula Oitava da minuta do termo aditivo de prorrogação das distribuidoras.

198. Alegaram também que os parâmetros de governança corporativa e transparência inseridos na minuta do termo aditivo de prorrogação seriam excessivamente intrusivos no que diz respeito à liberdade de gestão das distribuidoras, indo além do que já é estabelecido pela Lei das Sociedades Anônimas (Lei no 6.404, de 1976) e pelos compromissos exigidos no Novo Mercado da Bovespa e nas regras da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

199. Além disso, questionaram a possibilidade de a ANEEL vir a definir futuramente os parâmetros mínimos de governança, situação que poderia gerar certa instabilidade em razão do não conhecimento dessas regras no momento da assinatura dos novos termos aditivos.

200. A esse respeito, a Procuradoria Federal explicou que a concessão do serviço público encerrava 2 modalidades de cláusulas distintas: as de natureza estatutária ou regulamentar, as quais ao concessionário caberia apenas a obediência, sem a oportunidade de discutir os termos após a adesão ao contrato, e as essencialmente negociais. As condições de contratação referiam-se justamente à execução do contrato, constavam de regulamento, denominado pelos franceses de “caderno de encargos”, elaborado unilateralmente pela Administração.

201. Elucidou, ainda, que a cláusula que trata de governança corporativa e transparência versa sobre as condições de prestação do serviço, estando, portanto, inserida na prerrogativa da Administração Pública de alterá- la, unilateralmente, a fim de manter o interesse público.

202. Acrescenta-se que essa cláusula versa sobre a qualidade da prestação do serviço e não sobre o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, haja vista fixar parâmetros ou condições para a melhor prestação do serviço público, pelo que são unilateralmente alteráveis ante as exigências do interesse público.

203. Em relação às normas de caráter geral relacionadas às concessionárias, frisa-se que devem ser aplicadas imediata e automaticamente. Estabelecem a ponte entre o regulamento constante do contrato de concessão e as normas que vierem a ser expedidas posteriormente, sem a necessidade de realizar qualquer aditivo contratual.

204. Logo, acompanha-se o entendimento da Procuradoria Federal de que não há cenário de insegurança jurídica em razão de a ANEEL ainda não ter definido expressamente quais padrões de governança corporativa serão exigidos das concessionárias. Tal assunto será objeto de futura regulação e deverá ser

plenamente observado pelas concessionárias, tal como qualquer outro tipo de norma que venha a ser editada após a assinatura do contrato de concessão.

Atos e negócios jurídicos celebrados com partes relacionadas

205. Foi apresentada contribuição solicitando a alteração do inciso I da Subcláusula Terceira da Cláusula Oitava da minuta submetida à Audiência Pública, transcrita a seguir, para retirada das alíneas (c) e (d):

Subcláusula Terceira - A DISTRIBUIDORA deverá submeter à anuência prévia da ANEEL, nas hipóteses, condições e segundo procedimento estabelecidos em regulação da ANEEL:

atos e negócios jurídicos celebrados com:

a) Seus controladores, diretos ou indiretos;

b) Suas sociedades controladas ou coligadas e outras sociedades controladas ou coligadas de controlador comum;

c) Pessoas jurídicas que tenham Administradores comuns à Distribuidora;

d) Seus Administradores; [...].

206. As Superintendências, baseadas na Nota Técnica Complementar no 297/2015-SFF-SCT-SFE-SRD- SRM/ANEEL, recomendaram manter o texto original do inciso I dessa Subcláusula (renumerada na minuta final resultante da Audiência Pública), por entenderem que

[...] a tutela prévia aos contratos intragrupos deve ser mais ampla do que o conceito insculpido pela CVM, pois na realidade do setor elétrico coexistem diversos outros tipos de organizações (órgãos, autarquias, sociedades de economia mista entre outras) que são prestadores do serviço público de distribuição e assim havendo outras realidades de combinações entre as partes contratuais, bem como convênios que eventualmente oneram financeiramente os agentes setoriais

– entre eles as distribuidoras.

[...] toda a problemática e os riscos existentes nos contratos entre partes relacionadas podem ocorrer em outros modelos de negócios intragrupo, opina-se que estes devem ser avaliados previamente pela Agência.

Divulgação de informações econômicas e financeiras

207. Quanto à obrigação de divulgar informações, gestão de riscos e suporte a decisões de longo prazo, objeto da Subcláusula Quinta da Cláusula Décima Terceira, os agentes argumentaram que as empresas, em especial as sociedades anônimas de capital aberto, com ações listadas no Brasil e no exterior, observavam uma série de normas vigentes da CVM sobre o assunto, que, portanto, não poderiam ser conflitantes. Citaram como exemplo, no Brasil, a Instrução CVM no 358, de 3 de janeiro de 2002, a Instrução CVM no 319, de 3 de dezembro de 1999, e os manuais de divulgação de informações relevantes; no exterior, a regulamentação das bolsas e dos

reguladores sobre a divulgação de informações.

208. Tais argumentos devem ser acolhidos, mediante o aperfeiçoamento da redação dessa Subcláusula, que passa a ter o seguinte texto:

Subcláusula Quinta - O(s) SÓCIO(S) CONTROLADOR(ES) se compromete(m) a observar a regulação da ANEEL para controladores de concessionárias de serviço público, compreendendo mas não se limitando a diretrizes sobre divulgação de informações, gestão de riscos e suporte a decisões de longo prazo, sendo que, no que tange à divulgação de informações, serão respeitados os regulamentos e normas de divulgação do mercado de capitais aplicáveis à DISTRIBUIDORA ou a seu(s) SÓCIO(S) CONTROLADOR(ES) conforme o caso, no Brasil e no exterior, nos casos de empresas com títulos comercializados em mercados de capitais fora do Brasil.

Participação do sócio controlador ou de outra pessoa do seu grupo econômico em outros empreendimentos do Setor Elétrico

209. Foram formuladas diversas contribuições em face da cláusula que limita a participação do sócio controlador ou de outra pessoa do seu grupo econômico em outros empreendimentos do Setor Elétrico, em caso de descumprimento, pelo sócio controlador, às obrigações previstas na minuta de contrato de distribuição posta na Audiência Pública 38/2015.

210. Considera-se que esse tema deve ser tratado nos respectivos editais dos processos licitatórios. Dessa forma, a Subcláusula Sexta da Cláusula Décima Terceira da minuta encaminhada ao Gabinete deste Relator deve ser suprimida.

Obrigações relacionadas à composição de Conselheiros/Executivos e Conselho Fiscal

211. Em relação às obrigações relacionadas à composição de Conselheiros/Executivos e Conselho Fiscal prevista na Cláusula Oitava - Governança Corporativa e Transparência, a Abrademp apresentou contribuição propondo estrutura una de Conselheiros/Executivos e Conselho Fiscal não permanente, mas Auditoria Independente, sem considerar o porte da empresa.

212. A esse respeito, as Superintendências argumentaram que o problema de se concentrar nas mesmas pessoas as definições da estratégia e a execução era o conflito entre as funções de governança e gestão, o qual era tema central da missão a ser alcançada pela governança.

213. O exercício de funções de governança e gestão pelas mesmas pessoas possibilita a ocorrência de conflitos de interesses e potencializa o abuso do poder de controle, além de comprometer a confiabilidade das estruturas de controle e das informações financeiras.

214. A governança colabora para8:

a) avaliar o ambiente, os cenários, o desempenho e os resultados atuais e futuros;

b) direcionar e orientar a preparação, a articulação e a coordenação de políticas e planos, alinhando as funções organizacionais às necessidades das partes interessadas e assegurando o alcance dos objetivos estabelecidos, e

c) monitorar os resultados, o desempenho e o cumprimento a políticas e planos, confrontando-os com as metas estabelecidas e as expectativas das partes interessadas.

215. Desse modo, a governança9 diz respeito a estruturas, funções, processos e tradições organizacionais que visam garantir que os programas sejam executados de tal maneira, que atinjam os objetivos e os resultados de forma transparente. As distribuidoras deverão buscar soluções, para minimizar os impactos dessa estrutura sobre os custos e as tarifas. Assim, a contribuição não deve ser acatada.

Composição do Conselho Fiscal

216. Algumas concessionárias questionaram a legalidade de a minuta do termo aditivo de prorrogação ter exigido no Anexo III, Subcláusula Primeira, §3º, inciso III, Cláusula Primeira (minuta submetida à Audiência Pública), que 2/3 dos membros do Conselho Fiscal tivessem experiência comprovada nas áreas de finanças e contabilidade:

ANEXO III - CONDIÇÕES PARA PRORROGAÇÃO - EFICIÊNCIA NA GESTÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA

CLÁUSULA PRIMEIRA – PARÂMETROS MÍNIMOS

§ 3º As Demonstrações Contábeis Regulatórias anuais deverão ser:

[...]

III - acompanhadas de parecer do Conselho Fiscal, composto por no mínimo de 2/3 (dois terços) de membros com comprovada experiência em finanças ou contabilidade.

8 Em publicação do Banco Mundial, aponta-se para outras funções da governança como a definição do direcionamento estratégico; a supervisão da gestão; a coordenação de partes relacionadas; o gerenciamento de riscos estratégicos e de conflitos internos; a avaliação do sistema de gestão e de controle e a promoção da accountability e da transparência.

9 Relacionam-se com funções estratégicas da organização os processos de comunicação, análise e avaliação; de liderança; as tomadas de decisão e direção, de controle afetos ao monitoramento e à prestação de contas.

217. De acordo com a Lei no 6.404, de 1976, o Conselho Fiscal é órgão considerado obrigatório, porém de funcionamento facultativo. Ainda de acordo com a legislação, ele deve ser composto por no mínimo, 3 e, no máximo, 5 membros, acionistas ou não, sendo que os membros da Administração e os da Diretoria da sociedade não poderão pertencer ao Conselho Fiscal.

218. Segundo o art. 163 dessa Lei, compete ao Conselho Fiscal fiscalizar os atos dos administradores e verificar o cumprimento aos deveres legais e estatutários. Em outras palavras, sua fiscalização é para proteger a companhia e os acionistas. No desempenho das funções, o Conselho Fiscal pode requisitar informações, examinar documentos e opinar sobre a legalidade contábil dos atos da administração, tendo ao alcance todos os meios indispensáveis ao exercício de sua competência.

219. Assim, na prática, a atuação do Conselho Fiscal ocorre por meio de opiniões, pareceres, recomendações, fiscalização dos atos da administração e das contas, além do recebimento de eventuais denúncias.

220. Como se verifica, o foco do Conselho Fiscal é examinar a gestão dos administradores dentro de óticas financeira e contábil. Para o exercício dessa função, os membros precisam ser dotados de conhecimento de gestão orçamentária e financeira nas sociedades. Logo, é recomendável que os membros do Conselho Fiscal tenham preparo adequado para o desempenho de sua função.

221. Desse modo, acompanha-se o entendimento da Procuradoria Federal na ANEEL, no Parecer no 557/2015-PFANEEL/PGF/AGU, de que “[...] não há qualquer ilegalidade em se exigir que na composição do Conselho Fiscal, 2/3 de seus membros tenham experiência nas áreas de finanças e contabilidade”. Ressalta-se que o assunto passou a ser objeto da Subcláusula Quinta da Cláusula Primeira do Anexo III.

SUSTENTABILIDADE ECONÔMICO-FINANCEIRA

222. O tema da sustentabilidade econômico-financeira recebeu várias contribuições que versaram sobre a necessidade de aporte de capital e a trajetória financeira. Os itens mais relevantes se referiram a:

a) exclusão do passivo do déficit atuarial da composição do endividamento;

b) exclusão das despesas de provisões do EBITDA;

c) cálculo de EBITDA Potencial por meio da adição dos investimentos;

d) criação de exceções nas necessidades de aporte de capital por variações de mercado e custos não gerenciáveis;

e) permuta da Selic com spread por taxas regulatórias de remuneração (WACC ou Kd);

f) definição de novas métricas após o 5º ano da concessão e

g) desnecessidade de relatório de auditoria do Balancete Mensal Padronizado (BMP) e do Relatório de Informações Trimestrais (RIT) relativos a dezembro.

Exclusão do passivo do déficit atuarial da composição do endividamento

223. O passivo do déficit atuarial da composição do endividamento refere-se a obrigações estimadas da concessionária ou já estabelecidas em contratos de confissão de dívida. Trata-se de passivos com necessidade de desembolso futuro, nos quais recaem, respectivamente, ajustes de valor presente e variação monetária e juros, portanto, como se dívida fossem.

224. Nesse contexto, é imprudente desconsiderá-lo, ainda que relativamente à parte estimada, oneroso na essência, do rol das obrigações financeiras das concessionárias pelo impacto direto na sustentabilidade financeira. Segundo a SFF, tal passivo estimado é considerado na avaliação do equity value (preço das ações), inclusive por parte de potenciais compradores do controle acionário, como não poderia deixar de ser computado.

225. Ademais, a natureza da estimativa do déficit atuarial é mero fator temporal, considerando a inevitabilidade dos desembolsos futuros para o cumprimento às obrigações pós-emprego com o corpo de funcionários ativos e inativos.

Exclusão das despesas de provisões do EBITDA

226. Relativamente à exclusão das despesas de provisões do EBITDA, a Nota Técnica no 175/2015- SCT-SFE-SFF-SRD-SRM/ANEEL, explicitou que “[...] as despesas com provisões, em regra, reduzem o EBITDA em vista de se tratarem de desembolsos futuros prováveis pela distribuidora. Já uma provisão com saldo líquido credor faz aumentar o resultado da empresa, mas sem contrapartida efetiva na geração de caixa, uma vez que se trata de redução de provisões passivas”.

227. Nesse contexto, o argumento da contribuição fora abrangido antecipadamente. Não se identificaram fundamentos, para alterar a minuta do contrato nesse aspecto. Além disso, mesmo que houvesse a concordância em razão da temporalidade de saída de caixa para as despesas de provisões (inclusive para outras despesas sem efeito caixa imediato), não seria razoável e tampouco prudente desconsiderar as saídas efetivas de caixa ocasionadas pelo pagamento de passivos provisionados em períodos anteriores.

228. Para tanto, seria necessária a implantação de controle bastante detalhado do fluxo de caixa das operações, que extrapolaria a razoabilidade e a conveniência da Agência e dos agentes regulados. Entende-se que a melhor solução é a apresentada na minuta do contrato.

229. Pode-se, contudo, excluir parte das provisões do cálculo do EBITDA (exceto Provisão para Devedores Duvidosos e Redução ao Valor Recuperável, por gerarem retificações de contas do ativo), desde que se considerem, coerentemente, as provisões passivas no cálculo de dívidas (desembolsos prováveis de caixa sem relação com o cotidiano operacional).

230. Trata-se de opção plausível, mas que geraria mais questionamentos e discordâncias em relação à escolha adotada pela ANEEL. Dentre as despesas sem efeito caixa imediato, as Superintendências entendem que a Despesa de Pessoal - Benefício Pós-Emprego - Previdência Privada - Déficit ou Superávit Atuarial e a Despesa de Pessoal - Outros Benefícios Pós-Emprego - Déficit ou Superávit Atuarial constituem exceção de reconhecimento de despesa da atividade sem relação com o cotidiano operacional cuja contrapartida no Passivo Atuarial já está embutida no conceito de Dívida da minuta.

231. Assim, para que não ocorra a duplicidade de valores, estas 2 despesas serão desconsideradas do cálculo do EBITDA Ajustado.

Cálculo de um EBITDA Potencial por meio da adição dos investimentos

232. A respeito desse tema, que se baseia no produto dos investimentos pelo WACC Regulatório, a inequação de sustentabilidade visa à exigência de condição financeira mínima. Existe uma série de outras obrigações relevantes que não estão sendo exigidas, tais como a) investimentos na expansão, na modernização e na reposição de bens originados das obrigações especiais, de bens 100% depreciados e de bens da União - BUSA,

b) amortização do principal da dívida, c) necessidades de capital de giro incrementais, d) constituição de fundos (conta reserva), para enfrentar as contingências passivas, e e) tributos sobre lucro e proventos.

233. Nesse contexto, infere-se que muitos dos compromissos não foram considerados nessa inequação, o que não garante a estabilização das finanças de empresa já em condição adversa, mas que a Agência visualiza como caminho para a melhoria gradual das distribuidoras em conjunto com as métricas da Subcláusula Segunda da Cláusula Primeira do Anexo III (curva para a sustentabilidade), conforme determinação do Decreto no 8.461, de 2015.

234. Dessa forma, as Superintendências recomendaram não alterar a inequação, cuja contrapartida seria elevar o risco financeiro das concessionárias. Ademais, mesmo que a contribuição fosse acatada, haveria problema operacional, para aferir os investimentos elegíveis à Base de Remuneração, inclusive quanto à prudência e ao índice de aproveitamento – seriam necessários laudos e fiscalizações anuais da Base. Também não faz sentido elevar o risco financeiro do serviço prestado (ao minimizar os déficits reais de caixa) à custa de investimento (mesmo que considerado apenas o AIS Incremental) que ainda produzirá resultado incerto.

235. Necessariamente, em qualquer modelo de negócio, primeiro se investe, para que depois se colham os frutos (isso se houver resultados positivos), não cabendo aos consumidores e aos credores (funcionários, agentes setoriais, fundos administrados, Erário e instituições financeiras) a assunção de riscos pela ineficiência operacional e pela elevada alavancagem financeira.

236. Ademais, o desembolso em investimentos que entram em serviço após a Revisão Tarifária Periódica (portanto, não contemplados diretamente na tarifa) é contraposto pelo aumento de EBITDA gerado pelo crescimento de mercado no interstício entre revisões tarifárias, bem como pela redução dos montantes de compensações financeiras aos consumidores (indicadores de continuidade individuais de DIC, FIC, DMIC e DICRI), caso a distribuidora obtenha sucesso na melhora da qualidade. Portanto, ainda que não tenham tarifa pelos novos investimentos, as concessionárias são beneficiadas indiretamente pelo modelo tarifário.

237. Caso todas as expectativas da distribuidora se concretizem (melhoria da qualidade e das finanças), a empresa tem a prerrogativa de elevar o pay-out dos proventos em patamares múltiplos do Lucro Líquido, bem como de até proceder à redução de capital com a anuência da ANEEL.

Criação de exceções nas necessidades de aporte de capital por variações de mercado e de custos não gerenciáveis

238. Sobre esse assunto, esclarece-se que, assim como o aumento de resultado pelo crescimento de mercado é absorvido pela distribuidora, eventual decréscimo também tem de ser consignado à concessionária. Isso evita que os consumidores e os credores assumam risco inerente às empresas, ampliando-se desnecessariamente o prazo para eventual auxílio pelo sócio controlador.

239. Relativamente ao aumento da dívida provocado pelo aumento de custos não gerenciáveis e ainda não contemplados na tarifa, estes têm contrapartida nos Ativos Financeiros Setoriais (Componentes Financeiros e Créditos a Receber do Fundo da CDE). Esses ativos são considerados nas métricas de sustentabilidade econômico- financeira, o que anula o descompasso entre custos e tarifa. Ademais, as distribuidoras sempre têm a prerrogativa de solicitar uma Revisão Tarifária Extraordinária, caso o equilíbrio econômico-financeiro tenha sido impactado por eventos não gerenciáveis.

Permuta da Selic com spread por taxas regulatórias de remuneração (WACC ou Kd)

240. Quanto à permuta de 111% da Selic por taxas regulatórias de remuneração, as Superintendências recomendaram o não acolhimento. A Selic com spread expressa o custo médio do segmento de distribuição para as necessidades de captação e visa considerar a capacidade de alavancagem diante das condições do mercado financeiro.

241. Já os custos de capital regulatórios consideram diversos fatores, para que se defina tarifa referenciada por até 5 anos – interstício entre 2 revisões tarifárias periódicas. Segundo as Superintendências, os custos tendem a ser próximos, mas a aplicabilidade não é exatamente a mesma (risco financeiro x definição tarifária). Além disso, essa mesma remuneração de 111% é estendida simplificadamente a todos os ativos financeiros, inclusive CVAs, de forma que, em termos de métrica do termo aditivo, a concessionária, quando não for favorecida por essa metodologia de cálculo, tem pelo menos o efeito minimizado.

242. A minuta do contrato estabelece teto com spread para a Selic de 14,29% (2,66% a mais do custo de capital de terceiros regulatório), mas não fixa piso. Dessa forma, as concessionárias não serão demandadas a aportar em momentos de instabilidade macroeconômica, mas poderão se alavancar em situações favoráveis.

Definição das métricas de sustentabilidade a partir do 6o ano da concessão

243. A minuta do contrato submetida à discussão com a sociedade nas duas etapas da Audiência Pública 38/2015 estipulou que as concessionárias deveriam cumprir as mesmas métricas dos primeiros 5 anos, cujos cálculos estão especificados no ANEXO III da minuta do contrato de concessão.

244. Ocorre que o TCU, ao deliberar sobre os embargos de declaração interpostos pela ANEEL, avalizado pelo MME, objetivando esclarecer os itens 9.7.2 e 9.8 do Acórdão 2253/2015-TCU-Plenário, manifestou- se da seguinte forma:

16. Assim, como o item 9.7.2 do Acórdão 2.253/2015-Plenário é explícito em estabelecer que devem ser observados os critérios objetivos definidos no Decreto 8.461/2015, concordo com o encaminhamento ora proposto pela unidade técnica, no sentido de esclarecer o alcance dessa determinação, indicando a necessidade de definição, por períodos preferencialmente quinquenais, ao longo de toda a vigência do contrato, e não apenas para os cinco anos iniciais, de critérios objetivos que mensurem a eficiência com relação à qualidade do serviço prestado e à gestão econômico-financeira, que, caso infringidos, ensejarão, de acordo com regras estipuladas em regulação, o início automático da caducidade da concessão antes ou ao final do referido ciclo. (grifos nossos)

245. Diante disso, optou-se por definir, na Subcláusula Décima Quarta da Cláusula Décima Segunda do contrato de concessão, que o não atendimento às condições de sustentabilidade estabelecidas na Subcláusula Primeira da Cláusula Primeira do ANEXO III por 2 (dois) anos consecutivos ou em regulação superveniente caracterizará inadimplência em relação à gestão econômico-financeira.

Desnecessidade de relatório de auditoria do Balancete Mensal Padronizado (BMP) e do Relatório de Informações Trimestrais (RIT) relativos a dezembro

246. Sobre esse tema, entende-se que a fiscalização da ANEEL, com apoio nos novos parâmetros de governança (responsabilização dos dirigentes das distribuidoras), é suficiente para suprir a necessidade por dados tempestivos e confiáveis. Nesse contexto, as contribuições pela não exigência de auditoria independente foram acatadas, o que evitou custo adicional para as concessionárias.

DEMAIS TEMAS

247. Em relação aos aspectos gerais do contrato, existiram várias contribuições para o termo aditivo o na Audiência Pública 38/2015. Os Relatórios de Análise de Contribuições anexos às Notas Técnicas apresentam a resposta e a justificativa para cada contribuição. Destacam-se as principais contribuições acolhidas.

248. O caput da Clausula Quarta, que trata das prerrogativas das distribuidoras no inciso IV, foi alterado para inclusão da redação “bem como outros equipamentos e instalações vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica”. A Cláusula estabelece como prerrogativa da distribuidora a construção de linhas e redes, mas existem outros tipos de instalação e equipamentos necessários à prestação do serviço de distribuição de energia elétrica. Dessa forma, o ajuste do texto alcança todos os tipos de equipamento e instalações vinculados à prestação do serviço.

249. Na Cláusula Primeira, que trata do objeto do contrato no parágrafo único, o termo “reagrupado” foi retirado. Tal definição não mais se aplica, pois o aditivo contratual trata de municípios que integram o contrato anterior, anteriormente reagrupados.

250. Foi solicitado alterar a redação original da Cláusula Décima Sexta de “[...] condições de prorrogação estabelecidas na Lei na Lei nº 12.783/2013, no Decreto nº 7.805/2012 e no Decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015” para “[...] condições de prorrogação estabelecidas no presente instrumento jurídico”. O pedido foi parcialmente acatado, para tornar mais clara a responsabilidade da distribuidora pela assinatura do termo aditivo. O novo texto ficou da seguinte maneira:

Subcláusula Única – A Distribuidora aceita na assinatura deste TERMO ADITIVO as condições de prorrogação estabelecidas no presente instrumento jurídico, bem como as disposições da Lei nº 12.783/2013, do Decreto nº 7.805/2012 e do Decreto nº 8.461, de 02 de junho de 2015.

251. Dentre as contribuições encaminhadas sobre outros temas, destaca-se a que trata da indenização dos ativos ao final da concessão.

252. A esse respeito, entende-se como adequado indenizar os ativos reversíveis, ainda não totalmente amortizados ao término da concessão, utilizando os mesmos critérios adotados para determinação da Base de Remuneração Regulatória – BRR por ocasião das revisões tarifárias das distribuidoras. Nesse sentido, deve ser considerado o valor do Laudo de Avaliação da última BRR, incluídas as adições e as exclusões previstas em norma, atualizado para a data-base da indenização.

253. As Subcláusulas Segunda e Terceira da Décima Segunda Cláusula deve ter o seguinte texto:

Subcláusula Segunda – Extinta a concessão, operar-se-á, de pleno direito, a reversão dos bens e instalações vinculados ao serviço ao PODER CONCEDENTE, procedendo-se aos levantamentos e às avaliações, bem como a determinação do montante da indenização devida à DISTRIBUIDORA, considerando os seguintes procedimentos:

a) Realização de inventário dos bens reversíveis;

b) Valoração destes bens pelo Valor Novo de Reposição – VNR;

c) Consideração da depreciação acumulada observadas as datas de incorporação do bem ao sistema elétrico obtendo-se o valor líquido;

d) Abatimento das Obrigações Especiais – OE do cálculo do valor a ser indenizado;

Subcláusula Terceira – Além dos valores indenizados referentes aos ativos ainda não amortizados dos bens reversíveis, também serão considerados, para fins de indenização, os saldos remanescentes (ativos ou passivos) de eventual insuficiência de recolhimento ou ressarcimento pela tarifa em decorrência da extinção, por qualquer motivo, da concessão, relativos a valores financeiros a serem apurados com base nos regulamentos preestabelecidos pelo Regulador, incluídos aqueles constituídos após a última alteração tarifária.

CONSIDERAÇÕES GERAIS

254. Entende-se que o modelo de contrato de concessão ou termo aditivo, para prorrogar as concessões de distribuição de energia elétrica resultante da Audiência Pública 38/2015, além de atender às premissas e às disposições de prorrogação condicionada definidas no Decreto no 8.461, de 2015, incorporou e aperfeiçoou cláusulas, visando garantir a adequada prestação do serviço de distribuição; está, portanto, em condições de ser aprovado por esta Diretoria Colegiada.

255. As Distribuidoras relacionadas no Quadro 1, detentoras de concessões de energia elétrica alcançadas pelos arts. 17, § 5o, 19 e 22, Lei no 9.074, de 7 de julho de 1995, atendendo ao comando do Decreto no 7.805, de 14 de setembro de 2012, manifestaram interesse em prorrogar as concessões, encaminhando requerimento à ANEEL acompanhado de documentos comprobatórios de regularidade fiscal, trabalhista e setorial e de qualificação jurídica, econômico-financeira e técnica. O Quadro 1 também contém a nova data definida para a próxima revisão tarifária de cada concessionária.

Relação dos processos, contemplando as minutas de termo aditivo ou contrato de concessão, com recomendação de prorrogação das outorgas de concessão nos termos do Decreto nº 8.461, de 2015
Concessionária de Distribuição		UF	Contratos Número	Processo Número	Termo Aditivo	Nota Técnica SCT	Data revisão
1	Hidroéletrica Panambí S/A - HIDROPAN	RS	086/2000	48500.00005/1999-13	Quinto	223/2015	22/07/17
2	Usina Hidroelétrica Nova Palma Ltda.	RS	107/2001	48500.004053/2012-37	Quinto	230/2015	22/05/17
3	Boa Vista Energia S/A - Boa Vista	RR	21/2001	48500.003891/2012-93	Quinto	384/2015	28/11/17
4	Amazonas Distribuidora de Energia S/A.	AM	20/2001	48500.0038152012-88	Quinto	241/2015	28/11/17
5	Cia Energética de Alagoas - CEAL	AL	07/2001	48500.003812/2012-44	Quarto	314/2015	28/10/17
6	Cia de Eletricidade do Acre - ELETROACRE	AC	06/2001	48500.003692/2012-85	Quarto	283/2015	20/12/17

Relação dos processos, contemplando as minutas de termo aditivo ou contrato de concessão, com recomendação de prorrogação das outorgas de concessão nos termos do Decreto nº 8.461, de 2015
7	Centrais Elétricas de Rondônia S/A - CERON	RO	05/2001	48500.004103/2012-86	Quarto	245/2015	20/12/17
8	Cia Energética do Piauí - CEPISA	PI	04/2001	48500.003691/2012-31	Quarto	385/2015	28/10/17
9	Centrais Elétricas de Xxxxxxxxx - ELETROCAR	RS	84/2000	48500.004000/2012-16	Quarto	231/2015	22/07/17
10	CELG Distribuição S/A	GO	63/2000	48500/004101/2012-97	Quinto	300/2015	22/10/17
11	Cia Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE	SE	91/1999	48500.002161/2012-75	Quarto	214/2015	22/05/17
12	Cia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D	RS	81/1999	48500.003980/2012-30	Quarto	298/2015	22/11/16
13	Força e Luz Coronel Vivida - FORCEL	PR	69/1999	48500.004106/2012-10	Quinto	226/2015	26/0816
14	CEB Distribuição S.A.	DF	66/1999	48500.001613/1998-73 48500.003977/2012-16	Quinto	301/2015	22/10/16
15	CELESC Distribuição S/A	SC	56/1999	48500.003978/2012-61	Quinto	297/2015	22/08/16
16	Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda.	SC	50/1999	48500.004102/2012-31	Quinto	238/2015	29/08/16
17	DME Distribuição S.A. - DMED	MG	49/1999	48500.002267/2012-79	Sexto	249/2015	22/11/16
18	COPEL Distribuição S/A	PR	46/1999	48500.003468/2012-93	Quinto	225/2015	24/06/16
19	Cia Hidroelétrica São Patrício - CHESP	GO	44/1999	48500.003684/2012-39	Quarto	219/2015	22/11/16
20	ENERGISA Nova Friburgo-Distribuidora de Energia S/A	RJ	42/1999	48500.003683/2012-94	Quinto	232/2015	22/06/16
21	ENERGISA Minas Gerais -Distribuidora de Energia S/A	MG	40/1999	48500.003681/2012-03	Quinto	237/2015	22/06/16
22	Empresa Força e Luz João Cesa Ltda. - XXXX XXXX	SC	26/1999	48500.003737/2012-11	Quinto	243/2015	29/08/16
23	Empresa Força e Luz Urussanga Ltda.- EFLUL	SC	25/1999	48500.003981/2012-84	Quinto	314/2015	29/08/16
24	Cia Força e Luz do Oeste - CFLO	PR	22/1999	48500.002270/2012-92	Quinto	229/2015	29/06/16
25	Cia Luz e Força Santa Cruz - CLFSC	SP	21/1999	48500.003983/2012-73	Quinto	296/2015 239/2015	22/03/16
26	Empresa Luz e Força Santa Maria S/A - ELFSM	ES	20/1999	48500.002851/2012-24	Sexto	215/2015	22/08/16
27	Cia Sul Paulista de Energia Elétrica	SP	19/1999	48500.003970/2012-02	Quinto	313/2015	22/03/16
28	Cia Leste Paulista de Energia	SP	18/1999	48500.003951/2012-78	Sexto	242/2015	22/03/16
29	Cia Luz e Força Mococa - CLFM	SP	17/1999	48500.003982/2012-29	Quinto	284/2015	22/03/16
30	Cia Nacional de Energia Elétrica - CNEE	SP	16/1999	48500.002271/2012-37	Quarto	291/2015	10/05/16
31	Cia Jaguari de Energia - CJE	SP	15/1999	48500.003984/2012-18	Quinto	329/2015	22/03/16
32	Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A - EEVP	SP	14/1999	48500.992266/2012-24	Quarto	292/2015	10/05/16
33	Caiuá - Serviços de Eletricidade S/A - CAIUÁ	SP	13/1999	48500.002269/2012-68	Quarto	290/2015	10/05/16
34	Empresa Elétrica Bragantina S/A. - EEB	SP	12/1999	48500.002268/2012-13	Quarto	289/2015	10/05/16
35	Cia Campolarguense de Energia - COCEL	PR	27/1998	48500.003252/2012-28	Quinto	221/2015	29/06/16
36	Cia de Eletricidade do Amapá - CEA *	AP		48500.005466/2012-39		386/2015	20/12/17
37	Cooperativa Aliança - COOPERALIANÇA	SC	145/2002	48500.003252/2012-28	Quinto	218/2015	29/08/17

Relação dos processos, contemplando as minutas de termo aditivo ou contrato de concessão, com recomendação de prorrogação das outorgas de concessão nos termos do Decreto nº 8.461, de 2015
38	CEMIG Distribuição S/A	MG	002/1997	48500.005468/2012-28	Quinto	239/2015	28/05/18
			003/1997	48500.005473/2012-31		239/2015	28/05/18
			004/1997	48500.005467/2012-83		239/2015	28/05/18
			005/1997	48500.005474/2012-85		239/2015	28/05/18
39	Departamento Municipal de Energia de Ijuí - DEMEI	RS	85/2000	48500.005406/2012-16	Quarto	302/2015	22/07/17
40	Muxfeldt, Marin & Cia Ltda. - MUXFELDT	RS	87/2000	48500.005472/2012-96	Quarto	224/2015	22/07/17
* Não possui contrato

Quadro 1 – Distribuidoras que manifestaram interesse em prorrogar as concessões

Fonte: Elaboração própria.

256. Verifica-se que os pleitos referentes às Distribuidoras do Quadro 1 devem ser encaminhados ao MME, acompanhados das respectivas minutas de termo aditivo ou contrato de concessão, com manifestação favorável da ANEEL à prorrogação das outorgas, nos termos do Decreto no 8.461, de 2015, por terem atendido aos condicionantes definidos na Medida Provisória no 579, de 2012, na Lei no 12.783, de 2013, no Decreto no 7.805, de 2012, e no Decreto no 8.461, de 2015.

257. Em relação à CERR (Processo no 48500.005465/2012-94), elucida-se que a área de concessão atendida pela Distribuidora resultou da divisão da que compreendia todo o estado de Roraima. A CERR ficou responsável pelo atendimento do interior do Estado e a Boa Vista Energia, pela Capital do Estado.

258. Ocorre que fiscalizações e estudos realizados pela ANEEL entre 1998 e 2013, resumidos na Nota Técnica no 345/2015-SCT/SFF/SFG/SRD/SRM/ANEEL, indicam que essa divisão se mostrou inadequada, pela inviabilidade econômica decorrente da ausência de escala para atendimento somente ao interior do Estado.

259. A inviabilidade da área de concessão da CERR é explicada ainda pelas baixas densidades de carga, pela receita por consumidor e pelo poder aquisitivo dos consumidores, o que evidencia baixa relação receita/consumidor faturado, inviabilizando a prestação do serviço de distribuição de energia elétrica a tarifas módicas.

260. Além dos estudos que indicaram a inviabilidade econômica da concessão, verifica-se, na Nota Técnica no 345/2015-SCT/SFF/SFG/SRD/SRM/ANEEL, de 6 de outubro de 2015, que a Concessionária não apresentou todas as certidões de regularidade fiscal, trabalhista e setorial, e de qualificação jurídica, econômico- financeira e técnica.

261. Segundo as Superintendências, a CERR sequer conseguiu prestar informações fidedignas quanto aos indicadores DEC e FEC, que possibilitassem aferir o padrão de qualidade a ser atendido pela Concessionária. A Distribuidora não possui certificação do processo de coleta dos dados e da apuração dos indicadores individuais e coletivos (Certificação ISO 9000), como determina o item 5.12.1 da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST. Frisa-se que essa exigência consta da regulamentação da ANEEL desde 31/12/2007 e até o momento não foi cumprida pela CERR, o que leva os indicadores informados pela Distribuidora ao descrédito.

262. O pleito relativo à CERR, portanto, deve ser encaminhado ao MME com manifestação da ANEEL contrária ao pleito de prorrogação da concessão, por estar em desacordo com a Medida Provisória no 579, de 2012, a Lei no 12.783, de 2013, o Decreto no 7.805, de 2012, e o Decreto no 8.461, de 2015.

263. Em relação à alteração do Submódulo 7.3 do PRORET, para contemplar o comando do Decreto no 8.461, de 2015, para que o desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUDS concedido pelas supridoras às concessionárias com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, após a prorrogação da concessão, devesse ser reduzido à razão de 20% ao ano em 5 anos, entende-se que o texto proposto na Audiência Pública, transcrito a seguir, está adequado>

Para as concessionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, o desconto aplicado à TUSD Fio B será retirado no período de 5 anos, à razão de 1/5 ao ano, a partir do processo tarifário subsequente à revisão 2.1 deste Submódulo.

264. Ressalta-se, como abordado no Voto que abriu a Audiência Pública 38/2015, a redução de 20% ao ano deve partir do patamar de desconto aplicado atualmente em cada concessionária e deve também ser aplicada à Energisa Borborema, a qual não irá prorrogar o contrato de concessão em 2015.

III. D I R E I T O

265. Essa análise encontra respaldo nos seguintes dispositivos normativos:

a) Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013;

b) Decreto no 7.802, de 14 de setembro de 2012;

c) Decreto no 8.461, de 2 de junho de 2015.

IV. D I S P O S I T I V O

266. A partir de tal análise e das considerações apresentadas no Processo no 48500.005766/2012-18,

voto por

a) aprovar a minuta de termo aditivo ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica, com vistas a prorrogar as concessões nos termos do Decreto no 8.461, de 2015;

b) encaminhar os processos listados no Quadro 1 deste Voto ao Ministério de Minas e Energia - MME, contemplando as minutas de termo aditivo ou contrato de concessão, recomendando a prorrogação das outorgas nos termos do Decreto no 8.461, de 2015;

c) encaminhar ao MME o Processo no 48500.005465/2012-94, relativo à Companhia Energética de Roraima – CERR, recomendando não prorrogar a outorga de concessão dessa Distribuidora, nos termos da Nota Técnica no 345/2015- SCT/SFF/SFG/SRD/SRM/ANEEL, por não atender às condições de prorrogação de que trata o art. 7o da Lei no 12.783, de 2013;

d) cancelar os sorteios públicos de distribuição aos diretores-relatores dos processos listados no Quadro 1 deste Voto e do Processo no 48500.005465/2012-94, relativo à CERR;

e) alterar o Submódulo 7.3 do PRORET, conforme minuta de resolução normativa anexa, para contemplar o comando do Decreto no 8.461, de 2015, para que o desconto na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD concedido pelas supridoras às concessionárias com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, após a prorrogação da concessão, deva ser reduzido à razão de 20% ao ano em 5 anos.

f) recomendar ao Ministério de Minas e Energia – MME indenizar os ativos ainda não totalmente amortizados para as concessionárias de distribuição de energia elétrica que não tiverem suas concessões prorrogadas, considerando a) inventário dos bens reversíveis; b) valoração destes bens pelo Valor Novo de Reposição – VNR; c) depreciação acumulada observadas as datas de incorporação do bem ao sistema elétrico obtendo-se o valor líquido, e d) abatimento das Obrigações Especiais – OE do cálculo do valor a ser indenizado

Brasília, 20 de outubro de 2015.

XXXXX XXXXXXXX DA NÓBREGA

Diretor