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27 de Novembro de 2020
2º Grau
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Tribunal de Contas da União
há 7 anos
Detalhes da Jurisprudência
Processo
00184320133
Julgamento
17 de Julho de 2013
Relator
JOSÉ MÚCIO MONTEIRO
Documentos anexos
Inteiro TeorTCU__00184320133_37a31.doc
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Inteiro Teor

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO TC 001.843/2013-3

GRUPO I – CLASSE V – PLENÁRIO

TC-001.843/2013-3 [Apenso: TC-004.116/2013-5]

Natureza: Monitoramento

Interessado: Tribunal de Contas da União

Responsáveis: Edison Lobão (Ministro de Minas e Energia), Romeu Donizete Rufino (Diretor-Geral da Aneel), Maurício Tolmasquin (Presidente da EPE), Hermes Chipp (Presidente do Operador Nacional do Sistema Elétrico) e José da Costa Carvalho Neto (Presidente da Eletrobras)

Unidades: Ministério de Minas e Energia (MME), Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras)

Sumário: MONITORAMENTO. ITENS 9.3.1 E 9.3.2 DO ACÓRDÃO 3.149/2012-PLENÁRIO. AVALIAÇÃO DAS AÇÕES ADOTADAS PELO PODER PÚBLICO CONCERNENTES ÀS CONCESSÕES DO SETOR ELÉTRICO COM VENCIMENTO PREVISO PARA A PARTIR DE 2015. ITEM 9.3.1: ATENDIMENTO. ITEM 9.3.2: VERIFICAÇÃO DO CUMPRIMENTO PREJUDICADA, EM FACE DA INTERPOSIÇÃO DE RECURSO PENDENTE DE JULGAMENTO. DETERMINAÇÕES. RECOMENDAÇÕES. NECESSIDADE DE APROFUNDAMENTO DA ANÁLISE DO CÁLCULO DO VALOR DE INDENIZAÇÃO DOS ATIVOS DE TRANSMISSÃO. CONSTITUIÇÃO DE APARTADO.

RELATÓRIO

Trata-se de processo constituído para verificar o cumprimento dos itens 9.3.1 e 9.3.2 do Acórdão 3.149/2012-Plenário, proferido em sede de acompanhamento das ações do Poder Público concernentes às concessões do setor elétrico cujos contratos estavam previstos para vencer a partir de 2015, objeto de apreciações do Tribunal feitas por meio da referida deliberação, ora monitorada, lavrada no âmbito do TC 033.929/2012-2, e dos Acórdãos 3.012/2011-Plenário e 1.042/2012-Plenário, exarados nos autos dos TCs 028.862/2010-4 e 004.916/2012-3, respectivamente.

2. Reproduzo a seguir, no essencial, a instrução elaborada pela Secretaria de Fiscalização de Desestatização e Regulação de Energia e Comunicações – SefidEnergia (peça 37), que contou com a colaboração da Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Saneamento – SecobEnergia:

HISTÓRICO

3. O item 9.3.1 do Acórdão 3.149/2012-TCU-Plenário, de 21/11/2012, determinou ao Ministério de Minas e Energia (MME) que:

‘9.3.1. em coordenação com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), encaminhe ao TCU, no prazo de cinco dias, contados da ciência desta deliberação, cópias de todos os dados, informações e estudos técnicos que embasaram a definição da tarifa e das indenizações das concessões do setor elétrico abrangidas pela MP 579/2012 e pelo Decreto 7.805/2012, incluindo as minutas dos acordos a serem firmados.’

4. O MME encaminhou a referida documentação por meio das peças 2 a 5, contendo cópias das portarias, notas técnicas e relatórios que embasaram a definição da tarifa e das indenizações das concessões do setor elétrico abrangidas pela Medida Provisória 579/2012, pelo Decreto 7.805/2012 e pela Lei 12.783/2013.

5. Já o item 9.3.2 do Acórdão 3.149/2012-TCU-Plenário determinou ao MME que incluísse uma cláusula de salvaguarda ao erário nos casos de eventuais falhas a serem detectadas futuramente nos cálculos, sobretudo no que diz respeito às indenizações:

‘9.3.2. com base nos princípios da impessoalidade, da indisponibilidade do interesse público e da supremacia do interesse público, faça incluir, nos contratos abrangidos pela MP 579/2012 e pelo Decreto 7.805/2012, cláusula de salvaguarda ao erário, à semelhança da salvaguarda atribuída aos concessionários, prevista nos §§ 5º e do art. 15 da mencionada medida provisória, para o caso de serem detectados futuramente erros ou inconsistências nos cálculos, sobretudo no que diz respeito às indenizações, de modo a possibilitar o ajuste e a compensação dos valores calculados quando da realização dos processos de revisão tarifária de que trata o caput , do art. 15 da MP 579/2012;’

6. Tal cláusula, conforme apontado pelo relator no voto que subsidiou o Acórdão 3.149/2012-TCU-Plenário (peça 1), tem por objetivo minimizar os riscos associados à atividade de valoração das tarifas e indenizações, decorrentes da complexidade dos cálculos, da magnitude dos valores e do número de contratos envolvidos, agravados, no caso, pelos exíguos prazos para a atuação do MME, da EPE e da Aneel, estabelecidos no Decreto 7.805/2012.

7. Contudo, o MME interpôs recurso quanto ao item 9.3.2 do Acórdão 3.149/2012-TCU-Plenário, cujo Pedido de Reexame encontra-se em análise pela Serur, no contexto do TC 033.929/2012-2.

8. Assim, o presente monitoramento, realizado pela Secretaria de Fiscalização de Desestatização e Regulação de Energia e Comunicações (SefidEnergia) e pela Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Saneamento (SecobEnergia), visa verificar as metodologias utilizadas pela Aneel e EPE para a definição do Valor Novo de Reposição e da depreciação dos ativos indenizados, bem como para o cálculo das tarifas de geração e transmissão. Constitui objetivo deste processo, também, aferir o impacto das renovações das concessões para o setor elétrico.

9. De acordo com o previsto no Decreto 7.805, de 14/9/2012, que regulamentou a Medida Provisória 579, de 11/9/2012, alterada pela Medida Provisória 591, de 29/11/2012, os aditivos contratuais com a prorrogação de prazos seriam assinados em 4/12/2012. O valor das tarifas e das receitas, assim como das indenizações propostas pelo Poder Concedente, foram publicados originalmente, também em observância ao Decreto 7.805/2012, por meio das Portarias MME 578 (peça 2, p. 6-12) e 579 (peça 2, p. 13-14), ambas de 31/10/2012, e da Portaria Interministerial 580/MME/MF (peça 2, p. 15-18), de 1/11/2012. Em que pese somente a partir da MP 591/2012 haver autorização para o Poder Concedente indenizar os ativos de transmissão considerados não depreciados e existentes em 31/5/2000, não houve alteração da data para assinatura das minutas dos aditivos aos contratos, que ocorreu em 4/12/2012.

EXAME TÉCNICO

10. Preliminarmente, registra-se que a Aneel aprovou, em 24/1/2013, em reunião extraordinária, as novas tarifas de energia elétrica. O efeito médio de redução é de 20,2%. Para os consumidores residenciais, a redução mínima é de 18%. Para os consumidores de alta tensão, o desconto chega a 32%. As novas tarifas entraram em vigor a partir de 24/1/2013.

11. Em função da complexidade e especificidade dos itens e da metodologia relativos aos valores de indenização e depreciação, constituiu-se processo apartado (TC 004.116/2013-5, apenso), sob a responsabilidade da SecobEnergia, a fim de se obter parecer acerca do tema. Resumo do referido parecer é apresentado a seguir.

I. Metodologia de cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR)

12. O art. 15 da Lei 12.783/2012 autorizou o Poder Concedente a indenizar os investimentos das concessionárias vinculados a bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados, caso se optasse pela prorrogação das concessões. Tal artigo permitiu, ainda, que as indenizações fossem contempladas nas tarifas ou receitas fixadas.

13. A metodologia definida pela lei para o cálculo do valor dos investimentos supracitados foi a do Valor Novo de Reposição (VNR), conforme critérios estabelecidos em regulamento.

14. Pode-se conceituar VNR como sendo o resultado do cálculo do valor de um ativo (no caso, um bem reversível de geração ou transmissão vinculado a uma concessão vincenda), se fosse construído/adquirido a preços atuais. Após a obtenção do VNR, chega-se ao valor de indenização por meio do seguinte produto:

INDENIZAÇÃO = VNR X (100% – DEPRECIAÇÃO ACUMULADA%)

15. O Decreto 7.805/2012 regulamentou, de forma geral, a metodologia de cálculo das indenizações dos investimentos, bem como estabeleceu as responsabilidades dos entes do setor elétrico envolvidos nessa tarefa.

16. A respeito do cálculo do valor dos investimentos, da depreciação e da amortização acumuladas, o normativo dispõe no art. 9º:

‘Art. 9o A indenização do valor dos investimentos dos bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados será calculada com base no Valor Novo de Reposição - VNR, e considerará a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada em operação da instalação, até 31 de dezembro de 2012, em conformidade com os critérios do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE.’

17. O valor indenizado corresponde à diferença entre o VNR e a depreciação/amortização acumulada a partir da data de entrada em operação do empreendimento.

18. Para os empreendimentos de geração, o art. 10 define como responsável pelo cálculo do VNR a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a partir das informações do Projeto Básico do Empreendimento. O Projeto Básico foi fornecido à Aneel pela concessionária de geração, e, de acordo com o normativo, deveria conter os quantitativos de materiais, equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos, e serviços. Os custos unitários utilizados (para cálculo do VNR) deveriam ser obtidos do Banco de Preços da EPE.

19. Já para os empreendimentos de transmissão, o art. 11 estabeleceu a Aneel como responsável por elaborar estudos para a definição do VNR das instalações autorizadas pela agência reguladora a partir de 31/5/2000. Esses estudos deveriam ser feitos a partir da base atualizada de dados utilizada para a composição das respectivas Receitas Anuais Permitidas (RAP). Os valores deveriam ser obtidos a partir do Banco de Preços homologado pela Aneel.

20. Por fim, o Decreto 7.805/2012 definiu que o valor da indenização seria estabelecido em ato do Poder Concedente, até a data da convocação para assinatura dos termos aditivos aos contratos de concessão.

21. Em 22/10/2012, a EPE emitiu relatórios com a metodologia e os resultados dos estudos para definição dos VNRs das instalações de geração.

22. Posteriormente, em 29/11/2012, a Aneel emitiu as Notas Técnicas 387 e 411/2012-SRE/Aneel com os estudos elaborados pela agência para definição dos VNRs das instalações de transmissão e sua contribuição nos estudos para definição dos VNRs das instalações de geração, respectivamente.

23. As metodologias e os resultados elaborados por ambos os entes foram acolhidos pelo Poder Concedente, que estabeleceu os valores das indenizações a serem pagos às concessionárias de geração e transmissão por meio da Portaria Interministerial 580/MME/MF, de 1/11/2012, modificada pela Portaria Interministerial 602/MME/MF, de 29/11/2012 (peça 2, p. 19).

I.1. Ativos das concessões de transmissão

I.1.1. Metodologia utilizada pela Aneel no cálculo do VNR

24. O art. 15 da MP 579/2012, convertida na Lei 12.783/2013, estabeleceu os critérios gerais para o cálculo das indenizações referentes às instalações de transmissão, especialmente no que tange à utilização da metodologia do VNR.

25. Em vista dessa determinação, o Decreto 7.805/2012 definiu como ponto de partida do cálculo do VNR a base atualizada de dados utilizada para a composição das Receitas Anuais Permitidas (RAPs) das concessionárias, calculada mediante banco de preços homologado pela Aneel.

26. A maior parte dos ativos de transmissão havia sido submetida a processo de revisão periódica das receitas, em que a Aneel estipulou base de remuneração regulatória a partir do banco de preços vigente à época. Destaca-se que foram realizados dois ciclos de revisões tarifárias. O primeiro data de 1º/7/2007 e o segundo, de 1º/7/2009.

27. Assim, como a agência dispunha de base de dados de ativos valorados por ocasião dos ciclos de revisão periódica, obtida, em regra, a partir do banco de preços da Aneel em vigor à época de cada ciclo, a agência considerou em sua metodologia esses valores atualizados por meio de índices específicos do setor.

28. Para a construção do Custo de Referência do primeiro ciclo, a Aneel utilizou a estrutura modular constante do relatório da Eletrobras: ‘Referências de Custos de Linhas de Transmissão e Subestações de Alta Tensão e Extra-alta Tensão’, cuja referência de preços data de junho de 2004. Quando possível, foram alterados os custos de aquisição de equipamentos principais, a partir das notas fiscais encaminhadas pelas transmissoras.

29. Os ativos que não eram contemplados pelo Custo de Referência do primeiro ciclo foram valorados pelo investimento constante do ato de autorização, atualizado pelo IGP-M. Já aqueles itens adquiridos mediante contratação turn-key foram avaliados conforme as condições de compra das concessionárias.

30. Para o segundo ciclo, a estrutura do Banco de Preços Referenciais foi desenvolvida na Aneel e aprovada pela Resolução Aneel 758/2009. A base de remuneração dos ativos homologada na primeira revisão tarifária foi blindada, ou seja, não foi feita reavaliação desses ativos, os quais foram apenas atualizados pela variação do IGP-M, com exceção da Cemig que, por disposições contratuais, teve seus ativos inteiramente reavaliados.

31. Os ativos que entraram em operação entre o primeiro e o segundo ciclos de revisão periódica foram valorados a partir do Banco de Preços Referenciais. De forma análoga ao primeiro ciclo, ativos sem correspondência no Banco de Preços foram avaliados pelo investimento constante do ato de autorização, enquanto ativos decorrentes de contratações turn-key foram ponderados de acordo com as condições de compra.

32. Considerando os dados disponíveis referentes aos primeiro e segundo ciclos de revisões, bem como aos atos de autorização, a Aneel adotou o seguinte procedimento de cálculo do VNR:

a) para os ativos submetidos a revisão periódica manteve-se o VNR homologado pela Aneel na própria revisão; e

b) para os demais ativos utilizou-se o VNR definido no ato de autorização.

33. Os valores acima foram atualizados para a data base de 1º/10/2012 por meio de metodologia que considera índices que mais influenciam na formação dos custos dos equipamentos, materiais e serviços necessários à implantação de instalações de transmissão de energia elétrica.

I.1.2. Metodologia utilizada pela SecobEnergia no cálculo do VNR

34. A metodologia de análise da SecobEnergia relativa às concessões de transmissão constituiu-se na elaboração de preço referencial na data base de junho de 2012 para os ativos que pudessem ser valorados pelo Banco de Preços da Aneel nessa data base. Adotou-se o mês de junho de 2012 como data base de referência por se tratar da última atualização do Banco de Preços da Aneel disponível. Embora pouco anterior à data-base dos estudos da Aneel (outubro de 2012), a adoção da data-base junho de 2012 não representa qualquer variação significativa nos resultados da presente análise.

35. Entende-se que a metodologia ora utilizada atende rigorosamente ao art. 11 do Decreto 7.805/2012, que estabelece a definição do VNR a partir da base atualizada de dados, cujos valores serão obtidos a partir do banco de preços homologados pela Aneel.

36. O próprio conceito de VNR preconiza que o ativo deve ser orçado a partir de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado. Desta forma, considera-se que o orçamento com base no Banco de Preços na data base de junho de 2012 reflete mais fidedignamente os preços de mercado dos ativos indenizáveis, uma vez que considera atualizações e melhorias implantadas no banco ao longo do tempo.

37. Quando o ativo não encontrava paralelo no Banco de Preços, foi feita verificação de conformidade dos valores adotados pela Aneel. Nesse caso, a Agência considerou o valor autorizado. Foi então verificado o respectivo processo de autorização, de forma a conferir se o valor considerado era acompanhado de detalhamento e memórias de cálculo que o justificassem.

38. Sobre o preço referencial, quando oportuno, foram aplicados os ajustes referentes à contratação turn-key , considerando os mesmos critérios e percentuais adotados pela Aneel, em consonância com as respectivas resoluções autorizativas dos ativos sob análise.

39. Ressalta-se que foi utilizado método de seleção de ativos por amostragem estratificada. O critério consistiu na seleção dos ativos de maior valor de cada concessionária, resultando em uma amostra de 24 itens.

40. Cabe destacar que, caso fosse considerada uma amostragem aleatória, e não estratificada como o caso, para que a margem de erro atingisse a casa dos 10% (para um nível de confiança de 95%), seria necessária a análise de uma amostra contendo ao menos 85 itens, o que não seria factível para o prazo estabelecido para o pronunciamento da SecobEnergia. Contudo, pondera-se que, para o exame em questão, a estratificação da amostra possibilitou a seleção de itens mais relevantes de todas as concessionárias indenizadas. O exame de tal amostra, aliada a outros instrumentos de análise, como informações documentais e as obtidas por meio de reuniões junto à Aneel, permitiu tecer conclusões com nível de confiança razoável.

41. Os preços de referência obtidos na amostra foram comparados com os VNRs utilizados no cálculo dos valores indenizados. Algumas particularidades das metodologias de cálculo dos VNRs adotadas pela Unidade Técnica e pela Aneel devem ser ressaltadas, uma vez que podem ter exercido alguma influência nas diferenças dos valores obtidos. São elas:

a) o Banco de Preços não contempla todos os atributos técnicos do ativo, mas apenas aqueles mais gerais e representativos na formação do preço;

b) a metodologia de atualização adotada pela Aneel, embora bastante criteriosa, simplificou a metodologia de atualização do Banco de Preços, à medida que o processo de atualização mediante índices citado anteriormente envolveu a parametrização de 22 fórmulas, reduzindo-as a seis;

c) por último, a Aneel utilizou no cálculo do VNR dos ativos a base de dados composta pelos valores dos investimentos calculados para formação das receitas das concessionárias; essa base de dados era formada, em regra, pelos valores obtidos do banco de preços vigente à época das revisões periódicas dos ativos, ocorridas no ano de 2005 e 2009; ocorre que o banco de preços passou por evoluções e aperfeiçoamentos até a data-base mais recente da execução dos trabalhos, junho de 2012.

I.1.3. Resultados

42. A Tabela 1 sintetiza o resultado da análise do VNR para os ativos com referência no Banco de Preços.

Tabela 1 - Resultado da análise do VNR para os ativos com referência no Banco de Preços.

Concess.

Códig do Ativo

Módulo

Valor [R$] Ref. preços: 1º ciclo = jun/05 2º ciclo = jun/09

Valor VNR [R$] Aneel - Ref. out/2012

Valor VNR [R$] TCU - Ref. jun/2012

Dif.

FURNAS

6030

MG 345 kV OURO PRETO 2 MG2 MG

20.486.893,58

32.884.608,48

6.923.639,42

374,96%

Eletrosul

6062

MG 525 kV SANTO ANGELO MG1 RS

24.786.239,82

39.785.719,05

8.714.349,31

356,55%

Eletronorte

5849

MG 230 kV JAURU MG1 MT

11.044.069,12

17.727.425,96

5.497.475,16

222,46%

Eletronorte

2598

EL 500 kV P.DUTRA LT 500 kV TERESINA II /P.DUTRA C-2 PI/MA

9.876.079,65

13.292.245,53

8.706.478,80

52,67%

Eletrosul

2918

EL 525 kV IVAIPORA LT 525 kV IVAIPORA /IVAIPORA C-3 PR

8.587.895,35

11.558.474,37

7.614.460,78

51,80%

Eletrosul

11447

TR 525/230 kV C.NOVOS TR2 SC

25.676.554,70

37.158.032,98

28.513.806,75

30,32%

FURNAS

5600

EL 765 kV ITABERA LT 765 kV ITABERA /IVAIPORA C-3 SP/PR

23.021.808,51

30.985.121,83

25.219.524,08

22,86%

Eletronorte

471

CE 150/-100 MvAr SÃO LUIS II CE1 MA

40.888.874,09

52.775.982,66

46.197.316,48

14,24%

CELG

7742

TR 230/138 kV CARAJAS TR1 GO

13.010.579,48

15.690.304,08

14.024.003,44

11,88%

Eletronorte

2083

LT 230 kV JAURU /COXIPO MT

128.780.922,34

174.621.761,39

181.679.549,24

-3,88%

Eletrosul

3661

LT 525 kV CAXIAS /ITA C-1 RS/SC

140.966.598,93

191.145.049,72

205.157.776,66

-6,83%

CEEE

4036

LT 230 kV SANTO ANGELO /SÃO BORJA2 RS

27.904.063,71

37.836.790,31

42.399.613,61

-10,76%

COPEL

2986

LT 230 kV SANTA MONICA /PILARZINHO PR

2.326.649,36

2.890.687,37

3.258.758,61

-11,29%

CTEEP

5362

LT 440 kV P. PRIMAVERA /TAQUARUCU SP

72.769.074,54

90.410.118,58

102.911.783,15

-12,15%

FURNAS

5608

LT 765 kV ITABERA /TIJUCO PRETO C-3 SP

248.177.269,68

336.518.415,80

415.773.002,54

-19,06%

CEMIG

13670

RTL 500 kV 90,6 MVAr JAGUARA-SE RT13 SP

8.318.034,51

8.318.034,51

11.931.249,09

-30,28%

CEMIG

1408

LT 230 kV AIMORES-SE /U.MASCARENHAS C-2 MG/ES

2.829.667,34

2.829.667,34

4.297.936,50

-34,16%

CEMIG

14832

IB 500 kV MG 500 kV JAGUARA-SE MG1 SP IB2

5.682.122,02

5.682.122,02

8.633.781,25

-34,19%

Fonte: peça 39 do TC 004.116/2013-5

43. Verifica-se que cinco itens encontram-se sensivelmente não aderentes aos preços referenciais, com diferenças de até 375%. Trata-se, principalmente de Módulos Gerais e Entradas de Linhas (estas correspondem a um tipo de Módulo de Manobra), todos valorados no primeiro ciclo de revisão tarifária, que teve como data base de precificação dos ativos o mês de junho de 2005. Diante da tendência de superavaliação desses ativos quando comparados aos valores orçados pela SecobEnergia, expediu-se questionamento aos técnicos da Aneel, os quais informaram à equipe de fiscalização que o Banco de Preços passou por grandes alterações nessas unidades modulares desde a primeira revisão, provocando a diferença verificada.

44. Em que pese a metodologia adotada pela Aneel com base nas atualizações dos VNRs orçados com data base de 2005 não afrontar a literalidade das disposições estabelecidas pelo Decreto 7.805/2012, entende-se que não houve a utilização da melhor técnica, pois o valor indenizado deve se aproximar, o quanto for possível, do valor de mercado dos bens orçados à data mais recente. Ao utilizar-se de uma base de dados de valoração dos ativos calculados por ocasião da revisão tarifária ocorrida em 2005, portanto com mais de sete anos de defasagem, a metodologia não permitiu captar as evoluções ocorridas no Banco de Preços, que levariam a uma precificação mais precisa desses ativos.

45. Tendo em vista o exíguo prazo ditado pelo art. do Decreto 7.805/2012 para execução dos trabalhos de elaboração dos estudos pela Aneel quanto ao VNR dos ativos de transmissão, a atualização de VNRs valorados há longa data consistiu na metodologia mais simples para obtenção das indenizações sem descumprir o referido prazo. Tal simplificação dos cálculos pode, contudo, não refletir com justeza o VNR dos ativos indenizáveis, e, por consequência, os valores adequados para o pagamento das indenizações.

46. Assim, apesar da limitação decorrente da pequena amostra utilizada na presente análise, as diferenças significativas entre os VNRs calculados pela Aneel e aqueles adotados como referência pela SecobEnergia, que se concentraram sistematicamente nos itens do tipo Módulo Geral e Módulo de Manobra valorados com base no primeiro ciclo de revisões, bem como as informações prestadas pelos técnicos da própria agência, no sentido de que houve evoluções importantes no banco de preços de 2005 até a presente data, apontam para a ocorrência de indício de que tais itens não refletem adequadamente o VNR.

47. Tal fato torna necessário o aprofundamento do exame efetuado neste trabalho, mediante seleção de amostra mais representativa em termos estatísticos, de modo a atestar ou refutar a tendência supracitada e verificar com maior segurança os possíveis impactos de eventuais incoerências.

48. Cabe destacar que os itens indenizáveis orçados pela Aneel com base no primeiro ciclo de revisões (base de junho/2005) correspondem ao expressivo montante de R$ 8,3 bilhões.

49. Os itens em que se verificaram as maiores discrepâncias (Módulo Geral e Módulo de Manobra) perfazem um total de 34% do VNR dos ativos orçados com base no primeiro ciclo, totalizando R$ 2,9 bilhões. O restante é composto pelas Linhas de Transmissão (27,64%, ou R$ 2,3 bilhões) e equipamentos principais (38,31% ou R$ 3,2 bilhões).

50. Embora não tenham sido detectadas diferenças significativas entre o VNR referencial e o VNR calculado pela Aneel para os itens de Linhas de Transmissão e Equipamentos, estes representam cerca de 66% do VNR dos ativos calculados com base no primeiro ciclo de revisões tarifárias. Assim, na oportunidade do exame mais aprofundado dos ativos referentes aos grupos Módulo Geral e Módulo de Manobra, os ativos pertencentes aos grupos Linhas de Transmissão e Equipamentos poderão também ser avaliados a partir de uma amostra maior e, portanto, mais confiável, segundo critérios estatísticos.

51. A respeito dos ativos cujos VNRs foram calculados com base no segundo ciclo de revisões (data-base junho de 2009) pela Aneel, é importante destacar que, além de não terem sido detectadas diferenças significativas em relação aos valores orçados no presente trabalho, boa parte das melhorias e atualizações existentes na versão atual do Banco de Preços já estava implementada naquela data base. Dessa forma, não se vislumbram grandes riscos de que esses ativos venham a apresentar discrepâncias significativas aos valores orçados com base no banco de preços atual (data base de junho/2012). Nesse contexto é que se propõe aprofundar o exame apenas nos ativos valorados pela Aneel com base no primeiro ciclo de revisão (base de junho/2005).

52. Ante o exposto, propõe-se a constituição de processo apartado com o intuito de aprofundar o exame dos VNRs dos ativos valorados pela Aneel com base no primeiro ciclo de revisões tarifárias.

53. Acerca dos demais itens avaliados, para os quais não existiam configurações semelhantes no Banco de Preços, foram consideradas válidas as justificativas constantes dos respectivos processos de autorização.

I.1.4. Depreciação – Análise e Resultados

54. Quanto à depreciação, foi realizada verificação de conformidade dos valores adotados pela Aneel em relação à metodologia de depreciação linear, correspondente à escolha do Poder Concedente. A verificação incorreu sobre os percentuais de depreciação aplicados sobre os VNRs dos ativos selecionados na presente análise.

55. Para tanto, a partir da planilha de memória de cálculo dos valores indenizados, encaminhada pela Aneel, foram identificados os percentuais aplicados, os quais foram comparados com os percentuais correspondentes à depreciação linear, de acordo com as alterações de percentuais dispostas nas resoluções normativas.

56. Não foram encontrados erros ou inconformidades na amostra selecionada quanto ao cálculo da depreciação.

I.2. Ativos das Concessões de Geração

I.2.1. Metodologia utilizada pela EPE no cálculo do VNR e análise da SecobEnergia

57. A análise dos ativos de geração se ateve à valoração dos montantes indenizados que correspondem ao produto entre valor dos ativos hoje (VNR) e a parcela não depreciada de cada um.

58. A metodologia de precificação dos valores dos ativos, intitulada de VNR, e o modo de cômputo do percentual já depreciado obedecia a ditames explicitamente contemplados em dispositivos legais (MP 579/2012; Lei 12.783/2012 e Decreto 7.805/2012).

59. Os técnicos de SecobEnergia utilizaram-se dos Projetos Básicos (PB) das concessionárias e das depreciações informadas pela Aneel quando da construção do referencial paradigma para a indenização. Os PB foram disponibilizados pela EPE.

60. A equipe de auditoria selecionou os empreendimentos de geração mais representativos, que correspondem a 72% do valor indenizado.

61. Para os empreendimentos escolhidos (Xingó, Itaparica, Corumbá I e Paulo Afonso IV) houve ainda a divisão da análise em: i) Obras Civis; e ii) Equipamentos Eletromecânicos e Hidromecânicos, por serem os mais representativos.

62. Não integraram o rol dos itens analisados os juros durante a construção e os custos com a conexão das usinas (linhas de transmissão e subestação).

63. Da condição de custo para a condição de preço, foi utilizado pela EPE um percentual de BDI (Benefício das Despesas Indiretas) de 28%, bem próximo aos 28,87% considerados pela SecobEnergia.

64. Sucinta caracterização de cada uma dessas usinas encontra-se disponível no parecer da SecobEnergia (peça 39 do TC 004.116/2013-5), e pode ser consultada a fim de contextualizar tecnicamente o objeto dessa parte do presente relatório.

65. A orçamentação dos itens de obras civis foi desenvolvida pela EPE com o emprego do Sistema para Elaboração de Orçamentos de Obras Civis de Usinas Hidrelétricas (SISORH) da Eletrobras. Tal programa é recomendado pelos Manuais da Eletrobras para orçamento dos empreendimentos de geração e constitui basicamente em banco de dados de custos de empreendimentos hidrelétricos orçados na fase de Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE).

66. Em reuniões com a EPE, a equipe de auditoria conseguiu identificar o modo de construção dos preços dos serviços por meio da utilização da versão 6.0 do SISORH para os casos em comento.

67. O referido software contém uma primeira divisão da obra em até seis áreas ou estruturas:

a) Obras de adução e restituição;

b) Barragens e Diques;

c) Casa de Força;

d) Obras de Desvio;

e) Infraestrutura na área da Usina, e;

f) Órgãos extravasores.

68. Dentro de cada um desses grupos há outras subestruturas, a exemplo de condutos forçados, túneis de fuga, tomada d´água, vertedouros e muros de transição.

69. Com os quantitativos extraídos dos projetos básicos, com as composições de custo no formato disponibilizado no SISORH e com o custo dos insumos importado do Banco de Preços da EPE, chega-se ao valor de cada serviço para cada uma das subestruturas consideradas. O emprego desse banco de preços da EPE é uma das imposições legais previstas no Decreto 7.805/2012 e é resultado de contrato firmado entre a EPE e a Fundação Getúlio Vargas, que fornece boletins trimestrais abrangendo todo o território nacional com agrupamentos por região geográfica.

70. Encerrado esse processo dentro do SISORH, migram-se os dados referentes ao VNR de implantação de cada usina para o formato OPE (Orçamento Padrão Eletrobras). Os OPEs das usinas analisadas foram entregues em formato Excel e tempestivamente, de modo a dar cumprimento ao item 4 do Ofício de Requisição 02-117/2013-TCU/SecobEnerg.

71. Não há uma exata correspondência entre a estruturação permitida no SISORH com aquela existente no OPE. Esse empecilho ocasionou a construção de alguns quantitativos ligeiramente divergentes, ainda que para a mesma subestrutura. Contudo, essas diferenças não se mostraram materialmente significativas.

72. Dentro de cada um dos quatro empreendimentos escolhidos (Xingó, Itaparica, Corumbá I e Paulo Afonso IV), construiu-se a curva ABC dos serviços de obras civis, atingindo-se um percentual de amostra analisada superior a 70% (em relação às contas 11 e 12 do OPE) para todas as usinas (ver tabelas abaixo). Os resultados das análises de preço (VNR) de cada uma das usinas estão sintetizados nas tabelas abaixo:

Tabela 2 - Resultado da análise do VNR para os ativos da UHE Xingó

Fonte: peça 39 do TC 004.116/2013-5

Tabela 3 - Resultado da análise do VNR para os ativos da UHE Itaparica

Fonte: peça 39 do TC 004.116/2013-5

Tabela 4 - Resultado da análise do VNR para os ativos da UHE Corumbá I

Fonte: peça 39 do TC 004.116/2013-5

Tabela 5 - Resultado da análise do VNR para os ativos da UHE Paulo Afonso IV

Fonte: peça 39 do TC 004.116/2013-5

73. Reitera-se que, no Anexo 1 ao parecer da SecobEnergia, encontra-se o detalhamento das premissas para formação dos preços referenciais para cada um dos principais serviços e insumos avaliados, a saber: (i) Cimento; (ii) Armadura; (iii) Escavação Comum; (iv) Escavação em Rocha a Céu Aberto; (v) Concreto Convencional Estrutural Sem Cimento; (vi) Escavação Subterrânea em Rocha; (vii) Enrocamento; (viii) Limpeza e Tratamento de fundação; e (ix) Concreto Massa. No Anexo 2 à instrução do TC 004.116/2013-5, constam as planilhas de composições unitárias utilizadas como referências.

74. Pelos dados acima, conclui-se então pela obtenção de um VNR paradigma ligeiramente superior ao valor calculado pela EPE. Todas as usinas apresentaram variação entre +5,0% e -11,14%. Apesar de haver essas pequenas diferenças entre os cálculos realizados pela SecobEnergia e pela EPE dos montantes indenizados, tem-se que a magnitude desses percentuais não se mostra capaz de determinar uma eventual correção por parte do Poder Concedente, ante a imprecisão inerente a qualquer orçamento.

75. As principais características técnicas dos equipamentos envolvidos, por corresponderem a conteúdo extenso e específico, podem ser obtidas no parecer da SecobEnergia (peça 39 do TC 004.116/2013-5), por aproveitamento hidrelétrico.

76. Segundo o material encaminhado ao Tribunal (Ofício de Requisição 211-2012-SE-MME), a EPE estimou os preços dos equipamentos eletromecânicos (turbinas e geradores) a partir de banco de preços próprio, considerando as grandezas inerentes às máquinas e atualizando os preços para a data-base de junho de 2012. Tal banco de dados foi montado com informações das usinas hidrelétricas cadastradas em leilões de energia elétrica.

77. A partir do supracitado banco de preços, foi escolhida uma amostra de dezesseis usinas ( vide Anexo 3 ao parecer da SecobEnergia) que contivessem uma motorização e magnitude de potência unitária compatíveis com a faixa das usinas aqui avaliadas.

78. Quanto às turbinas Francis, a determinação dos custos considerou a potência (MW) e a velocidade (rpm). Com essas duas grandezas obteve-se um coeficiente ‘K’, que corresponde à seguinte razão: [MW/(rpm)^0,5].

79. Com o banco de dados da EPE construiu-se uma curva capaz de indicar o comportamento do preço da turbina em função do coeficiente ‘K’.

80. Procedeu-se da mesma forma para a construção de uma curva Preço (R$ mil) X ‘K’ para os geradores.

81. Quando da quantificação dos valores atinentes aos equipamentos elétricos acessórios e equipamentos diversos associados aos conjuntos turbogeradores, a EPE valeu-se de percentuais que oscilaram entre 3% e 17% da conta Turbinas e Geradores do OPE.

82. Quanto ao transporte e seguro dos equipamentos eletromecânicos e hidromecânicos, a EPE adotou o valor de 5%, aplicado sobre o respectivo custo FOB.

83. Já no que se refere aos serviços de montagem e testes, foram adotados percentuais dos valores Free on Board (FOB) dos equipamentos correspondentes. Considerando as incidências médias praticadas no mercado, a EPE considerou em seu orçamento a aplicação de 10% sobre o custo FOB dos equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos.

84. No que tange aos equipamentos hidromecânicos (comportas, grades, condutos forçados, pórticos e pontes rolantes), a EPE adotou a seguinte metodologia ( vide Anexo 3 ao parecer da SecobEnergia):

a) o peso das comportas foi estimado a partir do Livro Comportas Hidráulicas, de Paulo C. F. Erbiste;

b) para o cálculo do peso dos conjuntos de grades e dos revestimentos metálicos dos condutos forçados foi utilizado o preconizado nas fórmulas e tabelas constantes no livro Usinas Hidrelétricas, de G. P. Schreider;

c) para a determinação do peso estimado do pórtico rolante foi utilizado o gráfico 10.6 constante do livro Usinas Hidrelétricas, de G. P. Schreider. Adotou-se um custo unitário FOB de R$ 35.000,00 por tonelada;

d) para comportas e grades construiu-se então um gráfico do custo unitário (FOB) em função dos pesos calculados, e, com uma linha de tendência linear, obteve-se a equação utilizada para precificar as comportas e grades das quatro usinas analisadas a partir do peso.

e) a partir de um banco de dados, foi obtido um valor médio de 11,00 R$/kg para revestimento metálico e condutos de adução das turbinas;

f) o custo das pontes rolantes também foi obtido a partir de uma linha de tendência linear construída a partir de uma nuvem de pontos que relacionava o produto entre o vão e a capacidade do gancho principal com o custo unitário FOB.

85. Preliminarmente, faz-se oportuno destacar que os auditores do TCU tinham à sua disposição, no início dos trabalhos, apenas os resultados finais, sem o detalhamento de todas as informações que subsidiaram a construção do valor novo de reposição de cada ativo.

86. Para o detalhamento de todas as informações que subsidiaram a construção do valor novo de reposição de cada ativo, a equipe de auditoria solicitou por meio do Ofício de Requisição 02-117/2013-TCU/SecobEnerg os seguintes itens adstritos a esse tópico da instrução:

a) ‘6. Dados que embasaram a obtenção das equações paramétricas dos preços de turbinas, geradores e equipamentos hidromecânicos’;

b) ‘7. Dados de pesos de turbinas e geradores obtidos de equações paramétricas consideradas;’

87. A EPE forneceu (Anexo 3) dentro do prazo e no formato ‘xls’ os dados acima, de modo que a equipe pôde aferir todo o roteiro de construção dos preços dos equipamentos em comento. Com isso, a equipe teve a seu alcance documentação suficiente para avaliar a razoabilidade da metodologia de precificação.

88. Após análise dessa metodologia, entende-se não serem necessárias correções, já que o método utilizado pela EPE se mostrou, numa visão geral, como o mais adequado estatisticamente (vide Anexo 3 ao parecer da SecobEnergia).

89. Já no tocante aos hidromecânicos, percebe-se ainda em maior grau que a EPE procedeu de maneira bastante razoável ao utilizar um banco de dados (vide Anexo 3 ao parecer da SecobEnergia) para estimar o preço desses componentes tomando-se por base o peso. Verificou-se que estão aderentes à bibliografia técnica os procedimentos empregados pela EPE para a determinação do peso. Ademais, as equações usadas na precificação apresentaram coeficientes de determinação razoáveis.

I.2.2. Depreciação – Análise e Resultado

90. A Aneel foi responsável pela elaboração de estudos para o cálculo da depreciação acumulada de cada usina, de forma a subsidiar a decisão do Poder Concedente quanto aos valores de indenização dos investimentos de geração. Os resultados foram consubstanciados na Nota Técnica 388-2012-SRE-Aneel, posteriormente retificada e complementada pela NT 411-2012-SRE-Aneel.

91. A aplicação dos percentuais de depreciação, considerando a data de entrada em operação dos ativos, foi realizada pela EPE.

92. O art. do Decreto 7.805/2012 reforçou a utilização da metodologia do VNR para cálculo das indenizações dos investimentos dos bens reversíveis ainda não amortizados ou não depreciados, considerando-se a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada em operação da instalação até 31/12/2012, em conformidade com os critérios do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE).

93. A depreciação foi calculada considerando-se apenas o projeto básico e as datas de entrada em operação de cada unidade geradora, conforme detalhado adiante.

94. Para o cálculo do tempo em operação das usinas geradoras, considerou-se como data de entrada em operação da usina a data de entrada em operação da unidade geradora mais antiga da usina. Esses ativos fazem parte do Ativo Inicial.

95. O Ativo Inicial também inclui aqueles investimentos da usina que já se encontravam concluídos quando a primeira unidade geradora entrou em operação. Para esses, também foi considerada a data de entrada da operação da usina.

96. Por outro lado, os demais investimentos realizados na medida em que as demais unidades geradoras entraram em operação foram alocados de maneira específica para cada unidade. Dessa forma, a depreciação desses investimentos considerou a data de sua respectiva entrada em operação.

97. A fim de determinar os percentuais de depreciação, a Aneel realizou levantamento das taxas de depreciação históricas para os agrupamentos de custos considerados (Ativo inicial e unidades geradoras).

98. As taxas de depreciação foram informadas pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), por meio do Memorando 1605/2012-SFF/Aneel, de 25/10/2012.

99. A partir de 1999 a depreciação passou a ser feita por Tipo de Unidade de Cadastro (TUC). Em razão da inviabilidade de se definir o Valor Novo de Reposição (VNR) por TUC de cada usina, os TUCs foram agrupados em 11 classes de custos, de acordo com a funcionalidade do equipamento.

100. Os percentuais de depreciação correspondentes a cada TUC são indicados na tabela 6.

Tabela 6 – Classes de TUC e depreciação

Classe

Agrupamento

Até 1999

1999-2006

2007-2011

2012

1

GERADOR

3%

3,3%

3,3%

3,3%

2

TURBINA

3%

2,5%

2,5%

2,5%

3

RESERVATÓRIO, BARRAGEM E ADUTORA

3%

2%

2%

2%

4

EDIFICAÇÕES E OBRAS CIVIS

3%

2%

4%

3,33%

5

URBANIZAÇÃO E BENFEITORIAS

3%

4%

4%

3,33%

6

OUTROS SISTEMAS

3%

5,3%

5,3%

4,91%

7

EQUIPAMENTOS DE CASA DE FORÇA

3%

3,24%

3,24%

3,25%

8

EQUIPAMENTOS GERAIS

3%

10%

10%

6,25%

9

CONDUTO FORÇADO

3%

3,1%

3,10%

3,13%

10

TRANSFORMAÇÃO (Subestação)

3%

3,72%

3,72%

4,04%

11

CONEXÃO (Linha de Transmissão)

3%

3%

3%

3,03%

Fonte: peça 39 do TC 004.116/2013-5

101. Inicialmente, a Aneel, de forma expedita, restringiu a lista de usinas ainda não completamente depreciadas, a partir da data de entrada em operação da última unidade geradora da usina, e do menor percentual de depreciação aplicável. Como resultado, restaram 21 usinas. Apenas para essas foi feito o cálculo detalhado.

102. A depreciação acumulada foi então calculada para cada agrupamento de TUCs, para cada unidade geradora, a partir da data de sua entrada em operação. Para o ativo inicial, foi considerada a data da unidade geradora mais antiga. Para os demais investimentos, aplicou-se a depreciação acumulada referente à unidade geradora específica.

103. Os resultados são indicados nas tabelas constantes do Anexo III da Nota Técnica 388-2012-SRE-Aneel, posteriormente retificada pela NT 411-2012-SRE-Aneel.

104. Os percentuais de depreciação e as respectivas datas de entrada em operação dos ativos foram então utilizados pela EPE para o cálculo dos valores de indenização dos ativos de geração.

II. Metodologia da Aneel para o cálculo de tarifas e receitas de geração e transmissão

105. No que se refere à geração de energia hidrelétrica, as medidas adotadas pelo Governo Federal para a redução das tarifas tiveram como fundamento a antecipação da renovação das concessões vincendas entre 2015 e 2017, com pagamento dos ativos não amortizados, definição de tarifas reguladas (O&M) para os contratos de concessão e comercialização em regime de cotas de garantia física no Ambiente de Contratação Regulada (ACR).

106. Entre os critérios estabelecidos pela Medida Provisória 579/2012 para a prorrogação das concessões de geração de energia hidrelétrica está a aceitação pelo concessionário de remuneração por tarifa calculada pela Aneel para cada usina hidrelétrica, conforme inciso Ido § 1º do art. 1º da referida medida.

107. Das 76 usinas hidrelétricas passíveis de reversão, 33 usinas renovaram suas concessões. Em termos de garantia física, havia 11.981 MWmédios a serem renovados, dos quais somente 8.287 MWmédios firmaram novos contratos com prazo de 30 anos. Os demais 3.694 MWmédios, que não renovaram os contratos de concessão, impactaram sobremaneira a perspectiva inicial acerca do montante de aporte do tesouro necessário à redução tarifária pretendida pelo Governo.

108. As usinas hidrelétricas cujas concessões foram renovadas compunham o lastro de venda para Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) de energia existente que faz parte do mix de compra de energia das distribuidoras. O lastro descontratado desses contratos foi recontratado como cota, com preço mais baixo. Ao consumidor foi repassada a diferença de preços entre os CCEARs de energia existente e as cotas, na proporção do montante de cotas recebido pela distribuidora.

II.1. Cálculo dos custos operacionais (O&M) da Geração

109. Por meio da Nota Técnica 385/2012-SRE/SRG/Aneel (peça 2, p. 100-112), de 24/10/2012, a Aneel apresentou contribuição ao processo de fixação da tarifa inicial de geração, de responsabilidade do MME, referente às usinas hidrelétricas elegíveis à antecipação dos efeitos da prorrogação das concessões, nos termos do art. 13 da Medida Provisória 579/2012.

110. Para calcular os custos operacionais que refletissem um padrão de eficiência definido pelo Poder Concedente, a Aneel optou por utilizar apenas duas variáveis consideradas de maior impacto nos custos das usinas hidrelétricas: a capacidade instalada e o fator de capacidade. Entretanto, a própria autarquia reconheceu existir um universo de variáveis que influem nos custos operacionais, cuja mensuração, em alguns casos, é extremamente difícil, a exemplo da quantificação de problemas ambientais associados a uma usina.

111. A agência escolheu, então, estimar os custos operacionais por meio de Análise de Regressão a partir dos dados das usinas hidrelétricas. A Aneel utilizou método de regressão linear (Mínimos Quadrados Ordinários) para a criação da função que correlacionou as variáveis capacidade instalada e fator de capacidade das usinas hidrelétricas com seus custos operacionais.

112. As premissas da Aneel para utilização da função são: tendo como variável dependente os custos operacionais, tudo o mais constante, espera-se que quanto maior for a capacidade instalada de uma usina, maiores serão seus custos operacionais. Por sua vez, um maior Fator de Capacidade deve estar associado a uma maior utilização das máquinas da usina, que, por seu turno, tudo o mais constante, tende a elevar os custos operacionais na medida em que cresce o número de intervenções de operação e manutenção.

113. Conforme a referida nota técnica da Aneel, essas variáveis podem caracterizar o ‘produto’ da usina, pois ela disponibiliza ao sistema garantia física, que é calculada pela multiplicação de duas variáveis: potência instalada e fator de capacidade.

114. Embora reconheça que há diversas outras variáveis que diferenciam as usinas hidrelétricas, a Aneel destaca que algumas delas, como o grau de automação, são gerenciáveis por parte das geradoras. Ou seja, um maior custo operacional decorrente de um menor grau de automação pode ser reduzido com maior automação da usina. Outras, porém, são não gerenciáveis e, se relevantes, precisam ser de alguma forma consideradas na função custo estimada.

115. Como primeira alternativa para tratamento dessas demais variáveis, a agência propôs ao MME a definição de um intervalo de custos operacionais para cada nível de capacidade instalada e fator de capacidade, em vez de uma estimativa pontual. Caso os custos praticados pela usina estejam no intervalo, seriam reconhecidos seus custos reais. Caso estejam acima do limite superior desse intervalo, seria considerado o limite superior. O mesmo raciocínio se aplicaria para aqueles que estivessem praticando custos abaixo do limite inferior, para os quais seria reconhecido esse limite.

116. O critério para a definição desse intervalo foi baseado no montante de um desvio padrão das estimativas dos coeficientes da função custo que relacionam o ‘produto’ e os custos operacionais.

117. A segunda alternativa, que foi escolhida pelo MME, consistia em não utilizar o intervalo, partindo da premissa de que a maior parte das especificidades está sendo contemplada, direta ou indiretamente, na regressão, considerando somente o resultado da regressão como estimativa dos custos operacionais.

118. A definição do custo operacional para cada usina, que reflete um nível médio de eficiência observado no setor de geração de energia, foi alcançada pela aplicação da seguinte função:

O&M = eδCIα FCβ.

Em que:

O&M = custos operacionais;

CI = Capacidade Instalada;

FC = Fator de Capacidade;

eδ = Constante

Onde: α = 0,74 β = 0,36 eδ = 12,55 R2 = 0,85

119. Segundo a Aneel, uma característica relevante dessa função é permitir uma relação não linear entre custos operacionais e a capacidade instalada. Isso é importante dada a presença de economias de escala no segmento de geração. Ou seja, quanto maior for a usina, menores tendem a ser seus custos operacionais unitários (custo por MW instalado).

120. No ajuste da função, foram utilizados os custos operacionais contábeis de uma amostra de 169 usinas, que juntas representam 65.802 MW de capacidade instalada de geração hídrica e 33.746 MWmédios de garantia física. Esses dados foram informados pelas próprias geradoras e são referentes a 2011, à atividade exclusiva de geração de energia e aos custos administrativos associados a essa atividade. O elenco de contas considerado está detalhado a seguir:

Pessoal - NG 01

Remuneração

Encargos

Previdência Privada / Complementar

Previdência - Fundação - Mantenedora

Participação nos Lucros e Resultados – PLR

Outros

Administradores - NG 02

Materiais - NG 11

Matéria-Prima e Insumos p/ Produção de Energia Elétrica - NG 12

Serviços de Terceiros - NG 21

Arrendamento e Aluguéis - NG 91

Seguros - NG 92

Tributos - NG 93

Outros Custos e Despesas Operacionais - NG 99

Contribuição Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

Despesas com Comunicação Interna, Reprografia.

Taxas Bancárias

121. Ressalte-se que os dados de Capacidade Instalada e Fator de Capacidade também foram informados pelas geradoras. Para as usinas que não tinham garantia física calculada, foi estimado um fator de capacidade de 0,6.

122. Adicionalmente à aplicação da função, o MME, considerando a Nota Técnica DEA/DEE 01/12 da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (peça 23), acrescentou o percentual de 10% como taxa de lucro a ser incluída nas tarifas de O&M das empresas prestadoras dos serviços de geração e transmissão de energia elétrica, no momento atual da renovação das suas concessões.

123. A proposta da EPE foi fundamentada nos Acórdãos 325/2007 e 2.369/2011-TCU-Plenário, com a observação de que tal valor, da ordem de grandeza do limite superior de aceitabilidade indicado pelo Tribunal, deverá ser objeto de reavaliação pela Aneel no processo de revisão tarifária dos próximos anos (peça 23 p. 8-9).

124. Os valores definidos para as tarifas iniciais das concessões, com base no valor do Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG), em R$/kW.ano, constam da Portaria 578, de 31/10/2012, do MME (peça 2, p. 6-12). Em média, as tarifas de todas as usinas passíveis de terem suas concessões renovadas ficaram em R$ 9,28/MWh e para as usinas da Chesf em R$ 6,76/MWh, ao passo que essas concessionárias vendiam energia com valores entre R$ 57 e R$ 86/MWh, o que implica em expressiva perda de receita dessas empresas e redução significativa do gasto de compra de energia repassado ao consumidor.

125. Ressalte-se que esses valores definidos como tarifa inicial de geração estão sujeitos à revisão tarifária que ocorrerá em 2018, conforme disposto na Cláusula Sétima do Temo Aditivo ao Contrato de Concessão (peça 25, p. 6).

126. Além disso, qualquer gasto com a substituição de equipamentos danificados ou inoperantes, bem como com a modernização ou ampliação da capacidade de uma usina hidrelétrica só poderá ser feito mediante autorização prévia da Aneel, conforme disposto no § 6º do art. da Lei 12.783/2013. Algumas usinas hidrelétricas mais antigas, por exemplo, ainda possuem painéis de operação analógicos. A substituição desses equipamentos por modelos eletrônicos terá de ser submetida à avaliação do órgão regulador para que a despesa da empresa com o investimento possa ser repassada à tarifa paga pelo consumidor.

127. Na prática, houve mudança de modelo, à medida que se substitui a lógica da concessão, com leilões para o estabelecimento do preço, por um modelo de prestação de serviços, no qual a empresa de geração é remunerada apenas pela operação e manutenção de suas usinas.

128. Como reconhecido pela Aneel, há, além da capacidade instalada e fator de capacidade, outras variáveis, algumas não gerenciáveis, que diferenciam as usinas hidrelétricas e entrariam numa estimativa dos custos operacionais, tais como tipo de turbinas, grau de automação, custos ambientais, controle de cheia, administração de área de proteção permanente e outras.

129. Mesmo em relação às variáveis escolhidas pela agência, há usina de 1.000 MW com duas máquinas de 500MW que apresenta panorama de custos diferente de outra com cinco máquinas de 200MW. O regime de operação, que depende do despacho do ONS e pode ter variações por motivo de restrições elétricas e operativas, também influencia na estimativa dos custos operacionais das usinas.

130. Dessa forma, as tarifas fixadas pelo MME a partir de custos operacionais calculados por meio de uma regressão que considera uma eficiência média, sem levar em conta as especificidades de cada usina hidrelétrica, podem não ser suficientes para espelhar o real custo de operação e manutenção das hidrelétricas individualmente.

131. Embora a renovação das concessões tenha caráter negocial, isto é, as concessionárias que entenderam não existir vantagens econômicas na renovação das concessões tiveram a opção de não aceitar as condições oferecidas pelo Governo, como a prorrogação do prazo de concessão se dará por 30 anos, seria temerosa, para a continuidade da prestação do serviço público com qualidade ou para a modicidade tarifária a fixação de tarifas muito abaixo ou muito acima do custo de operação e manutenção de fato incorrido pelas empresas. Ressalvando que, no caso da geração, todas as usinas que renovaram são públicas.

132. Dessa forma, recomenda-se que a Aneel, para fins das revisões tarifárias que ocorrerão a partir de 2018, realize fiscalização específica nas usinas que optaram pela prorrogação, com o intuito de acompanhar os custos operacionais reais das geradoras, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de geração de energia elétrica ou a modicidade tarifária e, caso verifique necessário, aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção.

II.2. Cálculo dos custos operacionais da Transmissão

133. O art. do Decreto 7.805/2012 atribuiu ao poder concedente a definição da Receita Anual Permitida (RAP) e do valor da indenização referentes às instalações de transmissão.

134. Por meio da Nota Técnica 383/2012-SRE/Aneel, de 24/10/2012, a Aneel apresentou contribuição ao processo de fixação da receita inicial relativa às instalações de transmissão elegíveis à antecipação dos efeitos da prorrogação das concessões (peça 2, p. 85-99).

135. A agência estimou o custo operacional eficiente a ser considerado na receita inicial das instalações de transmissão prorrogadas, tanto para as novas quanto para as existentes em maio de 2000. Foi adotado o método de benchmarking, especificamente o DEA (Data Envelopment Analysis), utilizado na definição dos custos operacionais regulatórios em processos de revisão tarifária.

136. O DEA estima um parâmetro que é resultado da comparação da empresa em análise com uma Fronteira de Eficiência, formada a partir das empresas consideradas as mais eficientes do setor.

137. Como insumo do modelo de eficiência, considerou-se a variável que se deseja analisar, ou seja, o custo operacional. Para tanto, foram utilizados os dados contábeis das contas de Pessoal, Material, Serviços de Terceiros, Seguros, Tributos e Outros, no período de 2007 a 2011, extraídos do Balanço Mensal Padronizado (BMP) e do Relatório de Informações Trimestrais (RIT).

138. Os valores foram atualizados para a data base de outubro de 2012, utilizando-se o IPCA para as contas de Pessoal e Serviços de Terceiros e o IGP-M para as contas de Materiais, Seguros, Tributos e Outros.

139. As variáveis de produto consideradas no modelo de custos operacionais eficientes devem refletir as instalações disponibilizadas pela transmissora, que se caracterizam pelas linhas de transmissão e pelo conjunto de equipamentos que compõem as instalações de subestações.

140. Oportuno observar que o modelo DEA não considera fatores externos à atuação da transmissora no cálculo da eficiência, mas somente as variáveis definidas como insumos e produtos. A única exceção, para o caso em tela, é o salário médio estimado das prestadoras de serviço das concessionárias, que serviu de ajuste para os custos operacionais. Transmissoras atuantes em regiões cujos salários médios são mais altos apresentam custos operacionais mais elevados, segundo o ajuste.

141. Entretanto, outros aspectos que impactam diretamente os custos operacionais das transmissoras, como condições climáticas, relevo, dificuldade de acesso às instalações e demais fatores externos não foram computados na definição das barreiras de eficiência. Isso pode implicar comparar de forma similar empresas que atuam em áreas distintas.

142. A Aneel vem utilizando nos processos de revisão tarifária periódica das distribuidoras mecanismo que visa reduzir as distorções ocasionadas por fatores externos à atuação da concessionária. Tal mecanismo consistiu, no âmbito do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas (3CRTP), na definição de limites superiores e inferiores para a eficiência da empresa, a partir de alguns fatores externos considerados pela agência como mais relevantes.

143. Na situação em análise, o ente regulador optou por considerar somente as diferenças salariais por região como fator externo importante. Contudo, desconsiderar os demais aspectos extrínsecos à atuação da transmissora aumenta a possibilidade de considerá-la ineficiente em função apenas de sua localização ou por estar sujeita a condições mais adversas que seus pares, por exemplo. Tal situação pode ensejar a definição de custos operacionais regulatórios inferiores aos custos operacionais reais da concessionária.

144. Valem aqui as mesmas observações realizadas no âmbito da análise dos custos de operação e manutenção das hidrelétricas renovadas (parágrafos 129, 130 e 131). Embora a renovação das concessões seja uma decisão negocial, por parte das concessionárias, podendo rejeitar a oferta do Poder Concedente e entregar a concessão, caso considere muito baixa a tarifa, como a renovação se dará por longo prazo, 30 anos, é temeroso, para a continuidade e a qualidade da prestação do serviço público ou para a modicidade tarifária, o estabelecimento de tarifa muito abaixo ou muito acima do custo de operação e manutenção efetivamente verificado.

145. Dessa forma, recomenda-se que a Aneel, para fins da revisão tarifária que ocorrerá a partir de 2018, realize fiscalização específica nas transmissoras que optaram pela prorrogação, com o intuito de acompanhar os seus custos operacionais reais, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de transmissão de energia elétrica ou a modicidade tarifária, e aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção, se for o caso.

146. Resta ainda registrar que a Aneel apresentou duas alternativas para o cálculo das RAPs. A primeira parte da hipótese de que a atividade de transmissão de energia elétrica possui economias de escala, ou seja, reconhece a existência de retornos crescentes de escala. Esse modelo é restritivo e pode implicar em que algumas empresas sejam reconhecidas como eficientes por default , dado que o conjunto de empresas comparáveis é reduzido. Neste caso, assumiu-se que não há ganhos de escopo em função da atuação em mais de um segmento, quais sejam, geração e transmissão.

147. A segunda alternativa considera a hipótese de retornos constantes de escala e assume que todas as deseconomias de escala presentes no segmento de transmissão são compensadas pelos ganhos de escopo decorrentes da atuação em mais de um segmento.

148. Para as duas alternativas, a Aneel propõe que seja considerado um mecanismo de ajuste da eficiência estimada, de tal maneira que, quanto melhor a classificação quanto ao nível de qualidade do serviço prestado pela transmissora, maior o nível de eficiência a ser reconhecido. A variável que mensura a qualidade é a razão entre a Parcela Variável e a Receita Total.

149. Uma vez que as informações de custos operacionais adotadas não segregam a que tipo de contrato se referem, se a contratos Existentes ou Licitações, foi feito um ajuste para expurgar da base de dados os custos associados aos ativos vinculados aos contratos de concessão não atingidos pela MP 579/2012.

150. Ante as duas alternativas, o MME adotou as RAPs do modelo que considera retornos constantes de escala para as empresas que possuem atividades significativas de geração, à exceção das transmissoras CTEEP e Eletrosul, para as quais foram adotadas as eficiências estimadas a partir do modelo de retornos crescentes de escala, adicionadas do ajuste escalonado para a qualidade. No que se refere à concessionária Celg GT, adotaram-se os valores dos custos operacionais informados pela própria empresa, tendo em vista que estes se mostraram bastante reduzidos em termos de receita e ativos, em comparação com as demais transmissoras, conforme exposto na tabela 11 da Aneel (peça 2, p. 98).

151. De forma análoga à geração, o MME, com fundamento na Nota Técnica DEA/DEE 01/12 da EPE, acresceu uma margem de 10% destinada a remunerar o serviço prestado pelos concessionários de transmissão ao administrar ativos em nome da União.

152. Há na peça 2, p. 77, os valores da RAP aprovada pelo MME, nos termos do art. 13 da Medida Provisória 579/2012, e do art. do Decreto 7.805/2012, definindo a RAP inicial de transmissão referente às instalações elegíveis à antecipação dos efeitos da prorrogação das concessões. Assim, a RAP das concessionárias, que era de R$ 9,2 bilhões, passou para R$ 3,7 bilhões.

153. Ressalte-se que esses valores definidos como receita inicial para os concessionários de transmissão estarão sujeitos a revisão tarifária em 2018, conforme disposto na Cláusula Oitava do Termo Aditivo ao Contrato de Concessão (peça 27, p. 13). Desse modo, quando do processo de revisão tarifária, a ser estabelecido pela Aneel, sujeito a audiência pública, eventuais incertezas relacionadas à definição da tarifa inicial serão capturadas, conferindo maior precisão à receita a ser auferida pelos transmissores.

154. Acrescenta-se que a Aneel realizará, ao longo de 2013, audiência pública para colher contribuições acerca do método que será utilizado no cálculo da indenização dos ativos de transmissão não depreciados existentes em 31/5/2000, prevista no § 2o do art. 15 da Lei 12.783/2013. Em vista disso, propõe-se determinar à Aneel que encaminhe ao TCU o método e os valores resultantes que vierem a ser adotados em decorrência da referida audiência pública.

III. Licitação dos ativos não renovados

155. O art. 8o da Lei 12.783/2013 determina que as concessões que não forem prorrogadas serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 (trinta) anos.

156. Assim, as empresas que não renovaram os contratos de concessão são obrigadas a administrarem os ativos até que o governo faça um novo leilão. Havia, para a usina de Três Irmãos, controlada pela Cesp, previsão de relicitação já no primeiro semestre de 2013. Já a usina de Jaguará, da Cemig, deve passar pelo processo no segundo semestre de 2013. Vale registrar que a concessão da usina de Três Irmãos venceu em 2011, mas o § 7º do art. da Lei 12.783/2013 previa essa situação transitória. Contudo, até o momento, a licitação não se efetivou.

157. Em face da importância do tema, propõe-se determinar ao MME que apresente, em até 30 dias, plano de ações destinadas ao cumprimento do art. 8o da Lei 12.783/2013, quanto à licitação das concessões não renovadas e vincendas, assim como as ações executadas relativas às concessões não renovadas, mas já vencidas.

IV. Valores envolvidos: Aporte do tesouro e Encargos tarifários

158. A redução tarifária é resultado da Lei 12.783/2013, que promoveu a renovação das concessões de transmissão e geração de energia elétrica que venceriam até 2017, e das Medidas Provisórias 590/2012 e 605/2013. As principais alterações trazidas por esses dispositivos legais que permitiram o decréscimo da conta de energia foram:

a) alocação de cotas de energia resultantes das geradoras que aderiram à renovação, ao preço médio de R$ 32,81/ MWh;

b) redução dos custos de transmissão;

c) corte de encargos setoriais;

d) retirada de subsídios da estrutura da tarifa, com aporte direto do Tesouro Nacional da ordem de R$ 8,46 bilhões para o exercício de 2013.

159. O efeito dessa redução é estrutural, ou seja, promoverá uma mudança permanente no nível das tarifas, pois retira definitivamente custos que compunham as tarifas anteriores.

160. Sobre os encargos, cessou a arrecadação da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC). Os valores que suprirão esse encargo advirão da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Suas finalidades (subsidiar geração fóssil dos sistemas isolados, região Norte) serão mantidas. A diferença é que a Aneel limitará o repasse de recursos de acordo com parâmetros regulatórios relativos às perdas elétricas. Ainda sobre a CDE, destaca-se que o art. 18 da Lei 12.783/2013 autorizou a União a destinar os créditos que detém contra Itaipu a essa conta.

161. A Reserva Global de Reversão (RGR) não será mais cobrada de distribuidoras e de novos empreendimentos de transmissão e concessão prorrogados ou licitados. As concessões não renovadas, no entanto, continuam recolhendo este encargo.

162. A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) terá sua cobrança reduzida ao consumidor a aproximadamente 25% de seu montante anterior. Serão mantidas as destinações para Tarifa Social, Programa Luz para Todos, Carvão Mineral Nacional e Fontes Incentivadas.

163. O saldo existente desses três encargos no dia 31/12/2012 era de R$ 19 bilhões, conforme tabela que segue.

Tabela 7 - Saldos em R$ mil das contas encargos tarifários

Em R$ mil

RGR

CCC

CDE

Total

Saldo Disponível em 31/12/2012

15.258.255

1.954.939

2.475.560

19.688.754

Fonte: Eletrobras (peça 36).

164. As indenizações totalizaram R$ 19 bilhões (peça 30), sendo R$ 12,9 bilhões referentes às transmissoras e R$ 6,1 bilhões às geradoras. Parte foi pago à vista e o restante parcelado até 2015, quando ocorreria o fim da concessão. De acordo com o art. 4º da Portaria Interministerial 580/MME/MF, de 1/11/2012, o valor parcelado será atualizado pelo IPCA acrescido da remuneração pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) de 5,59% real ao ano. A estimativa feita pela Eletrobras é que os R$ 19 bilhões passem a R$ 21,7 bilhões (peça 29, p. 3).

Tabela 8 - Valores das Indenizações em R$

CEEE

661.085.855

CELG

98.740.515

Cemig T

285.438.044

Chesp (São Patrício)

6.663.430

Chesf

6.765.463.570

Copel T

893.922.938

CPFL

34.444.391

CTEEP

2.891.290.829

DME

28.034.480

Eletronorte

1.717.760.117

Eletrosul

1.985.568.721

Emae

36.397.310

Furnas

3.622.275.750

Total

19.027.085.949

Fonte: MME (peça 30).

165. Até o final da inspeção realizada pela SefidEnergia (março/2013), a União não havia feito qualquer aporte para a CDE. O art. 17 da Lei 12.783/2013 autorizou a União a adquirir créditos que a Eletrobras detém contra a Itaipu Binacional. Para a cobertura dos créditos, a União poderá emitir em favor da Eletrobras títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal, sob a forma de colocação direta, cujas características serão definidas pelo Ministro da Fazenda, respeitada a equivalência econômica com o valor dos créditos. Repisa-se que esses créditos poderão ser repassados à CDE, nos termos do art. 18 da Lei 12.873/2013.

166. Todas as concessionárias optaram pelo parcelamento, razão pela qual os recursos dos encargos ainda estão sustentando os gastos com os diversos programas. Contudo, a partir de junho de 2013, não haverá mais recursos disponíveis pela Eletrobras.

167. Oportuno mencionar que o aporte do Tesouro Nacional, inicialmente equivalente a R$ 3 bilhões, passou a ser da ordem de R$ 8,46 bilhões, em razão da não adesão das usinas hidrelétricas da Cesp, Cemig, Copel e Celesc à prorrogação das concessões, consoante publicado pela Aneel em seu sitio na rede mundial de computadores, conforme http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=771&idPerfil=2&idiomaAtual=0 (acesso em 24/6/2013).

168. Ademais, após a assinatura dos contratos, foi expedida a Medida Provisória 605, de 23/1/2013, a qual adicionou à CDE a função de prover recursos para compensar os descontos aplicados nas tarifas dos usuários do serviço público de distribuição, bem como o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração de energia elétrica, com vistas a assegurar o equilíbrio da redução das tarifas das concessionárias de distribuição. Tais descontos implicaram em uma despesa mensal de R$ 315 milhões, conforme peça 28, p. 2, o que ensejará aumento do aporte do tesouro à CDE em R$ 3,7 bilhões ao ano. A MP 605/2013 perdeu a eficácia, mas, ainda na sua vigência, foi expedido o Decreto 8.020, de 29/5/2013, que autorizou a Aneel a antecipar os recursos da CDE para os propósitos indicados na MP 605.

169. Ainda em janeiro de 2013, foi editado o Decreto 7.945, de 7/3/2013, que alterou o Decreto 7.891/2013, de 23/1/2013, permitindo à CDE compensar a diferença entre o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e a cobertura tarifária concedida para o montante de reposição não contratado (art 4º-A, inciso II, do Decreto 7.891/2013). Quanto a esse valor, ainda não há sequer estimativa de quanto será o impacto para a CDE, ou, na verdade, para o tesouro, já que houve redução da CDE de 75%.

170. A CDE, além de suas demais finalidades, também ficou responsável, conforme a Lei 12.783/2013, por repassar às concessionárias de distribuição os custos relacionados a:

a) a exposição ao risco hidrológico dos contratos de cota de garantia física de energia e potência, de que trata o § 5o do art. da Lei 12.783/2013;

b) a exposição involuntária no mercado de curto prazo relativa ao montante de reposição de 2013 não recontratado em função da não adesão ao regime de cotas por parte de algumas hidrelétricas, em conjunto com a não realização do Leilão A-1;

c) o encargo de serviços de sistema relativo ao acionamento de usinas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE);

d) o valor integral ou parcial do saldo positivo acumulado pela Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA), de que trata a Portaria Interministerial MME/MF 25/2002, relativo às despesas com o encargo de serviços de sistema e a energia comprada para revenda.

171. Os repasses relativos às alíneas a, b e c acima serão homologados pela Aneel após o resultado do processo de contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O último repasse (alínea d) será homologado pela Aneel nos processos de reajuste e revisão tarifária de cada concessionária de distribuição, realizados no período de março de 2013 a fevereiro de 2014.

172. Além dos valores acima descritos, há ainda o § 2º do art. 15 da Lei 12.783/2013, que autorizou o poder concedente a pagar o valor relativo aos ativos das transmissoras considerados não depreciados existentes em 31/5/2000, registrados pela concessionária e reconhecidos pela Aneel. Vale ressaltar que a agência tratará desse tema em audiência pública, conforme tratado no parágrafo 153.

173. Por fim, cumpre realçar que a estimativa de R$ 8,46 bilhões ainda não é definitiva. Até meados de maio de 2013, não se sabia quanto será o custo total de todas as medidas implementadas desde a edição da MP 579/2012.

174. Resta ao TCU contribuir para que os aportes do tesouro à CDE e a destinação desses recursos sejam transparentes para a sociedade. Assim, com fulcro no princípio constitucional da transparência, propõe-se determinar à Eletrobras que mostre em seu sitio na internet os fluxos financeiros que envolvam as operações oriundas da Lei 12.783/2013, de forma a expor todas as entradas advindas do tesouro nacional e o destino de tais recursos de forma tempestiva.

V. Prorrogação das concessões de distribuição

175. O art. da Lei 12.783/2013 possibilitou ao Poder Concedente prorrogar as concessões de distribuição, desde que atendidos os critérios de racionalidade operacional e econômica. Todavia, ao contrário do que ocorre com a geração e a transmissão, não foram estabelecidas as diretrizes para a prorrogação das 39 distribuidoras cujos contratos de concessão vencem até 2017. Em virtude da materialidade afeta ao tema e do impacto que a prorrogação dos contratos de distribuição pode gerar nas tarifas de energia elétrica, propõe-se determinar ao MME que, tão logo defina os fundamentos e as diretrizes que regerão a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, envie-os a esta Corte.

176. Salienta-se que a Lei 9.074/1995 dispõe em seu art. 23 que:

‘Na prorrogação das atuais concessões para distribuição de energia elétrica, o poder concedente diligenciará no sentido de compatibilizar as áreas concedidas às empresas distribuidoras com as áreas de atuação de cooperativas de eletrificação rural, examinando suas situações de fato como prestadoras de serviço público, visando enquadrar as cooperativas como permissionárias de serviço público de energia elétrica.’

177. A fim de verificar as medidas envidadas pelo Poder Concedente para cumprir o normativo retromencionado, expediu-se Ofício de Requisição (peça 33) ao MME solicitando esclarecimentos acerca do tema. Contudo, as explicações pertinentes foram remetidas pela Aneel via email (peça 35), que alegou ter analisado 240 requerimentos relativos à regularização de cooperativas. Segundo a agência, desse universo, 93 solicitações foram julgadas improcedentes e 147 resultaram em processo de regularização, sendo que:

a) 38 cooperativas foram regularizadas como permissionárias e treze como autorizadas;

b) quatorze encontram-se em processo de regularização como permissionárias e três como autorizadas;

c) 67 tiveram seu acervo absorvido pelas concessionárias ou por outras cooperativas; e

d) doze estão com seus acervos em processo de incorporação por concessionárias.

178. Em função disso, declara o ente regulador que, quando da renovação das concessões de distribuição, o normativo supramencionado estará plenamente atendido.

CONCLUSÃO

179. O presente trabalho teve o objetivo de monitorar o cumprimento, pelo poder concedente, do item 9.3.1 do Acórdão 3.149/2012-TCU-Plenário, que tratou do acompanhamento do vencimento das concessões do setor de energia elétrica. Esse acórdão determinou ao MME que, em coordenação com a EPE e com a Aneel, enviasse cópias de todos os dados, informações e estudos técnicos que embasaram a definição da tarifa e das indenizações das concessões do setor elétrico abrangidas pela MP 579/2012, convertida na Lei 12.873/2013 e pelo Decreto 7.805/2012. A análise dessa documentação trouxe conclusões concernentes a cinco pontos principais:

a) metodologia do cálculo das indenizações devidas aos concessionários que optaram pela renovação das concessões;

b) metodologia da definição das novas tarifas e receitas de geração e transmissão;

c) licitação das concessões não renovadas;

d) aporte do tesouro e encargos tarifários; e

e) prorrogação das concessões de distribuição.

180. O exame referente ao cálculo das indenizações contou com parecer da SecobEnergia, unidade técnica especializada em auditoria de obras do setor elétrico, e se referiu aos ativos de transmissão e de geração, subdividindo-se em duas partes: cálculo do VNR e depreciação.

181. Na análise efetuada nos VNRs dos ativos de transmissão, foram verificadas disparidades expressivas (entre 52% e 375%) com relação ao preço paradigma adotado pela SecobEnergia, identificadas nos ativos do tipo Módulo Geral e Módulo de Manobra, valorados com base no primeiro ciclo de revisões tarifárias. Por outro lado, há nos Módulos Gerais e Entradas de Linhas disparidades a menor de até 34%, mas que em números absolutos significam muito mais que as diferenças detectadas no Módulo Geral e Módulo de Manobra, conforme se observa na Tabela 1.

182. Esses ativos foram valorados com base no Banco de Preços homologado pela Aneel, vigente em junho de 2005, e foram atualizados para a data base de outubro de 2012. Dessa forma, a metodologia de cálculo da Aneel não considerou as melhorias e atualizações implantadas no Banco de Preços até a data da execução dos trabalhos, o que permitiria obter preços mais aderentes aos de mercado para esses ativos.

183. Portanto, em função das disparidades mencionadas anteriormente e do grande volume de recursos envolvido, é oportuno proceder ao aprofundamento da análise efetuada neste trabalho, mediante novo exame estatístico sobre amostra mais representativa, de modo a confirmar ou refutar as disparidades ora verificadas entre os VNRs dos ativos valorados com base no primeiro ciclo calculados pela Aneel e os adotados como referência pela SecobEnergia, bem como verificar com maior segurança os possíveis impactos das diferenças constatadas.

184. Ante tal situação, propõe-se a constituição de processo apartado com o intuito de aprofundar o exame dos VNRs dos ativos valorados pela Aneel com base no primeiro ciclo de revisões tarifárias.

185. Não foram encontrados erros ou inconformidades na amostra selecionada quanto ao cálculo da depreciação referente à transmissão.

186. No que tange às concessões de geração, a equipe de auditoria encerrou seu escopo na avaliação de quatro usinas: Xingó, Itaparica, Corumbá I e Paulo Afonso IV. Nesses quatro casos, houve a análise separadamente de obras civis e equipamentos (eletromecânicos e hidromecânicos). A representatividade da amostra selecionada nessas duas áreas superou os 70% para todas as usinas.

187. Destaca-se que há imperativos legais que cerceiam as possibilidades de crítica na valoração das indenizações dos ativos vinculados aos empreendimentos de geração em alguns aspectos. Essa delimitação legal impôs à EPE e à SecobEnergia a assunção de algumas premissas tomadas como inquestionáveis desde então:

a) Emprego do Projeto Básico para se orçar o VNR;

b) Emprego do Banco de Preços da EPE;

c) Uso da depreciação conforme as resoluções da Aneel.

188. Nas obras civis, encontrou-se, de forma generalizada, um indicativo de subpreço: VNR paradigma da equipe de auditores superior ao VNR do Poder Concedente (vide Anexo 1 ao parecer da SecobEnergia). Entretanto, essa divergência ficou dentro de limites entendidos como aceitáveis a ponto de não ensejar correção por parte da EPE.

189. Quanto aos equipamentos (vide Anexo 3 ao parecer da SecobEnergia), relata-se que, igualmente às obras civis, não foram vislumbrados elementos de convicção mínimos que pudessem impor alguma alteração à metodologia elaborada pela EPE.

190. As modificações na forma de se estimar o preço dos eletromecânicos (turbinas e geradores) em relação a trabalhos recentes não configuraram erro técnico, na medida em que os procedimentos atualmente empregados se mostraram válidos dentro das possibilidades do banco de preços disponível.

191. Na análise efetuada nos VNRs dos ativos de geração, não foram verificadas disparidades significativas com relação ao preço referencial adotado.

192. Acerca dos percentuais de depreciação aplicados sobre os VNRs dos ativos de geração, não foram encontradas inconformidades diante dos dispositivos legais e normativos que regulam a matéria.

193. No cálculo das novas tarifas relativas às geradoras que prorrogaram suas concessões, por seu turno, a Aneel propôs e o MME acolheu modelo baseado em regressão linear, que correlacionou as variáveis denominadas capacidade instalada e fator de capacidade das usinas hidrelétricas com seus custos operacionais (O&M).

194. A análise dessa metodologia revelou, contudo, que outras variáveis relevantes para a estimativa dos custos, como tipo de turbinas, grau de automação, custos ambientais, controle de cheia e custos para administração de área de proteção permanente, não foram incluídos no modelo. Houve, na verdade, a estipulação de custos operacionais calculados por meio de uma regressão que considera uma eficiência média, sem levar em conta as especificidades de cada usina hidrelétrica.

195. Dessa forma, propõe-se, com fulcro no art. da Lei 9.427/1996, recomendar à Aneel, nos termos do inciso III do art. 250 do RITCU, que realize fiscalização específica nas usinas que optaram pela prorrogação, com o intuito de acompanhar os custos operacionais reais das geradoras, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de geração de energia elétrica ou a modicidade tarifária e, caso verifique necessário, aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção no âmbito das revisões tarifárias que ocorrerão a partir de 2018.

196. Por sua vez, para o cálculo da Receita Anual Permitida (RAP) foi adotado método de benchmarking intitulado Data Envelopment Analysis (DEA). Esse modelo estima um parâmetro que é resultado da comparação da empresa em análise com uma Fronteira de Eficiência, formada a partir das empresas consideradas as mais eficientes do setor. Para tal, são utilizados como variáveis os insumos e produtos dessas empresas. Para o caso das transmissoras, foram considerados como insumos os custos operacionais e como produtos as instalações de transmissão, que se caracterizam pelas linhas de transmissão e pelo conjunto de equipamentos que compõem as subestações.

197. Ressalta-se, no entanto, que o modelo DEA não considerou fatores externos à atuação da transmissora no cálculo da eficiência, mas somente as variáveis definidas como insumos e produtos. Exceção seja feita ao salário médio estimado das prestadoras de serviço das concessionárias, que serviu de ajuste para os custos operacionais. Porém, outros aspectos que impactam diretamente os custos operacionais das transmissoras, como condições climáticas, relevo e dificuldade de acesso às instalações não foram computados na definição das barreiras de eficiência. Isso pode implicar em comparar de forma similar empresas que atuam em áreas distintas, considerando algumas transmissoras ineficientes em função apenas de sua localização ou por estar sujeita a condições mais adversas que seus pares, por exemplo.

198. Embora a renovação das concessões seja uma decisão negocial, razão pela qual as concessionárias poderiam rejeitar a oferta do Poder Concedente e entregar a concessão caso considerassem muito baixas as novas tarifas, como a renovação se dará por longo prazo, 30 anos, é temeroso para a continuidade e a qualidade da prestação do serviço público ou para a modicidade tarifária o estabelecimento de tarifa muito abaixo ou muito acima do custo de operação e manutenção efetivamente verificado.

199. Dessa forma, propõe-se recomendar à Aneel que, para fins das revisões tarifárias que ocorrerão a partir de 2018, realize fiscalização específica nas transmissoras que optaram pela prorrogação, com o intuito de acompanhar os seus custos operacionais reais, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de geração de energia elétrica ou a modicidade tarifária, e aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção, se for o caso.

200. Acrescenta-se que a Aneel realizará, ao longo de 2013, audiência pública para colher contribuições acerca do método que será utilizado no cálculo da indenização dos ativos de transmissão não depreciados existentes em 31/5/2000, prevista no § 2o do art. 15 da Lei 12.783/2013. Em vista da materialidade e da relevância do tema, propõe-se determinar à Aneel que encaminhe ao TCU o método e os valores resultantes que vierem a ser adotados em decorrência da referida audiência pública.

201. Ainda sobre ações que precisam ser desenvolvidas, registra-se que o art. 8o da Lei 12.783/2013 determina que as concessões que não forem prorrogadas serão licitadas, na modalidade leilão ou concorrência, por até 30 anos. Em virtude da relevância desse tema, propõe-se determinar ao MME que apresente, em até 30 dias, plano de ações destinadas ao cumprimento do art. 8o da Lei 12.783/2013, quanto à licitação das concessões não renovadas e vincendas, assim como as ações executadas relativas às concessões não renovadas mas já vencidas.

202. No que diz respeito ao aporte de recursos do tesouro e aos encargos setoriais, destaca-se a redução da arrecadação da CDE para 25%. Salienta-se, ainda, o aumento da previsão do aporte de recursos do tesouro de 3,3 bilhões para 8,46 bilhões. Apesar do montante, o tesouro não efetuou qualquer transferência à CDE. Em razão da relevância e da materialidade do assunto, assim como da necessidade de transparência nos aportes do tesouro, propõe-se determinar à Eletrobras que mostre em seu sitio na internet os fluxos financeiros que envolvam as operações oriundas da Lei 12.783/2013, de forma a expor todas as entradas advindas do tesouro nacional e o destino dado a tais recursos.

203. Por fim, cumpre realçar que o art. da Lei 12.783/2013 possibilitou ao Poder Concedente prorrogar as concessões de distribuição, desde que atendidos os critérios de racionalidade operacional e econômica. Todavia, ao contrário do que ocorre com a geração e a transmissão, não foram estabelecidas as diretrizes para a prorrogação das 39 distribuidoras cujos contratos de concessão vencem até 2017. Em decorrência da materialidade afeta ao tema e do impacto que a prorrogação dos contratos de distribuição pode gerar nas tarifas de energia elétrica, propõe-se determinar ao MME que, tão logo defina os fundamentos e as diretrizes que regerão a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, envie-os a esta Corte.

VOLUME DE RECURSOS FISCALIZADOS E BENEFÍCIOS DE CONTROLE

204. O volume de recursos fiscalizados (VRF) no presente processo é de difícil mensuração, pois permeia todo o setor elétrico. No entanto, entende-se pertinente definir o VRF como a soma dos montantes de indenização relativos às geradoras e às transmissoras que prorrogaram suas concessões, adicionada dos valores de RAP e de operação e manutenção (O&M) estabelecidos pelo MME para esses concessionários. Desse modo, o VRF equivale a R$ 22.939.634.031,81.

205. Estimam-se como benefícios do controle o aumento da transparência da atuação do poder concedente no que tange à metodologia empregada no cálculo das indenizações e dos custos de operação e manutenção das concessões prorrogadas, aos impactos da prorrogação no setor, aos aportes do tesouro à CDE, bem como, às ações a serem tomadas pelo MME a fim de operacionalizar a prorrogação das concessões de distribuição.

206. Esperam-se, ainda, benefícios relativos à expectativa de controle e aos resultados das fiscalizações a cargo da Aneel que são objeto de proposta de determinação desta instrução.

PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

207. Ante o exposto, propõe-se submeter o presente processo à consideração superior com sugestão de:

a) determinar ao MME, nos termos do inciso II do art. 250 do RITCU, que:

a.1) apresente a esta Corte, em até 30 dias, plano de ações destinadas ao cumprimento do art. 8o da Lei 12.783/2013, quanto à licitação das concessões não renovadas e vincendas, assim como as ações executadas relativas às concessões não renovadas mas já vencidas;

a.2) apresente a esta Corte os fundamentos e as diretrizes que regerão a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, tão logo os defina;

b) determinar à Aneel, com fundamento no inciso II do art. 250 do RITCU, que encaminhe a metodologia e os valores que vierem a ser adotados em decorrência da audiência pública instaurada para colher contribuições acerca do cálculo da indenização dos ativos de transmissão não depreciados existentes em 31/5/2000, prevista no § 2o do art. 15 da Lei 12.783/2013;

c) determinar à Eletrobras, com fundamento no inciso II do art. 250 do RITCU, que publique em seu sítio na internet os fluxos financeiros que envolvem as operações oriundas da Lei 12.783/2013, de maneira que exponha todas as entradas advindas do tesouro nacional e o destino dado a tais recursos;

d) recomendar à Aneel, nos termos do inciso III do art. 250 do RITCU, que:

d.1) realize, com fulcro no art. da Lei 9.427/1996, fiscalização específica nas usinas que optaram pela prorrogação, com o intuito de acompanhar os custos operacionais reais das geradoras, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de geração de energia elétrica ou a modicidade tarifária, uma vez que o modelo de regressão linear utilizado pela agência para estimar os custos operacionais eficientes das geradoras não considerou fatores externos à sua atuação, desprezando aspectos que impactam diretamente tais custos, e, se for o caso, aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção, no âmbito da próxima revisão tarifária;

d.2) realize, com fulcro no art. e na alínea ‘a’ do inciso XVIII do art. , ambos da Lei 9.427/1996, fiscalização sobre os custos operacionais reais das transmissoras que tiveram as concessões prorrogadas, com o intuito de identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de transmissão de energia elétrica ou a modicidade tarifária, e, se for o caso, aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção, no âmbito da próxima revisão tarifária;

e) constituir processo apartado com o intuito de aprofundar o exame dos Valores Novos de Reposição (VNRs) dos ativos valorados pela Aneel com base no primeiro ciclo de revisões tarifárias;

f) considerar cumprido o item 9.3.1 do Acórdão 3.149/2012-TCU-Plenário;

g) remeter cópia da decisão que vier a ser proferida ao MME, à Aneel, à Eletrobras e à EPE; e

h) arquivar o presente processo, com fulcro no art. 169, inciso V, do Regimento Interno do TCU, por já ter cumprido os fins para os quais foi constituído.

É o relatório.

VOTO

Trata-se de processo constituído para verificar o cumprimento dos itens 9.3.1 e 9.3.2 do Acórdão 3.149/2012-Plenário, proferido em sede de acompanhamento das ações do Poder Público concernentes às concessões do setor elétrico cujos contratos estavam previstos para vencer a partir de 2015, objeto de apreciações do Tribunal feitas por meio da referida deliberação, ora monitorada, lavrada no âmbito do TC 033.929/2012-2, e dos Acórdãos 3.012/2011-Plenário e 1.042/2012-Plenário, exarados nos autos dos TCs 028.862/2010-4 e 004.916/2012-3, respectivamente.

2. O item 9.3.1 do Acórdão 3.149/2012-Plenário determinou ao Ministério de Minas e Energia (MME) que:

9.3.1. em coordenação com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), encaminhe ao TCU, no prazo de cinco dias, contados da ciência desta deliberação, cópias de todos os dados, informações e estudos técnicos que embasaram a definição da tarifa e das indenizações das concessões do setor elétrico abrangidas pela MP 579/2012 e pelo Decreto 7.805/2012, incluindo as minutas dos acordos a serem firmados.

3. Como o MME encaminhou a documentação solicitada, apresentando cópias das portarias, notas técnicas e relatórios que embasaram a definição da tarifa e das indenizações das concessões do setor elétrico abrangidas pela Medida Provisória 579/2012, pelo Decreto 7.805/2012 e pela Lei 12.783/2013, pode-se dar por formalmente atendida a referida determinação.

4. O item 9.3.2 do Acórdão 3.149/2012-Plenário, por sua vez, determinou ao MME que incluísse nos contratos a serem firmados uma cláusula de salvaguarda ao erário nos casos de eventuais falhas a serem detectadas futuramente nos cálculos, sobretudo quanto às indenizações, verbis:

9.3.2. com base nos princípios da impessoalidade, da indisponibilidade do interesse público e da supremacia do interesse público, faça incluir, nos contratos abrangidos pela MP 579/2012 e pelo Decreto 7.805/2012, cláusula de salvaguarda ao erário, à semelhança da salvaguarda atribuída aos concessionários, prevista nos §§ 5º e do art. 15 da mencionada medida provisória, para o caso de serem detectados futuramente erros ou inconsistências nos cálculos, sobretudo no que diz respeito às indenizações, de modo a possibilitar o ajuste e a compensação dos valores calculados quando da realização dos processos de revisão tarifária de que trata o caput do art. 15 da MP 579/2012;

5. Conforme anotado no voto que fundamentou o acórdão, a inclusão de tal cláusula tem por objetivo minimizar os riscos associados à atividade de valoração das tarifas e indenizações, decorrentes da complexidade dos cálculos, da magnitude dos valores e do número de contratos envolvidos, agravados, no caso, pelos exíguos prazos para a atuação do MME, da EPE e da Aneel, estabelecidos no Decreto 7.805/2012.

6. Esse item foi objeto de pedido de reexame interposto pelo MME, o qual se encontra atualmente na Serur para instrução, nos autos do TC 033.929/2012-2, o que prejudica a avaliação, por ora, do seu cumprimento. Para a relatoria do recurso, foi sorteado o Ministro José Jorge.

7. Seja como for, uma vez que o presente monitoramento insere-se no âmbito de uma ação de controle mais ampla do Tribunal de acompanhamento do processo de renovação das concessões abrangidas pela MP 579/2012, convertida na Lei 12.873/2013, e pelo Decreto 7.805/2012, e de posse dos elementos apresentados em cumprimento ao item 9.3.1 do Acórdão 3.149/2012-Plenário, passou-se desde logo à avaliação das metodologias utilizadas pela Aneel e EPE para a definição das indenizações devidas e das tarifas de geração e transmissão e à aferição do impacto das renovações das concessões no setor elétrico.

8. A análise da Secretaria de Fiscalização de Desestatização e Regulação de Energia e Comunicações (SefidEnergia), que contou com a colaboração da Secretaria de Fiscalização de Obras de Energia e Saneamento (SecobEnergia), trouxe conclusões concernentes a cinco pontos principais:

a) metodologia do cálculo das indenizações devidas aos concessionários que optaram pela renovação das concessões;

b) metodologia da definição das novas tarifas e receitas de geração e transmissão;

c) licitação das concessões não renovadas;

d) aporte do tesouro e encargos tarifários; e

e) prorrogação das concessões de distribuição.

9. Quanto aos valores a serem indenizados aos concessionários pelos ativos de transmissão e de geração, foram examinadas as metodologias de cálculo utilizadas para a determinação do Valor Novo de Reposição (VNR), que tomaram por base critério estabelecido em regulamento, e da depreciação dos ativos.

10. Conforme se observa na Tabela 1 do relatório precedente, houve disparidades expressivas (de 52% a 375%) entre os VNRs dos ativos de transmissão estimados pela Aneel e os calculados pela SecobEnergia.

11. A avaliação desses ativos pela Aneel foi efetuada com base no banco de preços homologado pela agência, vigente em junho de 2005, atualizando-se os valores para a data-base de outubro de 2012. A SecobEnergia, por sua vez, fez a valoração a partir do preço dos itens constante desse mesmo banco de dados na data-base junho de 2012. A unidade técnica ressalva que a adoção de junho de 2012 como referência não produziu variação significativa nos resultados da presente análise decorrente do fato de a data-base dos estudos da Aneel ter sido outubro de 2012. Por outro lado, entende que a metodologia de cálculo da Aneel deixa de considerar as melhorias e atualizações implantadas no banco de preços até a data da execução dos trabalhos, o que permitiria obter valores mais aderentes aos de mercado para esses ativos.

12. Fazem-se assim necessárias análises complementares acerca das disparidades encontradas na valoração dos ativos de transmissão a serem indenizados, em especial a realização de um novo exame estatístico sobre amostra mais representativa, de modo a confirmar ou refutar as divergências entre os VNRs dos ativos valorados pela Aneel e os cálculos efetuados pela SecobEnergia, bem como avaliar com maior segurança, se for o caso, os possíveis impactos das diferenças constatadas.

13. Ainda com relação à valoração de ativos, registre-se que a Aneel realizará, ao longo de 2013, audiência pública para colher contribuições acerca do método que será utilizado no cálculo da indenização dos ativos de transmissão não depreciados existentes em 31/5/2000, prevista no § 2o do art. 15 da Lei 12.783/2013. Assim, com vistas à maior efetividade do acompanhamento que vem sendo feito pelo Tribunal, convém determinar à Aneel que encaminhe ao TCU o método e os valores resultantes que vierem a ser adotados em decorrência da referida audiência pública.

14. Quanto aos demais itens que compõem as indenizações (VNR dos ativos de geração e depreciações dos ativos de transmissão e de geração), não foram encontradas na amostra selecionada disparidades relevantes entre os cálculos oficiais e os dos técnicos do Tribunal.

15. No tocante às novas tarifas de geração e transmissão, cabem algumas ressalvas.

16. A análise da metodologia empregada no cálculo das tarifas a serem percebidas pelas geradoras que prorrogaram suas concessões revelou que variáveis potencialmente relevantes para a estimativa dos custos, além de especificidades de cada usina hidrelétrica, não foram incluídas no modelo, o que pode levar a valores que não espelhem o real custo de operação e manutenção das hidrelétricas individualmente.

17. Desse modo, a despeito do caráter negocial da renovação das concessões, e uma vez que as prorrogações se darão pelo prazo de 30 anos, circunstância que aumenta o risco da fixação de tarifas muito abaixo ou muito acima do custo de operação e manutenção de fato incorrido pelas empresas para a continuidade dos serviços, propõe-se recomendar à Aneel que realize fiscalização específica nas usinas que optaram pela prorrogação com vistas ao acompanhamento dos seus custos operacionais, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de geração de energia elétrica ou a modicidade tarifária e, caso considere necessário, aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção.

18. No caso das tarifas de transmissão, entendeu-se igualmente que não foram ponderados nos cálculos aspectos que podem impactar diretamente os custos operacionais das transmissoras, como condições climáticas, relevo e dificuldade de acesso às instalações, o que pode prejudicar, em uma comparação de eficiência, por exemplo, as unidades que atuam em áreas sujeitas a condições mais adversas que seus pares.

19. Portanto, valendo aqui as observações já feitas quanto ao caráter negocial das renovações das concessões e os riscos de uma tarifação inadequada dos serviços em contratos de tão longo prazo, convém recomendar à Aneel que, para fins das revisões tarifárias que ocorrerão a partir de 2018, realize fiscalização específica nas transmissoras que optaram pela prorrogação com vistas ao acompanhamento dos seus reais custos operacionais, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de transmissão de energia elétrica ou a modicidade tarifária, e aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção, se for o caso.

20. Os outros pontos objeto de análise pela SefidEnergia dizem respeito a ações ainda pendentes de realização por parte do Poder Concedente no processo de renovação dos contratos, como licitação das concessões não renovadas; aporte do tesouro e encargos tarifários; e prorrogação das concessões de distribuição.

21. Em relação a essas ações, visando ao acompanhamento tempestivo pelo Tribunal, a SefidEnergia sugere encaminhamento que considero pertinente.

22. Assim, quanto às concessões não renovadas e vincendas e às providências tomadas relativamente às não renovadas mas já vencidas, propõe determinar ao MME que apresente, em até 30 dias, plano de ações destinadas ao cumprimento do art. 8o da Lei 12.783/2013, que prevê a licitação dessas concessões, na modalidade leilão ou concorrência.

23. No que concerne ao aporte de recursos do tesouro e aos encargos setoriais, salientando a necessidade de transparência no repasse de recursos do Tesouro à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, propõe determinar à Eletrobras que mostre em seu sitio na internet os fluxos financeiros que envolvam as operações oriundas da Lei 12.783/2013, de forma a expor todas as entradas advindas do tesouro nacional e o destino dado a tais recursos.

24. Por fim, uma vez que, ao contrário do que ocorre com a geração e a transmissão, não foram estabelecidas as diretrizes para a prorrogação das 39 distribuidoras cujos contratos de concessão vencem até 2017, e considerando a materialidade afeta ao tema e o impacto que a prorrogação das concessões de distribuição pode gerar nas tarifas de energia elétrica, propõe determinar ao MME que, tão logo defina os fundamentos e as diretrizes que regerão a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, envie-os a esta Corte.

Assim, concordando na íntegra com a proposta da SefidEnergia, voto por que se adote o acórdão que ora submeto a este Plenário.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 17 de julho de 2013.

JOSÉ MÚCIO MONTEIRO

Relator

ACÓRDÃO Nº 1836/2013 – TCU – Plenário

1. Processo nº TC 001.843/2013-3

1.1. Apenso: TC 004.116/2013-5

2. Grupo I – Classe V – Monitoramento

3. Interessado: Tribunal de Contas da União

4. Unidades: Ministério de Minas e Energia (MME), Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras)

5. Relator: Ministro José Múcio Monteiro

6. Representante do Ministério Público: não atuou

7. Unidades Técnicas: SefidEnergia e SecobEnergia

8. Advogados constituídos nos autos: não há

9. Acórdão:

VISTOS, relatados e discutidos estes autos de monitoramento dos itens 9.3.1 e 9.3.2 do Acórdão 3149/2012-Plenário, proferido no âmbito de acompanhamento que vem sendo realizado pelo Tribunal das ações adotadas pelo Poder Público referentes às concessões do setor elétrico cujo vencimento de contratos estava previsto para ocorrer a partir de 2015, objeto de apreciação também mediante os Acórdãos 3.012/2011-Plenário, lavrado no TC 028.862/2010-4, e 1.042/2012-Plenário, exarado no âmbito do TC 004.916/2012-3.

ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão Plenária, com fundamento nos arts. 169, inciso V, e 250, incisos II e III, do RI/TCU, e ante as razões expostas pelo Relator, em:

9.1. considerar atendida a determinação contida no item 9.3.1 do Acórdão 3.149/2012-Plenário;

9.2. considerar temporariamente prejudicada a verificação do cumprimento da determinação contida no item 9.3.2 do Acórdão 3.149/2012-Plenário, diante da suspensão de seus efeitos por força de recurso interposto tempestivamente pela entidade destinatária, na forma de pedido de reexame, que se encontra pendente de apreciação;

9.3. determinar ao MME que:

9.3.1 apresente a esta Corte, em até 30 (trinta) dias, plano de ações destinadas ao cumprimento do art. 8o da Lei 12.783/2013, quanto à licitação das concessões não renovadas e vincendas, assim como as ações executadas relativas às concessões não renovadas mas já vencidas;

9.3.2 apresente a esta Corte os fundamentos e as diretrizes que regerão a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica, tão logo os defina;

9.4. determinar à Aneel que encaminhe a metodologia e os valores que vierem a ser adotados em decorrência da audiência pública instaurada para colher contribuições acerca do cálculo da indenização dos ativos de transmissão não depreciados existentes em 31/5/2000, prevista no § 2o do art. 15 da Lei 12.783/2013;

9.5. determinar à Eletrobras que publique em seu sítio na internet os fluxos financeiros que envolvem as operações oriundas da Lei 12.783/2013, de maneira que exponha todas as entradas advindas do tesouro nacional e o destino dado a tais recursos;

9.6. recomendar à Aneel que:

9.6.1 realize, com fulcro no art. da Lei 9.427/1996, fiscalização específica nas usinas que optaram pela prorrogação, com o intuito de acompanhar os custos operacionais reais das geradoras, de modo a identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de geração de energia elétrica ou a modicidade tarifária, uma vez que o modelo de regressão linear utilizado pela agência para estimar os custos operacionais eficientes das geradoras não considerou fatores externos à sua atuação, desprezando aspectos que impactam diretamente tais custos, e, se for o caso, aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção, no âmbito da próxima revisão tarifária;

9.6.2 realize, com fulcro no art. e na alínea a do inciso XVIII do art. , ambos da Lei 9.427/1996, fiscalização sobre os custos operacionais reais das transmissoras que tiveram as concessões prorrogadas, com o intuito de identificar tempestivamente situações extremas que possam prejudicar a continuidade da prestação do serviço de transmissão de energia elétrica ou a modicidade tarifária, e, se for o caso, aperfeiçoe o procedimento de cálculo do custo de operação e manutenção, no âmbito da próxima revisão tarifária;

9.7. constituir processo apartado para a realização de exames complementares acerca dos Valores Novos de Reposição (VNRs) dos ativos calculados pela Aneel com base no primeiro ciclo de revisões tarifárias;

9.8. remeter cópia da decisão que vier a ser proferida ao MME, à Aneel, à Eletrobras e à EPE; e

9.9. arquivar o presente processo, por já ter cumprido os fins para os quais foi constituído.

10. Ata nº 26/2013 – Plenário.

11. Data da Sessão: 17/7/2013 – Ordinária.

12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-1836-26/13-P.

13. Especificação do quorum:

13.1. Ministros presentes: Aroldo Cedraz (na Presidência), Valmir Campelo, Benjamin Zymler, José Múcio Monteiro (Relator) e Ana Arraes.

13.2. Ministros-Substitutos convocados: Augusto Sherman Cavalcanti e Marcos Bemquerer Costa.

13.3. Ministros-Substitutos presentes: André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira.

(Assinado Eletronicamente)

AROLDO CEDRAZ

(Assinado Eletronicamente)

JOSÉ MÚCIO MONTEIRO

Vice-Presidente, no exercício da Presidência

Relator

Fui presente:

(Assinado Eletronicamente)

PAULO SOARES BUGARIN

Procurador-Geral

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