TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
GRUPO II – CLASSE –V– Plenário.
TC 006.734/2003-9
Natureza(s): Relatório de Auditoria
Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica - MME;
Responsáveis: José Mário Miranda Abdo, Diretor-Geral da ANEEL
e Dilma Vana Rousseff, Ministra de Estado do Ministério de Minas
e Energia
Interessado: Agência Nacional de Energia Elétrica - Mme
(02.270.669/0001-29)
Advogado(s): não há.
SUMÁRIO: AUDITORIA. VERIFICAÇÃO DO CUSTO DO
APAGÃO
ENERGÉTICO
2001.
PROCEDIMENTOS
ADOTADOS PELA ANEEL. NÃO-COMPROVAÇÃO DOS
INDÍCIOS DE IRREGULARIDADES. MELHORIA DAS
CONDIÇÕES DA AGÊNCIA. ELEVADOS PREJUÍZOS À
NAÇÃO. RECOMENDAÇÃO. ARQUIVAMENTO.
RELATÓRIO
Trata-se de auditoria de conformidade realizada na Agência Nacional de Energia Elétrica
com os objetivos de identificar o custo direto decorrente da crise de energia elétrica ocorrida em 2001
e verificar os procedimentos efetuados pela agência para o cálculo, homologação e pagamento desse
valor.
Adoto, como relatório, a instrução da unidade técnica, com alterações que julgo
pertinentes, juntamente com partes do parecer do MP.
“ Introdução
Os presentes autos referem-se à auditoria de conformidade realizada na Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, no período de 26 de maio a 04 de julho de 2003. Tal
auditoria visou a dar cumprimento ao item 8.1.2 da Decisão nº 1462/2002 – TCU-Plenário, prolatada
nos autos do TC – 014.001/2001-8, que assim determinou à Secretaria-Geral de Controle Externo:
“8.1.2. adote medidas necessárias ao exame dos impactos das ações implementadas
para a superação da crise de energia elétrica sobre o valor das tarifas cobradas pelas
concessionárias, decorrentes de rateios que ensejem a criação de encargos tarifários e da
própria recomposição tarifária especial, prevista para promover o reequilíbrio econômicofinanceiro dos contratos a que se refere o art. 28 da Medida Provisória nº 2.198-5/2001,
verificando, inclusive se foram consideradas, na revisão dos contratos de concessão
concernentes, todas as fontes excepcionais de recursos, inclusa a provisão de 2% incidente
sobre a receita oriunda da sobretarifa de energia elétrica, estabelecida nos termos do
inciso I do art. 20 da citada norma;”
Com vistas a cumprir a determinação supra, foi definido na matriz de planejamento
(fls.3 ) que a auditoria deveria produzir respostas para as seguintes questões:
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a) qual o impacto dos encargos incidentes sobre as tarifas cobradas pelas empresas concessionárias
das medidas adotadas para a superação da crise energética de 2001?
b) os procedimentos efetuados pela ANEEL estão em consonância com a legislação?
Dadas essas questões, concentramos nossos trabalhos na avaliação dos processos de
homologação dos encargos tarifários, pela ANEEL, decorrentes da implantação do programa de
racionamento de energia elétrica em 2001, bem como na verificação da correção dos cálculos
efetuados.
A forma de apresentação do trabalho é a seguinte: descrição e fundamentação legal de
cada encargo tarifário; procedimentos adotados pela ANEEL para homologar os valores
correspondentes a cada encargo; impacto econômico-financeiro dos encargos, seja via reflexo nas
tarifas ou via aporte do Tesouro Nacional; e análise dos procedimentos adotados. Preliminarmente,
faremos, a seguir, um breve resumo do significado e implicações do programa de racionamento ora
enfocado.
A crise de energia elétrica, ocorrida em 2001, resultou na criação, pela Medida
Provisória nº 2.147, de 15 de maio de 2001, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica –
GCE, responsável por “propor e implementar medidas de natureza emergencial decorrentes da atual
situação hidrológica crítica para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a
evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica”, conforme
redação dada pela Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de agosto de 2001. A GCE foi extinta em 06
de junho de 2002, por meio do Decreto nº 4.261, tendo sido substituída pela Câmara de Gestão do
Setor Elétrico, integrante do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, conforme disposto no
Decreto nº 4.261, de 06 de junho de 2002.
Durante o período em que vigeu, a GCE, nos termos do art. 2º, I, da M.P. nº 2.1985/2001, promoveu, nos limites de sua competência, a regulamentação e o gerenciamento do Programa
Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica – PERCEE, disciplinado nos Capítulos II e
III da referida Medida Provisória (arts. 13 a 30).
O racionamento de consumo de energia elétrica imposto pelo PERCEE vigorou no
período compreendido entre 01 de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, para os consumidores
atendidos pelos Sistemas Interligados das Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste; e entre 01 de
julho de 2001 e 31 de dezembro de 2001, para os consumidores dos Estados do Pará e do Tocantins e
da parte do Estado do Maranhão atendida pelo Sistema Interligado Norte.
O PERCEE teve por objetivo “compatibilizar a demanda de energia com a oferta, de
forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia”. Entre as
atribuições da GCE, com vistas a perseguir o objetivo do PERCEE, estava a fixação de regimes
especiais de tarifação ao consumidor de acordo com os níveis e limites de consumo, assim como
permitir a concessão de bônus por consumo reduzido de energia elétrica (art. 5º, §1º, V, da M.P. nº
2.198-5/2001).
Entre 04 de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002, os consumidores residenciais
estiveram sujeitos ao regime especial de tarifação previsto no art. 15, da M.P. nº 2.198-5/2001, que
dispunha o seguinte:
“Art. 15. Aplicam-se aos consumidores residenciais, a partir de 04 de junho de
2001, as seguintes tarifas:
I - para a parcela de consumo mensal inferior ou igual a 200 kWh, a tarifa
estabelecida em Resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL;
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II - para a parcela do consumo mensal superior a 200 kWh e inferior a 500 kWh, a
tarifa estabelecida em Resolução da ANEEL acrescida de cinqüenta por cento do
respectivo valor;
III - para a parcela do consumo mensal ou superior a 500 kWh, a tarifa
estabelecida em Resolução da ANEEL acrescida de duzentos por cento do respectivo
valor.”
Aos consumidores residenciais que tivessem registrado um consumo mensal inferior à
meta respectiva, foi concedido bônus individual, calculado na forma prevista no art. 15, §1º, da M.P.
nº 2.198/5/2001.
Mencionada medida provisória fixou ainda, no art. 20, que os valores atinentes ao
adicional tarifário (sobretarifa), calculados segundo o art. 15, II e III, supra, seriam destinados a:
“I – constituir provisão de dois por cento desses valores, para a cobertura dos
custos adicionais das concessionárias distribuidoras com a execução das resoluções da
GCE;
II – remunerar o bônus previsto no § 1º do art. 15.”
Atualmente, em conseqüência da implantação do PERCEE, o consumidor é onerado
efetivamente pelos encargos tarifários relativos à conta especial e à recomposição tarifária
extraordinária - RTE, que, por sua vez, é composta dos encargos atinentes às perdas de receita das
concessionárias no período de junho de 2001 a fevereiro de 2002, à variação de valores de itens da
“Parcela A” no período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001 e à compra de energia no âmbito do
MAE. Adicionalmente, o consumidor assume ainda os gastos relativos ao Encargo de Capacidade
Emergencial.
Entre 2004 e 2005, deverão ser compensados nos reajustes tarifários o saldo da Conta
de Compensação de Valores de Itens da “Parcela A” – CVA, outro encargo incidente sobre as tarifas,
a ser suportado pelos consumidores.
ENCARGOS TARIFÁRIOS
Trataremos a seguir especificamente dos encargos tarifários, segundo o roteiro
proposto na introdução.
CONTA ESPECIAL
DESCRIÇÃO E FUNDAMENTAÇÃO LEGAL
O §1º do art. 20 da M.P. nº 2.198-5/2001 previu a criação de uma conta especial onde
as concessionárias contabilizariam, como débitos ou créditos, os valores relativos à sobretarifa, à
provisão e aos bônus, bem como os custos decorrentes da aplicação de medidas instituídas pela GCE,
segundo a forma definida pela ANEEL. O saldo dessa conta especial, nos termos do §2º desse artigo,
seriam compensados nas tarifas, de acordo com o modo estabelecido pela ANEEL.
Assim, o primeiro encargo tarifário previsto em decorrência da implementação do
PERCEE foi a absorção nas tarifas de suprimento de energia elétrica de saldos negativos
concernentes à chamada Conta Especial.
Cumpre destacar que a União, por meio do art. 1º, da Lei nº 10.310, de 22 de novembro
de 2001, foi autorizada a repassar para as concessionárias recursos complementares destinados ao
pagamento dos bônus individuais aos consumidores cujo consumo estivesse abaixo da meta fixada.
Essa complementação, segundo o §1º do dispositivo legal citado, deveria ocorrer se os recursos
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arrecadados com a sobretarifa, após deduzida a provisão de dois por cento, fossem insuficientes para
cobrir o valor dos bônus.
A efetivação do repasse de recursos do Tesouro Nacional às concessionárias se deu por
intermédio do Ministério de Minas e Energia – MME, após o recebimento das planilhas elaboradas
pela ANEEL, contendo o valor devido a cada concessionária.
Se a diferença entre a soma total de recursos destinados à cobertura dos bônus
individuais e o pagamento total desses bônus fosse positiva, foi estabelecido pela Lei nº 10.310/2001
que esse saldo deveria ser compensado nas tarifas. Essa hipótese, contudo, não se verificou, uma vez
que as concessionárias sempre registraram saldos negativos na contabilização da conta especial.
PROCEDIMENTOS
A ANEEL, por meio da Resolução nº 281, de 21 de maio de 2002, estabeleceu
procedimentos para que as concessionárias contabilizassem em conta especial os débitos ou créditos
dos custos decorrentes do apagão. Esse saldo, segundo a Resolução –ANEEL nº 600, de 31 de outubro
de 2002, deve ser compensado integralmente nas tarifas por ocasião dos reajustes, com vigência nos
12 (doze) meses subseqüentes.
O saldo da conta especial a ser considerado nos reajustes é o resultado do seguinte
somatório, calculado para o período de junho/2001 a abril/2002, conforme o Anexo II da Resolução ANEEL nº 281/2002:
Saldo remanescente = acréscimo à tarifa ANEEL – bônus + provisão (2%)- custos
incorridos (+/-) ajustes + aportes do Tesouro Nacional.
O Anexo III da referida resolução relacionou doze itens de despesas efetuadas pelas
concessionárias por causa da implementação do PERCEE, passíveis de serem contabilizadas a seu
favor quando dos reajustes (custos incorridos com o PERCEE). A provisão de 2% sobre a multa
cobrada dos consumidores que ultrapassaram a meta de consumo constituiu-se em adiantamento de
recursos às empresas para cobrir despesas que porventura viessem a ocorrer em face do programa de
racionamento de energia elétrica.
Os custos relativos ao PERCEE foram homologados pela ANEEL da seguinte maneira:
as empresas declaravam que haviam efetuado gastos a maior em face da crise e encaminhavam seus
pleitos à ANEEL. As despesas eram auditadas por consultores externos contratados pela ANEEL, sob
coordenação da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF. Os resultados das
auditorias eram encaminhados à SFF, que homologava os custos incorridos, glosando os números
considerados incorretos. Os valores homologados de cada empresa eram então encaminhados à
Superintendência de Regulação Econômica, compondo uma base de dados para fins de ressarcimento
no próximo reajuste tarifário ( a partir de 2003).
IMPACTO TARIFÁRIO
Relativamente aos componentes desse somatório, segundo dados fornecidos pela
ANEEL, as concessionárias recolheram dos consumidores cerca de R$ 443,43 milhões referentes ao
acréscimo sobre as tarifas e pagaram bônus no valor aproximado de R$ 1.189,47 milhões. O Tesouro
Nacional aportou R$ 733,72 milhões, para cobrir as despesas das concessionárias com os
pagamentos de bônus.
Os custos incorridos pelas concessionárias somaram R$ 221,6 milhões. Descontada a
provisão de 2% (no valor total de R$ 4,69 milhões), esses custos foram estimados em cerca de R$
216,9 milhões, conforme evidenciado no quadro a seguir:
Quadro I – Despesas Homologadas pela ANEEL – Conta Especial
CUSTOS
1 - Pessoal
Total
Participação (%)
64.158.014,90
28,95%
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2 – Consultoria de Sistemas
3 - Softwares
4 - Mão-de-obra
5 - Taxas de Correio
6 - Auditorias
7 - Call Center
8 - Impostos e Contribuições Sociais
9 - Publicidade
10 - Viagens e Estadias
11 - Materiais
12 - Outros
Subtotal (A)
(-) provisão conforme art. 20, Inc. I da MP 2198/2001
Total homologado pela ANEEL
Fonte: SFF/ANEEL
TC 006.734/2003-9
10.404.307,99
1.356.540,34
40.756.535,81
5.157.032,91
0,00
28.380.778,83
5.883.487,82
43.575.534,05
2.876.663,92
5.735.887,24
13.363.538,16
221.648.321,97
(4.695.042,76)
216.953.279,20
4,69%
0,61%
18,39%
2,33%
12,80%
2,65%
19,66%
1,30%
2,59%
6,03%
100,00%
ANÁLISE
De início, cabe comentar que a reguladora não impôs, em sua resolução, qualquer
restrição para as despesas, simplesmente enumerou os itens de despesa a que as concessionárias
poderiam pleitear reembolso.
A ANEEL não se utilizou de critérios para delimitar os gastos extraordinários das
concessionárias. Ademais, coube às consultoras contratadas avaliar, com base em dados fornecidos
pela ANEEL ou colhidos nas concessionárias, se os gastos deveriam ser ou não validados para fins de
reembolso. Após a auditoria, as consultoras encaminhavam à ANEEL relatórios de fiscalização e
respectivos papéis de trabalho. Os técnicos da ANEEL assinavam os relatórios de fiscalização com
base nos dados e informações constantes dos papéis de trabalho e a partir desses documentos as
despesas eram homologadas pela SFF. Em vista dessa situação, os técnicos da ANEEL ficaram, de
certa forma, alheios aos critérios e aos cálculos de validação de despesas administrativas incorridas
com a crise energética.
Verificamos que os relatórios de fiscalização são extremamente sintético e pouco
transparente, não permitindo o acompanhamento dos cálculos efetuados para certificação dos valores
pleiteados, além de não conterem a explicitação objetiva dos critérios utilizados para efetuação das
glosas ou aceitação das despesas pleiteadas. Os papéis de trabalho também não fornecem
informações claras e suficientes para o entendimento das conclusões constantes dos relatórios de
fiscalização.
O Quadro I, supra, mostra que, do total de R$ 221,6 milhões homologado para as 43
concessionárias ( R$ 4,69 milhões foram de antemão adiantados para as empresas), a maior despesa
foi na rubrica pessoal (28,95%). Tal fato é paradoxal diante da constatação de que os balanços da
maioria das empresas registraram redução dessa rubrica em 2001, como vemos na Quadro II, abaixo.
Os casos mais significativos foram da Bandeirantes Energia S.A. - BANDEIRANTE e da Eletropaulo
Metropolitana Eletricidade de São Paulo - ELETROPAULO, que reduziram seus quadros em 46,8% e
31,9%, respectivamente. Ante essa situação, como justificar que se aceite ressarcir às empresas
despesas que, ao invés de aumentar com o apagão, foram reduzidas?
O Quadro II demonstra a incoerência da homologação dos valores considerando que
houve, efetivamente, redução do quadro de pessoal no período do apagão. Ademais, merece registro
que o art. 6º da Resolução nº 31/2002 da ANEEL previa que as eventuais reduções de custos
decorrentes da redução de consumo durante o período do PERCEE, que não se referissem a ganhos
de produtividade ou a eventuais postergações de custos em função de restrições financeiras advindas
da redução de receita, seriam consideradas pela ANEEL para a redução da RTE. Entretanto, não há
qualquer evidência de tentativa de apurar tal redução. Pelo contrário, todas as manifestações são de
aumento de despesa e conseqüente repasse ao consumidor.
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Quadro II - Comparativo entre Despesas de Pessoal dos Exercícios 2000/2001
Balanço
CEMIG
COELBA
ELETROPAULO
LIGHT
ESCELSA ELEKTRO
Valores em R$ 1.000,00
CELPE
BANDEIRANTE
Despesas Pessoal 2000
514.912
113.451
438.848
252.191
65.513
110.930
82.377
192.488
Despesas Pessoal 2001
547.439
94.953
367.557
254.180
62.324
101.352
56.303
147.100
Nº Empregados 2000
11.648
2.956
5.851
5.109
1.505
2.275
2.151
2.799
Nº Empregados 2001
11.288
2.872
3.982
4.449
1.411
2.246
1.913
1.488
-3,1%
-2,8%
-31,9%
-12,9%
-6,2%
-1,27%
-11 %
-46,8%
2001/2000
%
Fonte: Superintendência de Fiscalização Financeira - ANEEL
Outra análise que demonstra a incoerência na homologação de valores decorrente da
inexistência de critérios e condições para a aceitação de despesas relativas ao apagão é a
comparação entre as despesas de pessoal registradas nos balanços das concessionárias e os valores
homologados, a serem ressarcidos pelo consumidor, conforme visualizado no Quadro III.
Tomando-se como exemplo a Companhia Piratininga de Força e Luz - PIRATININGA,
observa-se que foi homologado um valor representativo de 15,93% de todas as Despesas de Pessoal
de 2001. Para a Light Serviços de Eletricidade S.A., esse percentual foi de 0,22%. A disparidade entre
esses percentuais revela a falta de critérios da ANEEL para a aceitação das despesas concernentes ao
programa de racionamento, uma vez que, considerando-se tão-somente o percentual homologado, é
difícil entender como uma concessionária pôde direcionar cerca de 16% de todas as suas despesas
com pessoal em 2001 apenas para cumprir as exigências do PERCEE.
Efetuou-se também uma relação entre o valor homologado em despesa de pessoal e o
número de consumidores de cada concessionária. Vê-se que, enquanto na Companhia Energética do
Ceará - COELCE essa relação é de R$ 0,06/consumidor, na Companhia Jaguari de Energia – CJE
(JAGUARI) é de R$ 8,60/consumidor. Mais uma vez, evidencia-se a total ausência de parametrização
por parte da ANEEL que, embora dispusesse de dados globais das empresas, não fez uso desses dados
para a adoção de critérios de homologação dos valores.
No Quadro III, verifica-se situação esdrúxula, representada pelo fato de que empresas
com maior número de funcionários e de unidades consumidoras atendidas tiveram direito a reembolso
inferior ao obtido por empresas em situação oposta, senão vejamos: a LIGHT tem um número de
clientes 50% maior que a Companhia Energética de Pernambuco – CELPE e tem mais que o dobro de
funcionários da CELPE; todavia, essa última teve homologado um valor 12 vezes superior ao da
LIGHT:
Quadro III– Comparativo entre Despesas de Pessoal homologada com dados dos Balanços
Concessionária
COELCE
CELTINS
LIGHT
BANDEIRANTE
DME/PC
CERJ
PIRATININGA
CELPE
CENF
COELBA
Despesa c/
Valor Homologado
Pessoal R$ 1.000
R$ 1.000
2001
(B)
(A)
76.996
129
15.787
34
254.180
562
147.100
501
4.980
36
71.550
578
19.313
3.077
56.303
7.032
2.525
266
94.953
7.238
%
(B)/(A)
N º de unidades
consumidoras
(C)
Relação R$/consumidor
(B)/(C)
0,17%
0,22%
0,22%
0,34%
0,71%
0,81%
15,93%
12,49%
10,52%
7,62%
2.099.655
264.470
3.304.730
1.218.558
52.727
1.778.404
1.174.832
2.200.387
76.970
3.135.077
0,06
0,13
0,17
0,41
0,67
0,32
2,62
3,20
3,45
2,31
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CPEE
JAGUARI
3.143
3.262
210
213
TC 006.734/2003-9
6,69%
6,52%
43.368
24.724
4,85
8,60
Outros fatos merecem destaque em relação à despesa de pessoal da Companhia
Energética de Minas Gerais - CEMIG e da ELETROPAULO. Consta do relatório de Fiscalização da
Conta Especial da CEMIG, de 21 de junho de 2002, que a empresa declarou ter gasto R$ 10,687
milhões com pessoal em decorrência do racionamento de energia, porém, os auditores aprovaram o
montante de R$ 16,106 milhões, acrescentando a diferença de R$ 5,418 milhões, um valor 50% maior.
A explicação constante do relatório para a aprovação de um valor superior ao
pleiteado pela CEMIG é a seguinte (Vol. 2, fls. 194):
“ Cada departamento (centro de custo) foi responsável pela apropriação e
alocação dos custos mensais à ordem do Racionamento. Desta forma, não foi possível
verificar a coerência das apropriações dos custos efetuados, pelo fato dos apontamentos
das horas alocadas nos trabalhos executados terem sido procedidos diretamente no
sistema SAP-R/3 módulo RH.
Para validarmos os custos das despesas de pessoal, obtivemos dos superintendentes
das áreas todos os memorandos nos quais constam as quantidades de funcionários de cada
superintendência e a média dos funcionários alocados aos trabalhos. Dessa forma,
verificamos que os custos alocados ao racionamento eram inferiores aos custos
efetivamente incorridos [...]”.
Não é possível aferir dos dados constantes do relatório e dos papéis de trabalho por
que os cálculos dos auditores estariam corretos e os da CEMIG errados para que se tenha feito tal
concessão: R$ 5,418 milhões a mais do que o valor pleiteado pela concessionária.”
A respeito desse ponto o MP se manifestou em acordo com a posição da Unidade Técnica,
conforme se segue.
“Relativamente à concessionária mineira, no relatório da fiscalização realizada em
junho de 2002, a equipe da Aneel observou que a empresa pleiteara, a título de despesas com
pessoal próprio durante o apagão, a importância R$ 10.687.750,13, mas a equipe identificou
despesas adicionais incorridas pela concessionária no valor de R$ 5.418.482,11, totalizando R$
16.106.232,24. Veja-se os comentários da equipe (fls. 194/5, v.2):
“A concessionária contabilizou como despesas de pessoal as despesas com os
custos de salários e encargos sociais dos funcionários que foram alocados nos
trabalhos relacionados com o racionamento.
Cada departamento (centro de custo) foi responsável pela apropriação e
alocação dos custos mensais à ordem do racionamento. Desta forma, não foi possível
verificar a coerência das apropriações dos custos efetuados, pelo fato dos
apontamentos das horas alocadas nos trabalhos terem sido procedidos diretamente no
sistema SAP – R/3 módulo RH.
Para validarmos os custos das despesas de pessoal, obtivemos dos
superintendentes das áreas todos os memorandos nos quais constam a quantidade de
funcionários de cada superintendência e a média dos salários dos funcionários
alocados aos trabalhos. Desta forma, verificamos que os custos alocados ao
racionamento eram inferiores aos custos efetivamente incorridos. A seguir,
demonstraremos os custos de mão-de-obra despendidos pela concessionária (...).
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A seguir, descreveremos sucintamente as tarefas executadas por cada área (...).”
A equipe da Aneel, no relatório da fiscalização levada a termo em fevereiro de 2003,
ratificou e aprovou a importância de R$ 16.106.232,24, alertando para a “adição do montante de
R$ 5.418.482,11 ao valor pleiteado, devido à constatação, na fiscalização de junho de 2002, de que
os custos alocados ao racionamento eram inferiores aos custos efetivamente incorridos” (fls.
187/8, v.2).
Na Nota Técnica 41/2003 – SFF/Aneel, concernente à validação dos custos incorridos
pela Cemig com o Percee, consta a aprovação do valor de R$ 16.106.232,24 na rubrica “pessoal”
(fls. 165/6 e 178, v.2).
A esse respeito, cumpre lembrar que, segundo entendimento, que considero razoável, de
técnicos da Aneel responsáveis pelas fiscalizações, “a forma adequada de evidenciação dos custos
com pessoal no Programa Emergencial é documentar integralmente as horas despendidas,
segregadas por centro de custos, bem como os respectivos controles de apontamentos das horas
alocadas no Programa, devidamente aprovadas por funcionário competente, valorizadas pela hora
média de cada profissional, computados todos os encargos sociais e trabalhistas. Adicionalmente,
os controles das horas devem possuir a descrição completa das atividades executadas, por cada
funcionário” (fl. 149, v.2).
Ocorre que, nos presentes autos, os relatórios de fiscalização não trazem elementos
concretos acerca das razões que levaram ao acréscimo de R$ 5,4 milhões, ou seja, não evidenciam
os fatos que teriam conduzido ao equívoco por parte da Cemig no tocante à quantificação de suas
despesas com pessoal.
Nesse particular, o artigo 3º da Resolução Aneel 281/2002 é taxativo ao condicionar a
homologação do saldo da conta especial aos aspectos de certeza, correção, consistência e
validação das informações prestadas à Aneel (fl. 96, v.1), aspectos estes que os autos não
evidenciam em relação à importância ora questionada.
Os achados da fiscalização realizada pela Aneel na Cemig em 2006 (fls. 187/224, v.p.),
sintetizados na Nota Técnica 20/2007-SFF/Aneel (fls. 180/6, v.p.), também não se prestam a
legitimar a despesa adicional de R$ 5,4 milhões, tendo em vista que, em vez de esclarecerem as
questões postas nos autos, lançam mais dúvidas acerca da correção e da consistência dos valores
inicialmente apurados nas fiscalizações levadas a efeito pela agência reguladora nos exercícios
pretéritos. Não é crível que a agência possa ter, nas fiscalizações realizadas em junho de 2002 e
fevereiro de 2003 (fls. 180/99, v.2), se enganado justamente quanto à média salarial dos
funcionários envolvidos, uma das principais variáveis para apuração do custo do racionamento em
relação a despesas com pessoal (a Aneel reconhece, na Nota Técnica 20/2007-SFF, que, em
verdade, as despesas da Cemig com pessoal próprio, durante o apagão, foram da ordem de R$
18.622.316,66, e não de R$ 16.106.232,24, como apurado em 2002 e 2003 – fls. 182/3, v.p.). Ainda
que engano houvesse por parte da Aneel, como admitir que a Cemig tenha permanecido silente ao
longo dos anos, sem questionar o suposto erro, até mesmo grosseiro, da agência?
Em um cenário de racionamento forçado de energia elétrica, em face da situação
hidrológica crítica, não se pode olvidar que o contexto exigia, por imperativo lógico, controle
absoluto sobre as despesas incorridas pelas concessionárias, haja vista o pesado ônus decorrente
do apagão sobre os usuários e os contribuintes (custo estimado total do Percee, a preços de
outubro de 2003: R$ 32.215.550.898,00 - fls. 250 e 269/70, v.7).
Nesse particular, portanto, o Parquet especializado acompanha as conclusões da Sefid
no sentido de que o TCU determine à Aneel, em relação à conta especial, que, “no próximo
8
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
reajuste tarifário da Cemig, o valor de R$ 5.418.482,11, devidamente corrigido, seja compensado
em desfavor da empresa, uma vez que a justificativa apresentada não logrou êxito em demonstrar
que o valor homologado de R$ 16.106.232,24, e não os R$ 10.687.750,13 declarados pela Cemig, a
título de ressarcimento com gastos de pessoal durante o apagão” estivesse correto (fl. 272, item
143, subitem I, alínea “a.1”, v.7).”
Segue a instrução da Unidade Técnica.
“Quanto à ELETROPAULO, consta do primeiro relatório de fiscalização, elaborado
em junho/2002, não ser possível, seja por discordância dos métodos empregados pela concessionária
ou pela inexistência de outras formas de controle, comprovar que as despesas com pessoal eram
decorrentes do racionamento. Assim, glosava-se na integralidade as despesas com pessoal, estimadas
em R$ 4,857 milhões (Vol. 2, fls.149 e 159). Entretanto, no relatório de dezembro/2002, a mesma
equipe de auditoria concordou com o valor declarado pela concessionária, por considerá-lo imaterial,
como podemos observar a seguir (Vol. 2, fls. 139):
“Apesar do aspecto metodológico utilizado para rateio dos custos com pessoal
relativos ao Programa de Racionamento, julgamos o montante de R$ 4.857.276,30
adequado, quando comparamos os totais lançados de custo com pessoal no racionamento
(quadro VI do Ofício 764) com o montante da folha de pagamento no período, conforme
demonstrado a seguir:
[...]
Como podemos observar no demonstrativo acima, o total de custos de pessoal
alocado na ODR de racionamento, em relação ao total da folha de pagamento no período
de racionamento, corresponde a um percentual aceitável, devido a sua imaterialidade, de
1,86%.” [sem grifo no original]
Situação análoga ocorreu em relação à LIGHT, em que a equipe de auditoria
responsável pela comprovação dos dados pleiteados pela concessionária aceitou a declaração de
despesas com pessoal alocado ao racionamento apenas devido à imaterialidade desse item em relação
ao total de pagamentos de pessoal. Consta da conclusão relatório de fiscalização de fevereiro de 2003
o seguinte (Vol. 2, fls.88):
“Apesar do aspecto metodológico utilizado para rateio dos custos com pessoal
relativos ao Programa de Racionamento, julgamos plausível o montante de R$
562.391,08, se comparado com o total de proventos da folha de pagamento da
concessionária no período de racionamento, conforme demonstrado a seguir:
[...]
Como podemos observar no demonstrativo acima, o total de custos de pessoal
alocado na ODR de racionamento, em relação ao total de proventos da folha de
pagamento da concessionária no período do racionamento, corresponde a um percentual
aceitável de 0,32%, devido a sua irrelevância.”
Entendemos inaceitável que a ANEEL, na qualidade de responsável por aferir a
exatidão das despesas declaradas pelas concessionárias a serem repassadas para as tarifas de
fornecimento, no momento em que não consegue certificar tais despesas, venha a homologá-las
apenas por considerá-las imateriais.”
9
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Em relação ao ressarcimento das despesas de pessoal da Light e da Eletropaulo o MP
entendeu não assistir razão à Unidade Técnica. Segue o trecho do parecer do MP sobre o tema.
“Diferentes, porém, são as conclusões do Ministério Público junto ao TCU acerca das
despesas de pessoal da Eletropaulo e da Light. Embora a Sefid sustente tese oposta, entende o
Parquet especializado que merecem acolhida as justificativas apresentadas, pelas razões que se
seguem.
Na fiscalização realizada em junho de 2002 na Eletropaulo, a equipe da Aneel atestou,
em relação à rubrica “pessoal”, a impossibilidade de certificar se os custos alocados em Ordens
de Dispêndio a Reembolsar, no valor total de R$ 4.857.276,30, foram efetivamente despendidos no
programa de racionamento de energia elétrica no período de maio de 2001 a maio de 2002, tendo
em vista a concessionária não dispor de um controle consolidado da composição de custos e de
horas despendidas no programa (fls. 148/9, v.2). Foi, então, sugerida glosa no total de 100% (fl.
159, v.2).
Já na fiscalização efetuada em dezembro de 2002, a equipe da Aneel anotou que (fl.
138, v.2):
“Indagamos à administração da concessionária quanto à valorização dos custos
com pessoal e observamos que foram utilizados procedimentos de apontamentos de
horas alocadas de profissionais no Programa Emergencial de Redução do Consumo de
Energia Elétrica, sob responsabilidade de cada centro de custo. Estas horas foram
alimentadas no sistema operacional (SAP) que, comparadas com os totais de horas de
folha de pagamento de cada centro de custo, gerou um percentual de relação entre as
horas totais trabalhadas versus horas totais alocadas no Programa de Racionamento.
Esses percentuais foram aplicados sobre o total bruto de folha de pagamento do
período, em reais, gerando, assim, o custo de pessoal apropriado na ODR.
Visto que a metodologia utilizada no rateio de horas nas Ordens (ODI, ODS,
ODR, etc.) não é individualizada e a concessionária entende que, em função da
complexidade de sua estrutura, o controle individualizado por funcionário seria
impraticável, solicitamos à concessionária o Resumo da Folha de Pagamento referente
ao período de maio de 2001 a maio de 2002 para comparação com o Quadro VI do
Ofício Aneel 764, com o objetivo de verificar a materialidade, em percentual, dos
custos apropriados na ODR do Racionamento com o total das despesas com pessoal da
empresa.”
Com base nessas informações, a Aneel considerou adequado o montante de R$
4.857.276,30 e ponderou que “o total de custos de pessoal alocado na ODR do racionamento, em
relação ao total da folha de pagamento no período do racionamento, corresponde a um percentual
aceitável, devido à sua imaterialidade, de 1,86%” (fl. 139, v.2). Foi, porém, efetuada glosa no
valor de R$ 380.526,29, referente ao “Rateio da Administração Central”, que não foi aceito,
segundo registrado no relatório, porque “os gastos desta natureza somente são aceitáveis na
composição dos custos de implementação do racionamento quando apropriados mediante
apontamento de horas efetivamente trabalhadas por empregado e valorizadas na
proporcionalidade da remuneração devida, apurada na folha de pagamento mensal” (fl. 140, v.2).
10
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Alfim, mediante a Nota Técnica 58/2003 – SFF/Aneel, a agência aprovou o valor de R$
4.476.750,01 (= R$ 4.857.276,30 – R$ 380.526,29), alusivo às despesas de pessoal da Eletropaulo
no âmbito do Percee (fls. 122 e 165/6, v.2).
Relativamente à Light, na apuração inicial, em 2002, os gastos com pessoal próprio
totalizaram R$ 562.391,08. Nos termos do relatório da Aneel, foram considerados diversos
critérios de rateio definidos pela administração da concessionária, quais sejam (fl. 94, v.2):
a) custos incorridos com os trabalhos efetuados em horário extraordinário, levando-se em
consideração a comparação com aqueles incorridos em períodos anteriores;
b) gastos correspondentes a 50% dos custos incorridos pelo centro de custo da Superintendência
de Qualidade e Sistemas Comerciais, no qual se encontrava lotado apenas o superintendente;
c) relação percentual entre o salário-base dos empregados destacados para trabalhar no Percee e
o total do salário-base da Superintendência de Atendimento, aplicada sobre o custo total da folha
de pagamento.
Na fiscalização realizada em fevereiro de 2003, a equipe da Aneel noticiou, no que se
refere à Light, que (fls. 87/8, v.2):
a) as horas dos profissionais despendidas no Percee e utilizadas como base para o cálculo dos
valores envolvidos no referido programa foram apropriadas tomando por base rateios estimados
efetuados pelos chefes dos diversos departamentos da empresa;
b) efetuou-se o confronto entre o total de proventos da folha de pagamento da concessionária, no
período de racionamento, com o total de custos com pessoal alocado ao Programa de
Racionamento;
c) o total de custos de pessoal alocado nas Ordens de Dispêndio a Reembolsar - ODR de
racionamento (R$ 562.391,08), em relação ao total de proventos da folha de pagamento da
concessionária no período de racionamento, corresponde a um percentual aceitável de 0,32%,
devido à sua irrelevância.
Por meio da Nota Técnica 46/2003 – SFF/Aneel, foi aprovada a despesa com pessoal
no valor de R$ 562.391,08 (fls. 77/81 e 167/8, v.2).
À luz dessas informações, é de se reconhecer que a homologação, pela Aneel, dos
valores de R$ 4.476.750,01 (Eletropaulo) e de R$ 562.391,08 (Light) não teve como único
argumento o fato de tais valores serem considerados imateriais ou irrelevantes, como sugeriu a
Sefid em sua proposta de encaminhamento (fl. 272, v.7).
A título de ilustração, cumpre frisar que a Aneel, em fiscalização realizada na
Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL em janeiro de 2003, opinou desfavoravelmente à
aprovação de parte das despesas de pessoal e promoveu a devida glosa, apesar da baixa
materialidade dos recursos envolvidos (5,97% sobre o total da folha de pagamento no período do
racionamento). Veja-se, neste sentido, a análise da equipe da agência (fls. 165/6, 251 e 254/5, v.2):
“Efetuamos comparação entre os valores apropriados mês a mês e o total de
proventos da folha de pagamento, a fim de verificar o percentual apropriado ao
racionamento. Constatamos que a taxa horária utilizada para fins de cálculo da
apropriação, para todo o período do racionamento, foi baseada no mês de maio de
2001, que contempla a „participação nos lucros‟ distribuída aos empregados. Desta
forma, verificamos que os valores apropriados ao racionamento estão superavaliados
em 26%, devendo haver glosa de R$ 2.109.528,17. Adicionalmente, foi glosado na
11
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
fiscalização de junho de 2002 o total de R$ 552.018,26, perfazendo o montante de R$
2.661.546,43.
Apesar do percentual de participação do valor apropriado na linha „Pessoal‟ (R$
8.113.569,88) sobre o total da folha de pagamento no período do racionamento (R$
135.960.000,00) apresentar-se pequeno (5,97%), não podemos opinar favoravelmente
ao aporte da referida linha no valor total, uma vez que existem valores a serem
glosados com base nos exames de documentos comprobatórios”.
Em face dessas considerações, o Parquet especializado, pedido vênias, não acompanha
as propostas de determinação à Aneel acerca da compensação, no próximo reajuste tarifário, em
desfavor da Eletropaulo e da Light, das importâncias de R$ 4.476.750,01 e R$ 562.391,08 (fl. 272,
item 143, subitem I, alíneas “a.2” e “a.3”, v.7).”
Segue a instrução da Unidade Técnica.
“RECOMPOSIÇÃO TARIFÁRIA EXTRAORDINÁRIA – RTE
DESCRIÇÃO E FUNDAMENTAÇÃO LEGAL
Outro encargo imposto aos consumidores, previsto na M.P. nº 2.198-5/2001, foi o
relativo à Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE dos contratos de concessão, nos termos que
se seguem:
“Art. 28. Na eventual e futura necessidade de recomposição do equilíbrio
econômico-financeiro de contratos de concessão, devidamente comprovada na forma da
legislação, esta far-se-á, observado o disposto no art. 20, na forma do §2º do art. 9º da Lei
nº 8.987, de 1995, mediante reconhecimento da ANEEL, ressalvadas as hipóteses de casos
fortuitos, força maior e riscos inerentes à atividade econômica e ao respectivo mercado.”
A RTE foi objeto de negociação, durante o segundo semestre de 2001, entre as
concessionárias e o Governo Federal, do que resultou a celebração do Acordo Geral do Setor Elétrico
e a edição da Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei nº 10.438, de 26
de abril de 2002, que dispôs no art. 4º:
“Art. 4º. A ANEEL procederá à recomposição tarifária extraordinária prevista no
art. 28 da Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de agosto de 2001, sem prejuízo do reajuste
tarifário anual previsto nos contratos de concessão de serviços públicos de distribuição de
energia elétrica.”
Os parâmetros da metodologia de cálculo do montante de RTE cabível a cada
concessionária e as diretrizes para homologação desse montante foram definidos por meio de
resoluções editadas pela GCE, respeitado o Acordo Geral do Setor Elétrico. Coube à ANEEL apurar
e homologar os valores atinentes à recomposição tarifária extraordinária solicitadas pelas
concessionárias interessadas.
Cabe ressaltar que a RTE engloba três encargos tarifários, apurados segundo métodos,
critérios e procedimentos específicos. Assim, a RTE englobou os seguintes encargos:
i) perda de receita das concessionárias, em conseqüência do racionamento, cujos cálculos se
subdividiram em duas etapas (Resoluções GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001, e nº 130, de 30 de
abril de 2002):
12
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
- junho a dezembro de 2001, relativos às concessionárias que fazem parte dos Sistemas Interligados
das Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste, bem como as que se situam nos Estados do Pará,
Tocantins, parte do Maranhão, componentes do Sistema Interligado Norte;
- janeiro e fevereiro de 2002, relativos às concessionárias situadas nos Sistemas Interligados das
Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste;
ii) variações de itens da “Parcela A” (custos não-gerenciáveis), previstos nos contratos de concessão
de energia elétrica, no período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001 (Lei nº 10.438/2002, art. 6º);
iii) compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia- MAE (energia livre), durante a
vigência do PERCEE, no período de 01 de junho de 2001 a 31 de dezembro de 2002 (Lei nº
10.438/2002, art. 2º).
A duração da RTE nas tarifas foi definida, para cada concessionária, segundo o
período necessário para compensar o montante homologado pela ANEEL. O período estimado de
vigência da RTE para as distribuidoras será, em média, de 72 meses, sendo o maior período de 114
meses (Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ) e o menor de 12 meses (Companhia –
Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE). A cada 12 meses, parte do montante homologado é
incorporado nas tarifas. O saldo remanescente da RTE está sendo remunerado pela taxa SELIC mais
1% ao ano, equivalente à taxa de juros cobrada nas operações de financiamento do BNDES às
distribuidoras que aderiram ao Programa Emergencial e Excepcional de Apoio Financeiro. O saldo
remanescente da RTE relativo às distribuidoras que não recorreram ao referido financiamento é
remunerado pela taxa SELIC.
Além de as concessionárias terem obtido o direito à RTE para cobrir os prejuízos
decorrentes do racionamento de energia elétrica, obtiveram ainda direito a financiamento junto ao
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, a ser amortizado com a
arrecadação das parcelas relativas à RTE.
Referido direito foi garantido pela GCE, por meio da Resolução nº 90, de 21 de
dezembro de 2001, que, fundamentada na M.P. nº 2.198-5/2001, assim dispôs no art. 1º:
“O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES deverá
instituir o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços
Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, abrangendo as concessionárias incluídas no
Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica instituído pela
Medida Provisória nº 2.198-5, de 24 de agosto de 2001.”
Segundo mencionada resolução (art. 1º, §3º), o objeto do financiamento corresponderia
a, no máximo, 90 % (noventa por cento) da RTE, excluída do percentual a parcela de recomposição
correspondente à energia livre.
Ressalte-se ainda que o Tesouro Nacional custeou a implantação desse programa de
financiamento, via aporte de recursos ao BNDES.
O mencionado programa de financiamento visou a proteger o caixa das
concessionárias do impacto dos prejuízos causados pela redução no consumo de energia. Além do
mais, todas as distribuidoras tiveram direito ao Programa Emergencial de Apoio Financeiro relativo
à “Parcela A”, segundo a Resolução GCE nº 123/2002. No total, foram contratados junto ao BNDES
cerca de R$ 5,4 bilhões, tendo as distribuidoras recebido até o momento o correspondente a R$ 5,1
bilhões (fls. 19).
O BNDES ainda concedeu às geradoras de energia elétrica e aos produtores
independentes financiamento destinado ao reembolso da energia livre adquirida no âmbito do MAE,
13
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
no valor equivalente a R$ 2,27 bilhões. Desse total, os beneficiários receberam R$ 2,2 bilhões (fls.
19).
Logo, por conta do PERCEE, o BNDES concedeu financiamentos no montante de R$
7,3 bilhões (valor liberado), a ser amortizado na medida em que os beneficiários forem recebendo as
parcelas relativas aos encargos tarifários cobrados dos consumidores de energia elétrica (fls. 19).
PROCEDIMENTOS
Para cada encargo, a ANEEL, por meio da Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira - SFF, criou processos específicos, com exceção do ressarcimento às
compras de energia no âmbito do MAE, em que não houve formalização de processo, tendo havido um
rito de homologação diferente. Cada concessionária encaminhou documentos relativos ao
ressarcimento requerido, cujos dados foram analisados pela SFF e submetidos à fiscalização, por
intermédio dos auditores externos contratados.
Após exame dos dados pela SFF, calculou-se o valor a ser homologado pela
Superintendência de Regulação Econômica- SRE. Tal superintendência encarregou-se ainda de
apropriar os encargos na tarifa, estipulando o prazo máximo de permanência da RTE, conforme os
seguintes índices de reajuste previstos no art. 4º da Lei nº 10.438/2002 e na Resolução GCE nº
130/2002:

2,9% - consumidores integrantes da Classe Residencial (exceto baixa renda); consumidores
integrantes da classe rural; iluminação pública; consumidores integrantes da Classe Industrial
que atendam às restrições impostas pela legislação1;

7,9% - demais consumidores.
IMPACTO TARIFÁRIO
A conta total referente à RTE, a ser paga pelos consumidores de energia ao longo dos
próximos anos (72 meses, em média), está estimada, em R$ 10,5 bilhões (a serem corrigidos
monetariamente), decompostos da seguinte forma:
Quadro IV – Valores Homologados pela RTE
Resolução
ANEEL nº
480
481
482
483
Descrição
Valor
Homologado – R$
Recomposição de Receita do período de jun/dez de 2001
5.054.694.031,88
Recomposição de Receita do período de jan e fev de 2002
1.265.736.264,10
Variações de itens da “Parcela A” de 1º de jan a 25 de out de 1.392.807.117,91
2001
Compra de Energia no âmbito do MAE, no período de 1º de jun. 2.848.127.541,02
de 2001 a 28 de fev. de 2002
Total
10.561.364.954,91
Data Inicial de
Remuneração
01/01/2002
01/03/2002
26/10/2001
01/03/2002
A seguir, trataremos de cada item componente da RTE, indicado no quadro supra:
PERDA DE RECEITA DAS CONCESSIONÁRIAS
As concessionárias estão, ano a ano, introduzindo nos reajustes tarifários os valores
referentes à perda de receita, de forma a serem ressarcidas dos prejuízos correspondentes à redução
da demanda de energia elétrica imposta pelo PERCEE.
1
São as seguintes as exigências: a) o custo de energia elétrica deve representar 18% ou mais do custo médio de produção; b) a
demanda máxima no posto tarifário ponta deve ser no mínimo 90% inferior à demanda verificada no posto tarifário fora de ponta; c) o
fator de carga médio no posto tarifário fora de ponta deve ser superior a 90%.
14
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Os parâmetros gerais da metodologia de cálculo da RTE foram definidos na Resolução
–GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001. As condições, prazos e procedimentos para solicitação e
homologação das perdas de receita foram especificadas, pela ANEEL, na Resolução nº 31, de 24 de
janeiro de 2002, para as concessionárias sujeitas ao racionamento no período de 01 de junho da 31
de dezembro de 2001, e na Resolução nº 369, de 03 de julho de 2002, para as concessionárias sujeitas
ao racionamento no meses de janeiro e fevereiro de 2002. Assim, a ANEEL formalizou 43 processos
para calcular a perda de receita de cada concessionárias sujeita ao PERCEE no primeiro período e
39 processos para cada concessionária sujeita ao PERCEE no segundo período
Embora a ANEEL tenha seguido o procedimento acima referido, trataremos das perdas
de receita dos dois períodos conjuntamente, uma vez que a metodologia seguida foi a mesma,
alterando-se apenas alguns parâmetros.
Para o período de junho a dezembro de 2001, os parâmetros de cálculo da perda de
receita foram fixados do seguinte modo: com base em um cenário hipotético, calculou-se a Receita
Esperada, caso não tivesse havido o apagão. Essa Receita Esperada seguiu a premissa de que o
consumo de energia teria aumentado 2,15% no período considerado. Tal percentual foi aplicado
sobre o consumo de energia ocorrido entre junho e dezembro de 2000. Em seguida, multiplicou-se
esse montante de MWh pela tarifa média de 2000, ajustada pelo Índice de Reajuste Tarifário - IRT de
2001 nos meses de reajuste tarifário anual, compensando-se, quando da apuração final da redução de
receita, eventuais aumentos no IRT decorrentes da redução na receita no período de referência para a
apuração desse índice.
Para o período de janeiro e fevereiro de 2002, o cálculo da Receita Esperada levou em
conta que a taxa de crescimento esperada para o consumo de energia elétrica nesses meses seria
negativa: -1,095%. De modo semelhante ao descrito acima, aplicou-se tal percentual sobre o consumo
de energia em igual período de 2001 e multiplicou-se o montante de MWh pela tarifa média de 2001
ajustada pelo IRT de 2002.
Considerando esses elementos, calculou-se o Consumo Esperado de cada
concessionária que, após multiplicado pela tarifa, leva à Receita Esperada. Para o cálculo do
Consumo Esperado utilizou-se a fórmula a seguir, adaptada para os períodos de jun./dez. de 2001 e
jan./fev. de 2002:
k dez
k dez
CEagk
Frd
k jun
i 43
k dex
(CI i ,k xFPi ,k )
i 1
k jun
CEagk
Frd
k jun
i 39
k dex
(CI i ,k xFPi ,k )
i 1
k jun
onde:
I – CEi corresponde ao consumo esperado de cada concessionária distribuidora, se inexistente
o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, sendo i o número de
concessionárias localizadas nas áreas do Sistema Elétrico Interligado Nacional sujeitas ao
Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica ;
II - CEag corresponde ao consumo esperado agregado do mês de referência no exercício de
2000, entendido como energia faturada ao consumidor cativo, nas regiões e períodos de que
trata o § 3º, art. 1º da Resolução da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica n.º 91, de
21 de dezembro de 2001, multiplicado pela taxa de crescimento esperada para o consumo de
energia de junho a dezembro de 2001 de 2,15%; ou multiplicado pelo decréscimo de 1,095%,
para o período de jan. e fev. de 2002;
III – CIi corresponde aos montantes de energia contratados pela concessionária de
distribuição de energia elétrica e homologados pela ANEEL nos termos do art. 10 da Lei nº
15
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
9.648, de 27 de maio de 1998 (contratos iniciais e contratos celebrados antes da edição do
Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, que produzam efeito equivalente ao dos contratos
iniciais), quotas-partes de Itaipu determinadas anualmente pela ANEEL, energia assegurada
ou associada da geração própria e contratos bilaterais das concessionárias de distribuição, já
registrados no MAE ou na ANEEL até novembro de 2001, que tiveram os volumes mensais dos
contratos iniciais reduzidos em 2001 em relação ao mesmo mês de 2000, até o limite da
referida redução, conforme verificação pela ANEEL;
IV – FPi corresponde ao fator que reflete as perdas de energia elétrica das concessionárias
distribuidoras ocorridas na comercialização desse produto, calculado, por concessionária
distribuidora, pela média de doze meses de junho de 2000 a maio de 2001.
Destaca-se, no cálculo da perda de receita, a incidência do chamado Fator Redutor
sobre os valores dos contratos iniciais e equivalentes, de acordo com a seguinte fórmula definida pela
ANEEL, adaptada para os períodos de jun./dez. de 2001 e jan./fev. de 2002:
k dez
k dez
CEagk
Frd
k jun
i 43
k dex
(CI i ,k xFPi ,k )
i 1
k jun
CEagk
Frd
k jun
i 43
k dex
(CI i ,k xFPi ,k )
i 1
k jun
Tal fórmula está contida na fórmula de cálculo do Consumo Esperado e, nos termos da
Resolução nº 31/2002, art. 4º, § 4º, IV, embute as perdas havidas na comercialização de energia
elétrica.
Já para o cálculo da Receita Verificada, foi considerada a receita efetivamente
recebida no período, para cada concessionária distribuidora, calculada pela seguinte fórmula:
RV = RF + RNF1 – RNF0
onde:
I - RV corresponde à receita verificada em cada mês do Programa Emergencial de Redução do
Consumo de Energia Elétrica;
II - RF corresponde à receita faturada para o mercado cativo no mês de referência,
descontado o valor do ICMS;
III - RNF1 corresponde à receita não faturada do mês de referência, descontado o valor do
ICMS; e
IV - RNF0 corresponde à receita não faturada do mês anterior ao de referência, descontado o
valor do ICMS.
Além disso, foram expurgados do cálculo da Receita Verificada os efeitos tarifários da
RTE relativa à recuperação da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela
A” - CVA e de eventuais revisões tarifárias concedidas durante o Programa Emergencial de Redução
do Consumo de Energia Elétrica, bem como os acréscimos de receita decorrentes de mudança de
critério de classificação de consumidores na subclasse residencial baixa renda.
Assim, a perda de receita pode ser calculada do seguinte modo:
Perda de Receita = CI x FPdist x TM x Frd – RV
Para o período de junho a dezembro de 2001 a perda homologada foi de R$
5.054.694.031,88 e para o período de janeiro a fevereiro de 2002 esse valor foi de R$
1.265.736.264,10.
16
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA no período de 1 de janeiro de 2001 a 25 de
outubro de 2001
O Acordo do Setor Elétrico extrapolou a esfera da crise, de modo que as
concessionárias conseguiram incluir nesse Acordo antigas reivindicações do setor, como é o caso dos
valores da “Parcela A” que estão sendo ressarcidos a partir de janeiro de 2001, bem antes do
apagão.
Foi permitido que todas as concessionárias (não só as inseridas nas regiões do
racionamento) repassassem para as tarifas as variações dos seguintes valores ocorridos entre
reajustes tarifários anuais, retroativamente, a partir de 1 de janeiro de 2001:
1)
2)
3)
4)
5)
Variações nos valores dos custos de repasse de potência oriunda de Itaipu Binacional;
Variações nos valores da quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
Variações nos valores da tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional;
Variações nos valores da tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica;
Variações nos valores da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos –
CFURH; e
6) Variações nos valores do Encargo de Serviços do Sistema – ESS.
A ANEEL criou processos específicos para calcular o valor da variação dos itens da
“Parcela A” devidos à cada concessionária. Do mesmo modo que foi feito em relação à perda de
receita, a SFF verificava se os pleitos das concessionárias estavam ou não corretos e propunha o
valor a ser homologado e incorporado nas tarifas pela SRE.
A Resolução ANEEL nº 482, de 29 de agosto de 2002, homologou o montante de R$
1.392.807.117,91 referente às variações de valores financeiros dos itens da “Parcela A”, acima
indicados, no período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001.
Compra de Energia livre do MAE
O Acordo Geral do Setor Elétrico permitiu que fosse repassado ao consumidor a
parcela das despesas com a compra de energia no âmbito do MAE, realizada pelas concessionárias,
permissionárias e autorizadas de geração e de distribuição até dezembro de 2002, decorrentes da
redução da geração de energia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de
Energia - MRE e consideradas nos denominados contratos iniciais e equivalentes. Tal repasse foi
autorizado pela Lei nº 10.438/2002, art. 2º.
O repasse dos custos de aquisição de energia livre no âmbito do MAE ao consumidor
foi disciplinado na Resolução ANEEL nº 249, de 6 de maio de 2002, bem como na Resolução ANEEL
nº 447, de 23 de agosto de 2002.
A Resolução nº 249/2002 tratou, nos arts. 11 e 12, do rateio dos custos relativamente
ao período compreendido entre o fim do racionamento e 31 de dezembro de 2002. Para esse período,
o Acordo Geral do Setor Elétrico previu o seguinte: coube aos geradores a responsabilidade pelo
pagamento da energia livre a eles alocada, limitado ao montante de energia livre valorado a 49,26
R$/MWh. As distribuidoras, por sua vez, deveriam pagar o montante de energia livre valorado pela
diferença entre o preço do MAE - PMAE e o valor de 49,26 R$/MWh. Os recursos para esse
pagamento, destinados também a cobrir ônus tributários e inadimplência, deveriam vir de adicional
tarifário específico.
17
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Esse adicional tarifário específico, disciplinado nos dispositivos citados, foi
denominado “encargo de energia livre adquirida no MAE” e deveria ser identificado e
individualizado na fatura de energia elétrica de cada consumidor. Tendo em vista que o PMAE, após
o racionamento, ficou sempre abaixo do preço-limite fixado, o adicional tarifário jamais foi cobrado
dos consumidores.
A Resolução nº 447/2002, por sua vez, tratou da aquisição de energia livre, tanto no
período acima referido quanto nos períodos anterior e concomitante ao racionamento. Durante o
período anterior, geradores e distribuidores efetuaram pagamento integral da energia livre a eles
alocada pelo MAE, valorada ao PMAE, segundo as regras do mercado.
Já durante o apagão, a energia livre foi tratada da seguinte forma: geradores
efetuaram pagamento integral da energia livre a eles alocada, valorada ao PMAE. Já as
distribuidoras com direito à RTE pagaram aos geradores o montante da energia livre valorado pela
diferença entre PMAE e o valor de R$ 49,26 MWh, equivalente à media ponderada nacional das
tarifas dos contratos iniciais do sistema interligado vigentes em 30/12/2001. Tal pagamento ocorreu
por meio de acordo de reembolso de pagamento de energia livre, a ser quitado com recebíveis
oriundos da parcela de RTE destinada especificamente a esse reembolso, em período flexível. Os
recursos advindos da RTE, arcada pelos consumidores, além de garantir referido pagamento, visaram
à cobertura dos ônus tributários e da inadimplência.
Inicialmente, a ANEEL editou a Resolução nº 483, de 29 de agosto de 2002, em que
homologou o montante de R$ 2.505.224.267,33. Após realização de auditoria no MAE, em que
participaram técnicos da KPMG e do MAE, foi proposto novo valor a ser homologado: R$
2.848.127.541,02.
A principal explicação constante do relatório para a diferença de R$ 342.903.274,31
foi que houve um aprimoramento nos cálculos dos preços da energia livre, que em vez de serem
considerados em intervalos mensais, como feito na época da Resolução, passaram a ser considerados
em intervalos semanais.
Cabe registrar que, até o momento, a ANEEL não editou resolução para homologar os
novos valores.
ANÁLISE
Relativamente à RTE, os maiores problemas identificados na auditoria estão nos
cálculos das perdas de receita.
RECLASSIFICAÇÃO DE CONSUMIDORES BAIXA RENDA, EM 2001
Nos processos de homologação de perda de receita da CEMIG e da ELETROPAULO,
verificamos que foi deduzido da Receita Verificada das concessionárias o valor correspondente aos
acréscimos de receita resultantes da alteração no critério de classificação de consumidores na
subclasse residencial baixa renda. Discordamos desse procedimento. Muito embora a dedução do
aumento de receita em função dos critérios dos consumidores de baixa renda esteja prevista na
Resolução GCE nº 91/2001 e Resolução ANEEL nº 31/2002, entendemos que essa dedução é incabível
por dois motivos. Primeiro, a diminuição do número de consumidores de baixa renda implicou
efetivamente aumento da receita verificada, pois os consumidores passaram a pagar tarifa integral e
não a tarifa social que é subsidiada.
Segundo, a ordem deveria ser inversa, ou seja, esse acréscimo de receita deveria
contribuir para modicidade da tarifa e não para aumentá-la. Tanto é assim, que o art. 2º do Decreto
nº 4.336, de 15 de agosto de 2002, transcrito a seguir, embora não aplicável ao fato concreto, por ter
sido editado posteriormente, reflete a lógica correta ao dispor que o aumento de receita resultante de
18
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
mudança de critérios de classificação de subclasse baixa renda deve contribuir para a modicidade
tarifária:
“Art. 2º. O eventual aumento de receita decorrente da aplicação dos critérios de
classificação de unidades consumidoras na Subclasse Residencial Baixa Renda
estabelecidos no art. 1 º da Lei n º 10.438, de 2002, deverá ser utilizado para modicidade
tarifária, segundo mecanismo a ser estabelecido pela ANEEL até 17 de setembro de 2002.”
Como se observa, as resoluções da CGE e da ANEEL contêm disposição tecnicamente
não-sustentável.
Essa irregularidade ocorreu no cálculo da perda de receita de apenas duas
concessionárias – CEMIG e ELETROPAULO – , entretanto, representou um montante de RTE a
maior para as empresas da ordem de R$ 120 milhões. Vejamos o quadro a seguir:
Quadro V – Valores Deduzidos da Receita Verificada Relativo à Baixa Renda
Concessionária
Jun. a Dez./2001 - R$
Jan.-Fev./2002 - R$
30.206.952,00
9.282.883,00
CEMIG
45.420.691,00
35.734.222,00
ELETROPAULO
Total
Total - R$
39.489.835,00
81.154.913,00
120.644.748,00
A propósito, cabe mencionar que, mesmo no caso do enquadramento de consumidores
como baixa renda, fundamentado na Lei nº 10.438/2002, que instituiu novos critérios para
enquadramento na subclasse baixa renda, as concessionárias estão recebendo subsídio econômico
diretamente da Eletrobrás por meio do RGR – Reserva Global de Reversão. Logo, ainda assim, não se
justificaria ressarcir as concessionárias mediante RTE porque estar-se-ia devolvendo o valor
deduzido em duplicidade.
Em resumo, a situação acima descrita, no mínimo, está em conflito com a finalidade da
recomposição tarifária, senão vejamos: durante o apagão, as concessionárias alegaram que
auferiram um aumento de receita devido à reclassificação dos consumidores baixa renda; se a receita
aumentou foi porque o número de consumidores baixa renda diminuiu e um maior número de
consumidores passou a pagar tarifa integral. Logo, houve um resultado positivo para as
concessionárias. Como no Acordo Geral do Setor foi permitido deduzir esse aumento de receita da
Receita Verificada, as duas concessionárias foram ressarcidas de uma Perda de Receita que
efetivamente não ocorreu; ao contrário, foram ressarcidas de um benefício obtido.
Vale ressaltar que, nessa ocasião, a Lei nº 10.438/2002 não estava em vigor, portanto,
não se sabe qual a origem dessa reclassificação. A ANEEL alegou que não autorizou a Eletropaulo a
reclassificar consumidores, mas que a concessionária obteve, judicialmente, liminar para respaldar
seu procedimento (fls. 49/50). Já a CEMIG obteve autorização da própria Agência, como consta do
Relatório de Fiscalização inserto nos autos do processo que formalizou a perda de receitas daquela
concessionária. (Vol. 3, fls. 107). Os técnicos da ANEEL, contudo, não conseguiram fornecer à equipe
de auditoria as justificativas técnicas para a aceitação ou recusa da ANEEL quanto à permissão para
as concessionárias reclassificarem consumidores.
A equipe de auditoria também indagou à ANEEL, por escrito, qual o fundamento de ter
sido permitido abater da Receita Verificada o aumento obtido pela reclassificação baixa renda. Como
resposta, foi alegado que o abatimento havia sido definido no Acordo Geral do Setor Elétrico e na
Resolução GCE nº 91/2001 e que à ANEEL coube apenas cumprir a determinação da GCE.
Cabe mencionar ainda que, após a entrada em vigor da Lei nº 10.438/2002, ao
contrário do ocorrido em 2001, tanto a ELETROPAULO como a CEMIG tiveram um aumento no
número de consumidores de baixa renda. Em conseqüência, receberem subvenção econômica para
compensar a redução na receita em vista do aumento dos consumidores de baixa renda.
19
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Quadro VI - Nº Consumidores baixa renda antes e depois da Lei 10.438/2002
Concessionária
ELETROPAULO
CEMIG
Antes da Lei
485.853
1.478.515
Depois da lei
786.179
2.182.362
”
Fonte: ANEEL
Sobre a adequação da reclassificação dos consumidores de baixa renda para efeito do
cálculo da perda de receita da CEMIG e da Eletropaulo o MP realizou análise sobre o tema e se
manifestou como se segue.
“A respeito do assunto, assiste inteira razão à equipe da Sefid quando afirma, no bojo
do relatório de auditoria, que “está em conflito com a finalidade da recomposição tarifária” a
dedução do acréscimo de receita decorrente da alteração do critério de classificação dos
consumidores da subclasse residencial baixa renda (fl. 66, item 88, v.p.).
Embora as previsões normativas vigentes à época dos fatos autorizassem a exclusão, do
cálculo da receita verificada em cada mês de racionamento, dos referidos acréscimos (artigo 2º, § 3º,
da Resolução GCE 91, de 21.12.2001; artigo 4º, § 2º, da Resolução Aneel 31, de 24.1.2002, e artigo
4º, § 2º, da Resolução Aneel 369, de 3.7.2002 - fls. 17, 66 e 70, v.1), é inegável que tais normativos
violavam frontalmente o princípio da modicidade tarifária. Não é demais ressaltar que os princípios
são dotados de normatividade e têm plena eficácia e prevalência sobre as regras. De fato, a moderna
doutrina jurídica reconhece duas espécies de normas: os princípios e as regras constantes de textos
legais e infralegais, estas sujeitas àqueles.
Tanto tais normas infralegais não faziam sentido e eram mesmo antijurídicas,
porquanto violavam o princípio da modicidade tarifária, que o Governo Federal editou o Decreto
4.336, de 15.8.2002, em que se prevê expressamente que, para fins de modicidade tarifária, deverá
ser utilizado eventual aumento de receita decorrente da aplicação dos critérios de classificação de
unidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda (artigo 2º - fl. 61, v.1). Isso é
absolutamente lógico. Não pode ser diferente, sob pena de se admitir um injustificado desequilíbrio da
equação econômico-financeira da concessão em favor da concessionária e em nítido prejuízo da
sociedade.
Conforme jurisprudência assente no egrégio STJ (REsp 655130/RJ, DJ 28.5.2007), os
usuários têm direito ao serviço público adequado, assim entendido aquele que satisfaz as condições de
regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua
prestação e modicidade das tarifas (Lei 8.987/1995, artigos 6º, § 1º, e 7º, inciso I).
Segundo relato da Sefid nos autos do TC-021.975/2007-0, no qual foi adotado o
Acórdão 2.210/2008 – Plenário:
a) de acordo com a Lei 9.427/1996, as atuais regras jurídicas e econômicas relativas
ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica
no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos, cuja principal finalidade é o
aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço atendendo ao princípio da modicidade
tarifária;
b) o modelo de remuneração de concessionárias de energia elétrica é baseado na
premissa de que a tarifa aplicada à quantidade de energia vendida gera a receita necessária para
cobrir os custos da empresa, mas compete ao ente regulador criar mecanismos de incentivo para que
as empresas administrem seus custos de maneira eficiente, buscando o princípio da modicidade
tarifária.
Nesse cenário, consoante manifestação da Sefid transcrita no relatório que antecede o
Acórdão 1.865/2008 – Plenário, cabe à agência reguladora buscar sempre o equilíbrio entre a
modicidade tarifária e a sustentabilidade econômico-financeira da concessão de serviço público, de
modo que não deve o regulador privilegiar apenas a tarifa módica, pois, assim agindo, poderá vir a
20
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
comprometer as operações necessárias à boa prestação do serviço público, mas também não deve ser
complacente com a tarifa, pois assim não trará benefícios econômicos à sociedade.
Na sistemática vigente, pois, não se admite a apropriação indevida de ganhos pelas
concessionárias, sem compartilhamento com o consumidor final. A afronta a princípios ou a
dispositivo legal que rege a concessão de serviços públicos abre ensejo ao controle repressivo por
parte do TCU e à expedição de determinação corretiva (v.g., Acórdãos 1.369/2006 e 2.210/2008,
ambos do Plenário).
No caso concreto, é forçoso reconhecer que, ao não contribuir para a modicidade
tarifária, a não-dedução do acréscimo de receita onerou indevidamente os consumidores, situação
que pode e deve ser corrigida.
À luz do exposto, mostra-se oportuna a proposta da Sefid de expedição de
determinação à Câmara de Gestão do Setor Elétrico, na qualidade de gerenciadora do Programa
Estratégico Emergencial de Energia Elétrica, a fim de que esta “examine os processos de
homologação de perda de receita – períodos de junho a dezembro de 2001 e janeiro e fevereiro de
2002 – das concessionárias Cemig e Eletropaulo, com o objetivo de avaliar a legitimidade de se
deduzir da Receita Verificada „os acréscimos de receita decorrentes da mudança de critério de
classificação de consumidores na subclasse residencial baixa renda‟ (Resolução GCE 91, de
21.12.2001, artigo 2º, § 3º), tendo em vista que, ao contrário do que ocorreu, tal acréscimo, por
significar ganho permanente para as concessionárias, deveria ter contribuído para a modicidade
das tarifas” (fls. 273/4, item II, v.7).
Outra questão tratada no relatório de auditoria, mas que não foi objeto de proposta de
encaminhamento da Sefid, diz respeito à ausência, em princípio, de respaldo legal para que as
concessionárias fizessem, à época, o recadastramento das unidades consumidoras enquadradas na
subclasse “residencial baixa renda”, tema este que também merece a atenção deste Tribunal.
Conforme relatado anteriormente, a Cemig noticiou que terminara o recadastramento
no exercício de 2000, contudo, as normas que tratam da matéria datam de 1993, 1995 e 1996
(Portarias Dnaee 922, de 28.7.1993; 437, de 3.11.1995, 242, de 1.7.1996 - fls. 72/4, v. 6), de modo
que não haveria, à primeira vista, razão para, em 2000, efetuar-se reclassificação de baixa renda.
A próxima legislação acerca do tema é a Lei 10.438, de 26.4.2002, que altera os critérios para a
inclusão/exclusão de consumidores de baixa renda (fls. 48/58, v.1).
Por sua vez, a Eletropaulo alega que a reclassificação foi resultado de ação judicial
impetrada no ano de 2000, período em que não se discutia a possibilidade de implementação do
programa de racionamento, e que o direito fora reconhecido no ano de 2001 (fl. 114, v.p.). Nestes
autos, entretanto, não há informações adicionais a respeito que permitam avaliar a questão.
Nesse contexto, cumpre, pois, determinar à Câmara de Gestão do Setor Elétrico que, ao
reexaminar os processos de homologação de perda de receita das concessionárias Cemig e
Eletropaulo, também verifique a legalidade dos recadastramentos de consumidores residenciais de
baixa renda promovidos pela Cemig e pela Eletropaulo nos exercícios de 2000/2001.”
Continua a instrução da Unidade Técnica.
“FISCALIZAÇÃO INCONSISTENTE
Da amostra obtida entre as 43 concessionárias que tiveram direito ao ressarcimento da
Perda de Receita com a implantação do PERCEE, merece destaque o processo relativo à CEMIG.
Consta desse processo a Nota Técnica nº 302 – SFF/ANEEL, de 04 de setembro de 2002, (Vol. 3, fls.
111/115), onde está registrado que a empresa declarou ter obtido Perda de Receita da ordem de R$
692.794.803,00 no período de junho a dezembro de 2001, tendo a ANEEL homologado um valor
21
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
superior em 4,5%, ou seja: R$ 724.097.776,00, perfazendo uma diferença a maior em favor da
concessionária de R$ 31.302.297,00.
A razão da diferença a favor da CEMIG não está clara no processo de homologação
das perdas de receita. Observa-se da leitura da Nota Técnica nº 302/2002 que a ANEEL considerou
diferentes valores para: Tarifa Média, Contratos Iniciais, Fator de Perdas e Receita Verificada. O
somatório dessas diferenças gerou o valor homologado maior que o pleiteado pela CEMIG.
Entre as divergências consideradas pela ANEEL no cálculo da perda de receita,
ressalta-se a relativa à Receita Verificada. A mencionada nota técnica indica que, após a fiscalização
na CEMIG para comprovar a veracidade dos valores informados pela empresa acerca daReceita
Verificada e do montante dos Contratos Iniciais, foram apurados os seguintes desvios:
Quadro VII – Desvios apontados no Relatório ANEEL
Itens
Energia Reativa
Desvios (R$)
(9.525.793,00)
Receita de Fornecimento de Energia a Consumidores Livres
(53.771.728,00)
Receita de Uso de Rede de Transmissão
(31.517.141,00)
Efeito do Recadastramento
(30.206.952,00)
Ajuste de Provisão (estorno da provisão de dez/2002 da receita 38.268.698,00
de contabilização do MAE)
Os desvios considerados pela SFF que fundamentaram a homologação de um valor
maior que o pleiteado pela ANEEL (Nota Técnica nº 361/SRE/ANEEL, de 31 de dezembro de 2002)
foram verificados durante auditoria realizada na CEMIG, pela equipe coordenada pela ANEEL, em
parceria com a Ernst Young Auditores Independentes S/C. De acordo com o relatório elaborado pela
referida equipe (Vol.3, fls.105), a CEMIG não teria contemplado na planilha de cálculo da perda de
receita os valores concernentes às receitas de clientes livres, o efeito do recadastramento e de energia
reativa obtida no período de junho a dezembro de 2001 e teria incluído a receita de uso da rede
básica de transmissão para os meses de outubro e novembro de 2001.
Ocorre que, ao analisarmos o processo de homologação das perdas de receita da
CEMIG, constatamos que as planilhas encaminhadas pela concessionária à ANEEL não
apresentavam os desvios verificados pela SFF, o que nos levou a indagar formalmente aquela Agência
sobre os motivos das divergências de dados. A esse respeito, transcrevemos a resposta formulada pela
SFF (fls. 47):
“Os valores apresentados pela CEMIG, página 39 do citado Processo,
relativamente à diminuição da RECEITA VERIFICADA, dos valores dos Consumidores
Livres e Efeito do Recadastramento estão de acordo com os da ANEEL.
Em 14/6/02, a CEMIG encaminhou a esta Agência a Carta nº PP/TF-173/A-2002,
fls. 70 e 71 do citado Processo, concordando com os números definidos pela ANEEL, da
Receita Verificada de R$ 1.885.018 [mil].
A Fiscalização da ANEEL, no Relatório de Fiscalização (fls. 80 do citado
Processo), quando da visita na concessionária, fez apenas a decomposição dos valores
corretos envolvidos na apuração da Receita Verificada e encontrou na empresa o valor
de R$ 1.885.018 [mil], que foi o valor computado pela ANEEL na apuração da Perda de
Receita da CEMIG, portanto, o desvio apontado na fls. 80 não está compatível, pois a
concessionária em seu pleito já deduzira os valores citados.” [sem grifo no original]
22
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Observa-se claramente a inconsistência nos procedimentos da ANEEL, uma vez que a
Nota Técnica nº 302/2002-SFF-ANEEL utiliza como um dos fundamentos para propor a homologação
de uma perda de receita maior que a pleiteada pela CEMIG exatamente os desvios verificados
durante fiscalização na concessionária (Vol. 3, fls. 111/113). Ora, se tais desvios não existiram não há
justificativas para constarem do relatório de fiscalização nem da nota técnica. Além do mais, se não
há divergências entre os dados apresentados pela CEMIG e os fiscalizados e validados pela ANEEL,
como explicar a diferença, a favor da concessionária, de R$ 31.302.297,00?
Fatos como esse exemplificam a falta de transparência e de objetividade de
procedimentos que marcaram os processos de homologação da perda de receitas pela ANEEL. Não é
possível, a partir das processos formais e das planilhas de cálculo elaboradas pelo órgão regulador,
concluirmos com segurança sobre a correção dos valores homologados, uma vez que não há
explicações claras e suficientes para esses valores.
A mesma crítica que fizemos em relação à homologação dos custos incorridos com o
PERCEE pode ser feita a respeito da homologação dos valores relativos à perda de receita. O fato de
a ANEEL ter recorrido a consultores externos contratados para fiscalizar e assessorar os cálculos das
perdas de receita, delegando a poucos técnicos a coordenação desses trabalhos, prejudicou
sobremaneira a transparência do processo, uma vez que os técnicos da ANEEL não conhecem
detalhadamente os métodos de cálculo, tendo apenas validado o que foi feito pelos consultores
contratados.”
No que tange à diferença homologada a maior pela ANEEL, em relação ao pleito da
CEMIG nas perdas de receita, o MP dissentiu da Unidade Técnica e entendeu adequados os
procedimentos da agência, conforme se segue.
“Ao ver do Ministério Público, a unidade técnica não localizou os desvios nas planilhas
encaminhadas pela Cemig pelo fato de os desvios serem referentes aos valores considerados para o
cálculo do montante que constou do texto da carta da Cemig, qual seja, R$ 692.848.600,00 (fls.
53/5, v.3), ao passo que as planilhas anexas examinadas pela unidade técnica retratavam valor
distinto (R$ 828.191,6 mil), conforme consta à fl. 72, v.3, em razão de ajustes procedidos por
orientação da Aneel. Quer-nos parecer, portanto, que a dedução a que se referiu a resposta da
Aneel já havia ocorrido, então, nos valores constantes da planilha e não nos cálculos que levaram
ao valor mencionado na carta, como interpretou a auditoria da Sefid.
Observo, no entanto, que o valor da planilha (R$ 828.191.600,00 – fl. 72, v.3) também é
diferente do valor homologado (R$ 724.097.776,24 – fls. 114/5, v.3), o que poderia causar
perplexidade – e o que contribuiu para confundir a auditoria –, já que é quanto a eles que a Aneel
alega que os desvios já haviam sido ajustados. Parte da diferença pode ser explicada pelo fato de
que nem todos os desvios detectados pela Aneel haviam, na verdade, sido descontados nessa
planilha. A Cemig, embora autorizada, não deduziu da receita verificada o valor de R$
9.525.793,00 relativo à energia reativa (fl. 72, v.3). Além disso, verifiquei que a Cemig considerou,
no cálculo da perda de receita, fator redutor igual a 0,97659 (fl. 62, v.3), ao passo que o valor
considerado correto pela Aneel é de 0,93584 (fl. 46, v.3). Estes dois ajustes contribuem para
explicar a diferença entre o valor pleiteado pela empresa nos anexos da carta encaminhada à
Aneel e o valor homologado pela agência reguladora.
Ainda sobre o assunto, os autos não permitem antever outros elementos de crítica ao
valor homologado pela agência reguladora, motivo pelo qual o Ministério Público junto ao TCU
dissente da proposta no sentido de que seja determinado à Aneel que proceda, na próxima revisão
tarifária, ao desconto da importância indicada pela Sefid (fl. 273, alínea “b”, v.7).”
23
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Transcrevo a continuação da instrução da Unidade Técnica.
“Fator de Redução para a Recomposição de Receita
Como já mencionado anteriormente, a ANEEL definiu dois Fatores de Redução para a
Recomposição de Receita, sendo um de junho a dezembro de 2001 = 0,93584; e outro de janeiro e
fevereiro de 2002 = 0,99333. Para efeitos didáticos, nos concentraremos no período de junho a
dezembro/2001, cuja fórmula de cálculo do Fator de Redução reproduzimos novamente:
k dez
CEagk
Frd
k jun
i 43
k dex
(CI i ,k xFPi ,k )
i 1
k jun
O art. 4º, § 4º, item IV, da Resolução ANEEL 031/2002 definiu que o Fator de Perdas
(FP) engloba todas as perdas de energia elétrica das concessionárias distribuidoras ocorridas na
comercialização desse produto.
Em vista do mencionado dispositivo, os técnicos da PSR Consultoria Ltda, empresa que
assessorou a ANEEL e a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica durante o apagão,
alertaram a ANEEL de que somente considerar o Fator de Perda da Distribuição (FPdist) não estava
de acordo com a metodologia contida na norma estabelecida pela agência reguladora, tendo
concluído que: “para comercializar sua energia, as distribuidoras incorrem em 50% (cinqüenta por
cento) das perdas da rede básica e 100% (cem por cento) das perdas de distribuição. Desta forma, o
cálculo do Fperdas [Fator Perdas] deve levar em consideração estas duas perdas de energia
elétrica.” Segundo o estudo, o FP seria o produto do Fator de Perdas da distribuição (FPdist) e do
Fator de Perdas da rede básica incorrido pela concessionária distribuidora (Fptrans.). Ou seja: FP =
FPdist x FPtrans.”(fls.22 )
Fundamentada no estudo da PSR Consultoria, a ANEEL, por intermédio das
Superintendências de Fiscalização Econômica e Financeira e de Regulação Econômica, expediu às
concessionárias incluídas no PERCEE ofícios, datados de 10 de junho de 2002 (fls. 25/30), em que
informava sobre a metodologia aplicada no cálculo do Fator de Perdas e, conseqüentemente, na
apuração da perda de receita e avisava que deveriam ser levados em consideração o Fator de Perdas
da Distribuição e o Fator de Perdas da Rede Básica, expressos pelo produto: FP = FPdist x
FPtrans..
Após a expedição dos citados ofícios, a Associação Brasileira das Distribuidoras de
Energia Elétrica –ABRADEE e diversas concessionárias distribuidoras procuraram a ANEEL para
reivindicar a exclusão do Fator de Perdas da Rede Básica (FPtrans), alegando que no Acordo Geral
do Setor Elétrico não constava a inclusão desse fator.
Diante das pressões, a ANEEL submeteu a questão ao Comitê de Revitalização do Setor
Elétrico que orientou a agência reguladora a recuar em sua decisão e inserir nos cálculos da Receita
Esperada apenas o Fator de Perdas na Distribuição (Fpdist) - (Vol. 3, fls. 42/43).
As divergências de entendimento sobre o significado do Fator Perdas e as alterações de
métodos de cálculo do Fator de Redução demonstram falhas na regulação. Primeiro, a ANEEL
24
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
elaborou resolução cujo texto confuso deu margem a dúvidas e a interpretações díspares,
especialmente em relação ao conceito de Fator Perdas. Segundo, a decisão de apenas considerar no
cálculo do Fator de Redução – e, conseqüentemente, da Receita Esperada – o Fator Perdas na
distribuição não foi motivada. A ANEEL apenas seguiu orientação do Comitê de Revitalização sem
que fosse explicitada a razão técnica para a aceitação do pleito da ABRADEE.
Variação de itens da “parcela a”
Não identificamos problemas nos cálculos das variações de valores de itens
concernentes à “Parcela A”.
O ponto a ser destacado não se refere a procedimentos da ANEEL, mas sim à decisão
do Governo de incorporar nas tarifas variações que não têm nenhum vínculo com o programa de
racionamento, inclusive para concessionárias não sujeitas ao PERCEE e, além disso, considerando
um período antecedente a esse programa (janeiro a junho de 2001).
COMPRA DE ENERGIA LIVRE NO MAE
A respeito do procedimento adotado para a ANEEL homologar a parcela relativa à
compra de energia livre no âmbito do MAE, não houve expedição de nova resolução da ANEEL, em
substituição à Resolução nº 483, de 29 de agosto de 2002, que homologou o montante de R$
2.505.224.267,33.
Entendemos ser fundamental que a ANEEL, urgentemente, dê publicidade aos novos
valores homologados, tendo em vista a diferença significativa - R$ 342.903.274,31 -, nos novos
valores a serem incorporados à RTE e, conseqüentemente, à tarifa paga pelos consumidores.”
O MP averiguou que foi editada a Resolução Normativa Aneel 1/2004 (DOU
16.1.2004), por meio da qual, dentre outras providências, foi retificado o montante homologado pela
Resolução Aneel 483, de 29.8.2002, para R$ 2.853.557.496,62, a preços de 28.2.2002, relativo à
compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, durante a vigência do
Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica - Percee, no período de 1º.6.2001
a 28.2.2002.
Dou prosseguimento à transcrição da instrução da Unidade Técnica.
“CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VALORES DE ITENS DA “PARCELA A” – CVA
DESCRIÇÃO E FUNDAMENTAÇÃO LEGAL
As variações nos valores dos itens da “Parcela A” passaram a integrar
permanentemente as tarifas por meio da Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda
e de Minas e Energia nº 296, de 25 de outubro de 2001, substituída, pela Portaria Interministerial nº
25, de 24 de janeiro de 2002, que estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de
Itens da “Parcela A”- CVA.
Conforme já mencionado anteriormente, essa conta envolve a variação, entre as datas
dos reajustes tarifários, dos seguintes itens de custo da “Parcela A”, constantes dos contratos de
concessão de distribuição de energia elétrica: tarifa de repasse de potência de Itaipu Binacional;
quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis - CCC; tarifa de transporte de energia
elétrica proveniente de Itaipu Binacional; tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da
Rede Básica; compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos; encargos de serviços do
sistema – ESS. A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia
25
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
nº 116, de 04 de abril de 2003, incluiu entre os itens de custo da “Parcela A” a terem as variações de
valores compensadas nos reajustes tarifários a quota de recolhimento à Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE.
O saldo da CVA, nos termos da Portaria Interministerial nº 25/2002, “é definido como
o somatório das diferenças, positivas ou negativas, entre o valor do item na data do reajuste tarifário
da concessionária de distribuição de energia elétrica e o valor do referido item na data de pagamento,
acrescida da respectiva remuneração financeira.”
A remuneração financeira incidente sobre o saldo da CVA é calculada com base na
taxa de juros SELIC mais 1% a.a., no período correspondente à data de ocorrência da diferença no
valor de cada item da “Parcela A” até a data do reajuste tarifário contratual subseqüente (art. 2º,
§2º, da Portaria Interministerial nº 25/2002).
IMPACTO TARIFÁRIO E PROCEDIMENTOS
O impacto da CVA nas tarifas é definido ano a ano, por ocasião dos reajustes
tarifários. Para 2003, o valor total da CVA calculado pela ANEEL, a ser compensado nas tarifas nas
data de reajuste, foi calculado em R$ 1.708.384.279,66.
Para cada item, a ANEEL editou uma resolução específica, indicando como seria a
remuneração da conta e a compensação do saldo da CVA nos reajustes tarifários. Foram, assim,
publicadas as Resoluções ANEEL nºs 491 a 495, todas de 20 de novembro de 2001 e a Resolução nº
89, de 18 de fevereiro de 2002.
O saldo da CVA deve ser compensado nas tarifas de fornecimento de energia elétrica
da concessionária nos 12 (doze) meses seguintes à data de reajuste tarifário anual. Eventual diferença
deve ser considerada no reajuste tarifário posterior.
O saldo da CVA não compensado será remunerado com base na taxa SELIC para o
período, até a data da efetiva compensação. Para fins de cálculo do índice de reajuste tarifário anual,
essa remuneração será calculada para o período subseqüente de doze meses, utilizando-se para a
projeção da taxa de juros a menor taxa obtida da comparação entre a taxa média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC para
títulos públicos federais, divulgada pelo Banco Central do Brasil, e a projeção de variação indicada
no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias e
Futuros.
Registre-se que, a despeito de o saldo da CVA estar sendo contabilizado pelas
concessionárias para fins de compensação na data de reajuste tarifário, os valores homologados pela
ANEEL sob essa rubrica, para os reajustes tarifários ocorridos entre 8 de abril de 2003 e 7 de abril
de 2004, não estão sendo repassados para as tarifas. Isso porque a Portaria Interministerial nº
116/2003, determinou o adiamento por doze meses da compensação do saldo da CVA, para os
reajustes anuais que ocorrerem nesse período.
O saldo da CVA nesse período está sendo remunerado pela taxa média ajustada dos
financiamentos diários de títulos públicos federais, apurados no Sistema Especial de Liquidação e de
Custódia – SELIC.
Devido ao adiamento do repasse da CVA para as tarifas, as concessionárias estarão,
nos próximos meses, recebendo empréstimos do BNDES, da ordem de R$ 1.708.384.279,66, que é o
total da conta em 2003, conforme autorizado pela Medida Provisória nº 127/2003 .
26
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
ANÁLISE
Da amostra de processos de reajuste tarifário anual de 2002 de concessionárias
sujeitas ao PERCEE, não identificamos problemas nos cálculos da CVA
Encargo de energia livre emergencial
DESCRIÇÃO E FUNDAMENTAÇÃO LEGAL
Além dos encargos descritos acima, que incidem ou incidirão sobre as tarifas, os
consumidores arcam com o adicional tarifário relativo à contratação de capacidade de geração ou
potência, instituído pela Medida Provisória nº 14/2001, convertida na Lei nº 10.438/2002, nos
seguintes termos:
“Art. 1º. Os custos, inclusive de natureza operacional, tributária e administrativa,
relativas à aquisição de energia elétrica (kWh) e à contratação de capacidade de geração
ou potência (kW) pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE serão
rateados entre todas as classes de consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico
Nacional Interligado, proporcionalmente ao consumo individual verificado, mediante
adicional tarifário específico, segundo regulamentação a ser estabelecida pela Agência
Nacional de Energia Elétrica - Aneel.”
Em decorrência do apagão, a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - CGE
atribuiu ao Ministério de Minas e Energia - MME a adoção de medidas necessárias à viabilização do
aumento da capacidade de geração e da oferta de energia elétrica de qualquer fonte em curto prazo,
visando à superação da crise e ao reequilíbrio do balanço energético.
A CBEE, empresa pública vinculada ao MME, com criação autorizada pela Medida
Provisória nº 2.209, de 29 de agosto de 2001, e constituída pelo Decreto nº 3.900, de 29 de agosto de
2001, tem como objetivo a aquisição, arrendamento e alienação de bens e direitos, a celebração de
contratos e a prática de atos destinados a viabilizar o aumento da capacidade de geração e da oferta
de energia elétrica.
Para assegurar o caráter transitório dessa empresa, a CBEE possui, em seu estatuto,
uma data específica para sua liquidação: 30 de junho de 2006. Os contratos de energia da empresa
com os produtores independentes durarão somente até 31 de dezembro de 2005. Para a consecução
do objetivo social da CBEE, houve aporte do Tesouro Nacional, da ordem de R$ 800 milhões. A
Medida Provisória nº 14, convertida na Lei nº 10.438, de 26 abril de 2002, instituiu o Encargo de
Capacidade Emergencial - ECE e o Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial, a serem
pagos pelos consumidores de energia elétrica. O primeiro encargo destina-se a cobrir os custos de
contratação de capacidade (MW) e combustível para realização de testes das usinas contratadas pela
CBEE. O segundo encargo destina-se a cobrir os custos de aquisição de energia elétrica e
combustível, em caso de necessidade de operação das usinas contratadas pela CBEE. Foram
contratados 26 Produtores Independentes de Energia Elétrica - PIE para o suprimento de energia
elétrica às regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste, por meio de 54 usinas termelétricas de potências
e características variadas, instaladas em terra ou embarcadas, utilizando óleo diesel ou óleo
combustível. Esses contratos prevêem a disponibilização pelos PIE‟s de potência e energia.
Até junho de 2003, 30 das 54 usinas estavam prontas para gerar energia. Porém, as
usinas somente serão “despachadas” caso haja novamente períodos de hidrologia crítica. Entretanto,
as previsões são de que dificilmente isso ocorrerá, pois, após o apagão, houve uma retração do
consumo de energia elétrica. Aliado a esse fator, houve a recuperação do nível dos reservatórios, o
que perfaz um excesso de 7,5 mil megawatts (MW) médios no sistema elétrico brasileiro.
27
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Atualmente, a CBEE limita-se a acompanhar a implantação das usinas e a
administração dos contratos com os PIE´s. Após expirado o contrato, os produtores poderão desativar
seus equipamentos, mesmo sem utilizá-los. Embora a probabilidade maior seja de que as usinas não
entrarão em operação, não se cogita de rescindir os contratos firmados, tendo em vista que tais
contratos possuem cláusulas indenizatórias, caso haja rescisão, estando previsto o pagamento de
multas sobre o saldo devido. Assim, dispensar as térmicas sairia mais caro do que mantê-las
inoperantes.
Convém destacar que essas usinas são alugadas, portanto, não estarão disponíveis
definitivamente nem incorporadas ao patrimônio do setor elétrico nacional.
Com a mesma fundamentação legal que respalda a cobrança do encargo de capacidade
emergencial, foi instituído o “encargo de aquisição de energia elétrica emergencial”. Esse encargo,
no entanto, só deverá ser cobrado do consumidor no caso de os Produtores Independentes de Energia
- PIE, que firmaram contrato com a CBEE, necessitarem de colocar em operação as usinas
termelétricas instaladas.
Ressaltamos que a Lei nº 10.438/2002 excluiu do rateio dos custos de contratação e de
aquisição de energia emergencial os consumidores integrantes da subclasse residencial baixa renda e
os consumidores cujo consumo mensal seja menor que 350 kWh integrantes da classe residencial e
menor que 700 kWh integrantes da classe rural.
PROCEDIMENTOS
A ANEEL editou a Resolução nº 249, de 06 de maio de 2002, com o intuito de dar
cumprimento ao art. 1º da Lei nº 10.438/2002, tendo denominado o adicional tarifário relativo à
contratação de capacidade de geração ou potência de “encargo de capacidade emergencial”,
popularmente conhecido como “seguro-apagão”. Tal encargo é individualizado e identificado na
fatura de energia elétrica do consumidor, devendo vigorar até 30 de junho de 2006.
O encargo de capacidade emergencial é estabelecido pela ANEEL, em R$/kWh, com
base no custo referente à contratação de capacidade de geração ou potência previsto pela CBEE e
consumo realizado de energia elétrica, no ano anterior, pelo consumidor final atendido pelo Sistema
Elétrico Interligado Nacional.
Em 07/02/2002, a ANEEL, por meio da Resolução nº 71, estabeleceu critérios e
procedimentos para a definição de encargos tarifários relativos à aquisição de energia elétrica e à
contratação de capacidade de geração ou potência pela CBEE, e fixou o valor de R$ 0,0049/kWh o
Encargo de Capacidade Emergencial. Esse valor foi reajustado em julho de 2002 para R$ 0,0057/kWh
e, embora a norma tenha estabelecido que o reajuste seria trimestral, somente em julho de 2003
sofreu novo reajuste de 15,78%, passando para R$ 0,0066/kWh. O peso desse valor sobre a tarifa é da
ordem de 2%.
Os contratos firmados pela CBEE com os PIE‟s prevêem reajustamento do preço da
Potência Contratada, utilizando-se fórmula específica, por meio dos coeficientes denominados K1 e
K2. O K1 expressa a participação dos custos incorridos em moeda nacional em relação aos custos
totais e o coeficiente K2 expressa a participação dos custos incorridos em dólar também em relação
aos custos totais.
A parcela do preço referente ao K1 é reajustada anualmente pelo IGP-M, enquanto que
a parcela relativa ao K2 é reajustada mensalmente, com base na cotação média do dólar no mês
anterior ao mês do reajuste em processamento.
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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
IMPACTO TARIFÁRIO
Os contratos de aluguel de usinas termelétricas firmados entre a CBEE e os PIE‟s
expirarão em 2005. Até lá, mantidas as previsões atuais, terão sido pagos, cobertos pelo Encargo de
Capacidade Emergencial recolhido mensalmente dos consumidores, desde março de 2002. Se as
térmicas necessitarem entrar em operação, será cobrado o Encargo de Aquisição de Energia Elétrica
Emergencial. Nesse caso, considerando a operação conjunta de todas as térmicas, durante o prazo
contratual, o valor despendido pode atingir o limite de 13.905.954.937,21 (1.851,28 MW), a preços de
março de 2002 (portanto, sem considerar os reajustes).
A Lei nº 10.438/2002 autorizou a União a emitir títulos da Dívida Pública Federal
diretamente à CBEE no valor de R$ 11 bilhões, os quais serão mantidos como garantia das operações
que venham a ser contratadas por aquela Empresa, tendo a Caixa Econômica Federal - CAIXA como
agente financeiro da operação.
O Encargo de Capacidade Emergencial teve o seu primeiro faturamento no mês de
março de 2002, com o início da arrecadação no mês seguinte. Em 31 de maio de 2003, o valor
arrecadado com o ECE foi da ordem de R$ 1.437.531.846,47. Até essa mesma data, foram pagos R$
1.397.031.252,00 aos PIE´s. Somente no período de junho/2003 e maio/2004 serão pagos aos PIE‟s
R$ 60.836.500,00 por conta de reajuste do K2.
ANÁLISE
Não identificamos impropriedades nos cálculos realizados.
O ponto a ser ressaltado aqui envolve questão de política e escolha pública. Para
dimensionarmos quanto representa o montante previsto de arrecadação (R$ 6,747bilhões) com o
Encargo de Capacidade Emergencial, registramos que, para promover a universalização do acesso à
energia elétrica para 11 milhões de brasileiros, faz-se necessário R$ 7,3 bilhões, sendo R$ 500
milhões para atender aos excluídos elétricos residentes em áreas urbanas e R$ 6,8 bilhões em área
rural.
IMPACTO DO APAGÃO PARA CONSUMIDORES/CONTRIBUINTES
Os valores expostos no Quadro IX serão incorporados às tarifas ao longo dos próximos
72 meses (6 anos). Esse período representa o tempo médio para a absorção final dos valores na tarifa.
Para cada empresa, porém, foi calculado o período de incidência da RTE nas tarifas. O maior
período é da CERJ cujo prazo máximo para implementação da RTE é de 9,5 anos, ao passo que a
SULGIPE esse prazo é de apenas 1 ano.
Nos Quadros IX e X, abaixo, estão os valores relativos aos custos do apagãoNota-se-se
que o valor final é R$ 32.215.550.898, entretanto, dividiu-se em dois quadros para que se
diferenciasse o valor que o consumidor está arcando diretamente. No primeiro, que totaliza R$ 19,6
bilhões, os valores estão sendo incorporados diretamente nas tarifas pagas pelos usuários. No
segundo, que totaliza R$ 12 bilhões, estão sendo pagos pelos contribuintes brasileiros.
Quanto ao Quadro IX, cabem dois comentários: (1) esses valores são nominais, estão
sendo corrigidos pela SELIC mais 1% a.a. Parte desses valores, R$ 7,3 bi, já foram repassados para
as empresas integrantes do PERCEE via BNDES; (2) o valor relativo à CBEE (6,7 bilhões) refere-se
apenas à contratação da capacidade, ou seja: instalação das térmicas. Até maio de 2003, foram pagos
R$ 1.397.031.252,00 aos PIE´s, entretanto, caso as térmicas precisem ser acionadas, será cobrado
outro encargo, o Encargo de Aquisição de Energia Elétrica Emergencial:
Quadro IX – Custos do Apagão rateados entre os usuários
Conta Especial – despesas declaradas a maior face ao apagão
Multa cobrada dos consumidores durante o apagão por descumprimento de meta de consumo
221.648.321,97
443.430.568,00
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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Recomposição de Receita do período de junho/dezembro de 2001
Recomposição de Receita do período dos meses de janeiro e fevereiro de 2002
Variações de itens da Parcela de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001
Compra de Energia no âmbito do MAE no período de 1º de jun/2001 a 28 de fev/2002
CVA a partir de 26 de outubro de 2001
Térmicas Emergenciais – CBEE contratação da capacidade
TOTAL
5.054.694.031,88
1.265.736.264,10
1.392.807.117,91
2.848.127.541,02
1.708.384.279,66
6.747.000000
19.681.828.124,57
Quanto aos valores do Quadro X, destaca-se que os R$ 11 bilhões estão mantidos como
garantia das operações contratadas pela CBEE, tendo a Caixa Econômica Federal como agente
financeiro da operação. Já o valor de R$ 800 milhões foi de aporte do orçamento público para
integralização do capital da CBEE. No que se refere ao desembolso de R$ 733 milhões do Tesouro
Nacional, trata-se da diferença entre: a multa cobrada dos usuários durante o apagão por
descumprimento da meta estipulada e o bônus pago aos usuários que consumiram menos que o
permitido. Esse valor foi repassado diretamente às concessionárias.
Quadro X – Custos do Apagão rateados entre os contribuintes brasileiros
Desembolso do Tesouro Nacional (multa – bônus durante o apagão)
Título da Dívida Pública Federal emitidos União para CBEE, Lei nº 10.438/2002
Aporte do Tesouro Nacional para a CBEE
TOTAL
733.722.773,69
11.000.000.000,00
800.000.000,00
12.533.722.773,69
Para dimensionarmos quanto representam os valores acima, basta registrarmos que,
para promover a universalização do acesso físico à energia elétrica para 11 milhões de brasileiros
que se encontram na categoria de excluídos elétricos, de acordo com o Censo do IBGE 2000, faz-se
necessário R$ 7,3 bilhões, sendo R$ 500 milhões para atender aos excluídos elétricos residentes em
áreas urbanas e R$ 6,8 bilhões em área rural, conforme Nota Técnica nº 008/2001-SRC/ANEEL (Vol.
6 , fls. 34/35).
Outro parâmetro bastante representativo da magnitude desses R$ 32 bilhões, é a
Receita Operacional Bruta do exercício de 2000 das 43 concessionárias, que totalizou R$
40.313.158.000,00. Ou seja, o total dos custos com o racionamento correspondeu a 80% da Receita
Operacional Bruta das concessionárias em 2000.
CONCLUSÃO
Em cumprimento ao item 8.1.2 da Decisão nº 1462/2002 – TCU-Plenário, prolatada
nos autos do TC – 014.001/2001-8, que determinou a realização de exame para verificação dos
“impactos das ações implementadas para a superação da crise de energia elétrica sobre o valor das
tarifas cobradas pelas concessionárias, decorrentes de rateios que ensejem a criação de encargos
tarifários e da própria recomposição tarifária especial, prevista para promover o reequilíbrio
econômico-financeiro dos contratos (...)”, apresenta-se a conclusão da auditoria realizada na ANEEL
para tal fim:
1) Quanto ao Custo do Apagão
Os encargos tarifários impostos aos consumidores por conta do Programa Emergencial
de Redução de Consumo de Energia Elétrica tiveram origem no Acordo Geral do Setor Elétrico, que
fundamentou a edição de legislação voltada para a concessão de direito às 43 concessionárias
localizadas em áreas atingidas pela crise a serem ressarcidas dos seguintes elementos:
Conta Especial – ressarcimento das despesas administrativas incorridas em
decorrência do apagão;
30
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Perda de Receita – ressarcimento da diferença entre a Receita Esperada (sem o
apagão) e a Receita Verificada (com o apagão);
Itens da Parcela “A” – ressarcimento, retroativo a janeiro de 2001, dos custos
não gerenciáveis, como por exemplo a energia de Itaipu, bastante sensível à oscilação
do dólar;
Energia Livre – ressarcimento da diferença entre o preço do MAE e o valor de
R$ 49,26/MW (durante a crise o preço do MAE chegou a R$ 684,00/MW);
Encargo de Capacidade Emergencial – rateio entre os consumidores dos 26
contratos firmados pela CBEE para o aluguel, até 2005, de 54 usinas térmicas.
O consumidor, atualmente, assume efetivamente os encargos tarifários relativos à
conta especial e à recomposição tarifária extraordinária - RTE, que, por sua vez, é composta dos
encargos atinentes às perdas de receita das concessionárias no período de junho de 2001 a fevereiro
de 2002, à variação de valores de itens da “Parcela A” no período de 01 de janeiro a 25 de outubro
de 2001 e à compra de energia no âmbito do MAE. Adicionalmente, o consumidor arca também com
os gastos relativos ao Encargo de Capacidade Emergencial, que aparecem na fatura de energia
elétrica de forma destacada e individualizada.
O encargo concernente ao saldo da Conta de Compensação de Valores de Itens da “A”
– CVA será compensado nos reajustes tarifários entre 2004 e 2005, por conta do adiamento, por doze
meses, determinado pelo Governo Federal (Portaria Interministerial nº 116/2003), em troca de
concessão de empréstimos pelo BNDES às concessionárias que tiverem seus contratos reajustados
nesse período.
O custo total do PERCEE está estimado em R$ 32.215.550.898,00. Desse montante, R$
19,6 bilhões estão sendo incorporados às tarifas por ocasião dos reajustes/revisões tarifárias das
concessionárias, em um prazo médio de 72 meses. Para o imediato custeio do programa de
racionamento, contudo, o BNDES concedeu empréstimo de R$ 7,3 bilhões. Os demais R$ 12,5 bilhões
foram aportados diretamente pelo Tesouro Nacional, conforme abaixo detalhado:
Quadro I– Custos do Apagão rateados entre os usuários
Conta Especial – despesas declaradas a maior face ao apagão
Sobretarifa cobrada dos consumidores durante o apagão por descumprimento de
meta
Recomposição de Receita do período de junho/dezembro de 2001
Recomposição de Receita do período dos meses de janeiro e fevereiro de 2002
Variações de itens da “Parcela A” de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001
Compra de Energia no âmbito do MAE no período de 1º de jun/2001 a 28 de fev/2002
CVA a partir de 26 de outubro de 2001
Térmicas Emergenciais – CBEE – contratação da capacidade
TOTAL
221.648.322,00
443.430.568,00
5.054.694.031,88
1.265.736.264,10
1.392.807.117,91
2.848.127.541,02
1.708.384.279,66
6.747.000.000,00
19.681.828.124,57
Quadro II– Custos do Apagão rateados entre os contribuintes brasileiros
Desembolso do Tesouro Nacional p/concessionárias (sobretarifa – bônus durante o
apagão)
Título da Dívida Pública Federal emitidos União para CBEE, Lei nº 10.438/2002
Aporte do Tesouro Nacional para a CBEE
TOTAL
733.722.773,69
11.000.000.000,00
800.000.000,00
12.533.722.773,69
2) Quanto aos Procedimentos da ANEEL
31
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
As ações desenvolvidas pela ANEEL para a homologação dos valores a serem
reembolsados às concessionárias em decorrência do PERCEE caracterizam-se pela falta de
transparência e de objetividade de procedimentos, especialmente no que tange aos processos de
homologação da conta especial e da perda de receitas que compõe a RTE, o que prejudicou a presente
auditoria de conformidade, uma vez que os técnicos da ANEEL não tinham conhecimento detalhado
dos métodos de cálculo, tendo basicamente validado o que foi feito pelos consultores contratados
(consultores: KPMG, PSR, ARC, Boucinhas, Ernst&Young, Trevisan).
Quanto à Conta Especial, a ANEEL foi incumbida de emitir normas disciplinadoras da
metodologia utilizada para o ressarcimento das despesas incorridas em decorrência do racionamento.
A ANEEL não fixou limites ou critérios para tal ressarcimento, simplesmente enumerou os itens de
despesa a que as concessionárias poderiam pleitear reembolso, sem que tenha se utilizado de critérios
para delimitar os gastos extraordinários das concessionárias. Ademais, coube às consultoras
contratadas avaliar, com base em dados fornecidos pela ANEEL ou colhidos nas concessionárias, se
os gastos deveriam ser ou não validados para fins de reembolso, de modo que os técnicos da ANEEL
não conseguem explicar com segurança a aplicação da metodologia usada para homologação dos
pleitos das concessionárias.
Os relatórios de fiscalização constantes dos processos de homologação das despesas
são extremamente sintéticos e pouco transparentes, impossibilitando o acompanhamento dos cálculos
efetuados para certificação dos valores pleiteados, além de não conterem explicitação objetiva dos
critérios utilizados para efetuação das glosas ou aceitação das despesas pleiteadas. Os papéis de
trabalho também não contêm fundamentação que permita o entendimento das conclusões constantes
dos relatórios de fiscalização.
Verificamos que, dos R$ 221,6 milhões homologados para as 43 concessionárias,
28,9% referem-se à rubrica pessoal, embora as empresas tenham registrado redução dessa rubrica
em 2001, a exemplo da Bandeirantes e Eletropaulo que reduziram seus quadros em 46,8% e 31,9%.
Além disso, a ANEEL validou despesas de pessoal sem comprovação pelas concessionárias de que
estavam diretamente vinculadas ao programa de racionamento, como nos processos da Light e
Eletropaulo.
Cumpre-nos destacar que, embora o art. 6º da Resolução ANEEL nº 31/2002
previsse que eventuais diminuições de custos decorrentes da queda de consumo durante o período do
PERCEE, que não se referissem a ganhos de produtividade ou a eventuais postergações de custos em
função de restrições financeiras advindas da redução de receita, seriam consideradas pela ANEEL
para a redução da RTE, não há qualquer evidência de tentativa de apurar tal redução. Pelo contrário,
todas as manifestações são de aumento de despesa e conseqüente repasse ao consumidor.
Relativamente à perda de receitas, identificamos os seguintes problemas:
i. dedução dos acréscimos de receita decorrentes da reclassificação dos consumidores baixa
renda, nos processos de CEMIG e ELETROPAULO, o que acarretou aumento de perda de
receita da ordem de R$ 120 milhões. Tal fato, ao não contribuir para a modicidade tarifária,
carece de sustentabilidade técnica.
ii. inconsistência nas fiscalizações, tendo sido dado como exemplo o processo da CEMIG, em que a
concessionária obteve direito a um ressarcimento superior ao pleiteado (diferença de R$ 31
milhões), sem que possível acompanhar no processo a razão para isso, em vista das informações
contraditórias e dos cálculos pouco transparentes constantes do referido processo de
homologação de perdas de receita;
iii. falta de definição clara pela ANEEL do significado do Fator Perda na comercialização
importante elemento de cálculo da Receita Esperada (sem racionamento), o que levou a
divergências de entendimentos e a alterações na forma de cálculo daquela receita, durante o
32
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
processo de homologação de perdas de receitas das concessionárias, sem que houvesse
motivação adequada tanto por parte da ANEEL quanto do Comitê de Revitalização para as
alterações efetuadas.
Ainda em relação à RTE, especialmente à aquisição de energia no âmbito do MAE,
temos a ressaltar que, a despeito de os trabalhos de auditoria realizados pela ANEEL indicarem a
necessidade de correção dos valores anteriormente homologados, passando de cerca de R$ 2,5
bilhões para R$ 2,8 bilhões, a ANEEL até o momento não tornou pública tal alteração.
Em relação à CVA, não identificamos problemas na validação dos cálculos pela
ANEEL.O ponto que merece ser discutido é o ressarcimento às distribuidoras e a conseqüente
imposição de ônus aos consumidores, por um fato externo e anterior e ao racionamento, qual seja, a
variação de itens componentes da “Parcela A” (custos não-gerenciáveis), a partir de janeiro de 2001,
envolvendo todas as concessionárias distribuidoras e não apenas as 43 sujeitas ao racionamento. Tal
observação, no entanto, não diz respeito à atuação da ANEEL, pois se trata de decisão de cunho
político, que foge da competência da agência reguladora.
Também em relação ao encargo de capacidade emergencial (seguro-apagão), a
observação que temos a fazer envolve aspecto de política governamental. Verificamos que os
consumidores estão assumindo um encargo relativo a uma energia que não está sendo produzida,
talvez nunca venha a ser utilizada, mas, se for, implicará mais encargos. Além disso, mantidas as
previsões atuais de pagamento aos PIE‟s – R$ 6,7 bilhões – temos que tal valor representa quase que
o montante necessário – R$ 7,3 bilhões – para promover a universalização do acesso à energia
elétrica para 11 milhões de brasileiros.
Por fim, releva destacar que se compararmos o impacto total dos apagão sobre
consumidores finais de energia elétrica e contribuintes em geral, verificamos que os R$ 32 bilhões
correspondentes ao custo do PERCEE para a sociedade correspondem a 80% da Receita Operacional
Bruta de 2000 – R$ 40.313.158.000,00 – das 43 concessionárias sujeitas ao racionamento.
PROPOSTAS DE ENCAMINHAMENTO
Diante do exposto, submetemos o presente relatório à consideração superior,
juntamente com as seguintes propostas de encaminhamento ao Plenário desta Casa:
I – Determinar à ANEEL:
a) em relação à Conta Especial:
a.1) comprovar a exatidão do valor homologado para CEMIG ou, caso necessário, adotar medidas
para recalcular esse valor, considerando que a agência reguladora homologou um valor superior ao
pleiteado pela concessionária, em R$ 5,4 milhões, sem que seja possível aferir dos dados e
informações constantes do processo de homologação das despesas incorridas com o racionamento,
quais os critérios e parâmetros utilizados pela ANEEL para concluir que o pleito da concessionária
estava incorreto
a.2) comprovar a exatidão do valor homologado para a ELETROPAULO, especialmente da despesa
de R$ 4,857 milhões relativa à rubrica pessoal, tendo em vista constar no primeiro relatório de
fiscalização, de junho/2002, não ser possível comprovar que tal despesa era decorrente do
racionamento e, posteriormente, no relatório de dezembro/2002, haver concordância com o valor
declarado pela concessionária, por se considerado imaterial;
33
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
a.3) comprovar a exatidão do valor homologado para a LIGHT, especialmente da despesa de pessoal
no total de R$ 562.391,08, aceito pela ANEEL apenas em decorrência da irrelevância desse valor;
b) em relação à RTE:
b.1) comprovar a correção dos cálculos da perda de receita da CEMIG ou adotar as medidas
necessárias para o refazimento desses cálculos, no período de junho a dezembro de 2001, tendo em
vista: i) constar do processo de homologação declaração da concessionária de a Perda de Receita ter
sido correspondente a R$ 692.794.803,00; enquanto a ANEEL homologou um valor superior em 4,5%,
ou seja: R$ 724.097.776,00, perfazendo uma diferença a maior em favor da concessionária de R$
31.302.297,00; ii) haver inconsistência nos procedimentos da ANEEL, pois a Nota Técnica nº
302/2002-SFF-ANEEL utiliza como um dos fundamentos para a homologação de uma perda de
receita maior que a pleiteada pela CEMIG desvios verificados durante fiscalização na concessionária,
apesar de ter sido firmado no Anexo ao Memorando nº 135/2003-SFF/ANEEL, de 02/7/2003, que tais
desvios não existiram;
c) em relação aos procedimentos adotados para a homologação de encargos e alterações tarifárias
em geral:
c.1) cumprir de forma rigorosa os princípios da motivação, da publicidade e da transparência dos
processos, de modo a possibilitar o acompanhamento e o controle dos procedimentos adotados bem
como dos cálculos efetuados;
c.2) estabelecer critérios e parâmetros objetivos de homologação de encargos e alterações de tarifas;
c.3) envolver diretamente os técnicos da ANEEL nos processos relativos à alteração de tarifas, de
modo que detenham conhecimento detalhado de cálculos e procedimentos, utilizando-se apenas de
modo auxiliar de trabalhos de consultoria externa contratada;
d) editar resolução substitutiva da Resolução ANEEL nº 483, de 29/8/2002, de forma a dar
publicidade à alteração no valor homologado da parcela da RTE relativa à aquisição de energia
livre no âmbito do MAE, que passou de cerca R$ 2.505.224.267,33 para R$ 2.848.127.541,02;
e) encaminhar, no prazo máximo de 90 (noventa) dias, a partir da ciência da Decisão Plenária a ser
prolatada nos autos do presente processo, o cumprimento das determinações constantes dos itens „a‟
a „d‟, supra;
II – determinar à Câmara de Gestão do Setor Elétrico – na qualidade de gerenciadora da Programa
Estratégico Emergencial de Energia Elétrica, nos termos do art. 2º-A, IV, do Decreto nº 3.520, de
21/6/2000, com redação alterada pelo Decreto nº 4.261, de 06/6/2002 – examinar os processos de
homologação de perda de receita – períodos de junho a dezembro de 2001 e janeiro e fevereiro de
2002 – das concessionárias CEMIG e ELETROPAULO, com o objetivo de avaliar a legitimidade de se
deduzir da Receita Verificada “os acréscimos de receita decorrentes da mudança de critério de
classificação de consumidores na subclasse residencial baixa renda” (Resolução – GCE nº 91, de
21/12/2001, art.2º, § 3º), tendo em vista que, ao contrário do que ocorreu, tal acréscimo, por
significar ganho permanente para as concessionárias, deveria ter contribuído para a modicidade das
tarifas;
34
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
III – dar conhecimento da Decisão que vier a ser prolatada nos autos do presente processo,
juntamente com o Relatório e Voto que a fundamentarem, aos seguintes órgãos/entidades: Agência
Nacional de Energia Elétrica- ANEEL, Câmara de Gestão do Setor Elétrico- CGSE, Comissão de
Fiscalização e Controle da Câmara dos Deputados; Comissão de Serviços de Infra-Estrutura e
Comissão de Fiscalização e Controle do Senado Federal;
IV – arquivar os presentes autos.”
É o relatório.
VOTO
A presente auditoria levantou o custo direto, incorrido por todos os brasileiros, em razão do
apagão elétrico, ocorrido nos anos de 2001 e 2002. Os valores apurados superaram os 32, 2 bilhões de
reais, em valores de outubro de 2003, que, trazidos a valores de hoje, com base no IGP-M, alcança a
quantia de 45,2 bilhões de reais.
Esse foi o valor repassado às distribuidoras de energia elétrica, sendo que 60% foi pago
pelos usuários, por meio de repasse tarifário, e o restante, pelo Tesouro Nacional, onerando os
contribuintes.
O quadro abaixo detalha esses custos:
Quadro I– Custos do Apagão rateados entre os usuários
Conta Especial – despesas declaradas a maior face ao apagão
Sobretarifa cobrada dos consumidores durante o apagão por descumprimento de meta
Recomposição de Receita do período de junho/dezembro de 2001
Recomposição de Receita do período dos meses de janeiro e fevereiro de 2002
Variações de itens da “Parcela A” de 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001
Compra de Energia no âmbito do MAE no período de 1º de jun/2001 a 28 de fev/2002
CVA a partir de 26 de outubro de 2001
Térmicas Emergenciais – CBEE – contratação da capacidade
TOTAL
Valores de outubro de 2003
221.648.322,00
443.430.568,00
5.054.694.031,88
1.265.736.264,10
1.392.807.117,91
2.848.127.541,02
1.708.384.279,66
6.747.000.000,00
19.681.828.124,54
Quadro II– Custos do Apagão rateados entre os contribuintes brasileiros
Desembolso do Tesouro Nacional p/concessionárias (sobretarifa – bônus durante o
apagão)
Título da Dívida Pública Federal emitidos União para CBEE, Lei nº 10.438/2002
Aporte do Tesouro Nacional para a CBEE
TOTAL
Valores de outubro de 2003
733.722.773,69
11.000.000.000,00
800.000.000,00
12.533.722.773,69
O custo direto do apagão elétrico é, portanto, estimado em 45,2 bilhões de reais.
Se considerarmos os custos indiretos, incorridos em sua conseqüência, como redução de
atividade econômica, registrada pela diminuição do PIB, aumento do desemprego, perda de
competitividade em razão do aumento de custo da energia elétrica, diminuição do ritmo de arrecadação
de tributos, desestímulo ao investimento, imagem do Brasil no exterior, entre outras conseqüências
negativas, chega-se a prejuízo superior aos 45,2 bilhões de reais registrados.
35
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Coube a ANEEL fiscalizar, calcular e homologar esse custo direto e utilizá-lo para
alterações na tarifa de energia elétrica, quando fosse o caso, para as 44 concessionárias existentes.
Com relação às agências reguladoras, o modelo de agências foi instituído no Brasil com o
objetivo de dar prioridade a aspectos técnicos, para a regulação de mercados importantes, cabendo a
elas implementar políticas públicas, garantir a qualidade, modicidade e universalidade dos serviços
públicos, bem como induzir o aumento de eficiência dos concessionários e assegurar condições
adequadas de remuneração, criando ambiente favorável ao ingresso de novos investimentos privados.
A atividade regulatória exercida pelas agências impacta na distribuição da riqueza entre
grupos de interesses distintos associados ao setor regulado. Os grupos de interesses podem ser
divididos em 3 pólos: governo, usuário e concessionário. Muitas vezes esses grupos têm pretensões
antagônicas entre si e tentam influenciar as decisões das agências de diversas formas, legitimamente
ou não. As decisões regulatórias repercutem diretamente na lucratividade dos concessionários, no
custo da tarifa, na competição do setor, na qualidade da prestação do serviço, na universalização e na
eficiência dos mercados. Cada grupo de interesses procura influenciar a agência a tomar decisões que
lhe favoreçam.
Por essa razão, somente a agência reguladora independente, com corpo técnico
especializado e com informações adequadas, pode tomar decisões de forma imparcial e equilibrada,
para atender aos interesses da nação. Dificuldades, no entanto, se colocam contra a satisfação dessas
condições, levando a riscos no cumprimento de suas finalidades e justificando a existência de
controles.
Um dos mais graves riscos é a agência ter seus cargos preenchidos por pessoas
intimamente vinculadas ao setor que deveria supostamente regular. A captura das agências, mediante o
preenchimento político dos cargos principais, com direta influição dos entes jurisdicionados a elas, é
um dos perigos que incumbe ao governo evitar.
Os controles existentes, entre os quais o TCU, devem fiscalizar, evidenciar e corrigir
eventuais desvios, bem como alertar a sociedade a respeito da existência de riscos, para que sejam
mitigados.
Em 2002 e nos anos subsequentes, a ANEEL passava por dificuldades. O Relatório de
Contas de Governo 2004, elaborado por este Tribunal, ressaltou o fato de a agência ter seu orçamento
substancialmente contingenciado, sendo obrigada a cortar certas atividades próprias de sua função.
Além disso, a agência executava a maior parte de suas atividades por meio de funcionários
terceirizados ou cedidos por outros órgãos da administração pública, pois ainda não havia ocorrido
concurso público para a carreira. Essa deficiência de pessoal e de recursos financeiros aumenta, de
forma geral, a possibilidade da ocorrência dos riscos inerentes ao modelo e de erros por parte da
agência nas decisões regulatórias.
Em meio a essas dificuldades, ocorreu a crise elétrica. Esta crise aconteceu em 2001 e, para
sua solução, foi criada a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE (Medida Provisória nº
2.147/2001), responsável por “propor e implementar medidas de natureza emergencial decorrentes da
atual [da época] situação hidrológica crítica para compatibilizar a demanda e a oferta de energia
elétrica, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia
elétrica”.
A CGE, durante o período em que teve vigência, promoveu a regulamentação e o
gerenciamento do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica – PERCEE
(Medida Provisória 2.198-5/2001). Coube à CGE, entre outras, a fixação de regimes especiais de
tarifação ao consumidor de acordo com os níveis e limites de consumo, assim como permitir a
concessão de bônus por consumo reduzido de energia elétrica.
36
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
A conseqüência financeira da implantação do PERCEE foi onerar o consumidor pelos
encargos tarifários relativos à conta especial e à recomposição tarifária extraordinária – RTE, que é
composta pelos encargos atinentes às perdas de receita das concessionárias no período de junho de
2001 a fevereiro de 2002, à variação de valores de itens da “Parcela A” no período de 1/1 à 25/10/2001
e à compra de energia no âmbito do Mercado Atacadista de Energia – MAE, além dos gastos relativos
ao Encargo de Capacidade Emergencial e da Conta de Compensação de Valores de Itens da Parcela A
- CVA.
Em razão de todo esse contexto, a auditoria visou, também, auditar os procedimentos
adotados pela ANEEL, em decorrência da crise energética.
Após essas considerações iniciais, passo a analisar as questões suscitadas pela equipe de
auditoria neste processo.
A Conta Especial foi criada para a contabilização de débitos e créditos das concessionárias
relativas à sobretarifa, à provisão e aos bônus, bem como aos custos decorrentes da aplicação de
medidas instituídas pela Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE. Os saldos dessas
contas foram compensados nas tarifas, de acordo com o modelo estabelecido pela ANEEL. Segundo a
agência, o custo da Conta Especial totalizou 204 milhões de reais.
Registro que o artigo 20, parágrafo 1º, da MP nº 2.198/2001 determinou que as
concessionárias contabilizassem em conta especial os custos decorrentes da aplicação das medidas
definidas pela CGE, na forma definida pela ANEEL.
A agência regulamentou, mediante a Resolução 281/2002, os procedimentos para que as
concessionárias contabilizassem os débitos e créditos dos custos decorrentes do apagão, na Conta
Especial. Essa resolução é bastante simples e informa os documentos que devem subsidiar a
solicitação de crédito para a fiscalização da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira
(SFF) da ANEEL.
A sistemática de funcionamento desse processo começava com a declaração mensal da
concessionária sobre os valores relativos ao PERCEE. Para a etapa seguinte, a Agência contratou
auditoria externa que avaliava a coerência dos valores enviados, que, então, eram revistos e glosados
ou homologados pela SFF.
A equipe de auditoria registrou três achados em relação à Conta Especial, referentes à
CEMIG, Eletropaulo e Light. Esses achados dizem respeito a não comprovação de aumento de gastos
de pessoal decorrentes do PERCEE.
Sobre gastos de pessoal, a Resolução 281/2002 estabeleceu somente que:
“Para fazer jus ao referido pleito, a concessionária deverá disponibilizar toda documentação original para a
fiscalização a ser realizada pela Superintendência de Fiscalização Econômica Financeira da ANEEL, tais como:
Controle de horas de todo pessoal envolvido com o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia
Elétrica, bem como memória de cálculo do rateio dessas horas;”
Concordo com a unidade técnica, em relação à falha da agência em não estabelecer
restrições para as despesas, nem critérios para delimitar os gastos extraordinários. Acrescento, ainda, o
problema de não ter sido estabelecido, de forma explícita, quais documentos comprobatórios de gastos
com pessoal deveriam ser apresentados pelas concessionárias.
A conseqüência dessas falhas foi a discrepância dos valores homologados pela agência, a
título de despesas com pessoal, entre as diversas concessionárias. Noto, por exemplo, que embora a
CELP tivesse, em 2001, despesa com pessoal da ordem de 19 milhões de reais, teve o valor
37
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
homologado de sete milhões de reais, enquanto a Light, que tinha despesa com pessoal de 254 milhões
de reais, teve homologado apenas 562 mil reais.
Além disso, a ausência de normatização adequada permitiu a adoção de critérios diversos
para a homologação de valores, fato que dificultou tanto o pleito das concessionárias para a solicitação
de reembolsos, como a própria fiscalização da ANEEL para a homologação dos valores.
Considero, entretanto, que a ANEEL, tendo em vista as dificuldades de pessoal e
orçamento, a necessidade de rapidamente reagir em razão das demandas legislativas e judiciais, a
situação de emergência que se instalou em razão de pane do sistema elétrico nacional, bem como as
inúmeras atribuições e obrigações que possuía, não detinha condições de fazer algo muito melhor do
que fez.
No caso da CEMIG, a ANEEL homologou um valor superior ao pleiteado pela
concessionária, em 5,4 milhões de reais. A agência entendeu que o aumento de gastos de pessoal da
CEMIG em razão do Programa Emergencial de Redução de Energia Elérica - PERCEE foi superior ao
valor que a própria CEMIG inicialmente declarou. A CEMIG, posteriormente, se pronunciou no
presente processo e afirmou que teria cometido equívoco, ao não ter reportado parte dos custos
incorridos, em seu pleito inicial.
Essa homologação a maior ocorreu em razão de a auditoria externa, contratada pela
Agência, na fiscalização dos valores pleiteados pela CEMIG, não ter conseguido verificar a coerência
das apropriações dos custos efetuados, porque os apontamentos das horas alocadas nos trabalhos
executados foram inseridos diretamente no sistema SAP-R/3 módulo RH. Por isso, a auditoria externa
utilizou método alternativo, obtendo dos superintendentes todos os memorandos nos quais constam as
quantidades de funcionários de cada superintendência e a média dos funcionários alocados aos
trabalhos. A utilização dessa metodologia propiciou a diferença obtida entre a proposta inicialmente
pleiteada pela CEMIG, 10,6 milhões de reais, e o valor homologado pela ANEEL, 16,1 milhões de
reais.
Sobre esse ponto, discordo da análise da Unidade Técnica e do Ministério Público que
propuseram manter o valor inicialmente pleiteado pela CEMIG, revertendo a diferença em benefício
do usuário, na próxima revisão tarifária. Entendo que o valor inicialmente proposto pela CEMIG não
foi devidamente fundamentado e comprovado. Desta forma, ou se aceita a metodologia aprovada pela
agência e, por conseqüência, o valor encontrado por meio dela, ou se glosa todo o valor por falta de
comprovação.
A ANEEL realizou nova auditoria em 2006, para verificar a consistência dos valores
questionados pela Unidade Técnica do TCU. Nessa auditoria discriminou as atividades desempenhadas
pela concessionária com mão de obra própria, em razão do PERCEE, e o custo incorrido. O valor
encontrado foi de 18,6 milhões de reais, 2,5 milhões de reais superiores ao valor homologado e
encontra-se detalhado na Nota Técnica 020/2007-SFF/ANEEL e no Relatório de Fiscalização da
CEMIG (fls 179/224).
Após verificação do conteúdo da referida Nota Técnica e Relatório de Fiscalização da
CEMIG reputo estar devidamente fundamentado o valor homologado pela agência, tendo em vista
haver nos referidos documentos a discriminação dos trabalhos realizados pela concessionária, a
destinação de pessoal de cada setor para o atendimento dos trabalhos e o custo individual da mão de
obra utilizada. Por isso, julgo desnecessária qualquer determinação a respeito do tema.
Em relação aos valores homologados pela ANEEL no que diz respeito aos custos de
pessoal, incorridos em razão do PERCEE, da Eletropaulo e da Light, houve manifestação divergente
entre a Unidade Técnica, que entendeu não estar devidamente justificado os valores homologados pela
ANEEL, e o Ministério Público deste Tribunal (MP), que teve compreensão oposta da questão.
38
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
No que toca à Eletropaulo, o cerne da questão também diz respeito à metodologia utilizada
para calcular os custos de pessoal. A Eletropaulo, segundo o primeiro relatório de auditoria da
ANEEL, não foi capaz de comprovar a alocação de pessoal próprio para a consecução das tarefas
relativas ao PERCEE. Posteriormente, a agência homologou o valor pleiteado por entender que,
mesmo não havendo comprovação individual das pessoas alocadas para as atribuições definidas pelo
PERCEE, o concessionário desenvolveu efetivamente uma série de trabalhos em decorrência desse
programa e solicitou valor com base em estimativas razoáveis.
Reputo caber razão às afirmações da agência e coaduno com o entendimento do MP na
questão.
Segundo a ANEEL, essa estimativa foi construída por meio de “apontamentos de horas
alocadas de profissionais no PERCEE, sob a responsabilidade de cada centro de custo. Essa horas
foram alimentadas no sistema operacional (SAP) que comparadas com os totais das horas da folha de
pagamento de cada centro de custo, gerou um percentual de relação entre as horas totais trabalhadas
versus horas totais alocadas no PERCEE. Esses percentuais foram aplicados sobre o total bruto da
folha de pagamento do período, em reais, gerando assim, o custo de pessoal apropriado na ODR.”
Como se vê, existe critério para apuração das despesas, que embora não produza valor
exato, é capaz de expressar o custo aproximado com pessoal incorrido pela concessionária com o
PERCEE, dado que foi verificada a realização de várias atividades em obediência a esse programa. Por
fim, a agência compara com o percentual da folha total e entende que a estimativa, por seu pequeno
valor relativo, não estaria superavaliada.
A ausência de definição de critérios objetivos para a comprovação dos gastos trouxe
dificuldades para as concessionárias e para a própria agência, que teve de avaliar a coerência de
metodologias diversas para a valoração do referido custo. Entendo que métodos baseados em
estimativas não são apropriados para serem usados para a obtenção de ressarcimento de despesas de
concessionárias, via tarifas públicas ou aporte direto do erário, havendo necessidade de métodos
absolutamente objetivos e exatos. Todavia, dadas a deficiência da normatização, as circunstâncias da
época e o longo decurso de tempo transcorrido, considero, excepcionalmente, aceitáveis os
procedimentos adotados pela ANEEL, na homologação dos valores relativos às despesas de pessoal
com o PERCEE, no caso da Eletropaulo.
Situação semelhante se deu na apropriação de custos de pessoal referentes ao PERCEE no
que diz respeito à Light. Na questão, tenho o mesmo entendimento já manifestado em relação à
Eletropaulo. Julgo, da mesma forma, no sentido de que o procedimento adotado pela ANEEL pode ser
aceito, em caráter excepcional, não cabendo determinação corretiva sobre o assunto.
Outro ponto questionado pela equipe de auditoria trata da perda de receita da CEMIG, no
período de junho a dezembro de 2001. Ocorre que a CEMIG solicitou o valor de 692,8 milhões de
reais, em razão da perda de receita provocada pelo apagão elétrico, enquanto a ANEEL concedeu o
valor de 724,1 milhões de reais, 31, 3 milhões de reais, superiores ao pleito da concessionária.
A Unidade Técnica entendeu que a ANEEL não conseguiu justificar o porquê da
concessão de valor superior ao pleiteado pela CEMIG e manifestou-se pela devolução da diferença na
próxima revisão tarifária. Já o MP opinou pela regularidade do procedimento adotado.
Embora seja situação atípica a agência conceder “reembolso” de valor superior ao
pleiteado pela concessionária, isso, por si só, não implica erro da agência. As deficiências
regulamentares e a falta de transparência da agência à época podem explicar a própria dificuldade da
concessionária em utilizar os parâmetros e regras definidas para o cálculo de sua perda de receita.
39
TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Analisando os autos, percebo que, de fato, as explicações apresentadas pela agência são
pouco esclarecedoras e não explicitam com precisão o motivo da diferença entre o pleito inicial da
concessionária e o valor concedido. São fornecidos alguns itens de divergência entre os dois cálculos,
mas não a memória de cálculo que poderia objetivamente elucidar a questão.
Observo, também, pouca clareza na definição de alguns itens da fórmula, como por
exemplo, o fator redutor, que, para o mesmo período de tempo, foi alterado pelo menos três vezes sem
qualquer explicação registrada nos autos. Não foi apresentada, também, a fundamentação de diversos
valores, o que torna impossível auditar com maior profundidade o valor final encontrado pela agência.
O relatório de auditoria relata que a própria ANEEL teve dificuldades no detalhamento das
informações, haja vista ter contratado auditoria externa para realização dos trabalhos e ter
disponibilizado número reduzido de técnicos próprios no acompanhamento desses trabalhos.
Tendo transcorrido tão longo tempo e em vista das dificuldades relatadas sobre o
detalhamento das informações, entendo não ser viável reinvestigar a questão e aprofundar o
detalhamento desses números.
Feitas essas ressalvas, não encontrei erros nos cálculos da agência que comprovassem a
incorreção do valor homologado relativo às perdas de receita apuradas na CEMIG, que pudessem
justificar determinação no sentido de reverter valores da concessionária para os usuários.
A Unidade Técnica apontou, ainda, problemas relacionados à reclassificação dos
consumidores de baixa renda. Segundo ela, haveria ilegalidade na regra criada pela CGE (art. 2º, § 3º,
da Resolução CGE 91/2001), que determinou o expurgo do aumento de receita proporcionada pela
reclassificação dos consumidores de baixa renda do cálculo da perda de receita das concessionárias,
por ferir o princípio da modicidade tarifária. O MP acompanhou o parecer da Unidade Técnica.
O fato é que o recadastramento dos consumidores de baixa renda provocou mudança
significativa de classes, principalmente da transferência de classe baixa renda para tarifa convencional,
o que proporcionou aumento da receita das concessionárias, Eletropaulo e CEMIG. Aduz a Unidade
Técnica que esse aumento de receita deveria ser considerado na RTE, pois traduz benefício financeiro
para as concessionárias que não foi utilizado na precificação da nova tarifa.
Concordo em tese com a Unidade Técnica. No caso específico, o aumento de receita deve
ser considerado para fins de revisão ordinária, mas a revisão tarifária extraordinária, por que passaram
as concessionárias, nesse período, aconteceu com o objetivo específico de reequilibrar os contratos em
função do apagão elétrico. Houve grandes debates entre o Governo e as Concessionárias a respeito da
forma como a RTE deveria acontecer e, por fim, foi celebrado o Acordo Geral do Setor Elétrico e
editadas Medidas Provisórias e resoluções da CGE e da ANEEL para a efetivação do acordo. Nesse
acordo ficou previsto que seriam repassadas às concessionárias as perdas de receitas decorrentes das
medidas do PERCEE.
A lógica do acordo foi identificar as perdas de receita das concessionárias em razão da
insuficiência de geração elétrica. Para tanto, comparou-se quanto deveria ser a receita da
concessionária, se não houvesse a crise energética (sem o acréscimo da reclassificação), com a receita
efetiva no período (sem o acréscimo da reclassificação). Essa diferença foi repassada às
concessionárias por meio da RTE. Como o aumento de receita relativo ao recadastramento de
consumidores não aconteceu em razão do racionamento de energia, não poderia essa receita ser
considerada para o cálculo da perda de receita decorrente do PERCEE. Logo, esse adicional decorrente
da reclassificação foi deduzido da receita efetiva. Caso não se realizasse essa exclusão, introduzir-se-ia
variável estranha ao valor que se pretendia encontrar. Por isso, estou de acordo com o procedimento
adotado.
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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
Por tal, reputo não haver razão para expedir determinação para a CGE com o objetivo de
examinar os processos de homologação de perda de receita das concessionárias Eletropaulo e CEMIG.
O MP propõe que se determine à CGE que, ao reexaminar os processos de homologação de
perda de receita da CEMIG e Eletropaulo, verifique a legalidade dos recadastramentos de
consumidores residenciais de baixa renda promovidos nos exercícios de 2000/2001. A proposta perde
sua relação com o presente processo, na medida em que o recadastramento, realizado pelas
concessionárias, não tem relação com o apagão elétrico e com a RTE ocorrida, conforme argumentos
expostos anteriormente.
Considerando, ainda, que o procedimento ocorreu antes do 1º ciclo de revisões tarifárias,
transcorrido quase dez anos do fato, entendo já não ser pertinente determinar à CGE, extinta em 2002,
ou a qualquer outra entidade, que avalie a legalidade desse recadastramento.
No que diz respeito à proposta de determinação à ANEEL para editar resolução
substitutitiva da Resolução 483/2002, o MP verificou que foi editada a Resolução Normativa ANEEL
1/2004, tornando desnecessária interferência deste Tribunal no tema.
No tocante às propostas de determinar à ANEEL que cumpra de forma rigorosa os
princípios da motivação, transparência, publicidade, que estabeleça critérios e parâmetros objetivos de
homologação de encargos e alterações de tarifas e que envolva diretamente os técnicos da ANEEL nos
procedimentos relativos à alteração de tarifas, entendo bastante pertinentes para a época, dada a
ocorrência dos fatos relatados na auditoria. Atualmente, entretanto, observo que a situação encontra-se
bastante modificada, tendo a agência mitigado, em grande parte, esses problemas observados.
A agência já se beneficiou de dois concursos públicos e, hoje, conta com quadro de pessoal
constituído, em sua maioria, por servidores públicos de carreira específica, da própria área de atuação
da agência, e com remuneração compatível para o desempenho da importante atividade que exercem.
Atualmente, a agência utiliza-se da internet para dar publicidade aos seus atos e realiza rotineiramente
audiências e consultas públicas para o estabelecimento de regras regulatórias. A fixação de parâmetros,
a homologação de encargos e as alterações tarifárias, embora sejam processos com alto nível de
complexidade técnica, tem progredido no sentido de aumento da transparência e motivação dos atos.
Embora o controle externo, exercido pelo Tribunal de Contas da União, incidente nas
atividades finalísticas, desenvolvidas pela ANEEL, venha, por diversas vezes, efetivamente
identificando falhas, erros, impropriedades e omissões, que justificam intervenções corretivas, para
assegurar o interesse público, é inegável que a ANEEL vem cada vez mais aperfeiçoando e
aprimorando sua forma de atuação.
Pelo exposto, considero desnecessário acolher a referida proposta da unidade técnica.
Por fim, o apagão elétrico decorreu da ausência de planejamento de médio e longo prazos,
incluindo a insuficiente realização de investimentos diretos e privados no setor elétrico, na década de
90, o que levou a situação de alto risco hidrológico. A pequena margem de segurança existente, a
impossibilidade de utilização de outros centros de geração de energia, por deficiência na rede de
transmissão, juntamente com a pouca precipitação no ano de 2001 resultaram na insuficiência da
geração de energia e, conseqüentemente, na crise energética.
Embora tenham sido adotadas inúmeras medidas com o objetivo de aumentar a oferta de
energia, a crise energética quase voltou a ocorrer em 2007, quando o país viu seus reservatórios
hídricos abaixo da margem de segurança definida. Na oportunidade, procurou-se acionar inúmeras
usinas termoelétricas, mas diante da insuficiência de fornecimento de gás não foi possível a utilização
de toda a capacidade instalada de reserva, aumentando o já elevado risco de déficit elétrico.
Felizmente, as chuvas voltaram a tempo e em intensidade suficiente para recuperar os reservatórios.
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Esse evento, todavia, evidenciou que o país continua tendo pouca margem de segurança, podendo
haver desequilíbrios entre a oferta e a demanda de energia em razão de uma estiagem um pouco maior.
Conseqüências decorreram do apagão elétrico de 2001. A população brasileira sofreu com
o racionamento de energia. A atividade econômica teve uma redução, a taxa de crescimento da
economia caiu de 4,3% no ano 2000 para 1,3% no ano de 2001, e com ela adveio problemas como
desemprego, redução da competitividade do produto nacional, diminuição do ritmo arrecadatório, entre
outros.
Essa auditoria identificou que somente o custo direto da crise elétrica foi de 45, 2 bilhões
de reais (valores de hoje), quantia suficiente para a construção de 6 usinas como a de Jirau. Coube a
ANEEL fiscalizar, calcular e homologar o repasse desse valor às concessionárias e cabe a esta
importante agência regular e fiscalizar esse mercado que movimenta anualmente cerca de 90 bilhões
de reais somente em compra e venda de energia elétrica.
Entendo que deve haver o fortalecimento contínuo da ANEEL para que essa possa
desempenhar suas atribuições com qualidade e neutralidade decisória. A dotação orçamentária da
agência em 2008 foi de 365 milhões de reais, mas com o contingenciamento foram efetivamente gastos
apenas 150 milhões de reais.
Considerando que a agência regula e fiscaliza dezenas de bilhões de reais por ano, fica
patente que decisões equivocadas dessa entidade podem gerar prejuízo à nação muito superior à
economia que se faz com o corte de despesas da agência. É necessário que a ANEEL tenha pessoal
bem remunerado, qualificado e em quantidade suficiente para o cumprimento de suas atribuições, bem
como que haja estrutura física e de equipamentos adequados.
Da mesma forma, é essencial o fortalecimento da Empresa de Pesquisa Energética (EPE),
entidade responsável por identificar e quantificar os potenciais recursos energéticos, bem como
subsidiar o planejamento do setor. A EPE, embora tenha sido criada recentemente, ano de 2004, tem a
importante responsabilidade de identificar e inventariar os potenciais hídricos, desenvolver os estudos
de viabilidade econômica e financeira das usinas de geração hidroelétrica, bem como auxiliar o
Ministério das Minas e Energia a realizar o planejamento do setor.
O próprio Ministério das Minas e Energia deve ser fortalecido, na medida em que é sua
responsabilidade propor decisões estratégicas e formular políticas públicas para o setor. O relatório de
Contas do Governo do exercício de 2008 salienta a “necessidade premente de recomposição de
estruturas de planejamento, monitoramento, avaliação e controle” do Governo.
Embora note que houve esforço do presente Governo para o fortalecimento dessas três
instituições, responsáveis diretas pelo planejamento, expansão, regulação, desenvolvimento e
qualidade do sistema elétrico brasileiro, entendo que esse esforço deve ter continuidade sob o risco de
haver no futuro graves prejuízos à nação, como o ocorrido no apagão elétrico de 2001, impedindo o
desenvolvimento econômico e social.
Por essa razão reputo pertinente recomendar à Casa Civil que verifique a adequabilidade
da estrutura organizacional, física e de pessoal do Ministério das Minas e Energia, Empresa de
Pesquisa Energética e Agência Nacional de Energia Elétrica para o planejamento, expansão, regulação
e desenvolvimento do setor elétrico nacional e promova melhoramentos, se for o caso, de forma a
mitigar os riscos futuros de uma crise energética.
Registro, por fim, que o TCU escolheu, como Tema de Maior Significância, em 2008, a
Segurança Energética.
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Está sendo finalizado grande trabalho de auditoria sobre o planejamento do setor elétrico,
sua operacionalização e implantação, incluindo as lições e progressos do pós-crise de 2001 e as
perspectivas e oportunidades de aprimoramento no horizonte do Plano Decenal de Expansão de
Energia 2007-2016, visando a “avaliar a adequação das políticas e ações dos agentes do setor elétrico
para a garantia do abastecimento do mercado nacional de energia, com segurança, eficiência e
sustentabilidade”. Essa auditoria deverá gerar recomendações e determinações que poderão mitigar o
risco futuro de nova crise energética.
Ante o exposto, VOTO no sentido de que o Tribunal adote o acórdão que ora submeto à
deliberação deste colegiado.
TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 15 de julho de 2009.
WALTON ALENCAR RODRIGUES
Relator
ACÓRDÃO Nº 1543/2009 - TCU – Plenário
1. Processo nº TC 006.734/2003-9.
2. Grupo II – Classe V – Assunto: Auditoria
3. Interessados/Responsáveis:
3.1. Interessado: Agência Nacional de Energia Elétrica - Mme (02.270.669/0001-29).
3.2. Responsáveis: José Mário Miranda Abdo, Diretor-Geral da ANEEL e Dilma Vana Rousseff, Ministra
de Estado do Ministério das Minas e Energia.
4. Entidade: Agência Nacional de Energia Elétrica.
5. Relator: Ministro Walton Alencar Rodrigues.
6. Representante do Ministério Público: Procurador Júlio Marcelo de Oliveira.
7. Unidade: Sec. de Fiscalização de Desestatização (SEFID).
8. Advogado constituído nos autos: não há.
9. Acórdão:
VISTOS, relatados e discutidos esses autos de auditoria de conformidade, instaurada em
obediência à Decisão 1462/2002-P, item 8.1.2, com o objetivo de identificar o custo direto
decorrente da crise energética ocorrida em 2001 e de verificar os procedimentos efetuados pela
agência para o cálculo, homologação e pagamento desse valor.
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário,
ante as razões expostas pelo Relator e com fundamento no Regimento Interno do TCU art. 250, inciso
III:
9.1 recomendar à Casa Civil que verifique a adequabilidade da estrutura organizacional,
física e de pessoal do Ministério das Minas e Energia, Empresa de Pesquisa Energética e Agência
Nacional de Energia Elétrica para o planejamento, expansão, regulação e desenvolvimento do setor
elétrico nacional e promova melhoramentos, se for o caso, de forma a mitigar os riscos futuros de
uma crise energética.
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TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO
TC 006.734/2003-9
9.2 encaminhar cópia deste acórdão e do relatório e do voto que o fundamentam, aos
seguintes órgãos: Agência Nacional de Energia Elétrica, Comissão de Fiscalização e Controle e
Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, Comissão de Serviços de Infraestrutura e
Comissão de Fiscalização e Controle do Senado Federal, Casa Civil e Procurador da República em São
Paulo/SP, Ex.mo. Sr. Márcio Schusterschitz da Silva Araújo;
9.3 arquivar os presentes autos.
10. Ata n° 28/2009 – Plenário.
11. Data da Sessão: 15/7/2009 – Ordinária.
12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-1543-28/09-P.
13. Especificação do quorum:
13.1. Ministros presentes: Benjamin Zymler (na Presidência), Valmir Campelo, Walton Alencar
Rodrigues (Relator), Aroldo Cedraz, Raimundo Carreiro e José Jorge.
13.2. Auditores convocados: Augusto Sherman Cavalcanti e Marcos Bemquerer Costa.
13.3. Auditores presentes: André Luís de Carvalho e Weder de Oliveira.
BENJAMIN ZYMLER
na Presidência
WALTON ALENCAR RODRIGUES
Relator
Fui presente:
LUCAS ROCHA FURTADO
Procurador-Geral
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