Temas Estratégicos

O Fornecimento Faturado representa a principal fonte de receita da Distribuidora. Ele consiste no fornecimento de energia na área de concessão da companhia aos consumidores cativos, que são segmentados entre as classes residencial, industrial, comercial e poder público. O volume de energia consumido é medido mensalmente e é aplicado sobre o ele o valor da tarifa correspondente. Importante destacar que o valor da tarifa é definido pelo Regulador (ANEEL) no processo de Revisão Tarifária Periódica, reajustado anualmente, e suscetível a variações em função do acionamento de bandeiras tarifárias. Dada a previsibilidade da tarifa, o volume de consumo do mercado cativo é a variável na receita da distribuidora, de forma que, mantendo as tarifas constantes, quanto maior o volume de energia consumido, maior será a receita líquida.

Os consumidores cativos não podem negociar livremente a aquisição de energia elétrica e são atendidos apenas pelas respectivas distribuidoras locais, às quais estão diretamente conectados.

Os consumidores livres, geração distribuída e concessionárias, que utilizam a rede dentro da concessão da Distribuidora, são faturados como receita de uso de rede.

A Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) é um componente da tarifa cobrado pelas empresas a todos consumidores pelo acesso à sua rede de distribuição. É por meio do faturamento da componente “Parcela B” da TUSD que uma empresa de distribuição arrecada os recursos necessários para suportar os custos para operação e manutenção da rede de distribuição e a remuneração dos investimentos realizados.

De acordo com as leis Brasileiras, os Consumidores Livres que se conectam diretamente à Rede Básica operada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), não pagam a TUSD para as distribuidoras pois não estão conectados ao sistema de distribuição.

Os preços da componente Parcela B da TUSD são determinados anualmente pela ANEEL baseados na inflação e ganhos de produtividade. O propósito desta tarifa é remunerar os investimentos e renovar os ativos depreciados, assim como cobrir custos operacionais eficientes.

A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é um fundo setorial que tem como objetivo custear diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro, tais como: universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional e concessão de descontos tarifários a diversos usuários do serviço, como os consumidores de baixa renda beneficiários da Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE.

Como forma de compensar os descontos aplicados nas tarifas de energia elétrica desses clientes, a CDE também tem como função remunerar as distribuidoras pelos subsídios tarifários. Essa remuneração é reconhecida no resultado na linha de receita “Subvenção CDE”.

Os recursos da CDE são arrecadados principalmente das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final, mediante encargo tarifário incluído nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão de energia, além dos pagamentos anuais realizados pelas concessionárias. Compete à ANEEL aprovar o Orçamento Anual da CDE e fixar a quota anual, que deve corresponder à diferença entre a necessidade total de recursos da Conta e a arrecadação proporcionada pelas demais fontes.

A Conta de Variação da Parcela A (CVA) tem como objetivo a “compensação” das variações dos valores dos itens da Parcela A dos contratos de concessão durante o período de 12 meses entre os reajustes tarifários anuais das concessionárias.

O que é a Parcela A? Basicamente, quando vemos a tarifa praticada pelas distribuidoras, está contido ali o repasse da remuneração dos segmentos de geração e transmissão de energia, assim como os encargos de todo o setor e custos operacionais com o ONS e o Regulador. Esses custos são classificados como Parcela A, que corresponde à parcela de custos não-gerenciáveis pelas distribuidoras e estão previstos nas Revisões Tarifárias. Os demais custos operacionais e a remuneração da distribuidora compõem o restante da tarifa – chamado de Parcela B.

Como existe o intervalo de um ano entre os reajustes tarifários das distribuidoras, é normal que existam divergências entre os valores previstos para esses custos na Parcela A da tarifa e os valores que são efetivamente desembolsados pela concessionária. Para evitar que a distribuidora seja penalizada por custos que não estão sendo integralmente recebidos, essa variação passa a ser contabilizada na CVA, registrada como ativo financeiro e receita no resultado, com o seu saldo sendo compensado no reajuste tarifário do período subsequente.

É importante destacar que a CVA não varia apenas de forma positiva, compensando somente a distribuidora por custos não gerenciáveis acima do previsto, mas também negativamente. Caso os custos efetivos com os itens da Parcela A sejam inferiores ao estimado na tarifa, o saldo da CVA se torna negativo e ela passa a ser registrada como um passivo financeiro e uma despesa no resultado. Assim, o Regulador compensa não só a Distribuidora, mas também os consumidores, via tarifa, caso os custos realizados fujam do previsto para qualquer um dos lados.

O saldo da CVA, portanto, existe apenas para equilibrar os ganhos ou perdas em relação aos custos não gerenciáveis estimados pelo regulador para a composição tarifária.

O Valor Novo de Reposição (VNR) é o método de mensuração da Base de Remuneração Regulatória (BRR) do setor elétrico brasileiro, estabelecido pela ANEEL, e consiste na valoração de cada ativo pela estimativa dos custos necessários para sua completa reposição por novos ativos que realizam os mesmos serviços com a mesma capacidade dos existentes.

Os ativos financeiros da concessão que estão relacionados à infraestrutura de distribuição são mensurados pelo VNR, e equivalem ao valor justo na data das demonstrações financeiras divulgadas pela Companhia.

No caso da Light, a controlada Light SESA reconhece um ativo financeiro decorrente do contrato de concessão quando possui o direito de receber algum outro ativo financeiro, a título de indenização, pelos serviços de construção efetuados e não remunerados por meio da prestação dos serviços da concessão.
Tais ativos financeiros correspondem à parcela dos investimentos realizados em infraestrutura que não serão totalmente amortizados até o final da concessão e são avaliados com base no VNR, acrescidos de correção monetária pelo IPC-A e tendo como referência os valores da base de remuneração de ativos nos processos de revisão tarifária, homologados pela ANEEL.

Esses valores são integralmente recalculados ao fim do ciclo tarifário definido no contrato de concessão. No caso da Light, esse ciclo ocorre a cada 5 anos, com o mais recente tendo ocorrido em março de 2022.

Vale destacar que, apesar dessa remuneração ser registrada no resultado como retorno do investimento, ela não possui efeito caixa. Inclusive, quando é calculado o EBITDA para fins de covenants das dívidas da Companhia, exclui-se o VNR.

O processo de faturamento do mercado de Baixa Tensão (BT) depende da medição presencial, que é feita diariamente por região e dividida em lotes – como podemos ver na imagem abaixo. Os lotes em amarelo são os faturados e os em cinza os não faturados. Utilizando como exemplo o mês de abril de 2022, observamos que a medição do lote 1 é realizada já no dia 03, ao passo que o restante do mês só será faturado para o cliente na conta de vencimento em maio.

Figura 1 – Tabela de faturamento. Números de lotes e dias meramente ilustrativos.

Dessa forma, a energia faturada de maio, contempla todo o faturado efetivamente em maio + o não-faturado em abril. Assim, quando olhamos o trimestre consolidado, o que é não-faturado daquele período corresponderá sempre ao último mês e, por consequência, sofrerá os impactos de volume e tarifa daquele recorte temporal.

Para fins de resultado, é feita uma estimativa de consumo, para cada lote, de acordo com a curva da carga medida diariamente e a tarifa média vigente no período (convertendo o consumo estimado de GWh para R$). Esse valor entra na linha de receita como Energia não-faturada.

Essa linha pode ser afetada por efeitos como: (i) aumento da temperatura média, que eleva o consumo e a carga diária; e (ii) aumento da tarifa média resultante, por exemplo, das revisões tarifárias.

Podemos descrever a arrecadação como tudo que é coletado pela distribuidora referente a faturas de energia. As faturas de cada mês são enviadas aos clientes e, conforme os pagamentos são efetuados, esses valores vão compondo o Índice de Arrecadação (IAR) da companhia. Dado que grande parte da arrecadação da companhia ocorre no mês seguinte ao faturamento, o índice é calculado para capturar exatamente esse destempo.

Assim, desde janeiro/22, o IAR da Light passou a considerar a arrecadação do mês corrente (M) com base no faturamento do mês anterior (M-1), conforme demonstrado abaixo:

O recebimento desses valores é classificado separadamente entre os segmentos de (i) Varejo (ii) Grandes Clientes Privados e (iii) Poderes e Serviços Públicos.

• Dentro do Varejo, segmentamos a carteira entre Grande Varejo (até 1.000 KWh/mês), Intermediários Consumidores do Varejo – ICV (consumo entre 1.001 e 1.999 KWh/mês) e Maiores Consumidores do Varejo – MCV (consumo acima de 2.000 KWh/mês):

• Já os Grandes Clientes Privados são distribuídos em Alta Tensão (AT) e Média Tensão (MT). Nesse segmento encontramos, por exemplo, grandes comércios, hospitais, condomínios e indústrias.

• Por fim, compõe o grupo de Poderes e Serviços Públicos os consumos das esferas Federal, Estadual e Municipal e outros serviços, como infraestrutura e telecomunicações.

A Provisão Esperada para Créditos de Liquidação Duvidosa (PECLD), também conhecida no passado como Provisão para Devedores Duvidosos – PDD, pode ser entendida como um provisionamento realizado pela Companhia para cobrir prováveis perdas futuras, considerando o histórico de pagamento da sua base de clientes.

A Light adota uma matriz simplificada de provisões baseada na experiência real de perda de crédito, considerando o histórico médio de inadimplência sobre o total faturado em cada mês. Essa matriz tem como base os últimos três anos, e é segregada por classe de consumo de acordo com o seu padrão de inadimplência.

Para a maior parte dos consumidores, os percentuais da matriz de perdas serão aplicados no aging do contas a receber em aberto. Mensalmente o saldo é provisionado gradativamente até completar os 36 meses. O saldo em aberto vencido acima de três anos será 100% provisionado para perda. Durante os três anos, essa provisão gradativa se dá de forma específica para cada classe de consumidor, de acordo com a curva de inadimplência de cada uma das classes. No caso do segmento de Poder Público, a Companhia considera as mudanças no risco de crédito de forma individual, analisando caso a caso a expectativa de perda para esses clientes.

Para consumidores com faturas de REN, é calculado um percentual de inadimplência considerando o histórico de não arrecadação sobre o total faturado. Esse percentual é aplicado mensalmente sobre o faturamento. O saldo em aberto vencido acima de um ano é 100% provisionado para perda.

A matriz de provisão da Companhia é revista de forma prospectiva para ajustá-la de acordo com a experiência histórica de perda de crédito e alterações no comportamento da adimplência da base de consumidores. As baixas de faturas consideradas como perda, para fins de determinação de lucro tributável, serão lançadas como débito na rubrica de Provisão Esperada para Crédito de Liquidação Duvidosa (PECLD) no ativo e a crédito em rubrica específica redutora do Contas a Receber.

O fornecimento de energia elétrica é um serviço público essencial para as residências e a todos os setores econômicos. De forma que toda a infraestrutura da prestação do serviço de energia funcione adequadamente, isto é, garantindo o fornecimento com qualidade, evitando interrupções, além de criar incentivos para investimentos em eficiência, todas as etapas desse processo precisam ser remuneradas.

O fornecimento de energia elétrica se divide em quatro principais segmentos: geração (a produção de energia propriamente dita, nas hidrelétricas, por exemplo), transmissão (o transporte da energia gerada para os centros de distribuição, como as subestações nos grandes centros urbanos), a distribuição (que leva a energia às unidades consumidoras), e por fim, a comercialização (modalidade em que ocorre a compra de energia por meio de contrato entre o consumidor e a concessionária). Apesar de atuar em todos esses segmentos, a principal atividade da Light S.A. está na distribuição, que consiste, essencialmente, na energia elétrica que chega ao consumidor final: residências, comércios e indústrias.

Imagem: ABRADEE

A tarifa de energia elétrica que é paga pelos consumidores remunera todas essas etapas, além de conter a tributação. Dessa forma, a tarifa é composta pelos tributos (PIS/COFINS e ICMS), custos de transmissão, geração e distribuição, além dos encargos setoriais.

Tributos: Os tributos que incidem na tarifa são definidos por lei, e esses valores são repassados aos governos federal, estadual e municipal. No caso da distribuição de energia elétrica da Light, recaem os impostos federais PIS e COFINS (Programas de Integração Social (PIS) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS) e o imposto estadual ICMS (Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS).

Custo de energia: É o custo considerando todas as fases para a geração de energia, incluindo as perdas regulatórias.

Custo de distribuição: Essa é a parte da tarifa paga pelo consumidor que remunera a distribuidora. Nesse custo está inserido os custos da rede de distribuição da energia elétrica que tem como destino as unidades consumidoras. Estão inseridos aqui os custos de manutenção, infraestrutura (postes e cabos, por exemplo), expansão e qualidade da rede.

Encargos setoriais: Os encargos setoriais são criados por leis nacionais de forma a apoiar os custos de fomento ao desenvolvimento da rede elétrica e políticas públicas do setor, voltados para o equilíbrio econômico e energético. Estão contemplados nesses encargos: a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), o EER (Encargo de Energia de Reserva), o ESS (Encargos de Serviços do Sistema), a CFURH (Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos), a TFSEE (Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica), e as contribuições para programas e entidades como o ONS (Operador Nacional do Sistema), o PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica), e iniciativas voltadas a programas de P&D (Pesquisa e Desenvolvimento) e PEEs (Programa de Eficiência Energética).

Custo de transmissão: Essa é a parcela da tarifa que remunera a rede transmissora de energia. As empresas transmissoras são responsáveis por fazer a ligação entre as geradoras de energia e as redes distribuidoras. O valor é repassado integralmente, de forma a custear toda a rede de transmissão.

Receitas irrecuperáveis: As receitas irrecuperáveis representam a parcela da receita total faturada que se tem baixa expectativa de arrecadação por inadimplência dos consumidores. Esse percentual é definido pela ANEEL.

A garantia física de energia do Sistema Interligado Nacional – SIN pode ser definida como a capacidade máxima de energia que o SIN pode atender a um dado critério de suprimento. Por sua vez, essa quantidade de energia é rateada entre todos os empreendimentos de geração que constituem o sistema. Dessa forma, o valor atribuído pelo rateio a cada empreendimento constitui a sua garantia física, que é o lastro físico daqueles empreendimentos para a comercialização de energia por meio de contratos. Ressalta-se que a garantia física é determinada na barra de saída do gerador, sem considerar o abatimento do consumo interno da usina e as perdas elétricas tanto na sua conexão quanto na rede básica.

Em 1998, o Decreto nº 2.655 definiu as seguintes premissas para revisão de Garantias Físicas:

1. Revisão ordinária: a cada 5 anos
2. Limites: máximo 5% a cada revisão ordinária, limitado a 10% do valor base do contrato de concessão

Apesar dessa regulamentação, a primeira revisão ordinária de Garantia Física do Sistema ocorreu apenas em 2017, com validade a partir de 1º de janeiro de 2018, no que ficou conhecida como a 1ª Revisão Ordinária de Garantia Física (1ª ROGF).

Em 2022, ocorreu a 2ª ROGF, cujos valores terão validade a partir de 01/01/2023 e estão disponíveis para consulta na Nota Técnica EPE-DEE-RE-011/2022-r1, publicada em 01/11/2022. Nela consta que a energia passível de revisão do MRE passou de 35,7 GWm para 34,4 GWm (de um total de 55,2 GWm), uma redução de 1,2 GWm que deve ser rateada entre todos os agentes participantes.

Portanto, já seria esperado que as usinas da Light sofreriam uma redução nas suas energias asseguradas. Para as usinas da Light Energia, isso representou uma perda de 4,3% na soma das Garantias Físicas dos empreendimentos participantes do MRE, cujos valores individuais estão dispostos na tabela abaixo:

A sazonalização da garantia física de uma determinada usina é a conversão dos valores anuais médios (MWméd), definidos em regulamentação, em valores mensais, expressos em termos de energia visando, entre outros, os cálculos da contabilização das operações realizadas no Mercado de Curto Prazo (MCP). Ou seja, é a alocação de energia mensal que a usina deverá realizar anualmente para o ano subsequente, em até três dias úteis antes do Programa Mensal de Operação em dezembro.

A REN 899/2000 definiu novas regras para a sazonalização da garantia física das usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE):

I – Até as operações de contabilização de energia referentes a dezembro de 2026, os agentes poderão realizar a sazonalização de garantia física para fins de lastro e para fins de alocação de energia no MRE.

II – A partir das operações de contabilização de energia referentes a janeiro de 2027, os agentes poderão realizar a sazonalização de garantia física para fins de lastro.

No período entre as operações de contabilização de energia referentes a janeiro de 2022 e dezembro de 2026, os valores mensais de garantia física sazonalizada para fins de alocação de energia no MRE devem constar do intervalo entre 80% e 120% do perfil de geração média do MRE dos cinco anos anteriores ao de vigência da sazonalização da garantia física.

A partir das operações de contabilização de energia referentes a janeiro de 2027, os valores mensais de garantia física sazonalizada para fins de alocação de energia no MRE devem atender ao perfil de geração média do MRE dos cinco anos anteriores ao de vigência da sazonalização da garantia física.