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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.