363rio CTEEP AP 06808.doc) - Agência Nacional de Energia Elétrica · anÁlise tÉcnica e econÔmica da nota tÉcnica 274 da aneel: benchmarking dos custos operacionais das concessionÁrias

ANÁLISE TÉCNICA E

ECONÔMICA DA NOTA

TÉCNICA 274 DA ANEEL:

BENCHMARKING DOS

CUSTOS OPERACIONAIS

DAS CONCESSIONÁRIAS

DE TRANSMISSÃO DE

ENERGIA ELÉTRICA

Preparada para:

Setembro de 2009

Análise da Nota técnica 274/2009/SRE/ ANEEL 1

ANÁLISE DA NOTA TÉCNICA 274 DA ANEEL: BENCHMARKING DOS CUSTOS

OPERACIONAIS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

CONTEÚDO

1. RESUMO EXECUTIVO............................................................................................................ 3

2. INTRODUÇÃO ......................................................................................................................... 6

3. ESCOPO DO PROJETO ......................................................................................................... 6

4. AVALIAÇÃO DO MODELO PROPOSTO PELA ANEEL ....................................................... 6

4.1. A EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL........................................................................................ 6

4.1.1. PROJETO 11 CIER................................................................................................. 6

4.1.2. BENCHMARKING EMPRESAS DOS ESTADOS UNIDOS (EUA)....................................... 7

4.2. REGULAÇÃO COMPARADA ................................................................................................. 8

4.2.1. CHILE .................................................................................................................... 8

4.2.2. COLÔMBIA ............................................................................................................. 8

4.2.3. PERU..................................................................................................................... 8

4.2.4. PANAMÁ ................................................................................................................ 9

4.2.5. BOLÍVIA ................................................................................................................. 9

4.2.6. GUATEMALA........................................................................................................... 9

4.2.7. URUGUAI ............................................................................................................. 10

4.2.8. RESUMO .............................................................................................................. 10

5. ANÁLISE DA CONSISTÊNCIA DOS PARÂMETROS DE EFICIÊNCIA DA ANEEL .......... 10

5.1. O MODELO PROPOSTO PELA ANEEL ................................................................................. 10

5.2. ANÁLISE CRÍTICA DO DEA 1º ESTÁGIO ............................................................................. 11

5.2.1. VALIDANDO O MODELO DA ANEEL ....................................................................... 11

5.2.2. TRATAMENTO DO PDV DA CTEEP NO MODELO ..................................................... 12

6. ESPECIFICAÇÃO ALTERNATIVA DO DEA 1º ESTÁGIO................................................... 13

6.1. TRATAMENTO DOS INSUMOS E PRODUTOS........................................................................ 13

6.1.1. TRATAMENTO DOS DIFERENTES NÍVEIS DE TENSÃO................................................. 13

6.1.2. USO DE ÍNDICES DE ESCALA PARA APROXIMAR O PRODUTO..................................... 14

6.1.3. O TRATAMENTO DA QUALIDADE DE SERVIÇO........................................................... 15

6.2. DADOS UTILIZADOS......................................................................................................... 16

6.2.1. AJUSTE NOS DADOS DOS CUSTOS PMS DA CTEEP ............................................... 16

6.2.2. DESPESAS OPERACIONAIS - OUTRAS .................................................................... 17

6.2.3. AJUSTE NO DEA 1º ESTÁGIO CONFORME OS DADOS DOS CUSTOS PMS DA CTEEP 18

6.2.4. COMPARAÇÃO DOS VALORES DE EFICIÊNCIA PROPOSTOS PELA ANEEL E PELO CONSULTOR................................................................................................................... 19

7. ANÁLISE DOS VALORES APRESENTADOS NA METODOLOGIA DA I RTP E II RTP ... 20

8. ANÁLISE DA MUDANÇA DE METODOLOGIA DEA 1º ESTÁGIO PARA A I RTP CONTRA O DEA DE 2º ESTÁGIO PARA A II RTP....................................................................... 21

8.1. A METODOLOGIA ADOTADA NA I RTP............................................................................... 21


8.2. A METODOLOGIA ADOTADA NA II RTP.............................................................................. 21

8.2.1. DADOS EM PAINEL VERSUS CROSS-SECTION .......................................................... 22

8.2.2. A ESPECIFICAÇÃO TOBIT NO SEGUNDO ESTÁGIO .................................................... 22

9. REFERÊNCIAS...................................................................................................................... 23

ÍNDICE DE TABELAS

TABELA 1 – CHILE: CUSTOS DE O&M/VNR (%)........................................................................................... 8 TABELA 2 – COLÔMBIA: CUSTOS DE O&M/VNR (%) .................................................................................... 8 TABELA 3 – PERU - ZONA COSTEIRA: CUSTOS DE O&M/VNR (%)................................................................ 9 TABELA 4 – PERU - ZONA SERRANA: CUSTOS DE O&M/VNR (%)................................................................. 9 TABELA 5 – PERU - ZONA DE SELVA: CUSTOS DE O&M/VNR (%) ................................................................ 9 TABELA 6 – URUGUAI: COMA/VNR (%) ...................................................................................................10 TABELA 7 – DEA 1º ESTÁGIO SEGUNDO A ANEEL ..................................................................................... 11 TABELA 8 – DEA 1º ESTÁGIO (1 INSUMO, 4 PRODUTOS) ............................................................................. 11 TABELA 9 – DEA 1º ESTÁGIO (1 INSUMO, 1 PRODUTO=COMPRIMENTO DA REDE).......................................... 12 TABELA 10 – DEA 1º ESTÁGIO (1 INSUMO, 1 PRODUTO=COMPRIMENTO DA REDE) SEM O PDV DA CTEEP ... 12 TABELA 11 – PONDERADORES POR NÍVEL DE TENSÃO ............................................................................... 13 TABELA 12 – DEA 1º ESTÁGIO (INS.=OPEX SEM O PDV DA CTEEP; PROD.=KM DE REDE “HOMOLOGADOS”) 13 TABELA 13 – ÍNDICE DE ESCALA (MÉDIA ARITMÉTICA DE 4 PRODUTOS) ........................................................ 14 TABELA 14 – ÍNDICE DE ESCALA (MÉDIA PONDERADA DE 3 PRODUTOS) ....................................................... 14 TABELA 15 – DEA 1º ESTÁGIO (INS.=OPEX SEM O PDV DA CTEEP; PROD.=ESCALA_1) ............................. 15 TABELA 16 – DEA 1º ESTÁGIO (INS.=OPEX SEM O PDV DA CTEEP; PROD.=ESCALA_2) ............................. 15 TABELA 17 – DEA 1º ESTÁGIO (INS.=OPEX SEM O PDV DA CTEEP; PROD.=ESCALA E DEG^-1) ................. 16 TABELA 18 – CUSTOS OPERACIONAIS DA CTEEP 2006-2008 (R$000,00) ................................................ 17 TABELA 19 – OUTROS CUSTOS OPERACIONAIS .......................................................................................... 17 TABELA 20 – CUSTOS OPERACIONAIS TOTAIS DA CTEEP 2006-2008 (R$000,00) ..................................... 18 TABELA 21 – DEA 1º ESTÁGIO (INS.=OPEX AJUSTADOS DA CTEEP; PROD.=ESCALA_1) ............................. 18 TABELA 22 – DEA 1º ESTÁGIO (INS.=OPEX AJUSTADOS DA CTEEP; PROD.=ESCALA_2) ............................. 18 TABELA 23 – COMPARAÇÃO DEA 1º ESTÁGIO, MODELO ANEEL VS MODELOS ALTERNATIVOS MDE (2008).19 TABELA 24 – COMPARAÇÃO ENTRE OS VALORES DE EFICIÊNCIA DA I RTP E II RTP ..................................... 20 TABELA 25 – COMPARAÇÃO ENTRE OS VALORES DE EFICIÊNCIA DA I RTP E II RTP ..................................... 21


ANÁLISE DA NOTA TÉCNICA 274 DA ANEEL: BENCHMARKING DOS CUSTOS

OPERACIONAIS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

1. RESUMO EXECUTIVO

1. Escopo do Projeto. Análise técnica e econômica da Nota Técnica 274/2009/SRE/ANEEL sobre o benchmarking dos custos operacionais das concessionárias de transmissão de energia elétrica. Essa Nota Técnica introduz uma metodologia de Análise de Envolvimento de Dados (Data Envelopment Analysis, DEA), que segundo a ANEEL é a mais apropriada para definir os níveis de eficiência relativa das empresas.

2. Experiência Internacional. As técnicas de benchmarking têm recebido crescente atenção tanto por parte de acadêmicos como das agências reguladoras (i.e. Reino Unido, Austrália, etc.). Apesar do grande número de estudos disponíveis na área de distribuição de energia elétrica, a oferta de publicações de benchmarking para área de transmissão de energia elétrica é muito limitada. E o uso regulatório para a transmissão é praticamente inexistente. A totalidade dos países da região que aplicam regulação com base em incentivos (Chile, Colômbia, Peru, etc.) excetuando o Brasil, utiliza a razão CAOM/VNR para a determinação dos custos eficientes na transmissão. Esta metodologia tem a grande vantagem da sua simplicidade além de ter importante respaldo internacional pelo seu uso por várias entidades regulatórias. De fato não se obteve nenhuma evidência da utilização de técnicas de benchmarking mais complexas (tipo DEA, SFA, ou COLS) na determinação de custos eficientes regulatórios no âmbito da transmissão.

3. O modelo proposto pela Aneel. O modelo escolhido pela ANEEL consiste em um DEA em dois estágios, fazendo um “pooling” dos dados em painel. Para o 1º estágio realizou-se um DEA orientado aos insumos (“opex”) com a premissa de retornos de escala não decrescentes e as seguintes variáveis como produto: comprimento de rede (km), potência instalada (MVA), quantidade de trafos e quantidade de módulos.

3.1. Validação do modelo. Procurou-se validar o modelo realizado pela ANEEL, usando as mesmas premissas e dados. Não foi possível validar completamente o modelo do DEA 1º estágio da ANEEL.

3.2. Dados utilizados

a) Despesas Operacionais – Outras. De acordo com o item 69 da NT 274/2009 a conta Outros não foi considerada nesta etapa do estudo por não apresentar a abertura suficiente no BMP de forma que se possa extrair somente os custos operacionais. Dessa forma, considerá-la introduziria um ruído na análise que poderia afetar os resultados. Ressalta-se que a conta Outros hospeda custos operacionais representativos e sua desconsideração certamente acarreta uma severa distorção dos resultados, penalizando à transmissora. Considerando que a conta Outros incorpora efetivamente despesas operacionais, a ANEEL deveria viabilizar a obtenção do detalhamento dos gastos de forma que se possa extrair somente os custos operacionais e computá-los com segurança.


b) Ajuste nos dados dos custos PMS da CTEEP. Consta da Nota Técnica n.º 274/2009 que os custos correspondentes a Pessoal, Materiais e Serviços de Terceiros (PMS), referentes aos exercícios de 2002 a 2008 foram extraídos do Balancete Mensal Padronizado - BMP dos respectivos anos e equalizados para a data base de junho de 2009. Os custos com Pessoal de 2007 e 2008, necessitam de um ajuste. O valor constante do BMP destes anos reflete os efeitos da Deliberação CVM n.º 371, de 13/12/00, que torna obrigatório, para companhias abertas, a contabilização de Benefícios a Empregados. Em 2007 e 2008 foram reconhecidos os superávits atuariais do plano previdenciário no montante de R$ (96.814mil) e R$ (68.390mil), respectivamente, os quais também devem ser estornados com vistas a se obter o real custo da CTEEP. Os valores referentes ao superávit do plano previdenciário (Deliberação CVM n.º 371) devem ser desconsiderados, pois é apenas escritural e efetivamente não se constitui em alívio de caixa ou redução de custos da companhia.

3.3. Tratamento da informação.

a) Tratamento do PDV da CTEEP no modelo. A CTEEP no ano 2006 realizou um Plano de Demissão Voluntária (PDV), o que levou os custos da CTEEP a R$1.227.004mil para esse ano. É claro que o custo do PDV não pode ser tratado como um custo operacional, pois se trata de uma decisão de longo prazo. O tratamento desse PDV dado pela ANEEL consistiu na sua inclusão no 2º estágio como uma variável dummy. Esse tratamento tem duas desvantagens: a) No 1º estágio há uma mistura de Opex com investimento (o PDV pode ser considerado um investimento), resultando em uma estimativa errônea para a empresa nesse ano; b) No 2º estágio a inclusão da dummy implica a perda desnecessária de um grau de liberdade na equação.

b) Tratamento dos diferentes níveis de tensão. Para incorporar na análise os diferentes níveis de tensão, de forma de poder comparar empresas com estruturas de redes não comparáveis, a ANEEL usou no 2º estágio o nível médio de tensão nas redes e o nível médio de potência instalada como variáveis explicativas. A abordagem realizada pela ANEEL apresenta dois problemas: a) a variável que representa o comprimento da rede está “poluída” e não é uma boa aproximação à escala da empresa; b) a incorporação de nível de tensão no segundo estágio não soluciona o problema e sim é uma perda desnecessária de um grau de liberdade na equação.

3.4. Especificação do modelo.

a) 1º estágio. Segundo este consultor, há quatro variáveis que deveriam ser incorporadas neste estágio: i) Nível de tensão e potência (através do ajuste do comprimento da rede); ii) dummy da CTEEP no ano 2006 (para eliminar o custo de PDV); iii) a variável que aproxima a qualidade gerenciável; e iv) a variável que aproxima a qualidade gerenciável, a qual deveria estar no 1º estágio.

b) 2º estágio. A ANEEL usou uma especificação tipo Tobit cencored. É discutível o uso assimétrico realizado pela ANEEL dos valores da análise Tobit, premiando só às empresas com variáveis abaixo da média, mas não penalizando àquelas com ambientes mais favoráveis.


O tratamento dado pela ANEEL na NT à qualidade do serviço consiste na inclusão dos desligamentos gerenciáveis no segundo estágio do DEA. Esse tratamento não é o mais adequado desde que o objetivo no 2º estágio é capturar os fatores ambientais, isto é, não gerenciáveis.

4. O modelo alternativo.

4.1. Tratamento dos diferentes níveis de tensão. Um tratamento mais adequado é ajustar o comprimento das redes no 1º estágio usando alguma relação dos custos entre os níveis de tensão. Para eliminar as diferenças de custos entre os níveis de tensão das linhas de transmissão, as mesmas foram ponderadas por meio dos custos por km para cada nível de tensão, com base em informação da CIER

4.2. Uso de índices de escala para aproximar o produto. Visando simplificar a inclusão das variáveis que aproximam o produto das empresas, sugere-se o uso de uma variável que aproxime a “escala” da transmissora e que seja composta pelos diferentes componentes (comprimento da rede, potência, quantidade de transformadores e quantidade de módulos). Para isso, as variáveis em questão foram normalizadas com relação à sua média e para facilitar a comparação levadas a base 100. Com as variáveis “normalizadas” foram calculados dois índices de escala:

1. Índice de Escala_1= Média aritmética dos índices de comprimento de rede (km “equivalentes”), potência, quantidade de transformadores e quantidade de módulos.

2. Índice de Escala_2 = Média ponderada pelos pesos que a NT usa para calcular a participação das novas instalações no ativo da empresa: comprimento de rede (0,39), quantidade de trafos (0,28) e quantidade de módulos (0,31). (ver Tabela 14).

4.3. O tratamento da qualidade de serviço. Inclui-se a qualidade como mais um produto usando o inverso dos desligamentos gerenciáveis (DGE).

5. Considerações finais.

5.1. Eficiência de CTEEP. O modelo alternativo de DEA proposto pelo Consultor simplifica a análise sem afetar os níveis de eficiência de CTEEP.

5.2. Custos contábeis CTEEP ano 2008. Os custos contábeis da CTEEP considerados pela ANEEL para ao ano 2008 não refletem a realidade operacional da empresa. Em primeiro termo, ressalta-se que a conta Outros hospeda custos operacionais representativos e sua desconsideração certamente acarretaria uma severa distorção dos resultados, penalizando a transmissora. Adicionalmente, a Deliberação CVM n.º 371, de 13/12/00, torna obrigatório, para companhias abertas, a contabilização de Benefícios a Empregados. Em 2007 e 2008 foram reconhecidos os superávits atuariais do plano previdenciário no montante de R$(96.814mil) e R$ (68.390mil), respectivamente, os quais também devem ser estornados com vistas a se obter o real custo da CTEEP.

5.3. Informes de Consultores contratados pela ABRATE. Analisaram-se os relatórios dos Consultores Ferreira & Madeira e do prof. Francisco Ramos da Universidade de Pernambuco, não existindo conflito algum entre esses trabalhos e o relatório da Mercados de Energia.


2. INTRODUÇÃO

Conforme solicitado pela CTEEP, apresenta-se a seguinte análise técnica e econômica da Nota Técnica 274/2009/SRE/ANEEL sobre o benchmarking dos custos operacionais das concessionárias de transmissão de energia elétrica.

Essa Nota Técnica introduz uma metodologia de Análise de Envolvimento de Dados (Data Envelopment Analysis, DEA), que segundo a ANEEL, é a mais apropriada para definir os níveis de eficiência relativa das empresas. A Nota Técnica será submetida à audiência pública para aprovação e aplicação.

3. ESCOPO DO PROJETO

O escopo da análise crítica da Nota Técnica é o seguinte:

1. Avaliação do modelo proposto pela ANEEL quanto a aplicação do modelo DEA na II RTP;

2. Analisar a consistência dos parâmetros apresentados como sendo de eficiência;

3. Propor, se for o caso de inaplicabilidade ou inconsistência dos parâmetros, modelo (input - output) orientado a insumos;

4. Comparar os valores apresentados na metodologia da I RTP e II RTP, análise crítica;

5. Comparar a mudança de metodologia DEA 1º estágio para a I RTP contra o DEA de 2º estágio para a II RTP.

4. AVALIAÇÃO DO MODELO PROPOSTO PELA ANEEL

4.1. A Experiência Internacional

As técnicas de benchmarking têm recebido uma crescente atenção tanto por parte de acadêmicos como das agências reguladoras. Os reguladores do Reino Unido, da Austrália, da Noruega e da Holanda têm recorrido ao benchmarking como forma de incentivar a procura da eficiência na indústria, norteando as revisões tarifárias com base em alguma medida de custos eficientes em vez dos custos reais das empresas. Em particular, é extensamente aplicado nos processos de determinação do fator X, utilizado nos ajustes de tarifas em sistemas de regulação por preço-máximo.

Apesar do grande número de estudos disponíveis na área de distribuição de energia elétrica, a oferta de publicações de benchmarking especificamente para área de transmissão de energia elétrica é muito limitada. E o uso regulatório para a transmissão é praticamente inexistente.

Apresentam-se a seguir dois estudos internacionais de benchmarking através de razões: um realizado pela CIER para 21 empresas da América Latina e outro realizado pelo Consultor com base em 107 empresas dos EUA.

4.1.1. Projeto 11 CIER

No marco do Projeto 11 da Comissão de Integração Energética Regional (CIER), realizou-se um estudo de Referencia Internacional de Empresas de Transporte de Energia com dados dos anos 2004 a 2006. O estudo teve como objetivo central a determinação dos indicadores AOM/VNR das empresas transmissoras da região. O estudo visou identificar os indicadores de operação e manutenção que proporcionam informação sobre a qualidade e confiabilidade


do sistema, incluindo a identificação e análise das melhores práticas utilizadas por aquelas empresas com altos níveis internacionais padronizados. O estudo contou com a participação de 21 empresas.

E04 E08 E10 E15 E17 E19 E20 E21 E22

Série1 3,8 4,6 3,4 2,8 3,4 4,5 7,0 2,4 3,7

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

%AOM/VNR

Empresa #

Media = 3,95%

Fonte: CIER

Os estudos encomendados pela CIER sugerem que a média dos custos de AOM em relação ao VNR é de 6,4% com um mínimo de 3,2%.

4.1.2. Benchmarking empresas dos Estados Unidos (EUA)

A partir do processamento da Forma 1 do regulador Norte Americano (Federal Energy Regulatory Commission, FERC), foram obtidos os custos de COMA e o valor dos ativos de 107 empresas de transmissão nos Estados Unidos para o ano de 2007. A Forma 1 consiste em uma base de dados a ser completada anualmente pelas empresas de transmissão que nos 3 anos anteriores tenham se enquadrado em algumas das seguintes condições:

� Venda anual superior a 1 milhão de MWh;

� Revenda anual superior a 100 MWh.

� Intercâmbios de energia anual superiores a 500 MWh.

� Transporte de energia para outros superior a 500 MWh ao ano.

Essas 107 empresas representam a maior parte da rede de transmissão dos EUA, com mais de 600.000 km de redes. O valor dos ativos reportados na Forma 1 corresponde ao valor original dos ativos, sem reavaliação. Para cada empresa, foi obtida uma relação de custos de COMA/VNR. Foi realizada uma estimação do VNR ajustando o valor original dos ativos por


um fator que reflita a evolução dos preços durante a vida útil média dessas instalações, na qual se supôs 15 anos. Foi estimada a relação de custos de COMA/VNR para o total da amostra, obtendo-se um valor de 3.2%.

4.2. Regulação comparada

A seguir se detalha a metodologia utilizada em alguns países para determinar os custos eficientes de O&M da transmissão a serem reconhecidos nas tarifas.

4.2.1. Chile

Até o ano de 2006 se utilizava no Chile o indicador de COMA/VNR, apresentado na tabela a seguir.

Tabela 1 – Chile: Custos de O&M/VNR (%) Nível de tensão

kV

COMA Subestações

(% sobre VNR)

COMA Linhas de Transmissão

(% sobre VNR)

500 2,70% 1,90%

220 3,00% 2,10%

154 3,30% 2,30%

110 3,60% 2,50%

66 4,00% 2,80%

23-13 4,70% 3,40%

Fonte: elaboração própria com base na CNE

4.2.2. Colômbia

De acordo com o estabelecido pela Comissão de Regulação de Energia e Gás (CREG) o percentual da relação custo de O&M/VNR reconhecido é o descrito na Tabela a seguir:

Tabela 2 – Colômbia: Custos de O&M/VNR (%)

Ano Custos de O&M “Unidade Construtiva” em zonas sem contaminação salina

Custos de O&M “Unidade Construtiva” em zonas com contaminação salina

2000 3,00% 3,50%

2001 2,75% 3,25%

2002 e Posteriores 2,50% 3,00%

Fonte: elaboração própria com base na CREG.

4.2.3. Peru

No caso do Peru, para os sistemas secundários de transmissão, o Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Mineria (OSINERGMIN) fixa as chamadas “Porcentagens de Determinação do Custo Anual Padrão de Operação e Manutenção das Instalações de Transmissão”, conforme detalhamento a seguir:


Tabela 3 – Peru - Zona Costeira: Custos de O&M/VNR (%)

Nível de Tensão COMA/VNR

Igual ou Maior que 138 kV 3,41%

Maior que 30 kV e menor que 138 kV 3,32%

Maior que 1 kV e menor ou igual que 30 kV, 3,71%

Fonte: elaboração própria com base no OSINERGMIN. Tabela 4 – Peru - Zona Serrana: Custos de O&M/VNR (%)





Fonte: elaboração própria com base no OSINERGMIN. Tabela 5 – Peru - Zona de Selva: Custos de O&M/VNR (%)





Fonte: elaboração própria com base no OSINERGMIN.

4.2.4. Panamá

Há mais de 10 anos que a agência reguladora do Panamá (ASEP) utiliza a razão COMA/VNR para a determinação dos custos eficientes da empresa de transmissão nacional (ETESA). O valor fixado para o período 2009 a 2013 é de 2,18% sobre o VNR dos ativos de ETESA.

4.2.5. Bolívia

A regulação setorial estabelece um percentual de 3.0% do VNR das instalações como valor máximo, e esse percentual deve ser justificado pela transmissora em cada revisão tarifária. Dessa forma se fixam os custos eficientes das empresas Transportadora de Electricidad (TDE) e Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA) – Bolívia, ambas as empresas estão sob gestão privada.

4.2.6. Guatemala

A regulação setorial fixa para a empresa de transmissão um percentual fixo como o custo de


O&M eficiente de 3.0% do VNR.

4.2.7. Uruguai

Os valores estabelecidos pela Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA) para a transmissão são porcentagens fixas por nível de tensão, segundo a tabela seguinte:

Tabela 6 – Uruguai: COMA/VNR (%)

Instalações COMA/VNR

Linhas 500 KV 2.20%

Subestações 500 KV 3.10%

Linhas 150 KV 2.60%

Subestações 150 KV 3.80%

Fonte: elaboração própria com base no URSEA

4.2.8. Resumo

A totalidade dos países da região que aplicam regulação com base em incentivos (Chile, Colômbia, Peru, etc.) excetuando o Brasil, utiliza a razão CAOM/VNR para a determinação dos custos eficientes na transmissão.

Nos países mencionados se utiliza uma razão simples que expressa os custos de O&M reconhecidos como eficientes através de um percentual fixo do VNR.

Esta metodologia tem uma grande vantagem por sua simplicidade e existe um importante respaldo na mesma uma vez que várias entidades regulatórias a têm utilizado com sucesso e que as empresas têm alcançado esse padrão de eficiência.

Não se obteve nenhuma evidência da utilização de técnicas de benchmarking mais complexas (tipo DEA, SFA, ou COLS) na determinação de custos eficientes nas empresas de transmissão.

5. ANÁLISE DA CONSISTÊNCIA DOS PARÂMETROS DE EFICIÊNCIA DA ANEEL

5.1. O modelo proposto pela Aneel

O modelo escolhido pela ANEEL consiste em um DEA em dois estágios, fazendo um “pooling” dos dados em painel. Para o 1º estágio realizou-se um DEA orientado aos insumos com a premissa de retornos de escala não decrescentes e as seguintes variáveis:

• Insumos: Custos operacionais (PMS a valores de junho de 2009).

• Produtos:

o Comprimento de rede (km)

o Quantidade de módulos de manobra

o Quantidade de trafos

o Capacidade de transformação (MVA)


A Tabela 7 apresenta o resultados da estimativa da ANEEL para o 1º estágio do DEA.

Tabela 7 – DEA 1º estágio segundo a ANEEL

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

CEEE 0,71 0,84 1,00 0,87 0,82 0,73 0,73

CEMIG 0,97 0,75 0,79 0,66 0,60 0,73 0,70

CHESF 0,60 0,61 0,54 0,50 0,57 0,43 0,40

COPEL 0,79 0,89 0,71 0,81 0,82 1,00 -

CTEEP 0,33 0,33 0,29 0,28 0,16 0,84 1,00

ELETRONORTE 0,37 0,37 0,33 0,30 0,30 0,27 0,20

ELETROSUL 0,75 0,72 0,60 0,59 0,49 0,47 0,47

FURNAS 0,36 0,48 0,41 0,33 0,30 0,27 0,28

5.2. Análise crítica do DEA 1º estágio

5.2.1. Validando o Modelo da ANEEL

Procurou-se em primeiro lugar validar o Modelo realizado pela ANEEL, usando as mesmas premissas e dados. Para isso foi utilizado o software Limdep versão 9.0, desenvolvido pelo Prof. W. H. Greene da Universidade de Nova Iorque. A Tabela 8 mostra que há diferenças importantes em alguns casos (CHESF e FURNAS).

Tabela 8 – DEA 1º estágio (1 insumo, 4 produtos)

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

CEEE 0,71 0,84 1,00 0,87 0,81 0,72 0,71

CEMIG 0,92 0,71 0,75 0,62 0,57 0,69 0,66

CHESF 0,90 1,00 0,89 0,88 1,00 0,88 1,00

COPEL 0,79 0,89 0,71 0,81 0,82 1,00

CTEEP 1,00 0,33 0,28 0,28 0,16 0,84 1,00

ELETRONORTE 0,37 0,37 0,33 0,30 0,30 0,27 0,20

ELETROSUL 0,75 0,72 0,60 0,59 0,49 0,47 0,47

FURNAS 0,36 0,48 0,43 0,96 0,99 0,97 1,00

Em segundo lugar realizou-se o mesmo exercício, mas só com o comprimento da rede como produto. Neste caso as diferenças diminuem bastante. Porém há ainda diferenças importantes para o caso da CHESF (Tabela 9) e da CTEEP no ano 2002.


Tabela 9 – DEA 1º estágio (1 insumo, 1 produto=comprimento da rede)

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

CEEE 0,71 0,84 1,00 0,87 0,81 0,72 0,71

CEMIG 0,89 0,69 0,73 0,60 0,55 0,67 0,64

CHESF 0,90 1,00 0,87 0,88 1,00 0,75 0,70

COPEL 0,76 0,85 0,68 0,78 0,78 0,96

CTEEP 1,00 0,33 0,28 0,28 0,16 0,84 1,00

ELETRONORTE 0,36 0,37 0,33 0,30 0,30 0,26 0,20

ELETROSUL 0,75 0,72 0,60 0,59 0,49 0,47 0,47

FURNAS 0,36 0,48 0,43 0,41 0,37 0,33 0,34

Em resumo, não foi possível validar completamente o modelo do DEA 1º estágio da ANEEL.

5.2.2. Tratamento do PDV da CTEEP no modelo

A CTEEP no ano 2006 realizou um Plano de Demissão Voluntária (PDV), o que levou os seus custos a R$ 1.227.004mil para esse ano. É claro que o custo do PDV não pode ser tratado como um custo operacional, pois é uma decisão de longo prazo.

O tratamento desse PDV dado pela ANEEL consistiu na sua inclusão no 2º estágio como uma variável dummy. Esse tratamento tem duas desvantagens: a) No 1º estágio há uma mistura de Opex com investimento (o PDV pode ser considerado um investimento), resultando em uma estimativa errônea para a empresa nesse ano; b) No 2º estágio a inclusão da dummy implica a perda desnecessária de um grau de liberdade na equação.

Um tratamento mais adequado é “limpar” o custo operacional da CTEEP, deixando fora o custo do PDV. Deduzindo o custo do PDV (R$ 475,630mil base 2006 e R$ 547.034 base 2009), o Opex da CTEEP para o ano 2006 fica em R$ 679.970mil.

A Tabela 10 mostra o resultado do DEA 1º estágio considerando o correto valor do Opex da CTEEP para o ano 2006.

Tabela 10 – DEA 1º estágio (1 insumo, 1 produto=comprimento da rede) sem o PDV da CTEEP

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

CEEE 0,71 0,84 1,00 0,87 0,81 0,72 0,71

CEMIG 0,90 0,69 0,73 0,61 0,55 0,67 0,65

CHESF 0,90 1,00 0,87 0,88 1,00 0,75 0,70

COPEL 0,76 0,85 0,68 0,78 0,78 0,96

CTEEP 0,15 0,33 0,28 0,28 0.28 0,84 1,00

ELETRONORTE 0,36 0,37 0,33 0,30 0,30 0,26 0,20

ELETROSUL 0,75 0,72 0,60 0,59 0,49 0,47 0,47

FURNAS 0,36 0,48 0,43 0,41 0,37 0,33 0,34


6. ESPECIFICAÇÃO ALTERNATIVA DO DEA 1º ESTÁGIO

6.1. Tratamento dos insumos e produtos

6.1.1. Tratamento dos diferentes níveis de tensão

Para incorporar na análise os diferentes níveis de tensão, de forma de poder comparar empresas com estruturas de redes não comparáveis, a ANEEL usou no segundo estágio o nível médio de tensão nas redes e o nível médio de potência instalada.

A abordagem realizada pela ANEEL apresenta dois problemas: a) a variável que representa o comprimento da rede está “poluída” e não é uma boa aproximação à escala da empresa; b) a incorporação de nível de tensão no segundo estágio não soluciona o problema e é uma perda desnecessária de um grau de liberdade na equação.

Um tratamento mais adequado é ajustar o comprimento das redes no 1º estágio usando alguma relação dos custos entre os níveis de tensão. Para eliminar as diferenças de custos entre os níveis de tensão das linhas de transmissão, as mesmas foram ponderadas por meio dos custos por km para cada nível de tensão, com base em informação da CIER (Tabela 11). A Tabela 12 mostra o DEA 1º estágio ajustando os km de rede conforme a Tabela 11 e sem o PDV da CTEEP. A grande mudança é nos valores de FURNAS, enquanto os valores da CTEEP permanecem estáveis.

Tabela 11 – Ponderadores por Nível de Tensão

Nível de Tensão Ponderador

km de rede > 500 kV 2,63

km de rede = 500 kV 1,75

km de rede 345kV 1,75

km de rede 200/230kV 1,00

km de rede 138kV 0,80

km de rede 69Kv 0,60

Fonte: CIER

Tabela 12 – DEA 1º estágio (Ins.=Opex sem o PDV da CTEEP; prod.=km de rede “homologados”)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 0,71 0,84 1,00 0,86 0,80 0,72 0,70

CEMIG 1,00 0,77 0,81 0,68 0,62 0,75 0,72

CHESF 0,68 0,72 0,63 0,59 0,67 0,50 0,47

COPEL 0,70 0,79 0,63 0,72 0,72 0,88

CTEEP 0,32 0,33 0,28 0,28 0,28 0,84 1,00

ELETRONORTE 0,37 0,36 0,32 0,30 0,30 0,26 0,20

ELETROSUL 0,69 0,66 0,56 0,54 0,45 0,44 0,43

FURNAS 0,76 1,00 0,98 1,00 0,99 0,97 1,00


6.1.2. Uso de índices de escala para aproximar o produto

Visando simplificar a inclusão das variáveis que aproximam o produto das empresas, sugere-se o uso de uma variável que aproxime a “escala” da transmissora e que seja composta pelos diferentes componentes (comprimento da rede, potência, quantidade de transformadores e quantidade de módulos). Para isso, as variáveis em questão foram normalizadas com relação à sua média e para facilitar a comparação levadas a base 100. Com as variáveis “normalizadas” foram calculados dois índices de escala:

3. Índice de Escala_1= Média aritmética dos índices de comprimento de rede (km “equivalentes”), potência, quantidade de transformadores e quantidade de módulos. (ver Tabela 13.)

4. Índice de Escala_2 = Média ponderada pelos pesos que a NT usa para calcular a participação das novas instalações no ativo da empresa: comprimento de rede (0,39), quantidade de trafos (0,28) e quantidade de módulos (0,31). (ver Tabela 14).

As Tabelas 13 e 14 apresentam as estimativas do DEA considerando como produto os índices de escala 1 e 2, respectivamente. Vale notar que a diferença entre os dois índices no DEA é marginal.

Tabela 13 – Índice de Escala (média aritmética de 4 produtos)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 53 54 55 55 55 56 57

CEMIG 54 54 55 55 55 55 56

CHESF 138 141 142 144 147 149 152

COPEL 80 81 81 82 84 85

CTEEP 176 179 180 180 189 196 201

ELETRONORTE 56 59 59 60 60 62 65

ELETROSUL 57 60 61 63 67 71 74

FURNAS 141 144 145 151 155 156 157

Tabela 14 – Índice de Escala (média ponderada de 3 produtos)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 59 60 61 61 62 62 63

CEMIG 53 54 54 54 55 55 56

CHESF 147 150 151 152 154 156 158

COPEL 77 78 78 79 80 81

CTEEP 170 171 173 173 180 185 190

ELETRONORTE 56 59 60 60 60 62 64

ELETROSUL 57 58 59 61 63 65 68

FURNAS 130 131 132 136 138 138 139


Tabela 15 – DEA 1º estágio (Ins.=Opex sem o PDV da CTEEP; prod.=escala_1)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 0.71 0.84 1.00 0.87 0.81 0.72 0.71

CEMIG 0.90 0.69 0.73 0.61 0.55 0.67 0.65

CHESF 0.42 0.43 0.38 0.36 0.41 0.31 0.30

COPEL 0.78 0.88 0.71 0.81 0.82 1.00

CTEEP 0.30 0.30 0.26 0.26 0.27 0.83 1.00

ELETRONORTE 0.34 0.33 0.29 0.27 0.27 0.24 0.18

ELETROSUL 0.54 0.52 0.44 0.43 0.37 0.36 0.36

FURNAS 0.28 0.37 0.31 0.26 0.24 0.21 0.22

Tabela 16 – DEA 1º estágio (Ins.=Opex sem o PDV da CTEEP; prod.=escala_2)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 0.71 0.84 1.00 0.87 0.81 0.72 0.72

CEMIG 0.90 0.69 0.73 0.61 0.55 0.67 0.65

CHESF 0.46 0.47 0.41 0.39 0.45 0.34 0.32

COPEL 0.78 0.88 0.71 0.81 0.82 1.00

CTEEP 0.30 0.31 0.27 0.27 0.27 0.83 1.00

ELETRONORTE 0.34 0.32 0.29 0.26 0.26 0.23 0.18

ELETROSUL 0.53 0.51 0.43 0.42 0.36 0.34 0.35

FURNAS 0.27 0.36 0.31 0.25 0.23 0.20 0.21

6.1.3. O tratamento da qualidade de serviço

A qualidade do serviço é um aspecto relevante na regulação de um monopólio natural de redes. Porém, não tem recebido muita atenção nas publicações. Growitsch, Jamasb e Pollitt (2005) estimam uma fronteira estocástica usando uma função de distância de insumos, sendo os produtos a escala da distribuidora e a qualidade do serviço. O tratamento dado pela ANEEL na NT à qualidade do serviço consiste na inclusão dos desligamentos gerenciáveis no 2º estágio do DEA. Esse tratamento não é o mais adequado dado que o objetivo no 2º estágio é capturar os fatores ambientais, isto é, não gerenciáveis.

Uma possibilidade é a inclusão da qualidade como mais um produto, usando, por exemplo, o inverso dos desligamentos gerenciáveis (DGE).

A Tabela 17 mostra os resultados considerando como produtos o índice de escala e o inverso do DGE.


Tabela 17 – DEA 1º estágio (Ins.=Opex sem o PDV da CTEEP; prod.=escala e DEG^-1)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 1,00 0,94 1,00 0,87 0,88 0,85 0,76

CEMIG 0,90 0,69 0,73 0,61 0,56 0,67 0,65

CHESF 0,43 0,44 0,38 0,36 0,41 0,31 0,30

COPEL 0,78 0,88 0,74 0,93 0,82 1,00

CTEEP 0,31 0,30 0,26 0,27 0.27 1,00 1,00

ELETRONORTE 0,36 0,33 0,30 0,27 0,27 0,24 0,19

ELETROSUL 0,60 0,57 0,45 0,49 0,40 0,39 0,37

FURNAS 0,28 0,37 0,31 0,26 0,24 0,21 0,22

6.2. Dados utilizados

6.2.1. Ajuste nos dados dos custos PMS da CTEEP

Consta da Nota Técnica n.º 274/2009 que os custos correspondentes a Pessoal, Materiais e Serviços de Terceiros (PMS), referentes aos exercícios de 2002 a 2008 foram extraídos do Balancete Mensal Padronizado - BMP dos respectivos anos e equalizados para a data base de junho de 2009.

Para os exercícios de 2002 a 2005 o BMP retrata estes custos com precisão e não carecem de maiores ajustes. Entretanto, os exercícios subseqüentes apresentam peculiaridades dos valores apropriados que comprometem sua utilização da forma que constam do BMP, sendo necessária a correção dos desvios.

Relativamente ao exercício de 2006, a ANEEL considerou uma dummy para a CTEEP com o objetivo de regularizar um atípico e substancial acréscimo de custos, motivado pela implementação do Plano de Demissão Voluntária – PDV, que obteve 1.534 adesões ao custo estimado de R$ 475.630 mil. Segundo o exposto no 5.2.2, o tratamento mais adequado é deixar fora o custo de PDV.

Entretanto, os custos com Pessoal de 2007 e 2008, também necessitam de análise e ajustes, uma vez que os dados do BMP apresentam distorções significativas quando comparados com os custos efetivos da companhia. O valor constante do BMP destes anos reflete os efeitos da Deliberação CVM n.º 371, de 13/12/00, que torna obrigatório, para companhias abertas, a contabilização de Benefícios a Empregados. Em 2007 e 2008 foram reconhecidos os superávits atuariais do plano previdenciário no montante de R$ (96.814mil) e R$ (68.390mil), respectivamente, os quais também devem ser estornados com vistas a se obter o real custo da CTEEP.

Os valores referentes ao superávit do plano previdenciário (Deliberação CVM n.º 371) devem ser desconsiderados, pois é apenas escritural e efetivamente não se constitui em alívio de caixa ou redução de custos da companhia. Dessa forma, os custos operacionais da CTEEP seriam assim compostos:


Tabela 18 – Custos Operacionais da CTEEP 2006-2008 (R$000,00) – sem Outros

Descrição 2006 2007 2008

Valor - Tabela I (NT 274/2009) 1.227.004 229.510 193.236

PDV (atualizado) -547.034

Valor – CVM 371 (atualizado) 107.611 72.204

Total 679.970 337.122 265.440

6.2.2. Despesas Operacionais - Outras

De acordo com o item 69 da NT 274/2009 a conta Outros não foi considerada nesta etapa do estudo por não apresentar a abertura suficiente no BMP de forma que se possa extrair somente os custos operacionais. Dessa forma, considerá-la introduziria um ruído na análise que poderia afetar os resultados.

Entretanto, a conta Outros hospeda custos operacionais representativos e sua desconsideração certamente acarreta uma severa distorção dos resultados e penaliza a transmissora.

Apresenta-se a seguir as despesas operacionais classificadas como Outras e que no entendimento da CTEEP deveriam integrar os custos da Tabela I do apêndice I da NT 274/2009.

Tabela 19 – Outros custos operacionais

(a) – Até 2007 esta despesa era classificada na conta “entidades patronais e associações de classe”

Considerando que a conta Outros incorpora efetivamente despesas operacionais, a ANEEL deveria viabilizar a obtenção do detalhamento dos gastos de forma que se possa extrair somente os custos operacionais e computá-los com segurança. Assim, os custos operacionais da CTEEP passariam a ser:

DESCRIÇÃO 2006 2007 2008

- indenização e compensação - im pacto amb ien tal 17.720 ,01 26.644,39 2.120,56 - arredamento mercant il (leasing) - 253.102,55 636.714,44 - contribu ição ao ONS (a) - - 327.737,58 - impostos taxas e con tribuições (e xceto TFSEE) 212.373 ,14 204.777,25 428.670,28 - custa s e emolumen tos ca rtoriais 331.543 ,07 73.313,73 37.413,74 - IPTU 7.411.254 ,03 7.720.047,81 10 .024.859,79 - licenciamento e IPVA 575.158 ,81 575.370,38 243.741,77 - taxas cvm bovespa 52.699 ,90 49.769,41 46.787,11 - aluguéis de imóveis 3.062.504 ,54 3.750.324,12 3 .062.962,18 - aluguéis de equipamen tos 522.400 ,26 277.821,25 99.296,90 - aluguéis de veículos 407.706 ,52 703.200,10 3 .187.208,43 - aluguel de máqu ina copiadora 201.659 ,35 141.347,42 9.540,32 - aluguel de local para eventos e /ou cusos 198.759 ,82 302.533,79 360.659,16 - seguros 5.292.404 ,65 5.099.420,73 3 .631.676,76 - execuções jud iciais + sucumbência 8.909.244 ,63 15.861.849,34 21 .701.401,19 - despesas com estagiário 1.114.282 ,08 378.913,41 495.004,26 - entidade patronais e associações de classe 779.553 ,00 757.412,37 502.906,76

TOTAL 29.089 .263,81 36.175.848,05 44.798.701,23


Tabela 20 – Custos Operacionais totais da CTEEP 2006-2008 (R$000,00)

Descrição 2006 2007 2008

Valor - Tabela I (NT 274/2009) 1.227.004 229.510 193.236

PDV (atualizado) -547,034

Valor - CVM 371 (atualizado) 107.611 72.204

Outros 29.089 36.176 44.799

Total 709.059 373.297 310.239

6.2.3. Ajuste no DEA 1º estágio conforme aos dados dos custos PMS da CTEEP

Com os ajustes das Tabelas 21 e 22 é preciso estimar novamente o DEA.

Tabela 21 – DEA 1º estágio (Ins.=Opex ajustados da CTEEP; prod.=escala_1)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 0.71 0.84 1.00 0.87 0.81 0.72 0.71

CEMIG 0.90 0.69 0.73 0.61 0.55 0.67 0.65

CHESF 0.57 0.58 0.52 0.49 0.57 0.43 0.42

COPEL 0.78 0.88 0.71 0.81 0.82 1.00

CTEEP 0.44 0.45 0.40 0.40 0.39 0.78 1.00

ELETRONORTE 0.34 0.33 0.29 0.27 0.27 0.24 0.18

ELETROSUL 0.54 0.52 0.44 0.43 0.37 0.36 0.36

FURNAS 0.38 0.51 0.43 0.36 0.33 0.30 0.31

Tabela 22 – DEA 1º estágio (Ins.=Opex ajustados da CTEEP; prod.=escala_2)

2002 2003 2044 2005 2006 2007 2008

CEEE 0.71 0.84 1.00 0.87 0.81 0.72 0.72

CEMIG 0.90 0.69 0.73 0.61 0.55 0.67 0.65

CHESF 0.65 0.67 0.59 0.56 0.64 0.49 0.47

COPEL 0.78 0.88 0.71 0.81 0.82 1.00

CTEEP 0.45 0.46 0.40 0.40 0.40 0.79 1.00

ELETRONORTE 0.34 0.32 0.29 0.26 0.26 0.23 0.18

ELETROSUL 0.53 0.51 0.43 0.42 0.36 0.34 0.35

FURNAS 0.36 0.48 0.41 0.34 0.31 0.28 0.29


6.2.4. Comparação dos valores de eficiência propostos pela ANEEL e pelo Consultor

A Tabela 23 mostra a comparação para o ano 2008 entre os valores de eficiência propostos na NT e os que resultam dos modelos propostos pela Mercados de Energia.

O uso de técnicas de fronteira com tamanhos de amostras pequenas, acarreta um alto risco de erro. Na avaliação do nível de ineficiência da empresa pode-se cometer dois tipos de erros estatísticos: tipo I e tipo II. O erro tipo I ocorre quando em uma análise se constata incorretamente, que a empresa é ineficiente quando na realidade não o é. Ou, de outro ponto de vista, o erro tipo I acontece quando se rejeita incorretamente a hipótese nula, aceitando a alternativa embora a hipótese nula seja a correta. O erro tipo II ocorre quando se aceita incorretamente a hipótese nula, ou seja, a empresa é classificada como eficiente, quando a mesma não é.

Considerando que o erro de tipo I é significativamente mais grave que erro de tipo II, pois comprometeria a viabilidade econômico-financeira da empresa, sugere-se minimizar a possibilidade de incorrer nos erros do tipo I. Uma forma recente de minimizar o erro tipo I com amostras pequenas foi sugerido Weyman-Jones et. al. (2006). O método é chamado de CIUB e consiste no uso do COLS, mas usando as bandas de confiança entorno da previsão da regressão. No caso da metodologia do DEA também é possível obter intervalos de confiança através do procedimento introduzido por Simar and Wilson (1998). Na Tabela 23 se apresenta uma análise de bootstrapping com 1000 replicações para obter intervalos de confiança das estimativas. O uso do limite superior do intervalo de confiança facilitaria a transição entre ambas as metodologias da I RTP e II RTP.

Tabela 23 – Comparação DEA 1º estágio, modelo ANEEL vs Modelos Alternativos MDE (2008)

Mod. Alt. 1* Mod. Alt. 2*

ANEEL Mod. Alt. 1 Mod. Alt 2

Lower Upper Lower Upper

CEEE 0.73 0.71 0.72 0.55 0.69 0.64 0.78

CEMIG 0.70 0.65 0.65 0.50 0.63 0.53 0.64

CHESF 0.40 0.42 0.47 0.37 0.47 0.43 0.52

COPEL - - -

CTEEP 1.00 1.00 1.00 0.89 1.00 0.69 0.82

ELETRONORTE 0.20 0.18 0.18 0.15 0.20 0.20 0.25

ELETROSUL 0.47 0.36 0.35 0.33 0.42 0.31 0.38

FURNAS 0.28 0.31 0.29 0.28 0.35 0.25 0.30

* Simulações através de análise de bootstrapping com 1000 replicações.

Por último, a consistência entre os rankings dos diferentes modelos usados foi medida através do índice de correlação de Spearman. A técnica de correlação de Spearman Rank serve para testar a direção e a força da relação entre duas variáveis, no caso o ranking de cada modelo utilizado. O coeficiente de correlação de Spearman recebe um valor entre –1 (correlação negativa perfeita) e 1 (correlação positiva perfeita) e é representado pela seguinte fórmula:

nn

dRs

−−=∑3

26

1

Onde n é o número de empresas, e d é a distância entre os rankings de cada empresa.


O índice de correlação de Spearman é de 0,94, o que mostra a consistência entre o modelo proposto pelo Consultor e o da ANEEL.

7. ANÁLISE DOS VALORES APRESENTADOS NA METODOLOGIA DA I RTP E II RTP

Os valores achados na nova metodologia apresentam importantes diferenças com os dados aplicados à versão anterior. Vale lembrar que na I RTP a ANEEL optou por utilizar como insumo no modelo a variável TOTEX (custo total das empresas) enquanto na II RTP a variável escolhida foi o OPEX. Na I RTP uma vez calculados os índices de eficiência para cada ano com base nos dados de painel, realizou-se uma normalização com um limite inferior igual a 80%.

A Tabela 24 apresenta os valores de eficiência para os anos 2003 a 2005 segundo as I RTP e II RTP. A mediana do período 2003 a 2005 é 0,74 e 0,57 para as I RTP e II RTP, respectivamente. Considerando a normalização da I RTP, as medianas normalizadas são 0,93 e 0,90 para ambos os períodos.

A Tabela 25 mostra os valores estimados pela ANEEL na II RTP para o ano 2008, 1º e 2º estágios, e qual seria o valor se fosse aplicada a metodologia da I RTP. Se fosse aplicada a metodologia da I RTP aos dados da II RTP a mediana do período 2002 a 2005 seria 0,57, valor quase igual à mediana do ano 2008. Porém, se fosse na I RTP, a mediana seria normalizada passando de 0,57 a 0,93, enquanto na II RTP o valor do ano 2008 passa de 0,59 no 1º estágio a 0,67 no 2º estágio. Para facilitar a transição entre as duas metodologias recomenda-se avaliar o uso do procedimento descrito em 6.2.4.

Tabela 24 – Comparação entre os valores de eficiência da I RTP e II RTP

2003 2004 2005 Mediana Mediana Normalizada Empresa

I RTP II RTP I RTP II RTP I RTP II RTP I RTP II RTP I RTP II RTP

CEEE 0,85 0,84 0,75 1,00 0,70 0,87 0,75 0,87 0,94 1,00

CEMIG 0,89 0,75 0,91 0,79 0,69 0,66 0,89 0,75 0,99 0,96

CHESF 0,91 0,61 0,73 0,54 0,75 0,50 0,75 0,54 0,93 0,89

COPEL 1,00 0,89 0,81 0,71 0,93 0,81 0,93 0,81 1,00 0,98

CTEEP 0,50 0,33 0,43 0,29 0,43 0,28 0,43 0,29 0,82 0,80

ELENOR 0,41 0,37 0,36 0,33 0,34 0,30 0,36 0,33 0,80 0,82

ELESUL 0,81 0,72 0,71 0,60 0,73 0,59 0,73 0,60 0,93 0,91

FURNAS 0,71 0,48 0,65 0,41 0,55 0,33 0,65 0,41 0,90 0,84

Mediana global 0,74 0,57 0,93 0,90


Tabela 25 – Comparação entre os valores de eficiência da I RTP e II RTP

Mediana Mediana Empresa 2008

2002-2008 Normalizada

Média 2º Estágio

CEEE 0,73 0,87 0,97 0,77

CEMIG 0,70 0,75 0,94 0,83

CHESF 0,40 0,54 0,89 0,51

COPEL 1,00 0,81 0,96 1,00

CTEEP 1,00 0,29 0,83 1,00

ELETRONORTE 0,20 0,33 0,84 0,44

ELETROSUL 0,47 0,60 0,91 0,57

FURNAS 0,28 0,41 0,86 0,48

Mediana Global 0,59 0,57 0,90 0,67

8. ANÁLISE DA MUDANÇA DE METODOLOGIA DEA 1º ESTÁGIO PARA A I RTP CONTRA O DEA DE 2º ESTÁGIO PARA A II RTP

8.1. A Metodologia adotada na I RTP

Na I RTP a ANEEL adotou como metodologia o DEA clássico aplicado ano a ano no período 2003 a 2005. Logo, tomou a mediana para cada empresa com um piso de 80%, isto é, as eficiências das empresas ficaram compreendidas entre 80% e 100%. No cálculo do DEA se considerou como insumo os custos totais (Totex) ao invés dos Opex (II RTP). O uso da mediana tinha por objetivo suavizar as valores de eficiência achados para cada ano.

8.2. A Metodologia adotada na II RTP

Na II RTP a ANEEL introduziu o DEA em dois estágios. Fried et al. (2002) propuseram a técnica para incorporar efeitos ambientais e ruído estatístico em uma análise de desempenho baseada no DEA. Na realidade a análise é em três estágios e não dois:

1. No 1º estágio o DEA é aplicado na forma clássica a insumos e produtos.

2. No 2º estágio se utiliza uma análise de fronteira estocástica, regressando as medidas de desempenho contra variáveis ambientais. Esta permite separar a ineficiência do 1º estágio em três componentes: (a) ineficiência no gerenciamento, aspectos ambientais e ruído estatístico.

3. Os insumos (ou produtos) são ajustados para levar em contar o impacto dos efeitos ambientais e o ruído estatístico que apareceu no 2º estágio.

A abordagem seguida pela ANEEL apresenta várias vantagens, que pode resultar atrativa para a prática regulatória. Primeiro, permite incorporar efeitos ambientais e ruído estatístico em um modelo baseado no DEA. Segundo, permite avaliar o impacto do ambiente operacional e regulatório em ambas as eficiências técnica e alocativa (embora no caso da ANEEL só fosse estimada a eficiência técnica). Terceiro, dá uma medida da eficiência nos insumos, a qual pode ser separada em eficiência no gerenciamento dos efeitos da ambiente regulatório e ruído. Porém a ferramenta regulatória ainda está em processo de amadurecimento.


8.2.1. Dados em painel versus cross-section

A ANEEL usou os dados do painel como uma única análise cross-section, onde para cada empresa em cada período é considerada uma observação independente fazendo um “pool” das observações. Desta forma uma única fronteira é computada e a eficiência relativa de cada empresa é calculada como referência dessa única fronteira (análise multi-período). Uma análise similar é realizada por Estache, Rossi, e Ruzzier (2004).

O uso dos dados considerados pela ANEEL permite também realizar uma análise paramétrica, já que se contaria com 55 observações.

8.2.2. A especificação Tobit no segundo estágio

A ANEEL usou uma especificação tipo Tobit cencored para o 2º estágio. Segundo este consultor, há quatro variáveis que deveriam ser incorporadas na 1º estágio:

1. Nível de tensão (através do ajuste do comprimento da rede)

2. Nível de potência (através do próprio ajuste do comprimento da rede ou da variável de escala sugerida pelo Consultor)

3. Dummy da CTEEP no ano 2006 (para eliminar o custo de PDV)

4. A variável que aproxima a qualidade gerenciável, a qual deveria estar no 1º estágio

Mais discutível é o uso assimétrico realizado pela ANEEL dos valores da análise Tobit, premiando só as empresas com variáveis abaixo da média, mas não penalizando àquelas com ambientes mais favoráveis.

O uso do Tobit na 2º estágio não está ausente de problemas. Simar e Wilson (2007), uma das referências bibliográficas usadas pela ANEEL na NT, reportam a existência de uma série de problemas de viés em estudos de dois estágios que empregam métodos não paramétricos no 1º estágio e uma regressão Tobit no 2º estágio. A sugestão dos autores é o uso de uma regressão truncada, melhor que o Tobit, complementado com um duplo exercício de bootstrapping. A análise dos autores sugere que o uso da regressão no 2º estágio ainda está sendo amadurecido pela academia. Nas palavras dos autores: “In terms of coverage of estimated confidence intervals, tobit regression is catastrophic in our Monte Carlo experiments”.


9. REFERÊNCIAS

CIER (2006), “Resumen Informe Final CIER 11 Fase II, Gestión Área Generación & Transmisión 2006”, Documento CIER CIG&T 23/2006, Medellín, Colombia, Octubre 2006

Estache, A., Rossi, M. A., e Ruzzier, C. A. (2004), “The Case for International Coordination of Electricity Regulation: Evidence from the Measurement of Efficiency in South America”, Journal of Regulatory Economics 25:3 271-295.

Fried, H.O., C.A.K. Lovell, S.S. Schmidt and S. Yaisawarng (2002) “Accounting for Environmental Effects and Statistical Noise in Data Envelopment Analysis,” Journal of Productivity Analysis, 17: 157-174.

Growitsch, C., T. Jamasb e M. Pollitt, (2005), “Quality of Service, Efficiency and Scale in Network Industries: An analysis of European electricity distribution”, DAE Working Paper, No. CWPE 0538 and EPRG 04.

Simar L. e P. W. Wilson (2007), “Estimation and inference in two-stage, semi-parametric models of production processes”, Journal of Econometrics 136 (2007): 31–64.

Simar, L. e P. W. Wilson (1998). “Sensitivity Analysis of Efficiency Scores: How to Bootstrap in Nonparametric Frontier Models.” Management Science 44: 49–61.

Weyman-Jones, T., J. Boucinha, C. Godinho, C. Feteira Inacio, P. Martins e J. Latore (2006), “Efficiency Analysis for Incentive Regulation”, in Performance Measurement and Regulation of Network Utilities edited by T. Coelli and D. Lawrence (2006), Published by Edward Elgar Publishing Limited.

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