Contribuição Conjunta:

Metodologia Para Apuração da Base de Remuneração Regulatória

Junho/2015

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Sumário

1. Contextualização ......................................................................................... 3

2. Introdução .................................................................................................. 5

3. Análise da metodologia proposta pela ANEEL ................................................ 8

3.1. Inconsistências conceituais .................................................................................... 8

3.2. Inconsistências metodológicas............................................................................. 10

4. Abordagem proposta para tratamento da BRR ............................................ 17

4.1. Governança .......................................................................................................... 19

4.2. Proposta de valoração do COM e CA ................................................................... 22

4.3. Propostas de alteração na metodologia da ANEEL ............................................... 23

4.4. Consolidação da proposta para tratamento da BRR ............................................ 26

5. Considerações Finais.................................................................................. 26

6. Anexo 1 - Valoração da base de remuneração: Valor Original Contábil Atualizado (“VOC Atualizado”) vs. Valor Novo de Reposição com Banco de Preços (“VNR BP”) ...................................................................................................... 28

7. Anexo 2 - Custos Adicionais - CAs: Valor Original Contábil Atualizado (“VOC Atualizado”) vs. Valor Novo de Reposição com Banco de Preços (“VNR BP”) ........ 33

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1. Contextualização

A qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica desejada pelos consumidores, e estabelecida pelo Regulador, e a garantia da expansão do sistema são assegurados por meio dos investimentos contínuos na rede de distribuição. Este investimento regular se traduz na essência do negócio de distribuição, pois é por meio dele que se materializa a remuneração para os agentes prestadores do serviço.

Assim sendo, é necessário que haja reconhecimento tarifário pleno dos investimentos prudentes e eficientes realizados, garantindo disposição de alocação de recursos das concessionárias em função da segurança regulatória da adequada remuneração dos ativos.

É reconhecido que, após a publicação da Resolução Normativa nº 367/2009, houve significativo avanço no processo de organização dos ativos. As recentes iniciativas de revisão do Manual de Contabilidade (MCSE) e Controle Patrimonial (MCPSE), por sua vez, trouxeram mais clareza quanto à apropriação dos investimentos.

Em 09/04/2015, a ANEEL abriu a 3a fase da AP 023/2014, por Intercâmbio Documental e com período de contribuição até 12/06/2015, para obter subsídios para o estabelecimento da metodologia de apuração da Base de Remuneração Regulatória (BRR) das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

No âmbito dessa audiência pública, foi apresentada pela ANEEL uma proposta metodológica que traz mudanças relevantes na forma de apurar o valor da BRR a partir do próximo ciclo de revisões tarifárias, com reflexos também na gestão dos ativos pelas concessionárias. Essa proposta preocupa muito as concessionárias signatárias por trazer significativa imprevisibilidade tanto no reconhecimento dos investimentos quanto no valor da BRR, no momento em que fixa os valores de COM e CA a serem considerados conforme o tipo de unidade de cadastro (TUC), mas que se distancia muito da realidade, em função de inúmeras especificidades não observadas pela metodologia. Ainda que o valor global da BRR não se distancie muito, esses relevantes desvios conforme a TUC, geram enorme incerteza e risco para os futuros investimentos.

Nesse contexto, o conjunto de concessionárias de distribuição de energia elétrica composto por Grupo Energisa (Energisa Sergipe, Energia Paraíba, Energisa Borborema, Energisa Minas Gerais, Energisa Nova Friburgo, Caiuá, Vale Paranapanema, Nacional, Bragantina, Força e Luz Oeste, Energisa Tocantins, Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso), Grupo ENEL (Coelce, Ampla), Grupo Equatorial (Cemar e Celpa), CEB, Grupo Neoenergia (Coelba, Celpe e Cosern) e Grupo EDP (Bandeirante e Escelsa) elaborou a presente contribuição, visando aprimorar a metodologia colocada em audiência pública e buscando a adequada valoração da BRR das concessionárias.

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As 23 concessionárias aqui representadas atendem conjuntamente 31 milhões de unidades consumidoras e representam 40% do mercado de energia do Brasil1. Essas empresas vêm buscando ao longo dos ciclos tarifários a melhoria contínua de seus processos e o aumento da qualidade das unitizações, aprimorando a gestão e o controle dos seus ativos e, assim, buscando aumentar a previsibilidade quanto ao reconhecimento de seus investimentos na BRR.

Cabe ressaltar que a melhoria contínua alcançada nos processos de gestão de ativos está em total alinhamento com os princípios da regulação por incentivo, pois assegura que os recursos sejam alocados de forma mais eficiente onde de fato são necessários, assegurando a expansão do sistema, a qualidade do fornecimento e o atendimento aos clientes na área de concessão.

Essas concessionárias possuem em comum a perspectiva de significativos investimentos para os próximos anos, entre os quais podemos citar:

Celpa: Em 2012, a Celpa entrou com pedido de recuperação judicial em consequência da situação econômica e financeira da empresa e de seu grupo controlador à época, o que levou à recuperação judicial e posterior transferência da empresa para o Grupo Equatorial Energia. Para permitir a efetiva recuperação da Celpa, foram propostas diversas medidas à ANEEL, no que se convencionou chamar de “Plano de Transição”, homologado pelo Regulador em setembro/2012. Em sua nova gestão, a Celpa tem alcançado resultados significativos, porém ainda há necessidade de realização de vultosos investimentos na concessão, principalmente para que seja possível a progressão na melhoria dos indicadores de qualidade, de conformidade e perdas não técnicas;

Cemat, Celtins, Enersul, Caiuá, EDEVP, CNEE, EEB e CFLO: De forma análoga à Celpa, após processo intervenção por parte da ANEEL, as oito concessionárias anteriormente controladas pelo Grupo Rede (Cemat, Celtins, Enersul, Caiuá, EDEVP, CNEE, EEB e CFLO) tiveram seu controle societário transferido para o Grupo Energisa em abril/2014. Nesse contexto, após um profundo diagnóstico das condições das concessionárias, foram elaborados Planos de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, posteriormente aprovados pela Aneel, nos quais foram estabelecidas ações para recuperar as concessões que abrangem: aporte de capitais, equacionamento das dívidas e inadimplências, reformulação da gestão técnica, operacional e comercial, entre outros. Nesse contexto, há o compromisso com um considerável volume de investimentos para os próximos anos nessas concessões;

CEB: Em abril/2015 a CEB entregou, a pedido da ANEEL, um Plano de Resultados contendo ações de curto e médio prazo necessárias para o restabelecimento da qualidade do serviço e o atendimento das metas regulatórias relativas a: ‘Indicadores de Continuidade’, ‘Reclamações e IASC’,

1 Fonte: ANEEL. Referência: janeiro/2015.

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‘Segurança do Trabalho e da População’ e ‘Situação Econômico-Financeira’. Nesse plano, a concessionária se comprometeu com um programa de investimentos para os próximos anos, que exigirá um intenso esforço por parte da concessionária;

Ampla: Similarmente, a Ampla também enfrenta a problemática das perdas não técnicas e tem dispendido esforços e recursos na implantação de novas soluções e tecnologias para combate às perdas. Além disso, a Ampla também pactuou com a ANEEL um Plano de Resultados contendo um cronograma de investimentos para os próximos anos.

Coelba/Celpe: A exemplo da Ampla, a Coelba e a Celpe enfrentam a problemática das perdas não técnicas e vêm aplicando grandes volumes de recursos, tanto no enfrentamento diário e em campo, como no desenvolvimento de soluções inteligentes que envolvem novas tecnologias e estratégias de atuação para combate às perdas. Aliado ao plano de combate às perdas não técnicas, a Coelba e a Celpe também pactuaram com a ANEEL um plano para melhoria da qualidade do serviço, contendo um cronograma de significativos investimentos para os próximos anos. No caso da Coelba, existe ainda o desafio da universalização rural que, não obstante a grande extensão de rede já realizada, ainda envolverá vultosos investimentos pela concessionária para ser atingida.

Escelsa e Bandeirante Energia: No âmbito do Projeto Smart Grid a Escelsa e a Bandeirante Energia vêm executando o projeto Inovcity, que está transformando o conceito de distribuição de energia nas cidades de Aparecida do Norte no Estado de São Paulo e Domingos Martins no Estado do Espirito Santo. A exemplo da Ampla, o Estado do Espirito Santo também enfrenta a problemática de perdas não técnicas, que tem dispendido enorme volume de investimentos.

Trata-se, portanto, de um conjunto de concessionárias que possuem em comum a necessidade de vultosos investimentos futuros e que, consequentemente, entendem que o processo de definição da BRR não pode ficar sujeito a imprevisibilidades e aos riscos inerentes à metodologia proposta no âmbito da AP 023/2014.

Nesse contexto, o presente documento apresenta contribuição conjunta dessas concessionárias contendo uma proposta de abordagem para tratamento da base de remuneração, sem prejuízo das contribuições adicionais que poderão ser apresentadas pelas concessionárias individualmente.

2. Introdução

A correta valoração da Base de Remuneração Regulatória – BRR é de extrema importância para as concessionárias de distribuição de energia elétrica. Dada a complexidade do tema e o fato de que essa valoração tem influência nas decisões do investimento a ser realizado, é perceptível a grande preocupação das distribuidoras não só quanto à previsibilidade como quanto à adequação dos valores da BRR à

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realidade, principalmente para aquelas que possuem previsão de significativos investimentos para o futuro.

Ao longo de três ciclos revisionais é notória a evolução do processo de valoração da BRR e da sinalização dada aos agentes no que se refere aos investimentos. Os controles e apropriações foram aprimorados ao longo dos anos, o que não impede a continuidade dos avanços na busca de maior eficiência setorial.

Particularmente, as apropriações em serviços auxiliares (Componentes Menores – COM e Custos Adicionais – CA) são relevantes em termos do investimento (representam cerca de 50% dos investimentos) e uma sinalização clara em torno dessas parcelas é essencial para alimentar um ciclo virtuoso respaldado pela busca constante da eficiência, adequabilidade e da atratividade do investimento.

Nos três primeiros ciclos tarifários, o método empregado para valorar a base de ativos foi o Valor Novo de Reposição – VNR, cuja implementação envolveu: (i) a elaboração de laudos de avaliação; (ii) a utilização do banco de preços da empresa para definição do valor dos equipamentos principais; e (iii) a obtenção dos percentuais de COM e CA a partir de dados extraídos da contabilidade, conforme a prática de cada concessionária e após fiscalização da ANEEL.

Para o 4o ciclo, a ANEEL identificou que a maior dificuldade na definição da BRR residia na fixação dos percentuais de COM e de CA, os quais, segundo a SRE, estavam:

“sujeitos a um alto grau de subjetividade no reconhecimento tarifário e, além disso, não são regulamentados de maneira a estimular a eficiência dos agentes ou permitir uma gestão adequada desses agentes para conformação à regra” (Nota Técnica no 452/2013-SRE/ANEEL).

Assim, visando diminuir a “subjetividade” da avaliação da BRR, a ANEEL propôs mudanças na metodologia de mensuração do COM e CA.

Na nova metodologia, os valores para as parcelas de COM e CA são definidos regulatoriamente, por módulos construtivos no nível de Tipo de Unidade de Cadastro – TUC. Ou seja, a Agência propôs a utilização do Banco de Preços Referenciais para estabelecer o valor regulatório do COM e CA.

A partir das análises efetuadas, observou-se sérios problemas na metodologia proposta no que se refere à robustez, conceitos, previsibilidade, procedimentos, consistência com a realidade e incentivo à eficiência. Na prática, observa-se que a nova metodologia de COM e CA regulatório poderá aumentar a subjetividade e o risco do investimento no setor, comprometendo, de um lado, a rentabilidade do capital investido e o nível de investimento para o futuro e, de outro, a expansão e a qualidade do serviço.

Caso as concessionárias tentem minimizar o risco de glosa, buscando relações VNR/VOC próximos da unidade a partir das referências regulatórias estabelecidas, os investimentos não necessariamente corresponderão à alocação mais eficiente e/ou necessária do recurso, o que é altamente indesejável.

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Por outro lado, concessionárias que fizerem a alocação eficiente dos investimentos conforme a necessidade e realidade da concessão poderão não ter seus recursos integralmente recuperados. Isso acontece pelo fato dos valores referenciais propostos não refletirem os valores praticados pelas empresas. A própria SGT reconhece esse risco ao analisar os resultados alcançados com banco de preços e compará-los com os valores do laudo, as diferenças vão, aproximadamente, de +25% a -20%. Assim, passa-se a conviver com uma situação em que algumas empresas poderão ser beneficiadas pela metodologia e outras poderão ser prejudicadas em termos do reconhecimento do investimento feito, mesmo que sejam absolutamente legítimos e atendam os princípios da prudência e eficiência.

Essas distorções não podem ser ignoradas, pois poderão provocar resultados imprevisíveis, inconsistentes e não eficientes no âmbito dos próximos ciclos revisionais, podendo nessas circunstancias trazer graves prejuízos para a concessão e/ou para os consumidores.

Observa-se que, igualmente ao que aconteceu nas revisões anteriores, a proposta atual também prevê glosas nos investimentos realizados das concessionárias. Todavia, até o 3o ciclo revisional, essas glosas eram efetuadas pois, segundo a ANEEL, tratavam-se de custos operacionais que foram indevidamente alocados em investimento e que, portanto, não deveriam ser considerados na BRR. Ou seja, as glosas até o 3o CRTP representavam possíveis falhas do processo de contabilização, e estavam, portanto, associada a falhas da gestão da empresa.

Para o 4o ciclo, porém, a própria metodologia, em função do método usado para fixação dos COM e CA, introduz um novo risco de glosa. Ou seja, mesmo com uma contabilização perfeita, sem falhas de qualquer natureza, a concessionária pode não ter a integralidade dos seus investimentos reconhecidos em decorrência de não conseguir praticar um COM e um CA no nível regulatório estabelecido. Além disso, os valores regulatórios de COM e CA estabelecidos são originários de uma base de dados sem padronização, bem como a sua apuração apresenta problemas e fragilidades matemáticas e estatísticas, conforme será demonstrado mais adiante.

Assim, é evidente que a metodologia introduz um risco, porém de natureza muito diferente daqueles presentes até o 3o CRTP, pois este risco não está mais vinculado ao processo de gestão da concessionária.

Além das concessionárias não terem reconhecidos os valores praticados de COM e CA, a metodologia proposta impõe ainda uma imprevisibilidade com relação aos próprios valores regulatórios que serão aplicados para a concessionária no momento da elaboração do Laudo de Avaliação de seus ativos no âmbito do processo de revisão tarifária, uma vez que os COM e CA serão recalculados a cada 3 anos e terão sua metodologia revista a cada 6 anos. Passa-se a conviver com uma condição em que os investimentos serão realizados ao longo do ciclo tarifário sem que a concessionária saiba sob quais parâmetros será definida sua BRR.

Tem-se, portanto, que a metodologia introduz um risco com relação ao reconhecimento dos investimentos realizados pelas concessionárias sem o correspondente retorno, o que aumenta a incerteza por parte dos investidores sobre

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as distribuidoras. Ao aplicar capital, o investidor espera um retorno que não seja menor que o retorno que ele obteria em um investimento alternativo que apresente os mesmos riscos. Ou seja, o retorno do investimento deve ser comparável ao de investimentos alternativos. Dado que o retorno regulatório (WACC) não leva em consideração esse risco de glosa introduzido pela metodologia, essas glosas não podem ocorrer, pois se estaria gerando um risco para o investidor sem o devido retorno correspondente.

Entende-se, portanto, que a implantação da proposta sem a consolidação do método e a segurança no reconhecimento dos investimentos realizados, aumenta consideravelmente a imprevisibilidade para as concessionárias.

3. Análise da metodologia proposta pela ANEEL

Analisando a metodologia proposta pela ANEEL, foram identificados dois problemas de naturezas distintas.

O primeiro, de ordem conceitual, está relacionado à premissa de estabelecimento de COM e CA regulatórios a serem recalculados e revisados periodicamente, cujos valores vigentes serão aplicados na elaboração dos laudos de avaliação das distribuidoras.

O segundo está relacionado à metodologia em si, que apresenta inconsistências do ponto de vista estatístico e de resultados, que não se mostram compatíveis com a realidade das distribuidoras.

A descrição dos problemas identificados está apresentada nos tópicos que se seguem.

3.1. Inconsistências conceituais

Até o 3o ciclo de revisões, os percentuais de COM e CA eram obtidos a partir de dados extraídos da contabilidade, conforme a prática de cada concessionária e após fiscalizações da ANEEL. A determinação dos valores, portanto, era feita após a realização dos investimentos (ex post).

Com a determinação ex post, as concessionárias tinham oportunidade de debater com o regulador sobre seus valores de COM e CA, apresentando inclusive documentos e argumentos para comprovar eventuais diferenças. Isto possibilitou o aperfeiçoamento de procedimentos, inclusive revisões recentes dos Manuais de Contabilidade e Patrimonial.

Para o 4o ciclo, porém, a ANEEL apresentou uma alteração substancial na metodologia, propondo a definição de valores regulatórios para COM e CA a partir de módulos construtivos. Esses valores regulatórios, segundo a proposta, serão recalculados a cada 3 anos e terão sua metodologia revista a cada 6 anos.

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Ou seja, a concessionária não terá mais a possibilidade de reconhecimento de seus valores individuais de COM e CA, uma vez que serão adotados valores de COM e CA regulatórios.

Além da impossibilidade de ter reconhecidos seus valores praticados de COM e CA, tem-se ainda uma imprevisibilidade com relação aos valores regulatórios de referência. Isso porque a empresa realizará investimentos ao longo do ciclo tendo como referência determinados valores de COM e CA regulatórios. Porém, no momento de sua revisão, esses valores poderão ser completamente diferentes dos valores considerados como referência dado que eles serão recalculados a cada 3 anos e terão sua metodologia revista a cada 6 anos. Observa-se que isso incorpora uma significativa incerteza para as concessionárias quanto à definição da BRR, que é incompatível com a adequada remuneração dos investimentos realizados.

Para ilustrar a imprevisibilidade gerada pela metodologia proposta pela ANEEL, consideremos o caso de uma concessionária hipotética, apresentado na figura a seguir.

Evolução do COM e CA de referência ao longo do ciclo tarifário considerando a metodologia proposta pela ANEEL

A concessionária do exemplo teve sua 3a revisão em 2014 e terá a sua 4a revisão em 2019. Desde 2014 a concessionária está fazendo investimentos tendo como referência o seu próprio COM e CA, uma vez que a metodologia ainda não está definida. A partir do momento que a nova metodologia for homologada (para efeito ilustrativo, considerou-se que a nova metodologia estaria vigente a partir de 2015), ela passará um período em que fará investimentos tendo como referência o COM e

2014 2015 2016 2017 2018 2019

3a RTP 4a RTP

Definição da metodologia da BRR

(“COM e CA regulatórios 1”)

Recálculo dos COM e CA

(“COM e CA regulatórios 2”)

Referência: COM e CA da

concessionária

Referência: COM e CA

regulatórios 1

Referência: COM e CA

regulatórios 2

VALORES A SEREM CONSIDERADOS NA

ELABORAÇÃO DO LAUDO DE AVALIAÇÃO DA CONCESSIONÁRIA

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CA regulatórios definidos pelo banco de preços aprovado (“COM e CA regulatórios 1”). Como os valores regulatórios serão recalculados em 2018, a concessionária ainda terá investimentos que realizará tendo como referência os novos valores de COM e CA regulatórios recalculados (“COM e CA regulatórios 2”).

Observa-se que, na metodologia da ANEEL, apesar das alterações de referência de COM e CA ao longo do ciclo (3 referências distintas), os investimentos da concessionária seriam valorados na próxima revisão (em 2019) considerando os COM e CA recalculados (“COM e CA regulatórios 2”), uma vez que esses seriam os vigentes no momento da elaboração do laudo de avaliação.

Tem-se, portanto, uma enorme imprevisibilidade para a concessionária. Por mais que a empresa busque praticar os valores regulatórios de COM e CA (tidos como eficientes pelo Regulador), esses variam ao longo do ciclo de forma que aqueles considerados no laudo de avaliação podem ser completamente diferentes daqueles perseguidos ao longo de seu ciclo de investimentos, pois não existe vínculo entre os índices vigentes quando da realização do investimento e os que serão usados na avaliação.

Em um setor de prestação de serviço público intensivo em capital, como o de distribuição de energia elétrica, a sustentabilidade do negócio no longo prazo é mais importante que os resultados imediatos. Assim, mesmo que os resultados agora propostos sejam razoáveis quando analisados globalmente considerando os dados históricos, como é apontado pela ANEEL, não é sensato implementar uma metodologia que introduz volatilidade aos resultados futuros da BRR, beneficiando algumas empresas e prejudicando outras, mas, principalmente, podendo comprometer a sustentabilidade do negócio e a continuidade da prestação do serviço nos padrões exigidos.

O problema da incerteza e volatilidade no reconhecimento dos investimentos realizados é tema central quando se fala em sustentabilidade das distribuidoras. Essa condição ganha um destaque adicional quando se verifica a proximidade de vencimento de diversas concessões de distribuição de energia elétrica, que juntas representam quase 35% do mercado nacional, e os sinais do Governo são no sentido de que será exigido dessas concessionárias a apresentação de um plano de investimentos para aprovar a prorrogação, na forma de planos quinquenais, com metas anuais a serem fiscalizadas. Nesse contexto, é temerário que as distribuidoras venham a conviver com imprevisibilidade no reconhecimento dos recursos aplicados, dado que lhes será exigido um comprometimento com um plano de investimentos.

3.2. Inconsistências metodológicas

A metodologia proposta pela ANEEL nesta 3a fase da AP 023/2014, apesar de apresentar valores diferentes daqueles anteriormente disponibilizados na 1a fase da AP, possui diversas inconsistências e resulta em valores não aderentes à realidade das concessionárias.

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A partir da NT 71/2015, que descreve a metodologia proposta para cálculo dos valores regulatórios do COM e CA, e dos dados disponibilizados no âmbito da AP, foi realizado um conjunto de análises descritivas e estatísticas da base de dados e da metodologia proposta, identificando elementos críticos que apresentam grande impacto no cálculo final dos valores regulatórios.

Esse estudo foi realizado pelo professor Dr. Marcelo Azevedo Costa, do Núcleo de Pesquisas em Eficiência, Produtividade e Sustentabilidade da Universidade Federal de Minas Gerais – NESP/UFMG, e está sendo apresentado separadamente como contribuição no âmbito desta 3a fase da AP 023/2014.

Conforme mencionado no estudo, é de destaque a riqueza da base de dados utilizada pela ANEEL, bem como a sua diversidade. Os parâmetros da metodologia foram estimados utilizando uma base de dados contendo 1.667.005 registros individualizados fornecidos pelas distribuidoras. O tratamento adequado deste grande volume de informação requer extremo cuidado. Sob o ponto de vista estatístico, a etapa anterior ao ajuste de qualquer modelo consiste na análise descritiva dos dados. Neste sentido, foram feitos diversos gráficos, histogramas por empresa, por módulo SISBASE, estatísticas descritivas, etc.

Primeiramente, foi identificado que os registros referentes às quantidades estavam em unidades métricas diferenciadas. Como exemplo, foi identificado que, para condutores, alguns registros utilizavam o sistema métrico "quilograma" e outros estavam expressos em "metros". Como consequência, os custos unitários associados a estes registros representavam R$/kg, ou R$/metro, respectivamente.

A diferenciação com relação ao sistema métrico requer atenção: unidades que utilizam o mesmo sistema métrico podem ser comparadas e/ou agregadas, ao passo que unidades que utilizam sistemas métricos diferentes não podem ser comparadas ou agregadas. Não é possível dizer que o preço de um metro de condutor é o mesmo que de um quilograma de condutor. Ou ainda, não é correto somar: 10 postes + 12 kg condutores + 14 transformadores = 36 unidades.

Essa diferenciação não é contemplada na NT 71/2015. Apesar da NT 71/2015 não apresentar em detalhes a metodologia para o cálculo da média Brasil ou das taxas de diferenciação entre grupos em relação à media (Tabelas 8 e 9 da NT 71/2015), a partir dos resultados finais, isto é, do fato de que as diferenciações com relação aos grupos são aplicadas sob todos os módulos SISBASE, é possível deduzir, matematicamente, a ausência da diferenciação das quantidades em relação às diferenças em seus respectivos sistemas métricos. Ou seja, foi realizada a soma de quilogramas e metros como se representassem a mesma medida. Esta evidência é crítica, pois, como enunciado, o modelo assume que um quilograma é o mesmo que um metro. Conclui-se que, sem o tratamento apropriado das diferentes quantidades e respectivas unidades, os valores médios regulatórios estão comprometidos.

Além da falta de tratamento para os diferentes sistemas métricos, a análise exploratória dos dados identificou também grande heterogeneidade nos dados utilizados, intra e entre concessionárias.

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Observa-se, por exemplo, substanciais diferenças nos valores unitários praticados pelas distribuidoras na comparação entre módulos SISBASE semelhantes, por exemplo, condutores.

Também foi identificada uma grande dispersão intra empresa para os custos unitário de um mesmo módulo SISBASE. Ou seja, uma mesma empresa apresenta grande variabilidade nos valores unitários praticados para um mesmo módulo SISBASE.

Além disso, foi identificado que concessionárias que praticam valores unitários semelhantes para um código SISBASE, potencialmente, apresentam valores unitários diferenciados para outros códigos SISBASE. Esta evidência indica que existe uma componente de interação entre os valores unitários praticados pelas distribuidoras e os módulos SISBASE. Dito de outro modo, os valores praticados pelas concessionárias de COM e CA dos módulos não estão correlacionados aos agrupamentos propostos pela ANEEL.

O modelo de valoração apresentado na NT 71/2014 não contempla uma interação entre agrupamento de módulos e agrupamento de empresas. O modelo define o preço regulatório a partir de um produto entre duas componentes: preço unitário regulatório referente ao módulo e fator de ajuste referente ao agrupamento da distribuidora. Como consequência da aplicação de um modelo sub ajustado, os preços médios regulatórios estão ora sobrestimados, ora subestimados. Uma análise estatística de teste hipótese indica que para o grupo 1, 87,79% dos valores regulatórios apresentados na NT 71/2015 são estatisticamente diferentes dos valores médios praticados pelas as distribuidoras. Para o grupo 2, 83,16% dos valores regulatórios apresentados na NT 71/2015 são estatisticamente diferentes dos valores médios praticados pelas as distribuidoras; e para o grupo 3, 79,61% dos valores regulatórios apresentados na NT 71/2015 são estatisticamente diferentes dos valores médios praticados pelas distribuidoras.

A análise de variância (ANOVA) também indicou que a componente de interação, responsável pela diferenciação dinâmica dos preços em relação aos agrupamentos de módulos e empresas, é significativa.

Em suma, os resultados estatísticos do estudo evidenciam grande limitação no modelo de valoração da NT 71/2015. A conclusão final é a de que o modelo de valorações apresentado na NT 71/2015 não representa a valoração média real observada para as distribuidoras.

Um dos principais motivos para essa falta de representatividade é o fato de que não há critérios uniformes entre as concessionárias para fazer a alocação, no seu dia-a-dia, de COM e de CA ao nível de módulo, como requer a metodologia proposta pela ANEEL. Apesar dos avanços no processo de valoração da BRR, os COM e CA por módulos praticados pelas distribuidoras ainda não são suficientemente padronizados para que sejam utilizados em um método de comparação como o proposto pela ANEEL.

Assim, para que seja possível estabelecer parâmetros regulatórios de COM e CA nos termos sugeridos pela Agência, é fundamental definir anteriormente um conjunto de

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regras e critérios regulatórios para alocação desses custos no detalhamento que se deseja para esse determinado fim.

O estudo estatístico realizado demonstra que em praticamente 90% dos módulos o valor regulatório sugerido não representa o valor médio dos correspondentes custos de CA efetivo das concessionárias, uns são maiores e outros menores.

A possível alegação de que tais diferenças se cancelam, de forma que no valor global a metodologia converge de forma razoável para o custo efetivo total de COM e CA é temerária e sem fundamentação na realidade. Essa convergência só ocorrerá na análise global das empresas e se os investimentos que serão realizados no futuro tiverem a mesma proporção relativa entre todos os módulos verificada nos anos de 2013 e 2014, que foi o período de investimentos analisado pela Agência. Ou seja, a convergência só ocorrerá se for mantida no futuro a mesma relação global do passado entre as empresas e entre os mais diversos tipos de postes, de condutores, de transformadores, de medidores, de TI,... , enfim a mesma relação entre os mais de 200 módulos. Isto certamente não acontecerá, seja pela simples evolução dos fatos ou (e principalmente) pela eventual publicação dos COMs e CAs regulatórios, pois este fato poderá induzir um processo de seleção prévia de investimentos visando o reconhecimento integral dos valores, que irá, por si, alterar a relação observada no passado.

Além disso, dentro da própria base de dados disponibilizada pela ANEEL, tem-se que essa convergência não acontece quando a análise é feita separadamente por empresa em cada ano da base de dados, ao invés do período completo.

A tabela a seguir apresenta a comparação de resultados obtidos na valoração da base de remuneração utilizando o banco de preços proposto pela ANEEL com relação aos valores contabilizado pelas distribuidoras (a tabela completa, com todas as distribuidoras, encontra-se em anexo).

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Valoração da BRR: Valor Original Contábil Atualizado (“VOC Atualizado”) vs. Valor Novo de Reposição com Banco de Preços (“VNR BP”)

A ANEEL disponibilizou no âmbito da 3a fase da AP 23/2014 os valores contábeis unitários atualizados para os componentes COM, CA e valor de fábrica de cada módulo, além da quantidade de módulos registrada em cada concessionária. Assim, a partir desses dados, calculou-se o “VOC atualizado” que corresponde à soma dos valores desses componentes (COM + CA + valor de fábrica) multiplicada pela quantidade de cada módulo.

VOC Atualizado(1)

VNR BP(2)

VNR BP/VOC Atualizado

(2)/(1)-1Distribuidora 1 739.167.502 796.470.716 7,8%

2012 143.521.021 118.828.247 -17,2%2013 183.529.112 270.132.375 47,2%2014 412.117.369 407.510.094 -1,1%

Distribuidora 2 87.992.154 106.034.492 20,5%2012 6.184.959 8.658.334 40,0%2013 50.734.613 61.669.956 21,6%2014 31.072.582 35.706.202 14,9%

Distribuidora 3 281.714.609 270.435.098 -4,0%2012 113.348.585 96.152.342 -15,2%2013 129.161.226 129.321.986 0,1%2014 39.204.799 44.960.770 14,7%

Distribuidora 4 147.921.673 148.493.455 0,4%2012 65.619.700 59.646.486 -9,1%2013 56.131.108 59.158.163 5,4%2014 26.170.865 29.688.806 13,4%

Distribuidora 5 23.632.273 24.479.588 3,6%2012 6.526.028 7.115.784 9,0%2013 9.221.889 9.608.137 4,2%2014 7.884.357 7.755.667 -1,6%

Distribuidora 6 17.013.270 18.010.043 5,9%2012 1.857.749 1.804.575 -2,9%2013 9.658.506 10.096.212 4,5%2014 5.497.016 6.109.256 11,1%

Distribuidora 7 15.787.424 15.133.051 -4,1%2012 4.380.919 4.176.441 -4,7%2013 8.620.164 7.520.148 -12,8%2014 2.786.341 3.436.462 23,3%

Distribuidora 8 876.313 910.621 3,9%2012 31.342 24.225 -22,7%2013 214.641 231.761 8,0%2014 630.329 654.635 3,9%

Distribuidora 9 958.496 974.239 1,6%2012 481.712 518.259 7,6%2013 267.938 242.140 -9,6%2014 208.846 213.839 2,4%

Distribuidora 10 7.022.068 8.206.853 16,9%2012 2.676.079 4.021.438 50,3%2013 3.242.992 3.176.964 -2,0%2014 1.102.997 1.008.451 -8,6%

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Por sua vez, para calcular o VNR considerando o banco de preços proposto pela ANEEL (“VNR BP”), utilizou-se o mesmo método, porém, substituindo os COM e CA contábeis pelos constantes do banco de preços proposto pela ANEEL (os valores de fábrica considerados foram os mesmos nos dois métodos).

Observa-se que os resultados anuais obtidos pelos dois métodos de valoração são consideravelmente diferentes, conforme apresentado na coluna “VNR BP / VOC Atualizado”.

Para a Distribuidora 1, por exemplo, quando se analisa o período completo da base de dados (2012-2014) a distorção entre os resultados da metodologia e os valores reais da concessionária (VNR BP / VOC Atualizado) é aparentemente pequena, sendo de 7,8%. Porém, quando se analisa os anos separadamente observa-se que, em 2012, a aplicação do banco de preços da ANEEL resultaria em um VNR BP 17,2% menor que o seu valor contábil realizado. Já no ano seguinte (2013), dado que a composição dos investimentos mudou com relação ao ano anterior, a aplicação do banco de preços seria vantajosa, resultando em um VNR BP 47,2% maior que o seu VOC Atualizado.

Variabilidades semelhantes acontecem para outras empresas. Em outro exemplo (Distribuidora 8), a utilização do banco de preços da ANEEL no ano de 2012 resultaria em um VNR BP 22,7% menor que o seu VOC atualizado, enquanto no ano seguinte (2013), a utilização do banco de preços resultaria em um VNR BP 8,0% maior que o VOC real atualizado da concessionária. Caso seja analisado globalmente o período 2012-2014, porém, essa discrepância é “mascarada”, resultando em uma diferença global de apenas 3,9% entre os dois resultados.

Cabe destacar que não se trata de especulação sobre a composição relativa dos módulos nos investimentos futuros ou uma estimativa da aplicação da metodologia para os próximos anos. Estas constatações estão sendo feitas a partir dos próprios dados disponibilizados pela Agência, que correspondem aos investimentos efetivamente realizados pelas distribuidoras nos últimos anos.

Ou seja, tem-se que a convergência entre o resultado da metodologia e o custo efetivo das concessionárias não é observada nem nos dados históricos utilizados pela própria Agência, quando analisado o resultado da aplicação do banco de preços separadamente para cada ano e para cada empresa.

Conforme mencionado, os valores de fábrica dos módulos foram considerados na análise realizada. Por esses constarem com valores idênticos nos dois métodos (o valor de fábrica é o mesmo independente da metodologia de valoração do CA adotada no exercício acima), tem-se que a sua consideração inevitavelmente mitiga a variação dos resultados.

Caso sejam analisados apenas os custos adicionais totais (CAs) com a aplicação do banco de preços em comparação com os valores contábeis das empresas, tem-se que a volatilidade dos resultados é ainda maior, como pode ser observado na tabela a seguir (a tabela completa, com todas as distribuidoras, encontra-se em anexo).

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Custos Adicionais - CAs: Valor Original Contábil Atualizado (“VOC Atualizado”) vs. Valor Novo de Reposição com Banco de Preços (“VNR BP”)

Similarmente à análise anterior, o “VOC Atualizado” corresponde os valores contábeis unitários atualizados de CA de cada módulo multiplicados pela quantidade de cada módulo registrada nas concessionárias. Para calcular o VNR considerando o banco de preços proposto pela ANEEL (“VNR BP”), por sua vez, utilizou-se o mesmo

VOC Atualizado

VNR BP VNR BP / VOC Atualizado - 1

Distribuidora 1 1.704.778 2.568.048 50,6%2013 869.722 1.569.575 80,5%2014 835.056 998.473 19,6%

Distribuidora 2 337.520.929 392.649.346 16,3%2012 69.628.710 50.334.974 -27,7%2013 73.600.985 151.253.358 105,5%2014 194.291.233 191.061.015 -1,7%

Distribuidora 3 973.872.209 926.080.678 -4,9%2012 321.556.671 236.420.461 -26,5%2013 491.783.428 539.680.055 9,7%2014 160.532.109 149.980.161 -6,6%

Distribuidora 4 10.646.275 53.879.893 406,1%2014 10.646.275 53.879.893 406,1%

Distribuidora 5 75.534.427 121.926.916 61,4%2012 10.768.001 16.213.204 50,6%2013 37.044.540 58.668.354 58,4%2014 27.721.886 47.045.359 69,7%

Distribuidora 6 148.989.822 130.835.295 -12,2%2012 66.986.566 49.052.433 -26,8%2013 66.510.555 62.653.746 -5,8%2014 15.492.701 19.129.116 23,5%

Distribuidora 7 1.845.935 2.775.999 50,4%2012 733.190 1.006.979 37,3%2013 584.790 1.026.184 75,5%2014 527.954 742.836 40,7%

Distribuidora 8 7.123.895 2.878.144 -59,6%2012 1.097.390 464.237 -57,7%2013 3.496.053 1.336.170 -61,8%2014 2.530.452 1.077.737 -57,4%

Distribuidora 9 3.848.851 7.541.271 95,9%2012 513.284 988.407 92,6%2013 1.558.286 4.113.219 164,0%2014 1.777.282 2.439.645 37,3%

Distribuidora 10 1.098.481 1.852.951 68,7%2012 196.666 249.576 26,9%2013 528.555 878.483 66,2%2014 373.260 724.892 94,2%

Distribuidora 11 426.330 1.024.548 140,3%2012 87.897 255.063 190,2%2013 153.267 420.441 174,3%2014 185.166 349.044 88,5%

Distribuidora 12 1.070.847 2.046.582 91,1%2013 488.167 692.509 41,9%2014 582.680 1.354.072 132,4%

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método, porém, substituindo os CAs contábeis pelos constantes do banco de preços proposto pela ANEEL. A última coluna (“VNR BP / VOC Atualizado”) apresenta a comparação entre os resultados dos dois métodos.

Para a Distribuidora 2, por exemplo, a aplicação do banco de preços para o ano de 2012 resultaria em um custo adicional total 27,7% menor que o contabilizado pela concessionária. Já para o ano de 2013, a utilização do banco de preços resultaria em um CA total 105,5% superior ao efetivamente contabilizado pela concessionária.

Por sua vez, para a Distribuidora 4, a aplicação do banco de preços resultaria em um CA 406% superior ao valor contábil registrado pela concessionária, em 2014.

Essa volatilidade dos resultados com relação à realidade da concessionária é temerária. Variações de magnitude como as observadas, não são sinais regulatórios adequados para criar um ambiente favorável a investimentos.

Tem-se, portanto, que as alterações feitas pela ANEEL nessa 3a fase da AP, apesar de modificarem os valores resultantes, não resolveram os problemas originais da metodologia de cálculo do COM e CA regulatório, quais sejam: falta de robustez, inconsistência com a realidade e imprevisibilidade dos resultados.

O COM e CA regulatório, apesar de concebido para resolver uma questão de discricionariedade e falta de uniformidade nos processos de determinação das BRRs das distribuidoras, tem como natural desdobramento sinalizar os investimentos eficientes segundo a visão do Regulador. Porém, uma vez que esses foram obtidos a partir de uma metodologia com inconsistências e considerando dados históricos que não obedeceram a uma uniformização entre as concessionárias e que não se repetirão no futuro, os valores regulatórios dificilmente corresponderão às práticas eficientes do futuro e, consequentemente, poderão resultar em graves prejuízos para as concessionárias e/ou para os consumidores.

4. Abordagem proposta para tratamento da BRR

Conforme expressa o artigo 9º, paragrafo 2º, da Lei nº 8.987/1995, a finalidade da revisão tarifaria periódica é assegurar às concessionárias de serviço público de energia elétrica, independentemente das metodologias que vierem a ser aplicada, a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos respectivos contratos de concessão.

O respeito ao princípio do equilíbrio econômico-financeiro é parte essencial do serviço concedido, uma vez que, de um lado, garante uma adequada remuneração para o investimento realizado e, de outro, garante a sustentabilidade da prestação do serviço adequado e contínuo em benefício dos consumidores. Para tanto, é necessário que os valores definidos nas revisões sejam razoáveis e factíveis, dada a realidade de cada concessionária.

Analisando a proposta metodológica da ANEEL para determinação do COM e CA regulatórios das distribuidoras, porém, observa-se que essas premissas não são

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atendidas. Conforme demonstrado, a metodologia proposta resulta em valorações para o investimento que não são aderentes à realidade das concessionárias.

Além dos problemas metodológicos, analisando a proposta de tratamento da base de remuneração proposta pela ANEEL frente a realidade observada nas empresas, identificou-se a existência dos seguintes desafios:

i) falta de governança: as práticas relacionadas a ativos são heterogêneas entre as concessionárias;

ii) sinal para convergir para os valores regulatórios: inevitavelmente, as decisões do regulador são tidas como uma sinalização para o comportamento das concessionárias no futuro. Assim, é fundamental que essas decisões estejam de acordo com o comportamento que se deseja incentivar. A metodologia proposta incentiva os agentes a realizarem investimentos considerando os valores regulatórios estabelecidos para COM e CA. Isso pode levar a investimentos não prudentes do ponto de vista de eficiência, uma vez que as concessionárias serão encorajadas a não realizar investimentos para os quais não vão conseguir recuperar o COM e CA e, por outro lado, a realizar investimentos para os quais vão receber ao menos o COM e CA praticado;

iii) falta de previsibilidade quanto ao reconhecimento dos investimentos realizados: o investidor não consegue saber quanto do investimento que está realizando será reconhecido na próxima BRR, pois os valores de índices a serem de fato usados não são conhecidos, e não haverá oportunidade de apuração de índices individuais.

Nesse contexto, buscando superar os problemas metodológicos e os desafios identificados, elaborou-se a presente proposta de abordagem para tratamento da base de remuneração, considerando os seguintes balizadores:

Obter maior conhecimento a respeito da contabilização dos investimentos e seus processos;

Incentivar o nível adequado de investimentos; Diminuir a subjetividade na mensuração da Base de Remuneração

Regulatória; Buscar a adequada remuneração dos investimentos realizados; e Mitigar a imprevisibilidade no reconhecimento dos investimentos realizados.

A proposta dividida em três partes.

A primeira parte apresenta proposta de inclusão de um processo de governança relacionado à gestão dos ativos das distribuidoras de energia elétrica. Entende-se que essa governança poderia e deveria ser aplicada independente da metodologia a ser definida e atuaria no sentido de obter mais conhecimento e incentivar o nível adequado de investimentos, além de diminuir a subjetividade na mensuração da BRR.

A segunda parte se refere especificamente à metodologia para valoração do COM e CA, apresentando aquela que se entende ser mais adequada para aplicação neste 4o

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ciclo de revisões tarifárias, dados os problemas identificados na atual proposta da ANEEL.

A terceira parte, por fim, apresenta sugestões de alterações na metodologia da ANEEL que se entende como indispensáveis no caso de uma eventual aplicação de referências regulatórias para o COM e CA, no sentido de reduzir as incertezas e, consequentemente, os riscos existentes na metodologia.

4.1. Governança

São perceptíveis os avanços implementados ao longo dos três primeiros ciclos revisionais de tarifas na padronização dos processos de unitização dos ativos das concessionárias de distribuição de energia elétrica, inclusive com reflexos nos aprimoramentos do MCSE e MCPSE. Entretanto, conforme identificado pela própria Agência, o processo de fiscalização ainda está sujeito a certa subjetividade com relação ao reconhecimento tarifário dos investimentos realizados. Assim, entende-se que existe espaço para aprimoramentos.

A metodologia ora em discussão é apenas a ferramenta a partir da qual o Regulador realiza a valoração dos ativos. Dessa forma, ela não pode resultar em valores muito diferentes da realidade das empresas, para mais ou para menos, sob o risco de não consistir em uma ferramenta adequada para atender o objetivo da adequada mensuração. Nesse processo, a base de informações utilizada como insumo é primordial para a correta avaliação da metodologia.

Caso os dados utilizados não sejam consistentes, os resultados consequentemente estarão distorcidos, impedindo a análise da adequação de qualquer metodologia.

Analisando a base de dados utilizada pela ANEEL, observa-se que não há uma padronização dos valores. Analisou-se a variabilidade dos custos unitários para alguns módulos SISBASE pré selecionados: PST103 (postes), CDR105 (condutor), MRD401 (medidor) e TRD109 (transformador). Estes módulos foram selecionados, pois são aqueles que aparecem em maior quantidade, ou seja, são os mais representativos dos investimentos das concessionárias.

A tabela a seguir apresenta o valor máximo e o mínimo do CA unitário em cada concessionária para esses módulos:

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CA unitário máximo e mínimo constante da base de dados utilizada pela ANEEL para os módulos mais representativos dos investimentos das concessionárias

Os dados indicam que existe forte variabilidade nos valores de custos unitários informados para uma mesma empresa e também entre empresas, como por exemplo:

A Distribuidora 22 apresenta CAs para o módulo PST103 (poste) que variam de R$ 0,10 a R$ 86.618,66;

A Distribuidora 29 apresenta CAs para o módulo CDR105 (condutor) que variam de R$ 0,04 a R$ 3.879,72;

A Distribuidora 14 apresenta CAs para o módulo MRD401 (medidor) que variam de R$ 1,34 a R$ 223.574,56;

A Distribuidora 7 apresenta CAs para o módulo TRD109 (transformador) que variam de R$ 0,11 a R$ 19.432,92;

Para o módulo MRD401 (medidor) as Distribuidoras 7, 16, 17, 22 e 25 contabilizaram CAs de R$ 0,00, enquanto a Distribuidora 14 contabilizou para o mesmo módulo um CA de R$ 223.574,56;

Para o módulo TRD109 (transformador) a Distribuidora 7 contabilizou um CA de R$ 0,11, enquanto a Distribuidora 25 contabilizou um CA de R$ 196.762,72 para o mesmo módulo.

Tais diferenças se dão principalmente em função da falta de padronização no processo de contabilização desses custos e do nível de agregação muito simplificado. Além da TUC, é preciso variáveis ambientais para definir um padrão de COM e CA.

mínimo máximo mínimo máximo mínimo máximo mínimo máximo1 R$ 0,09 R$ 9.635,98 R$ 0,12 R$ 187,03 R$ 0,05 R$ 1.040,15 R$ 600,37 R$ 40.701,142 R$ 0,01 R$ 1.589,64 R$ 4,93 R$ 354,40 R$ 289,71 R$ 30.717,433 R$ 0,23 R$ 46.628,66 R$ 0,00 R$ 5.296,71 R$ 0,39 R$ 99.789,03 R$ 220,18 R$ 99.191,144 R$ 6,00 R$ 1.103,92 R$ 19,37 R$ 422,48 R$ 40,59 R$ 8.518,385 R$ 91,46 R$ 4.341,90 R$ 0,31 R$ 154,73 R$ 0,40 R$ 68,70 R$ 746,69 R$ 26.844,076 R$ 119,30 R$ 2.838,60 R$ 0,88 R$ 489,65 R$ 13,55 R$ 1.263,45 R$ 5.283,37 R$ 23.885,637 R$ 0,00 R$ 66.927,98 R$ 0,00 R$ 5.395,24 R$ 0,00 R$ 7.377,92 R$ 0,11 R$ 19.432,928 R$ 4,90 R$ 19.281,35 R$ 0,02 R$ 140,72 R$ 2,10 R$ 228,56 R$ 246,15 R$ 31.122,119 R$ 25,96 R$ 17.584,37 R$ 0,37 R$ 138,59 R$ 2,14 R$ 5,07 R$ 1.551,00 R$ 20.553,07

10 R$ 105,11 R$ 3.077,73 R$ 0,04 R$ 1.972,35 R$ 0,01 R$ 181,86 R$ 36,41 R$ 2.613,4211 R$ 0,53 R$ 15.041,74 R$ 0,26 R$ 80,63 R$ 2,34 R$ 4.681,83 R$ 11,36 R$ 51.481,9212 R$ 0,28 R$ 39.767,44 R$ 0,00 R$ 348,70 R$ 0,01 R$ 7.827,51 R$ 5,12 R$ 37.826,6613 R$ 0,73 R$ 8.586,36 R$ 0,10 R$ 95,45 R$ 0,42 R$ 889,5214 R$ 76,53 R$ 11.639,61 R$ 0,01 R$ 378,15 R$ 1,34 R$ 223.574,56 R$ 76,95 R$ 14.136,9815 R$ 1,63 R$ 72,97 R$ 0,20 R$ 135,93 R$ 1,83 R$ 930,10 R$ 562,90 R$ 79.302,9016 R$ 0,00 R$ 31.585,03 R$ 0,00 R$ 508,08 R$ 0,00 R$ 231,62 R$ 0,00 R$ 25.679,1317 R$ 39,25 R$ 5.317,04 R$ 0,00 R$ 1.665,82 R$ 0,00 R$ 695,57 R$ 3,69 R$ 17.176,6318 R$ 1,07 R$ 1.305,95 R$ 0,00 R$ 2.294,93 R$ 1,86 R$ 342,41 R$ 7,70 R$ 80.426,4319 R$ 0,01 R$ 16.991,30 R$ 0,00 R$ 279,67 R$ 0,01 R$ 35.870,57 R$ 0,06 R$ 24.599,8620 R$ 30,67 R$ 11.696,38 R$ 0,02 R$ 1.970,24 R$ 0,50 R$ 435,37 R$ 394,65 R$ 8.976,6021 R$ 19,08 R$ 15.072,65 R$ 0,01 R$ 1.791,88 R$ 0,43 R$ 6.474,44 R$ 414,35 R$ 7.845,5222 R$ 0,10 R$ 86.618,66 R$ 0,00 R$ 3.554,43 R$ 0,00 R$ 10.574,30 R$ 0,95 R$ 22.114,6423 R$ 76,14 R$ 15.804,93 R$ 0,01 R$ 6,96 R$ 3,72 R$ 2.499,14 R$ 566,37 R$ 59.325,8824 R$ 0,83 R$ 3.665,24 R$ 0,01 R$ 30,95 R$ 1,12 R$ 2.729,00 R$ 55,09 R$ 9.693,5925 R$ 0,06 R$ 5.414,86 R$ 0,03 R$ 63,38 R$ 0,00 R$ 4.581,17 R$ 0,12 R$ 196.762,7226 R$ 45,87 R$ 4.539,40 R$ 12,88 R$ 17,18 R$ 1,48 R$ 3.279,19 R$ 2.237,84 R$ 9.831,3527 R$ 0,72 R$ 19.658,81 R$ 0,00 R$ 375,47 R$ 0,33 R$ 110,71 R$ 31,08 R$ 42.937,9328 R$ 0,19 R$ 17.717,68 R$ 0,07 R$ 225,98 R$ 4,12 R$ 73,10 R$ 767,03 R$ 7.154,7729 R$ 1,21 R$ 10.354,40 R$ 0,04 R$ 3.879,72 R$ 1,01 R$ 5.248,14 R$ 32,38 R$ 9.961,5430 R$ 25,26 R$ 5.514,01 R$ 0,01 R$ 161,66 R$ 0,08 R$ 4.477,79 R$ 258,74 R$ 11.799,83

TRD109PST103 CDR105 MRD401Distribuidora

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Nesse contexto, o primeiro passo para a discussão de qualquer metodologia de valoração é a definição de uma base de dados uniforme, consistente e validada. Particularmente, no caso em tela, é imprescindível uma padronização da contabilização entre as concessionárias e a construção de uma base de dados consistente ao longo do tempo.

Para tanto, propõe-se a implementação de um processo de governança relacionado aos ativos das distribuidoras, isto é, um acompanhamento continuado dos ativos tanto pelas distribuidoras, como pela ANEEL, que incluiria a normatização de processos (detalhamento do que deve constar nos contratos de serviços para permitir a identificação dos custos de COM e CA na abertura necessária, rateio dos custos, apropriações, etc.) e auditorias periódicas realizadas pela Agência (anuais, semestrais ou trimestrais ).

A governança interna (concessionária) e externa (ANEEL) ajudaria na padronização dos processos internos das concessionárias referentes aos ativos e também dos processos de fiscalização do regulador.

Esse processo de governança incluiria, por exemplo, a elaboração e implementação de procedimentos normativos que definam com maior clareza e objetividade os gastos que devem ser apropriados como investimento ou custos operacionais, de forma a minimizar, ou até mesmo eliminar, a subjetividade no registro dessas apropriações.

Outro ponto importante no âmbito da governança seria elaboração de um “manual de fiscalização”, que padronizaria os critérios de fiscalização dos ativos das concessionárias para evitar a subjetividade entre a interpretação dos fiscais e a intenção da distribuidora ao realizar o investimento, divergências estas que resultaram em glosas na base de remuneração e consequentemente perdas de investimento nos ciclos anteriores. A existência de um manual a ser seguido pelos fiscais aumentaria a padronização e aprimoraria os procedimentos de fiscalização e de definição da BRR, além de aumentar a transparência do processo.

A governança proposta poderia incluir ainda outros tópicos que fossem relevantes do ponto de vista da ANEEL, dos consumidores e das concessionárias, sempre com o objetivo de aumentar a padronização, a previsibilidade e a transparência do processo de valoração dos ativos, não se limitando aos exemplos aqui citados. Os pontos específicos dessa governança, uma vez aprovada, poderiam ser discutidos em momento oportuno entre os agentes.

Entende-se que a implementação de um processo de governança relacionado aos ativos das distribuidoras, por um lado, ajudará a ANEEL a ter uma base de dados mais consistente e, por outro lado, ajudará as empresas a terem maior assertividade no registro dos investimentos, resultando em maior previsibilidade sobre os resultados futuros da base de remuneração, além do incentivo às melhores práticas.

Mediante a implementação desse processo haveria avanços significativos, independente da opção metodológica adotada, resultando em uma definição mais adequada e precisa da BRR. A base de dados obtida de forma padronizada permitiria

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estabelecer, na sequência, quais as variáveis devem ser adicionalmente consideradas para se definir uma efetiva referência de eficiência nos valores de COM e CA.

Nesse contexto, as concessionárias aqui representadas formaram um grupo de estudos para discutir e desenvolver o tema e pretendem enviar para a ANEEL, em aproximadamente 40 dias, um detalhamento dessa proposta de governança, bem como sugestões para o manual de fiscalização.

4.2. Proposta de valoração do COM e CA

Quanto à metodologia específica de determinação do COM e CA, entende-se que é possível introduzir mecanismos de incentivo à eficiência considerando as distribuidoras individualmente, através da definição de critérios de apropriações de custos e da modularização individualizada.

Assim, adicionalmente à implementação do processo de governança, propõe-se que para as próximas revisões tarifárias seja aplicada a metodologia adotada no 3o ciclo de forma aprimorada. Isto é, propõe-se que sejam estabelecidos COM e CA individuais por empresa a partir dos valores praticados por cada concessionária. Além disso, e principalmente, propõe-se que essa determinação não seja concentrada no momento da elaboração do Laudo de Avaliação na revisão tarifária, isto é, propõe-se que a definição dos COM e CA seja feita ao longo do ciclo tarifário, ou seja, uma definição pari passu dos COM e CA individuais dos investimentos a partir das obras realizadas e dos respectivos registros contábeis.

Dessa forma, periodicamente o Regulador faria uma “homologação prévia” dos valores que estão sendo praticados pelas concessionárias, para evitar resultados inesperados no futuro, quando da elaboração do Laudo de Avaliação.

Para tanto, seria necessário implementar processos de contabilização e de fiscalização mais claros e periódicos por parte da ANEEL em todas as concessionárias.

Entende-se que, dessa forma, a valoração dos COM e CA representaria com maior fidelidade as condicionantes dos processos de imobilização de ativos elétricos no país.

A proposta solucionaria a questão da imprevisibilidade, reduzindo as incertezas quanto aos valores dos investimentos que serão reconhecidos tarifariamente na próxima revisão, e incentivaria as melhores práticas, uma vez que o regulador faria um acompanhamento constante dos ativos de todas as distribuidoras e conseguiria encorajar (ou desestimular) determinadas práticas.

Além disso, durante esse processo, em função do acompanhamento contínuo dos ativos e das interações constantes entre a Agência e as concessionárias, tanto a ANEEL quanto as empresas adquiririam maiores conhecimentos sobre a contabilização dos investimentos e seus processos. Consequentemente, seria

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possível aperfeiçoar a base de dados e as ferramentas a serem utilizadas em eventual metodologia futura de definição de COM e CA regulatórios.

Assim, a aplicação dessa metodologia facilitará a homogeneização das práticas das concessionárias, o que, no futuro, pode inclusive convergir para uma metodologia de COM e CA regulatórios, com uma base de dados mais robusta e processos mais uniformes.

Após 4 anos, de posse de uma nova base de dados, poderão ser realizadas novamente as análises consistência da base de dados e, então, reiniciados os estudos para estabelecimento dos COM e CA regulatórios. Cabe lembrar que os resultados dos estudos deverão também passar por uma análise de consistência global e individual e somente se aprovados poderão ser instituídos como referência para os investimentos futuros das concessionárias.

Além do exposto acima é fundamental que, caso eventualmente se opte pela fixação de COM e CA regulatórios, os valores dos índices a serem aplicados sejam aqueles vigentes quando da realização dos investimentos, mantendo-se, assim, a necessária previsibilidade, como será detalhado a seguir.

4.3. Propostas de alteração na metodologia da ANEEL

Além da correção das inconsistências metodológicas identificadas (padronização da base de dados, definição de um valor regulatório para cada módulo que represente estatisticamente os valores reais da amostra utilizada, consideração de variáveis ambientais adicionais, etc.), uma premissa indispensável para que sejam reduzidas as incertezas e, consequentemente, os riscos existentes no caso de uma eventual aplicação de referenciais regulatórios para o COM e CA é a existência de previsibilidade dos resultados.

Em caso de aplicação da metodologia banco de preços regulatório, qualquer período de recálculo de COM e CA que se determine não será possível dar um sinal de previsibilidade para todas as concessionárias simultaneamente, dado que as concessionárias possuem ciclos tarifários com diferentes durações (3, 4 ou 5 anos).

Para que se tenha a adequada previsibilidade dos resultados, entende-se que a definição dos valores regulatórios de referência deve ser realizada de forma ex ante, a fim de que a empresa tenha propriedade dessas informações que influenciam na sua tomada de decisão antes de realizar o investimento. Mais ainda, é importante que cada investimento seja avaliado segundo os valores regulatórios vigentes quando da sua realização.

Isto é, entende-se que o horizonte de aplicação dos valores regulatórios de COM e CA deve ser os investimentos realizados nos próximos 12 meses (definição ex ante das referências a serem perseguidas pelas concessionárias).

Com a definição ex ante, a atualização dos valores regulatórios poderia inclusive acontecer em um intervalo menor de tempo, para que esses ficassem mais aderentes à realidade das concessionárias (novos planos de obras, evolução dos

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custos, etc.), uma vez que o Regulador já estaria fazendo o acompanhamento contínuo dos ativos no âmbito da governança. Assim sendo, o recálculo do banco de preços poderia ser realizado, por exemplo, a cada 12 meses. Além disso, no Laudo de Avaliação da próxima revisão tarifária da empresa, o COM e CA dos investimentos realizados ao longo do ciclo seria aquele do banco de preços regulatório vigente no momento da unitização do investimento.

Cabe lembrar que, por ser uma determinação ex ante, isso só poderia ser aplicado para as concessionárias que tivessem revisão tarifária após a definição do primeiro banco de preços regulatório de COM e CA, uma vez que para as anteriores não haveria referência estabelecida. Assim, nesse horizonte de tempo intermediário, seria necessário aplicar o COM e CA da própria empresa.

Para ilustrar a proposta, consideremos o exemplo do ciclo tarifário da mesma concessionária hipotética mencionada anteriormente .

Evolução do COM e CA de referência ao longo do ciclo tarifário considerando o conceito de definição ex ante dos valores regulatórios

Nesse caso, por não haver referência regulatória estabelecida no momento da 3a revisão tarifária, seriam considerados como referência para os investimentos realizados até a homologação do 1o banco de preços os valores de COM e CA da própria concessionária.

Uma vez homologado o banco de preços (“COM e CA reg. 1”) esses valores serviriam como referência para os investimentos da concessionária durante os 12 meses

2014 2015 2016 2017 2018 2019

3a RTP

4a RTP

Definição metodologia: (“COM e CA

reg.1”)

Recálculo (“COM e CA

reg. 2”)

Referência: COM e CA da

concessionária

2020 2021

Referência: COM e CA

reg. 1

...

Recálculo (“COM e CA

reg. 3”)

Recálculo (“COM e CA

reg. 4”)

Recálculo (“COM e CA

reg. 5”)

Recálculo (“COM e CA

reg. 6”)

Recálculo (“COM e CA

reg. 7”)

Referência: COM e CA

reg. 2

Referência: COM e CA

reg. 3

Referência: COM e CA

reg. 4

Referência: COM e CA

reg. 5

Referência: COM e CA

reg. 6

VALORES A SEREM CONSIDERADOS NA

ELABORAÇÃO DO LAUDO DE AVALIAÇÃO NO ÂMBITO DA 5ª

RTP CONCESSIONÁRIA

VALORES A SEREM CONSIDERADOS NA

ELABORAÇÃO DO LAUDO DE AVALIAÇÃO NO ÂMBITO DA 4ª

RTP CONCESSIONÁRIA

...

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subsequentes. Assim, todos os investimentos unitizados nesse período seriam valorados para fins tarifários considerando as referencias regulatórias de COM e CA vigentes no período (“COM e CA reg. 1”).

Após 12 meses, propõe-se o recálculo do banco de preços (“COM e CA reg. 2”), cujos resultados serviriam como referência para as concessionárias durante os 12 meses subsequentes. Ou seja, simetricamente, todos os investimentos unitizados nesse período seriam valorados para fins tarifários considerando as referencias regulatórias de COM e CA vigentes no período (“COM e CA reg. 2”).

E assim sucessivamente, com eventual revisão da metodologia em periodicidade que o Regulador entender necessária.

Dessa forma, no exemplo, na elaboração Laudo de Avaliação no âmbito da 4a RTP, que abrange os investimentos realizados ao longo do 3o ciclo, para cada investimento seriam considerados os valores regulatórios de COM e CA vigentes na data da unitização de cada ativo.

Observa-se que, com a definição ex ante dos valores de COM e CA, a empresa passa a ter uma referência a ser perseguida ao realizar seus investimentos a cada ano, valor esse que será necessariamente considerado no Laudo de Avaliação subsequente, aumentando a previsibilidade quanto ao reconhecimento de seus investimentos.

Destaca-se que o efetivo investimento realizado estaria alinhado à constante melhoria de práticas da distribuidora, uma vez que estaria claro o sinal de incentivo para praticar valores inferiores àqueles pré-estabelecidos regulatoriamente.

Cabe mencionar que, no caso de eventual aplicação de COM e CA regulatórios, seria necessário ainda que houvesse espaço para as distribuidoras solicitarem à Agência a adição de novos módulos que contemplassem particularidades do seu padrão construtivo ou condições específicas da sua área de atuação.

Além disso, seria necessário que existisse na metodologia previsão para tratamento de investimentos específicos, com abordagem diferenciada, na determinação do COM e CA. Nessas situações, caso comprovada a excepcionalidade, seria discutido com o regulador o COM e CA específico, sempre de forma ex ante.

Para o agente ter o conforto de fazer as melhores escolhas técnicas para a concessão é preciso que não haja imprevisibilidade quanto ao reconhecimento dos investimentos realizados. Caso contrário, poderão haver resultados inesperados no futuro tanto para a empresa (glosas não previstas no investimento realizado) quanto para os consumidores (investimentos não prudentes realizados em resposta ao incentivo dado pela metodologia), como também o risco do sub-investimento.

Nesse sentido, no caso de eventual decisão pela aplicação de valores regulatórios de COM e CA, é imprescindível que esses sejam definidos ex ante, de forma a diminuir a imprevisibilidade, garantir a consistência dos resultados alcançados no que diz respeito à valoração da base de remuneração e assegurar o tratamento diferenciado na definição de COM e CA de investimentos específicos. Além disso, a definição ex

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ante aumentaria o incentivo para que as concessionárias perseguissem os referenciais regulatórios de COM e CA (eficientes do ponto de vista do Regulador).

4.4. Consolidação da proposta para tratamento da BRR

Com base no exposto, a proposta aqui apresentada pode ser resumida em três partes:

1a parte: Implementação de um processo de governança, independente da opção metodológica adotada, isto é, um acompanhamento continuado dos ativos tanto pelas distribuidoras como pela ANEEL, que incluiria a normatização de processos e auditorias periódicas realizadas pela Agência. 2a parte: No que se refere à metodologia de definição do COM e CA, especificamente, propõe-se, para um primeiro período, a aplicação da metodologia do 3o ciclo aprimorada, isto é, o estabelecimento dos COM e CA individuais por distribuidora ao longo do ciclo tarifário, a partir dos valores praticados por cada concessionária. Além disso, propõe-se que essa determinação seja feita ao longo do ciclo tarifário, ou seja, uma definição pari passu dos COM e CA individuais dos investimentos a partir das obras realizadas e dos respectivos registros contábeis. Com isso será iniciado o processo de uniformização das informações e a criação de um banco de dados mais padronizado. 3a parte: Após 4 anos, de posse de uma nova base de dados, entende-se que poderão ser realizadas novamente as análises consistência da base de dados e, então, reiniciados os estudos para estabelecimento dos COM e CA regulatórios. Os resultados dos estudos deverão também passar por uma análise de consistência global e individual e somente se aprovados poderão ser instituídos como referência para os investimentos futuros das concessionárias. Além do exposto acima, é fundamental que, caso se opte pela fixação de COM e CA regulatórios, os valores dos índices a serem aplicados sejam aqueles vigentes quando da realização dos investimentos, mantendo-se, assim, a necessária previsibilidade (valores regulatórios de referência definidos de forma ex ante, de forma que cada investimento seja avaliado segundo os valores regulatórios vigentes quando da sua realização).

5. Considerações Finais

A essência do negócio de distribuição é o investimento, que gera remuneração para os agentes prestadores do serviço. Do ponto de vista do consumidor, o investimento necessário e adequado é a garantia para a expansão do atendimento e para a qualidade do serviço.

Assim sendo, é necessário que haja reconhecimento tarifário dos investimentos prudentes e eficientes, garantindo disposição de alocação de recursos das

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concessionárias em função da segurança regulatória da adequada remuneração dos ativos.

A metodologia proposta pela ANEEL, em nome da simplificação, gera um risco sobre o principal negócio da distribuição (investimento), uma vez que introduz imprevisibilidade sobre o reconhecimento, e consequente remuneração, dos investimentos realizados pelas concessionárias.

Foram identificadas distorções na proposta da ANEEL, tanto de ordem metodológica quanto de ordem conceitual, que não podem ser ignoradas, pois poderão provocar resultados imprevisíveis, inconsistentes e não eficientes quando aplicadas no âmbito dos próximos ciclos revisionais, acarretando prejuízos para a concessão e/ou para os consumidores.

Assim, tendo em vista a sustentabilidade e a perenidade do negócio de distribuição de energia elétrica, foram apresentadas propostas para a metodologia de valoração do COM e CA no âmbito da definição da base de remuneração das concessionárias.

Primeiramente, independente da opção metodológica adotada, propôs-se a implementação de um processo de governança, isto é, um acompanhamento continuado dos ativos tanto pelas distribuidoras como pela ANEEL, que incluiria a normatização de processos e auditorias periódicas realizadas pela Agência.

No que se refere à metodologia de definição do COM e CA, especificamente, propôs-se, para um primeiro período, a implementação da governança e a manutenção da metodologia aplicada no 3o ciclo com aprimoramentos, de forma que os COM e CA sejam estabelecidos individualmente por distribuidora ao longo do ciclo tarifário, a partir dos valores praticados por cada concessionária. Além disso, propôs-se que essa determinação seja feita ao longo do ciclo tarifário, ou seja, uma definição pari passu dos COM e CA individuais dos investimentos a partir das obras realizadas e dos respectivos registros contábeis. Com isso será iniciado o processo de uniformização das informações e a criação de um banco de dados mais padronizado.

Após 4 anos, de posse de uma nova base de dados, entende-se que poderão ser realizadas novamente as análises consistência da base de dados e, então, reiniciados os estudos para estabelecimento dos COM e CA regulatórios. Os resultados dos estudos também deverão passar por uma análise de consistência global e individual e somente se aprovados poderão ser instituídos como referência para os investimentos futuros das concessionárias (valores regulatórios de referência definidos de forma ex ante, de forma que cada investimento seja avaliado segundo os valores regulatórios vigentes quando da sua realização).

As concessionárias esperam que, por meio dos pontos abordados neste documento, tenham contribuído para o aperfeiçoamento da proposta aportada por essa Agência no contexto da 3a fase da AP 023/2014. Por outro lado, esperam do Regulador a continuidade da atuação equilibrada e realista em benefício da perenidade do serviço público de distribuição de energia elétrica com qualidade, segurança e equilíbrio econômico-financeiro, promovendo os aperfeiçoamentos e ajustes necessários apresentados nesta contribuição.

28

6. Anexo 1 - Valoração da base de remuneração: Valor Original Contábil Atualizado (“VOC Atualizado”) vs. Valor Novo de Reposição com Banco de Preços (“VNR BP”)

VOC Atualizado(1)

VNR BP(2)

Variação(2)/(1)-1

Distribuidora 1 466.719.752 497.307.841 6,6%2012 186.622.448 200.381.092 7,4%2013 244.336.805 261.804.123 7,2%2014 35.760.499 35.122.625 -1,8%

Distribuidora 2 468.577.685 504.056.223 7,6%2012 37.195.158 39.359.626 5,8%2013 371.291.857 395.480.449 6,5%2014 60.090.670 69.216.148 15,2%

Distribuidora 3 1.335.938.906 1.283.877.472 -3,9%2012 77.770.578 72.232.289 -7,1%2013 613.987.516 593.399.873 -3,4%2014 644.180.812 618.245.310 -4,0%

Distribuidora 4 4.454.885 5.413.719 21,5%2013 2.660.067 3.415.249 28,4%2014 1.794.819 1.998.470 11,4%

Distribuidora 5 739.167.502 796.470.716 7,8%2012 143.521.021 118.828.247 -17,2%2013 183.529.112 270.132.375 47,2%2014 412.117.369 407.510.094 -1,1%

Distribuidora 6 2.266.725.071 2.211.001.419 -2,5%2012 723.627.052 620.679.348 -14,2%2013 1.177.987.595 1.235.617.745 4,9%2014 365.110.424 354.704.326 -2,9%

Total Geral 5.281.583.801 5.298.127.390 0,3%

GRUPO 1

29

VOC Atualizado(1)

VNR BP(2)

Variação(2)/(1)-1

Distribuidora 1 505.001.197 398.879.290 -21,0%2012 172.549.209 144.012.992 -16,5%2013 222.819.028 163.362.971 -26,7%2014 109.632.960 91.503.326 -16,5%

Distribuidora 2 230.722.284 255.282.864 10,6%2012 74.568.587 77.731.547 4,2%2013 89.738.222 101.854.899 13,5%2014 66.415.476 75.696.418 14,0%

Distribuidora 3 87.992.154 106.034.492 20,5%2012 6.184.959 8.658.334 40,0%2013 50.734.613 61.669.956 21,6%2014 31.072.582 35.706.202 14,9%

Distribuidora 4 41.319.224 90.054.341 117,9%2014 41.319.224 90.054.341 117,9%

Distribuidora 5 378.116.422 357.253.848 -5,5%2013 206.805.437 189.211.473 -8,5%2014 171.310.985 168.042.375 -1,9%

Distribuidora 6 268.918.762 348.267.566 29,5%2012 38.771.859 48.759.654 25,8%2013 164.275.619 209.074.060 27,3%2014 65.871.284 90.433.853 37,3%

Distribuidora 7 322.141.853 360.293.637 11,8%2012 21.363.297 22.268.013 4,2%2013 177.710.905 194.661.707 9,5%2014 123.067.651 143.363.918 16,5%

Distribuidora 8 537.066.233 574.250.575 6,9%2012 227.445.597 237.304.476 4,3%2013 177.545.053 195.844.127 10,3%2014 132.075.583 141.101.971 6,8%

Distribuidora 9 1.385.759.280 1.230.412.198 -11,2%2012 361.019.384 333.158.560 -7,7%2013 598.821.652 523.817.455 -12,5%2014 425.918.244 373.436.183 -12,3%

Distribuidora 10 982.821.093 942.989.557 -4,1%2013 641.226.787 623.744.431 -2,7%2014 341.594.307 319.245.126 -6,5%

Distribuidora 11 550.593.170 631.862.640 14,8%2012 116.638.581 131.646.383 12,9%2013 268.437.902 298.622.876 11,2%2014 165.516.688 201.593.380 21,8%

Distribuidora 12 213.349.459 258.782.288 21,3%2012 29.944.381 35.240.982 17,7%2013 101.911.490 123.132.325 20,8%2014 81.493.588 100.408.981 23,2%

Distribuidora 13 267.830.039 260.396.750 -2,8%2012 42.262.052 43.741.795 3,5%2013 210.792.184 203.232.000 -3,6%2014 14.775.803 13.422.955 -9,2%

GRUPO 2

30

Distribuidora 14 77.052.580 95.206.792 23,6%2012 13.510.665 16.392.422 21,3%2013 44.084.633 52.608.697 19,3%2014 19.457.282 26.205.674 34,7%

Distribuidora 15 226.297.123 233.100.081 3,0%2012 55.239.080 53.209.681 -3,7%2013 101.895.062 105.776.085 3,8%2014 69.162.981 74.114.315 7,2%

Distribuidora 16 413.006.683 414.593.367 0,4%2012 91.646.249 86.239.720 -5,9%2013 190.255.830 199.677.285 5,0%2014 131.104.603 128.676.363 -1,9%

Total Geral 6.487.987.557 6.557.660.286 1,1%

VOC Atualizado(1)

VNR BP(2)

Variação(2)/(1)-1

Distribuidora 1 73.283.596 63.138.901 -13,8%2013 56.056.110 50.267.707 -10,3%2014 17.227.486 12.871.194 -25,3%

Distribuidora 2 281.714.609 270.435.098 -4,0%2012 113.348.585 96.152.342 -15,2%2013 129.161.226 129.321.986 0,1%2014 39.204.799 44.960.770 14,7%

Distribuidora 3 127.531.980 104.649.722 -17,9%2013 73.996.111 63.034.082 -14,8%2014 53.535.869 41.615.639 -22,3%

Distribuidora 4 310.885.774 287.973.589 -7,4%2012 25.702.039 17.131.830 -33,3%2013 57.356.766 50.253.633 -12,4%2014 227.826.969 220.588.126 -3,2%

Distribuidora 5 208.315.235 229.888.467 10,4%2012 16.160.050 17.109.984 5,9%2013 98.712.959 103.026.457 4,4%2014 93.442.225 109.752.026 17,5%

Distribuidora 6 150.732.811 159.937.574 6,1%2012 37.762.016 41.435.967 9,7%2013 67.538.320 70.038.903 3,7%2014 45.432.475 48.462.704 6,7%

Distribuidora 7 234.977.466 275.797.038 17,4%2012 48.775.669 53.310.132 9,3%2013 131.860.254 161.148.907 22,2%2014 54.341.543 61.337.999 12,9%

Distribuidora 8 147.921.673 148.493.455 0,4%2012 65.619.700 59.646.486 -9,1%2013 56.131.108 59.158.163 5,4%2014 26.170.865 29.688.806 13,4%

Total Geral 1.535.363.144 1.540.313.843 0,3%

GRUPO 3

31

VOC Atualizado(1)

VNR BP(2)

Variação(2)/(1)-1

Distribuidora 1 23.632.273 24.479.588 3,6%2012 6.526.028 7.115.784 9,0%2013 9.221.889 9.608.137 4,2%2014 7.884.357 7.755.667 -1,6%

Distribuidora 2 5.418.074 6.286.373 16,0%2012 2.026.077 2.233.789 10,3%2013 2.008.057 2.448.863 22,0%2014 1.383.939 1.603.722 15,9%

Distribuidora 3 8.662.797 8.175.936 -5,6%2012 883.791 834.431 -5,6%2013 3.737.160 3.489.277 -6,6%2014 4.041.847 3.852.228 -4,7%

Distribuidora 4 14.661.355 14.296.256 -2,5%2012 1.385.722 1.237.547 -10,7%2013 6.544.039 6.003.015 -8,3%2014 6.731.594 7.055.693 4,8%

Distribuidora 5 37.598.707 35.842.092 -4,7%2012 4.587.365 4.432.717 -3,4%2013 20.290.115 18.745.785 -7,6%2014 12.721.227 12.663.590 -0,5%

Distribuidora 6 10.120.459 10.659.063 5,3%2012 2.243.237 2.472.848 10,2%2013 4.115.036 4.413.912 7,3%2014 3.762.186 3.772.303 0,3%

Distribuidora 7 17.013.270 18.010.043 5,9%2012 1.857.749 1.804.575 -2,9%2013 9.658.506 10.096.212 4,5%2014 5.497.016 6.109.256 11,1%

Distribuidora 8 20.196.278 21.509.664 6,5%2012 3.701.222 3.730.397 0,8%2013 9.203.667 9.509.390 3,3%2014 7.291.389 8.269.877 13,4%

Distribuidora 9 12.337.531 7.759.264 -37,1%2012 1.980.255 1.279.854 -35,4%2013 5.892.807 3.554.861 -39,7%2014 4.464.468 2.924.549 -34,5%

Distribuidora 10 16.544.435 19.157.016 15,8%2012 2.539.226 2.624.401 3,4%2013 7.604.853 9.140.753 20,2%2014 6.400.356 7.391.861 15,5%

Distribuidora 11 13.178.010 12.165.413 -7,7%2012 1.262.262 1.120.470 -11,2%2013 6.675.146 6.283.576 -5,9%2014 5.240.601 4.761.367 -9,1%

Distribuidora 12 27.011.597 28.377.547 5,1%2012 6.731.160 7.190.601 6,8%2013 11.101.359 11.264.261 1,5%2014 9.179.077 9.922.686 8,1%

GRUPO 4

32

Distribuidora 13 14.611.757 16.538.050 13,2%2012 2.157.406 2.371.491 9,9%2013 7.085.190 8.672.588 22,4%2014 5.369.161 5.493.971 2,3%

Distribuidora 14 15.787.424 15.133.051 -4,1%2012 4.380.919 4.176.441 -4,7%2013 8.620.164 7.520.148 -12,8%2014 2.786.341 3.436.462 23,3%

Distribuidora 15 876.313 910.621 3,9%2012 31.342 24.225 -22,7%2013 214.641 231.761 8,0%2014 630.329 654.635 3,9%

Total Geral 237.650.280 239.299.976 0,7%

VOC Atualizado(1)

VNR BP(2)

Variação(2)/(1)-1

Distribuidora 1 5.214.412 4.549.886 -12,7%2012 1.179.773 1.046.677 -11,3%2013 2.117.185 1.807.304 -14,6%2014 1.917.454 1.695.905 -11,6%

Distribuidora 2 10.677.667 9.390.597 -12,1%2012 2.585.707 2.349.057 -9,2%2013 6.007.044 5.256.281 -12,5%2014 2.084.916 1.785.260 -14,4%

Distribuidora 3 6.058.525 6.382.968 5,4%2012 747.052 773.096 3,5%2013 2.757.856 2.912.374 5,6%2014 2.553.617 2.697.498 5,6%

Distribuidora 4 2.577.290 3.076.016 19,4%2012 559.895 726.328 29,7%2013 1.061.304 1.279.140 20,5%2014 956.091 1.070.548 12,0%

Distribuidora 5 1.708.117 1.489.557 -12,8%2012 328.865 279.085 -15,1%2013 923.782 865.370 -6,3%2014 455.470 345.103 -24,2%

Distribuidora 6 3.983.532 4.626.397 16,1%2013 1.642.825 1.725.554 5,0%2014 2.340.707 2.900.843 23,9%

Distribuidora 7 958.496 974.239 1,6%2012 481.712 518.259 7,6%2013 267.938 242.140 -9,6%2014 208.846 213.839 2,4%

Distribuidora 8 7.022.068 8.206.853 16,9%2012 2.676.079 4.021.438 50,3%2013 3.242.992 3.176.964 -2,0%2014 1.102.997 1.008.451 -8,6%

Distribuidora 9 2.853.940 3.077.275 7,8%2013 1.766.136 1.956.816 10,8%2014 1.087.805 1.120.459 3,0%

Distribuidora 10 822.220 923.091 12,3%2012 130.252 157.291 20,8%2013 430.548 470.453 9,3%2014 261.419 295.347 13,0%

Total Geral 41.876.267 42.696.879 2,0%

GRUPO 5

33

7. Anexo 2 - Custos Adicionais - CAs: Valor Original Contábil Atualizado (“VOC Atualizado”) vs. Valor Novo de Reposição com Banco de Preços (“VNR BP”)

VOC Atualizado VNR BPVNR BP / VOC Atualizado - 1

Distribuidora 1 204.012.345 236.761.774 16,1%2012 75.414.351 95.934.989 27,2%2013 112.988.181 125.625.563 11,2%2014 15.609.813 15.201.222 -2,6%

Distribuidora 2 189.074.111 222.550.658 17,7%2012 10.932.312 13.465.283 23,2%2013 153.933.038 180.104.398 17,0%2014 24.208.761 28.980.976 19,7%

Distribuidora 3 740.302.123 678.080.348 -8,4%2012 41.514.479 36.579.790 -11,9%2013 332.020.387 310.737.203 -6,4%2014 366.767.257 330.763.356 -9,8%

Distribuidora 4 1.704.778 2.568.048 50,6%2013 869.722 1.569.575 80,5%2014 835.056 998.473 19,6%

Distribuidora 5 337.520.929 392.649.346 16,3%2012 69.628.710 50.334.974 -27,7%2013 73.600.985 151.253.358 105,5%2014 194.291.233 191.061.015 -1,7%

Distribuidora 6 973.872.209 926.080.678 -4,9%2012 321.556.671 236.420.461 -26,5%2013 491.783.428 539.680.055 9,7%2014 160.532.109 149.980.161 -6,6%

Total Geral 2.446.486.495 2.458.690.851 0,5%

CA - Grupo 1

34

VOC Atualizado VNR BP VNR BP / VOC Atualizado - 1

Distribuidora 1 306.848.923 202.769.391 -33,9%2012 96.705.896 70.596.465 -27,0%2013 143.887.182 84.424.292 -41,3%2014 66.255.845 47.748.634 -27,9%

Distribuidora 2 90.576.597 120.159.385 32,7%2012 30.559.529 35.989.280 17,8%2013 34.949.358 48.653.278 39,2%2014 25.067.710 35.516.828 41,7%

Distribuidora 3 27.098.386 43.479.276 60,4%2012 2.327.803 4.630.634 98,9%2013 14.614.272 23.964.728 64,0%2014 10.156.311 14.883.914 46,5%

Distribuidora 4 10.646.275 53.879.893 406,1%2014 10.646.275 53.879.893 406,1%

Distribuidora 5 217.459.013 185.702.505 -14,6%2013 117.400.986 94.889.656 -19,2%2014 100.058.027 90.812.848 -9,2%

Distribuidora 6 110.946.295 177.925.313 60,4%2012 16.293.927 25.104.560 54,1%2013 68.309.744 105.585.178 54,6%2014 26.342.624 47.235.575 79,3%

Distribuidora 7 179.458.851 193.306.687 7,7%2012 12.494.376 11.841.844 -5,2%2013 100.616.140 104.677.156 4,0%2014 66.348.335 76.787.686 15,7%

Distribuidora 8 268.045.200 303.556.822 13,2%2012 117.797.040 130.117.703 10,5%2013 91.543.296 105.544.489 15,3%2014 58.704.863 67.894.630 15,7%

Distribuidora 9 867.770.518 703.921.458 -18,9%2012 216.796.277 189.555.999 -12,6%2013 377.265.950 298.527.130 -20,9%2014 273.708.290 215.838.329 -21,1%

Distribuidora 10 472.968.287 473.508.943 0,1%2013 292.918.942 311.905.819 6,5%2014 180.049.345 161.603.124 -10,2%

Distribuidora 11 233.314.995 316.252.236 35,5%2012 47.388.284 63.730.600 34,5%2013 121.198.525 152.726.244 26,0%2014 64.728.185 99.795.392 54,2%

Distribuidora 12 75.534.427 121.926.916 61,4%2012 10.768.001 16.213.204 50,6%2013 37.044.540 58.668.354 58,4%2014 27.721.886 47.045.359 69,7%

CA - Grupo 2

35

Distribuidora 13 127.338.225 129.917.302 2,0%2012 19.583.325 23.188.367 18,4%2013 99.563.306 99.585.093 0,0%2014 8.191.594 7.143.843 -12,8%

Distribuidora 14 30.351.235 49.210.826 62,1%2012 6.304.671 8.940.847 41,8%2013 16.868.432 26.609.974 57,8%2014 7.178.132 13.660.005 90,3%

Distribuidora 15 103.970.803 109.714.688 5,5%2012 27.825.497 25.550.311 -8,2%2013 46.908.061 49.889.643 6,4%2014 29.237.245 34.274.734 17,2%

Distribuidora 16 213.675.199 211.269.465 -1,1%2012 44.205.434 38.984.272 -11,8%2013 100.670.350 106.624.020 5,9%2014 68.799.416 65.661.173 -4,6%

Total Geral 3.336.003.228 3.396.501.107 1,8%

VOC Atualizado VNR BPVNR BP / VOC Atualizado - 1

Distribuidora 1 36.182.325 29.009.926 -19,8%2013 27.514.266 23.711.182 -13,8%2014 8.668.059 5.298.745 -38,9%

Distribuidora 2 148.989.822 130.835.295 -12,2%2012 66.986.566 49.052.433 -26,8%2013 66.510.555 62.653.746 -5,8%2014 15.492.701 19.129.116 23,5%

Distribuidora 3 57.265.785 46.603.751 -18,6%2013 29.557.538 27.096.167 -8,3%2014 27.708.247 19.507.584 -29,6%

Distribuidora 4 153.909.305 136.405.009 -11,4%2012 14.049.312 8.410.678 -40,1%2013 28.738.316 24.471.844 -14,8%2014 111.121.678 103.522.488 -6,8%

Distribuidora 5 103.221.678 107.537.942 4,2%2012 8.574.238 8.163.248 -4,8%2013 51.241.407 47.933.154 -6,5%2014 43.406.033 51.441.539 18,5%

Distribuidora 6 64.321.082 74.990.272 16,6%2012 17.357.031 20.475.688 18,0%2013 27.866.013 31.556.436 13,2%2014 19.098.039 22.958.149 20,2%

Distribuidora 7 112.775.855 149.035.661 32,2%2012 24.367.364 28.241.435 15,9%2013 60.116.285 86.444.725 43,8%2014 28.292.206 34.349.501 21,4%

Distribuidora 8 66.874.074 73.287.555 9,6%2012 30.229.805 29.049.100 -3,9%2013 24.441.005 28.952.089 18,5%2014 12.203.264 15.286.366 25,3%

Total Geral 743.539.926 747.705.411 0,6%

CA - Grupo 3

36

VOC Atualizado VNR BPVNR BP / VOC Atualizado - 1

Distribuidora 1 8.286.805 8.650.474 4,4%2012 1.656.877 2.110.198 27,4%2013 3.483.606 3.633.987 4,3%2014 3.146.322 2.906.290 -7,6%

Distribuidora 2 1.845.935 2.775.999 50,4%2012 733.190 1.006.979 37,3%2013 584.790 1.026.184 75,5%2014 527.954 742.836 40,7%

Distribuidora 3 3.557.837 3.266.253 -8,2%2012 355.164 338.749 -4,6%2013 1.541.751 1.389.791 -9,9%2014 1.660.923 1.537.714 -7,4%

Distribuidora 4 5.346.032 5.739.516 7,4%2012 566.093 525.469 -7,2%2013 2.472.580 2.465.045 -0,3%2014 2.307.359 2.749.002 19,1%

Distribuidora 5 15.393.668 14.221.303 -7,6%2012 2.008.023 1.895.473 -5,6%2013 8.604.147 7.359.473 -14,5%2014 4.781.498 4.966.358 3,9%

Distribuidora 6 3.708.238 4.144.324 11,8%2012 760.444 973.228 28,0%2013 1.522.028 1.794.260 17,9%2014 1.425.765 1.376.836 -3,4%

Distribuidora 7 6.596.624 8.011.308 21,4%2012 832.869 788.141 -5,4%2013 3.658.844 4.451.894 21,7%2014 2.104.911 2.771.274 31,7%

Distribuidora 8 8.487.282 9.436.653 11,2%2012 1.496.245 1.564.755 4,6%2013 3.833.066 4.102.186 7,0%2014 3.157.971 3.769.713 19,4%

Distribuidora 9 7.123.895 2.878.144 -59,6%2012 1.097.390 464.237 -57,7%2013 3.496.053 1.336.170 -61,8%2014 2.530.452 1.077.737 -57,4%

Distribuidora 10 7.044.939 9.087.122 29,0%2012 1.244.133 1.305.505 4,9%2013 3.065.748 4.325.816 41,1%2014 2.735.058 3.455.800 26,4%

Distribuidora 11 5.975.435 4.735.785 -20,7%2012 588.885 439.724 -25,3%2013 3.005.915 2.475.877 -17,6%2014 2.380.634 1.820.183 -23,5%

Distribuidora 12 9.536.818 11.163.514 17,1%2012 2.475.354 3.081.636 24,5%2013 4.189.299 4.546.620 8,5%2014 2.872.164 3.535.258 23,1%

CA - Grupo 4

37

Distribuidora 13 3.848.851 7.541.271 95,9%2012 513.284 988.407 92,6%2013 1.558.286 4.113.219 164,0%2014 1.777.282 2.439.645 37,3%

Distribuidora 14 7.488.387 6.808.563 -9,1%2012 1.901.928 1.658.041 -12,8%2013 4.351.780 3.317.545 -23,8%2014 1.234.680 1.832.977 48,5%

Distribuidora 15 330.703 383.404 15,9%2012 8.702 8.912 2,4%2013 78.107 100.786 29,0%2014 243.894 273.706 12,2%

Total Geral 94.571.448 98.843.634 4,5%

VOC Atualizado VNR BPVNR BP / VOC Atualizado - 1

Distribuidora 1 2.220.716 1.610.624 -27,5%2012 468.360 371.959 -20,6%2013 934.721 650.283 -30,4%2014 817.634 588.382 -28,0%

Distribuidora 2 4.592.953 3.586.751 -21,9%2012 1.073.383 875.540 -18,4%2013 2.586.903 2.028.412 -21,6%2014 932.667 682.799 -26,8%

Distribuidora 3 1.098.481 1.852.951 68,7%2012 196.666 249.576 26,9%2013 528.555 878.483 66,2%2014 373.260 724.892 94,2%

Distribuidora 4 426.330 1.024.548 140,3%2012 87.897 255.063 190,2%2013 153.267 420.441 174,3%2014 185.166 349.044 88,5%

Distribuidora 5 586.958 428.693 -27,0%2012 126.998 99.267 -21,8%2013 262.243 216.428 -17,5%2014 197.718 112.998 -42,8%

Distribuidora 6 1.070.847 2.046.582 91,1%2013 488.167 692.509 41,9%2014 582.680 1.354.072 132,4%

Distribuidora 7 258.814 370.052 43,0%2012 73.125 179.697 145,7%2013 107.048 96.194 -10,1%2014 78.641 94.161 19,7%

Distribuidora 8 2.972.678 3.768.009 26,8%2012 1.445.257 2.450.219 69,5%2013 1.088.292 963.797 -11,4%2014 439.130 353.994 -19,4%

Distribuidora 9 695.501 1.087.668 56,4%2013 389.290 686.506 76,3%2014 306.212 401.162 31,0%

Distribuidora 10 222.013 315.206 42,0%2012 25.964 52.909 103,8%2013 114.831 157.734 37,4%2014 81.218 104.563 28,7%

Total Geral 14.145.291 16.091.085 13,8%

CA - Grupo 5