CONTRIBUIÇÃO DA LIGHT - Agência Nacional de Energia ... · de mortalidade geral adotada nos cálculos atuariais, tendo sido gerado, a cada uma destas mudanças, um aumento substancial

CONTRIBUIÇÃO DA LIGHT

AUDIÊNCIA PÚBLICA N O 008/2006

28 de Julho de 2006

Contribuições Light - Audiência Pública No 008/2006 2

ÍNDICE

I ATIVO NÃO INTEGRALIZADO FUNDOS DE PENSÃO ........... .................................... 4

I.1 FUNDO DE PENSÃO DA LIGHT – FUNDAÇÃO BRASLIGHT.................................................. 4 I.2 ATIVO NÃO INTEGRALIZADO BRASLIGHT X PRIVATIZAÇÃO LIGHT ...................................... 5 I.3 EVOLUÇÃO DO ATIVO NÃO INTEGRALIZADO DA BRASLIGHT.............................................. 5 I.4 TRATAMENTO DADO PELA ANEEL NA REVISÃO TARIFÁRIA DA LIGHT ............................... 7

I.4.1 1a Revisão Tarifária da Light............................................................................... 7 I.4.2 Proposta de Metodologia para a 2a Revisão Tarifária ......................................... 8

I.5 ANÁLISE DO TRATAMENTO DADO PELA ANEEL NA REVISÃO DA LIGHT............................. 8 I.5.1 Análise dos Principais Argumentos..................................................................... 8 I.5.2 BRR: Valor Novo de Reposição x Preço Mínimo Privatização ............................ 9

I.6 PROPOSTA DE APRIMORAMENTO PARA O 2O CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA ................... 10 I.6.1 Análise da Metodologia de Empresa de Referência ......................................... 10 I.6.2 Proposta para o Tratamento do Ativo não Integralizado dos Fundos de Pensão 10 I.6.3 Questões Relativas à Implementação da Proposta para o Tratamento do Ativo não Integralizado dos Fundos de Pensão .................................................................... 11

II PERDAS NÃO TÉCNICAS E INADIMPLÊNCIA................ .......................................... 12

II.1 CONTRIBUIÇÕES DA ABRADEE.............................................................................. 12 II.2 CARACTERÍSTICAS DA CONCESSÃO DA LIGHT .......................................................... 12

II.2.1 Características do Mercado .......................................................................... 12 II.2.2 Composição da Receita................................................................................ 14 II.2.3 Aspectos Culturais e Institucionais ............................................................... 15

II.3 QUESTÕES REGULATÓRIAS PENDENTES - EXTRA REVISÃO....................................... 15 II.3.1 Combate às Perdas não Técnicas ................................................................ 15 II.3.2 Combate à Inadimplência ............................................................................. 15 II.3.3 Custo da Energia Elétrica ............................................................................. 16

II.4 A REGULAÇÃO POR INCENTIVO – PRICE CAP ........................................................... 17 II.5 PERDAS NÃO TÉCNICAS.......................................................................................... 18

II.5.1 Introdução..................................................................................................... 18 II.5.2 Perdas não Técnicas na Light....................................................................... 18

II.6 INADIMPLÊNCIA ...................................................................................................... 19 II.6.1 Introdução..................................................................................................... 19 II.6.2 Inadimplência na LIGHT ............................................................................... 20

II.7 ELASTICIDADE CRUZADA ENTRE PERDAS NÃO TÉCNICAS E INADIMPLÊNCIA ............... 22 II.8 CONCLUSÃO .......................................................................................................... 22

III CAPITAL DE GIRO .................................... ................................................................. 23

III.1 INTRODUÇÃO ......................................................................................................... 23 III.2 TRATAMENTO DADO PELA ANEEL NO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA ................. 23

III.2.1 Diagnóstico e Proposta para o 1º Ciclo de Revisão Tarifária ........................ 23 III.2.2 Proposta para o 2º Ciclo de Revisão Tarifária............................................... 23

III.3 ANÁLISE DO TRATAMENTO DADO PELA ANEEL ........................................................ 24 III.4 PROPOSTA DE APRIMORAMENTO PARA O 2O CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA ............... 25

III.4.1 Consideração do Capital de Giro no Cálculo da Base de Remuneração ...... 25 III.4.2 Fator X.......................................................................................................... 26

IV BASE DE REMUNERAÇÃO................................ ........................................................ 28

IV.1 TRATAMENTO DADO PELA ANEEL NO 1O CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA .................... 28 IV.2 PROCEDIMENTOS DE ABERTURA DA BASE DE REMUNERAÇÃO BLINDADA ................... 28


IV.3 PROCEDIMENTOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO NO 2O CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA............................................................................................................ 29 IV.4 DEPRECIAÇÃO ACUMULADA .................................................................................... 30 IV.5 ICMS .................................................................................................................... 31 IV.6 COMPONENTES MENORES ...................................................................................... 31 IV.7 ÍNDICE DE APROVEITAMENTO DE SUBESTAÇÕES - IAS.............................................. 32 IV.8 JUROS SOBRE OBRAS EM ANDAMENTO – JOA ......................................................... 32 IV.9 OBRIGAÇÕES ESPECIAIS......................................................................................... 33

IV.9.1 Análise do Tratamento dado pela ANEEL no 1o Ciclo de Revisão Tarifária .. 33 IV.9.2 Análise do Tratamento Proposto pela ANEEL para o 2o Ciclo de Revisão Tarifária 34 IV.9.3 Tratamento Proposto pela Light para o 2o Ciclo de Revisão Tarifária........... 35

IV.10 PROCESSO DE VALIDAÇÃO DAS MOVIMENTAÇÕES INTRA-REVISÕES ........................... 35 IV.11 DEMAIS CUSTOS ADICIONAIS (BDI, ENGENHARIA E FRETE) ...................................... 35 IV.12 CRITÉRIO PARA AVALIAÇÃO DE TERRENOS .............................................................. 36 IV.13 ANEXO I - CRONOGRAMA FÍSICO - LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA 37 IV.14 ANEXO II - CRONOGRAMA FÍSICO - SUBESTAÇÕES ...................................... 40


I ATIVO NÃO INTEGRALIZADO FUNDOS DE PENSÃO I.1 Fundo de Pensão da Light – Fundação Braslight A Fundação de Seguridade Social Braslight é uma Entidade Fechada de Previdência Complementar (EFPC) criada pela Light há 32 anos (1974), com a finalidade de complementar os proventos de aposentadoria pagos pela Previdência Oficial a seus empregados. A Braslight conta com cerca 9.600 participantes, sendo que 3.860 destes são participantes ativos, empregados da Patrocinadora. Atualmente, dependem de benefícios pagos regularmente pela Braslight mais de 11.220 pessoas, entre aposentados, pensionistas e dependentes de aposentados. A manutenção da Braslight não somente é uma obrigação expressamente assumida pela Light sob o processo licitatório que antecedeu a privatização da empresa e a concomitante outorga de concessão1, é também uma obrigação legal e social assumida pela Light. Os benefícios pagos pela Fundação garantem o sustento de mais de 5.600 famílias, tratando-se de pessoas já em idade avançada, cujo sustento não pode ser conseguido mediante outra alternativa de remuneração. Atualmente, a Light efetua dois tipos de contribuições financeiras à Braslight2: a) contribuições normais efetuadas de acordo com os regulamentos dos planos de

benefícios devidamente aprovados ; e b) contribuições amortizantes e extraordinárias consolidadas em Contratos de

Equacionamento de Déficit Técnico, Refinanciamento de Ativo não Integralizado e Operação com Patrocinadora.

Ou seja, a contribuição normal não é a única contribuição da Light à Braslight, nem a de maior importância. Para um perfeito entendimento do assunto é necessário verificar a

1 Ver seção “O ATIVO NÃO INTEGRALIZADO E A PRIVATIZAÇÃO DA LIGHT”. 2 A BRASLIGHT foi instituída em abril de 1974, e possui três planos - A, B e C – implantados em 1975, 1984 e 1998 respectivamente, tendo o plano C recebido migração de cerca de 96% dos participantes ativos dos demais planos. Nos planos A e B, os benefícios são do tipo benefício definido. No plano C, que é do tipo misto, os benefícios programáveis (aposentadoria não decorrente de invalidez e respectiva reversão em pensão), durante a fase de capitalização, são do tipo contribuição definida, sem qualquer vinculação ao INSS, e os benefícios de risco (auxílio doença, aposentadoria por invalidez e pensão por morte de participante ativo, inválido e em auxílio doença), bem como os de renda continuada, uma vez concedidos, são do tipo benefício definido. As taxas de custeio anuais dos participantes e da patrocinadora para a cobertura dos benefícios estruturados sob a forma de benefício definido, são determinadas com base em estudos atuariais, utilizando o regime financeiro de capitalização. Para a formação dos fundos de custeio dos benefícios do tipo contribuição definida, o participante escolhe o nível de contribuição desejado e sobre este valor cabe à Companhia contribuir de acordo com o Regulamento do Plano C. Em 02 de outubro de 2001 a Secretaria de Previdência Complementar aprovou contrato para o equacionamento do déficit técnico e refinanciamento das reservas a amortizar relativamente aos planos de pensão da BRASLIGHT. O equacionamento financeiro de R$346.724 relativos aos Planos A e B e de R$188.329 relativos ao Plano C, referentes ao refinanciamento de compromissos anteriores realizados com a LIGHT, e de déficit técnicos registrados até 30 de junho de 2001, está sendo pago em 300 parcelas mensais a partir de julho de 2001, atualizadas pela variação do IGP-DI (com um mês de defasagem) e juros atuariais de 6% ao ano.


origem, a estrutura legal, bem como as obrigações e responsabilidades da Light, como patrocinadora, com o seu fundo de pensão. I.2 Ativo não Integralizado Braslight x Privatizaçã o Light O processo licitatório que antecedeu a outorga de concessão à Light impunha, expressamente ao novo acionista controlador, a obrigação de assegurar aos empregados da empresa os direitos e benefícios relativos ao plano de previdência complementar vigentes na data do leilão de privatização, maio de 1996. Não pendem, portanto, dúvidas de que as obrigações assumidas pelo acionista controlador sob o edital de privatização da Light incluíam o Ativo não Integralizado da Braslight. Conseqüentemente, considerando que a licitação para alienação do controle acionário da Light e a subseqüente outorga de sua concessão são negócios jurídicos indissociáveis3, é evidente que a obrigação relativa ao Ativo não Integralizado da Braslight é uma obrigação da concessão. Ou seja, é possível concluir que o Ativo não Integralizado da Braslight, por estar previsto no edital de privatização, é encargo relativo ao contrato de concessão da Light e deve integrar sua equação de equilíbrio econômico-financeiro. I.3 Evolução do Ativo não Integralizado da Brasligh t O valor final registrado pelo BNDES no Edital de Privatização da Light referente ao déficit e ao Ativo não Integralizado da Braslight foi de R$ 174 milhões (data de referência: 30.06.1995). Não obstante, após a privatização da empresa, a administração determinou uma nova avaliação atuarial cujos resultados apontaram um Ativo não Integralizado total de R$ 287 milhões, (data de referência: 31.12.1995), consideravelmente superior ao registrado no Edital. Com o passar do tempo, a avaliação do Ativo não Integralizado da Braslight sofreu impacto de inúmeros fatores, exógenos a esta gestão. Estes fatores exógenos foram frutos, principalmente, da evolução das características da massa de participantes e de ajustes impostos pela legislação correlata, os quais geraram, na maioria das vezes, necessidade de adequação de parâmetros atuariais. Como conseqüência, o saldo atual do Ativo não Integralizado da Braslight é de R$ 846 milhões (Dez/2005), valor imensamente superior a qualquer previsão efetuada quando da privatização da companhia. Como exemplos destes fatores exógenos, é importante mencionar: a) O aumento da expectativa de vida desde a implant ação do primeiro plano de

benefícios, em 1974.

Este aumento, além de gerar, ano após ano, pequenos acréscimos no passivo atuarial dos planos, resultou, nos últimos anos, por determinação legal, em mudanças da tábua de mortalidade geral adotada nos cálculos atuariais, tendo sido gerado, a cada uma destas mudanças, um aumento substancial daquele passivo. Assim é que, em meados de 2001, quando da assinatura do contrato de reequilíbrio dos planos de benefício definido, celebrado entre a Braslight e a Light, por imposição da

3 Maiores detalhes – MEMORANDO do Escritório Ulhôa Canto, parte das contribuições da Light para esta Audiência Pública.


Secretaria de Previdência Complementar do MPS – SPC/MPS, órgão regulador dos fundos de pensão, a tábua foi alterada, passando da CSO-58, para a AT-49, considerada, naquele momento, pela Secretaria como sendo a tábua “mínima” possível de ser adotada por uma entidade fechada de previdência complementar. Este entendimento da SPC/MPS foi, mais adiante, formalizado pelo Conselho de Gestão da Previdência Complementar – CGPC, através de sua Resolução nº 11/2002. Posteriormente, em 2005, em função de recomendações de auditorias atuariais tornadas obrigatórias pela legislação (Deliberação CVM nº 371/2000 e Resolução CGPC nº 03/2001) a Fundação se viu compelida a fazer nova mudança da tábua adotada, passando-a para a UP-94. Mais recentemente, através da Resolução CGPC nº 18/2006, novo ajuste de tábua foi determinado, obrigando todos os fundos de pensão a adotar, até dezembro de 2008, como tábua “mínima”, a AT-83. É importante reforçar o entendimento de que, a cada mudança da tábua adotada, um acréscimo substancial do passivo atuarial é registrado.

b) Reduções sucessivas (achatamento) do valor real dos benefícios concedidos pela Previdência Oficial Quando da sua origem, em 1974, o plano foi estruturado para suplementar benefícios acima de 20 salários mínimos, que corresponderiam, atualmente, a R$ 7.000,00. No entanto, hoje, o valor máximo dos benefícios oficiais é de R$ 2.801,56, o que corresponde a 8 salários mínimos. Além disso, ocorreu a introdução, do denominado “fator previdenciário”, estabelecido pela Lei 9.876/1999, criado com o objetivo de reduzir fortemente os valores dos benefícios concedidos pela Previdência Oficial. São considerados no cálculo do fator previdenciário a idade, a expectativa de sobrevida e o tempo de contribuição no momento da aposentadoria, com o objetivo de desincentivar as aposentadorias precoces. Como os planos de benefício definido suplementam o valor pago pela Previdência Oficial, a cada uma destas mudanças, aumentam os compromissos com os benefícios a serem pagos pela Braslight aos participantes daqueles planos, aumentando o valor do passivo atuarial e, por conseguinte, o valor do correspondente Ativo não Integralizado.

c) Aumento do valor a ser devolvido ao participante quando de seu desligamento

Ao longo do tempo, foram impostas pela legislação regras que aumentaram o valor a ser pago pela Fundação aos participantes quando os mesmos se desligam da patrocinadora e da entidade sem que tenham adquirido direito a benefício pelos planos em que estão inscritos. Este aumento implicou a necessidade de revisão da metodologia adotada no cálculo atuarial dos passivos, com adequação da hipótese de rotatividade, com evidentes reflexos no aumento do passivo atuarial dos planos.

A criação de um plano novo, em 1997, na modalidade de contribuição definida, tem o potencial de minimizar o impacto desses fatores exógenos a longo prazo. Entretanto, a própria migração dos participantes ativos, do plano de benefício definido para o de


contribuição definida, resultou em custo para a entidade, tendo em vista que os benefícios migrados possuem características de um plano de benefício definido. I.4 Tratamento dado pela ANEEL na Revisão Tarifária da Light I.4.1 1a Revisão Tarifária da Light4 No processo da primeira revisão tarifária periódica da Light, a ANEEL considerou, ao calcular os custos relativos à empresa de referência, apenas as contribuições normais relativas aos planos de benefícios definidos, deixando de considerar os custos incorridos pela Light para pagamento do Ativo não Integralizado da Braslight (que atualmente, correspondem a R$58 milhões por ano). Tendo em vista esta desconsideração por parte da ANEEL, a Light apresentou recurso, que posteriormente também foi indeferido pela diretoria da ANEEL com base nos seguintes argumentos (Processo 49500.003314/02-21 - Relatório de Voto: Jaconias Aguiar):

“6. Déficit da Fundação Braslight – Este aspecto não foi abordado no parecer da PF/ANEEL. Entretanto, consultando-se o edital de privatização da Light – Edital n.º 1, de 31 de janeiro de 1996, publicado no Diário Oficial da União em 1/2/96 (pág. 2513/2519) – verifica-se que era obrigação do vencedor do leilão público assumir endividamento da Light, estando discriminada no item 6.15.3. uma dívida com a Braslight no valor de R$ 9,71 milhões, referida a 30/06/95. Considero importante destacar os seguintes pontos do referido edital: a) ‘4.1. Os negócios jurídicos de alienação e aquisição de ações, resultantes das ofertas objeto do EDITAL, têm por condição essencial a não responsabilidade da União, da ELETROBRÁS, do GESTOR, ou do CND, por eventuais insubsistências ativas ou superveniências passivas, estejam ou não mencionadas no EDITAL ou no PROSPECTO. Assim, a União, a ELETROBRAS, o GESTOR, ou o CND não responderão por qualquer insubsistência ativa ou superveniência passiva da LIGHT.’ b) ‘4.4. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS (...) ‘IV – assegurar aos empregados da LIGHT, os direitos e benefícios sociais vigentes na data da liquidação financeira do LEILÃO, inclusive aqueles relativos ao plano de previdência complementar, respeitados os prazos de validade; (...)’ c) ’6.4. A Fundação de Seguridade Social BRASLIGHT é uma entidade fechada de previdência privada, sem fins lucrativos, cujo objetivo é a complementação de benefícios sociais de seus empregados. Como patrocinadora, cabe à LIGHT contribuir financeiramente visando à prestação de benefícios e serviços a seus servidores.’ (...) 9. Com relação às dívidas da Light como patrocinadora da Braslight, conforme demonstrado no item 6 acima, trata-se de passivo conhecido à época do leilão de privatização da concessionária e, portanto, foi considerado e precificado pelos participantes do leilão na definição da oferta apresentada para aquisição da concessão. Assim, não existe respaldo regulatório para o pleito da recorrente de repasse para as tarifas o passivo referente à Braslight.”

4 Maiores detalhes – MEMORANDO do Escritório Ulhôa Canto, parte das contribuições da Light para esta Audiência Pública.


I.4.2 Proposta de Metodologia para a 2 a Revisão Tarifária A metodologia de determinação dos custos operacionais para revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, apresentada na Nota Técnica no 166/2006 – SRE/ANEEL, de 19.05.2006, não contempla a questão do Ativo não Integralizado dos Fundos de Pensão. Nesta Nota Técnica somente foram contempladas as contribuições normais efetuadas pela Light em favor da BRASLIGHT. Portanto, apenas uma parte das contribuições efetuadas pela Light à sua fundação de seguridade social - Braslight é passível de recuperação pela via tarifária, deixando sem cobertura tarifária parcela significativa desta contribuição. I.5 Análise do Tratamento dado pela ANEEL na Revisã o da Light I.5.1 Análise dos Principais Argumentos 5 Os principais argumentos utilizados ANEEL para a não consideração do Ativo não Integralizado da Braslight na definição do percentual de reposicionamento tarifário da Light em sua primeira revisão tarifária foram: i. previsão no edital de privatização de que o acionista controlador asseguraria aos

empregados da Light os benefícios relativos à Braslight; ii. o edital contém cláusula sob a qual a União Federal se isenta de responsabilidade

por “superveniências passivas” e “insubsistências ativas”; iii. o acionista controlador teria descontado o valor do Ativo não Integralizado da

Braslight do preço pago pelo controle da Light na privatização. Primeiramente, observa-se que o fato do acionista controlador, sob o edital de privatização, assumir a obrigação de assegurar aos empregados da Light a manutenção dos benefícios relativos à Braslight, não exclui a possibilidade de que este custo seja contemplado no âmbito do processo de revisão tarifária periódica. Por exemplo, comprovando esta afirmação, observa-se que a ANEEL considerou na definição do percentual de reposicionamento tarifário da Light, em sua primeira revisão tarifária, custos relativos à manutenção de outros direitos e benefícios sociais também mencionados na mesma cláusula do edital de privatização6 (4.4.IV.) como uma obrigação do acionista controlador. Adicionalmente, com relação ao argumento da ANEEL relativo à existência de cláusula no edital que isenta a União de responsabilidade por eventuais “insubsistências ativas” ou “superveniências passivas”, observa-se que tal cláusula é inaplicável na presente discussão, na qual não se pleiteia indenização à União Federal, e sim a inclusão dos custos referentes ao Ativo não Integralizado da Braslight nas tarifas da Light. Tal cláusula apenas exclui a responsabilidade civil de determinados agentes, sem tratar, direta ou indiretamente, da forma de cálculo e composição da tarifa de energia elétrica.

5 Maiores detalhes – MEMORANDO do Escritório Ulhôa Canto, parte das contribuições da Light para esta Audiência Pública. 6 Exemplos de benefícios sociais mencionados no edital de privatização da Light que foram incluídos no cálculo de sua Empresa de Referência: Auxílio Alimentação, Auxílio Creche, Salário Substituição, Insalubridade, Periculosidade, Noturno, Adic. Reabilitação p/ Acidentados do Trabalho, Treinamento, Auxílio Doenças / Adicionais - Acidentados e Portadores de Doenças Profissionais, Acidentados e Portadores de Doenças Profissionais, Complementação do Auxílio Doença e Bolsa de Estudo - Colégio 1º de Maio.


Finalmente, a ANEEL afirma que o Ativo não Integralizado da Braslight já era previsto no edital e, por essa razão, o acionista controlador teria descontado seu valor do preço pago pelo controle da Light na privatização. Ou seja, a ANEEL entende que a privatização foi feita com valor inferior, por já haver previsão do Ativo não Integralizado da Braslight, não havendo justificativa para considerá-lo no cálculo das tarifas. Sobre esta afirmação, cabe ressaltar duas questões fundamentais:

1. O valor previsto no edital de privatização da Light para o Ativo não Integralizado da Braslight era significativamente inferior ao seu valor atual, sendo que seu crescimento deveu-se a fatores exógenos à gestão da companhia (ver seção IV).

2. Este entendimento, conforme análise a seguir, não parece ser coerente com a

metodologia utilizada pela ANEEL para definir o valor da Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de distribuição em sua primeira revisão tarifária, como se demonstrará no item seguinte.

I.5.2 BRR: Valor Novo de Reposição x Preço Mínimo P rivatização A Base de Remuneração Regulatória representa o montante de investimento a ser remunerado pelas tarifas. Para defini-la, a ANEEL considerou, desde o 1o Ciclo de Revisões Tarifárias, o valor dos ativos necessários para prestar o serviço de distribuição, nos termos da Resolução nº 493/2002. Através da metodologia adotada por esta Resolução, a Agência buscou refletir nas tarifas aos consumidores finais os investimentos necessários à prestação do serviço, levando em consideração as exigências do contrato de concessão e as condições do mercado de distribuição de energia elétrica. Em outras palavras, a ANEEL adotou o conceito de Valor Novo de Reposição (VNR), que corresponde ao valor de mercado de reposição de cada um dos componentes da rede de distribuição da concessionária por um equipamento idêntico, incluindo os custos das obras necessárias para realizar essa reposição. Desde a primeira Audiência Pública que discutiu a metodologia de definição da Base de Remuneração, AP/ANEEL nº 005/2002, as concessionárias de distribuição de energia elétrica, representadas pela ABRADEE, incluindo a Light, defendem a adoção do valor econômico mínimo de privatização para ser incorporado às tarifas a título de Base de Remuneração Regulatória. No entendimento das concessionárias, tanto sob o ponto de vista legal, quanto econômico, este é o valor que melhor reflete o investimento efetivamente aportado pelos acionistas em suas concessões. Essa abordagem, entretanto, foi julgada inadequada pela ANEEL, por considerar que o preço mínimo de venda do controle acionário obedeceu a critérios que não guardam relação com princípios regulatórios. Considerando que a ANEEL não respeitou o valor econômico mínimo da privatização das concessionárias na definição da Base de Remuneração Regulatória, não parece ser coerente a argumentação da Agência de que o Ativo não Integralizado dos fundos de pensão das concessionárias já era previsto no edital de suas privatizações e, portanto, “precificado” na definição da oferta para aquisição da concessão, não devendo compor suas tarifas. Em outras palavras, ao rejeitar o repasse às tarifas do Ativo não Integralizado dos fundos de pensão, o Regulador se baseou nos custos que teriam sido incorridos pelos acionistas durante as privatizações. Por outro lado, este mesmo critério não foi adotado quando da definição da Base de Remuneração Regulatória das empresas.


I.6 Proposta de Aprimoramento para o 2 o Ciclo de Revisão Tarifária I.6.1 Análise da Metodologia de Empresa de Referênc ia A metodologia escolhida pela ANEEL para a definição dos custos operacionais das concessionárias de distribuição no âmbito da revisão tarifária foi a da Empresa de Referência (ER). Ao adotar esta metodologia, a Agência procura simular uma situação de concorrência em um mercado qualificado como monopólio natural. Nesta situação de concorrência simulada, são estabelecidos custos de uma Empresa de Referência, associados a uma gestão eficiente do serviço de distribuição de energia elétrica, os quais são considerados para efeito tarifário. Conforme o entendimento da ANEEL, ao “concorrer” com a Empresa de Referência, as concessionárias estariam estimuladas a atuar de forma eficiente, buscando conseguir que seus custos não excedam os da ER. Ocorre que as concessionárias são obrigadas a arcar com determinados custos específicos, como o Ativo não Integralizado de seus fundos de pensão, cuja principal origem está em fatos alheios a uma gestão eficiente de seu serviço, conforme apresentado na seção IV. Em outras palavras, a simulação de uma situação de concorrência não atinge seu objetivo de induzir uma gestão eficiente do serviço, pois tal patamar de eficiência é impossível de ser atingido, dada a legislação previdenciária brasileira e as características da massa de funcionários da concessionária. I.6.2 Proposta para o Tratamento do Ativo não Integ ralizado dos Fundos de Pensão Tendo em vista que o Ativo não Integralizado dos fundos de pensão é um custo indissociável das concessões de distribuição de energia elétrica e que a origem deste ativo está relacionada, principalmente, a fatores alheios à gestão da companhia, sustenta-se que sua inclusão na formação de custos da Empresa de Referência é fundamental para que a metodologia de revisão periódica criada pela ANEEL seja preservada. Ou seja, a construção de uma Receita Regulatória da qual não conste parcela referente ao Ativo não Integralizado de fundo de pensão, conforme proposto pela ANEEL, não guarda aderência com a realidade da maioria das concessões de distribuição. Neste contexto, assim como proposto pela ABRADEE, sugere-se que se efetue estudo para calcular os ajustes necessários à atual metodologia de Empresa de Referência, ou adicional tarifário específico, de cada concessionária de forma a refletir nas tarifas, preservando os princípios fundamentais que norteiam a regulação por incentivos, o custo prudente anual com o Ativo não Integralizado de seu fundo de pensão. Em outras palavras, sugere-se que se efetue estudo visando, em última instância, repassar para as tarifas apenas a parcela do Ativo não Integralizado relativa à gestão eficiente dos fundos de pensão. Adicionalmente, observa-se ser fundamental que este cálculo mantenha aderência com as características da concessão (no que se refere ao seu plano de previdência), o histórico das alterações na legislação previdenciária complementar e as práticas do mercado de distribuição de energia elétrica. Finalmente, devido às especificidades deste estudo, que demandam conhecimento específico sobre as questões atuarias, sugere-se que o mesmo seja realizado com o auxílio de consultoria especializada na questão previdenciária.


I.6.3 Questões Relativas à Implementação da Propost a para o Tratamento do Ativo não Integralizado dos Fundos de Pensão

Conforme mencionado, para detalhamento da metodologia de cálculo do custo prudente com o Ativo não Integralizado do fundo de pensão de cada concessionária é necessário estudo prévio por consultoria especializada na questão atuarial. Por isso, a esta contribuição não fornece enfoque específico ao tema, deixando o trabalho complementar a ser discutido entre a ANEEL e os agentes do Setor em momento oportuno. De qualquer forma, cabem alguns comentários sobre a essência da proposta aqui apresentada, conforme detalhamento a seguir. O valor atual do Ativo não Integralizado de cada concessionária de distribuição se deve a dois conjuntos de fatos:

• o primeiro conjunto é de responsabilidade do controlador da concessionária, portanto de sua gerência;

• o segundo conjunto é resultante de fatos não gerenciáveis pela Companhia. Desta forma, o que se propõe discutir e pleitear junto a essa Agência é o tratamento do segundo conjunto de fatos, ou seja, o montante que fugiu da gestão do controlador. Esse montante, não gerenciável, foi decorrente de fatos alheios à eficiência do controlador e de seu fundo de pensão. Quem lá estivesse no comando dessas gestões não teria condição de eliminá-lo, ou mesmo, diminuí-lo. Assim, tendo em vista que parte do Ativo não Integralizado das concessionárias teve origem direta na legislação previdenciária, portanto um custo não gerenciável, e considerando que o regime tarifário “price cap” tem, entre os seus conceitos básicos, que aqueles custos que não são gerenciados pelo titular da concessão devem ser repassados integralmente às tarifas de energia elétrica, esta concessionária propõe à ANEEL que a parte não gerenciável do Ativo não Integralizado seja repassado para às tarifas da concessão. Considerando que o citado ativo deverá ser integralizado dentro de um determinado número de anos, correspondendo a uma despesa anual que pode ser calculada, sugere-se que seu repasse ocorra anualmente, diluindo seu impacto na tarifa do consumidor final.


II PERDAS NÃO TÉCNICAS E INADIMPLÊNCIA II.1 Contribuições da ABRADEE Primeiramente, a Light gostaria de salientar que é solidária à manifestação encaminhada pela ABRADEE, de cuja elaboração participou. Entretanto, diante das especificidades de sua área de concessão, no tocante aos temas em questão, a Light encaminha esta contribuição, que complementa, no particular, a proposta da Associação. II.2 Características da Concessão da Light A Light Serviços de Eletricidade S.A. é a concessionária de distribuição de energia elétrica cuja área de concessão abrange 31 municípios do Estado do Rio de Janeiro, incluindo a Capital.

Figura 1 – Área de Concessão da Light

II.2.1 Características do Mercado O mercado da Light apresenta características peculiares quanto à sua estrutura, ressaltando-se a importância de segmentos como Poder Público/Iluminação Pública que representam 10% do mercado e Concessionárias de Serviço Público (CEDAE e Supervia), responsáveis por 4% do total de energia comercializada pela Companhia. Estes segmentos, juntamente com os hospitais privados, que representam 2% do mercado da concessionária, são considerados serviços essenciais à população, ou seja, conforme se vê do Gráfico I, 16% do mercado da Light é composto por segmentos de utilidade pública.


Gráfico 1 – Estrutura de Mercado da Light em 2005

Industrial16%

Poder Público e Iluminação Pública

10%

CEDAE e Supervia4%

Comércio e Serviços30%

Hospitais Privados2% Outros

1%

Residencial Outros33%

Residencial Baixo Poder Aquisitivo

4%

Nota-se também que 37% do mercado da Light é composto por consumidores residenciais, dentre os quais 4% do total é formado por consumidores de baixo poder aquisitivo. Se por um lado a grande participação do segmento residencial urbano no mercado da Light indicaria ganhos de economias de densidade, por outro a Companhia acaba exposta a padrões culturais e de consumo da população em geral, como atrasos freqüentes no pagamento das contas de energia elétrica. Ademais, torna-se importante ressaltar que o Rio de Janeiro vive uma situação particular em relação à maioria das capitais brasileiras tendo em vista que a ocupação urbana irregular7 têm se expandido aceleradamente8. Nestes aglomerados urbanos a Light encontra grandes dificuldades no monitoramento do furto de energia e nas ações de combate a inadimplência. Adicionalmente, nota-se que muitas áreas da cidade são consideradas áreas de alto risco devido à violência. Atualmente 16% dos consumidores da Light encontram-se nestas áreas, onde a questão é ainda mais crítica, uma vez que as atividades das equipes da Light são, muitas vezes, impedidas por ação do crime organizado. Nestas regiões, geralmente dominadas pelo narcotráfico ou outro tipo de poder local, a Light fica impedida de implementar uma fiscalização efetiva devido ao risco de vida de seus funcionários.

7 Cabe ressaltar que a topografia da capital é caracterizada pela presença de montanhas, cujas encostas têm sido ocupadas, também de forma irregular, pela população de baixo poder aquisitivo. Tais áreas são de difícil acesso, o que prejudica a ação dos funcionários da concessionária. 8 A expansão das casas nas comunidades irregulares da cidade é vertiginosa: nos últimos 10 anos, o Censo IBGE 2000 registrou, nas áreas de aglomerados subnormais (favelas), um aumento de 53%, enquanto nas áreas urbanas, o aumento de residências foi de 20%. Outro fenômeno que o Rio vive é o crescimento vertiginoso de loteamentos irregulares. Segundo a Prefeitura do Rio, existem hoje 906 loteamentos, habitados, majoritariamente, por população de baixo poder aquisitivo. Estima-se ainda, que estes assentamentos compreendam 188 mil lotes e abrigam cerca de 750 mil pessoas, em sua maioria localizados na Zona Oeste da cidade.


II.2.2 Composição da Receita A Receita Regulatória da Light é composta por: tributos, encargos setoriais, encargos de transmissão, compra de energia e Parcela Light, conforme o Gráfico 2.

Gráfico 2 – Composição da Receita Regulatória da Li ght

Parcela Light*22%

Compra de Energia35%

Encargos de Transmissão

3%

Encargos Setoriais

7%

Tributos33%

* Parcela Light é composta por: i) Custos Operacionais; ii) Remuneração de Capital; iii) Quota de Reintegração Regulatória

Observa-se que a parcela da receita que fica efetivamente na companhia, Parcela Light, para pagamento de seus custos (OPEX) e investimentos (CAPEX), bem como a remuneração dos acionistas, corresponde a apenas 22%9 de sua receita bruta. Com isso, considerando que a concessionária precisa recolher tributos, pagar pelos custos de transmissão/geração e recolher encargos em dia, independente da arrecadação de seus consumidores finais, o impacto da frustração desta arrecadação sobre o equilíbrio econômico-financeiro da concessão fica maximizado. Ou seja, cada 1% de inadimplência no faturamento da empresa representa aproximadamente 5% de inadimplência na sua Parcela B, ou melhor, na remuneração do acionista. Por isso, ressalta-se a fundamental importância do montante a ser considerado a título de inadimplência regulatória, para fins de revisão tarifária, na manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da concessão10.

9 Média Brasil em 2005: 27% (ABRADEE). 10 Adicionalmente, cabe ressaltar que o risco de atrasos de pagamento fica a cargo da distribuidora, uma vez que, de acordo com o que fora afirmado acima, não há vinculação entre o repasse de recursos e a efetiva arrecadação dos mesmos. Sendo assim, nota-se que o ciclo operacional da distribuidora é afetado pela compra de energia, pagamento de encargos (setoriais e de transmissão) – Parcela A, além do recolhimento de tributos. Neste contexto, a determinação do capital de giro a ser contemplado na revisão tarifária deve estar associado à totalidade da receita da companhia e não apenas aos custos da Parcela B, como propõe a metodologia ora em audiência pública.


II.2.3 Aspectos Culturais e Institucionais Sem embargo do esforço que a Light vem realizando na mobilização da opinião pública para a questão da inadimplência, persiste na área de concessão da Companhia o que se pode chamar de “cultura do não pagamento”. Alguns consumidores consideram que exercem um direito a um serviço essencial ao se apropriar irregularmente de energia elétrica da concessionária de distribuição. Os poderes públicos locais, em muitos casos, parecem apoiar tal comportamento. A “cultura do não pagamento” pode e deve ser transformada pela ação da empresa. Entretanto, criar capacidade de diagnosticar, propor soluções, avaliar a implementação e medir resultados acarreta custos para as concessionárias. Neste sentido, para que tais ações sejam implementadas e potencializadas deveria haver uma contrapartida tarifária. II.3 Questões Regulatórias Pendentes - Extra Revisã o A Light, juntamente com a ABRADEE, vem solicitando à ANEEL/Poder Concedente ajustes na regulamentação vigente, de forma a aprimorar os instrumentos existentes e promover melhores ferramentas para o combate às perdas e à inadimplência11. Estes ajustes, sem relação direta com o processo de revisão tarifária, são fundamentais para permitir uma melhor gestão das concessionárias sobre estas questões. Contudo, tais solicitações não foram, até o momento, acatadas pelos órgãos responsáveis. A ausência de instrumentos regulatórios que permitissem o efetivo combate a tais práticas predatórias aumentou significativamente a parcela não gerenciável da inadimplência e das perdas não técnicas das concessionárias. Neste sentido, qualquer exigência de melhoria em seus índices no âmbito da revisão tarifária, em relação aos valores correntemente observados, deve, necessariamente, ser precedida por alterações regulamentares que ofereçam melhores ferramentas para seu combate, conforme apresentadas a seguir. II.3.1 Combate às Perdas não Técnicas A regulamentação vigente que estabelece as condições do fornecimento de energia elétrica das concessionárias de distribuição, Resolução nº 456/2000, não contempla todos os instrumentos necessários à redução da fraude/roubo de energia. Para desestimular a prática da irregularidade e impedir que o combate às perdas de energia elétrica seja dificultado, seria indispensável que alguns tópicos fossem revistos, dentre eles: i) estabelecimento de penalidade adicional para os casos de reincidência de fraudes; ii) possibilitar a realização de laudos técnicos de fraude realizados por peritos credenciados pela ANEEL; iii) permitir a suspensão do fornecimento de energia sempre que o consumidor negar o acesso ao medidor para levantamento de sua carga ou para sua substituição. II.3.2 Combate à Inadimplência Para que não se inviabilize o combate à inadimplência, a regulamentação deve ser aprimorada de forma a disponibilizar às Concessionárias de Distribuição melhores instrumentos para a mitigação do não pagamento por parte dos consumidores. Neste

11 Carta R 184 de 15.09.2003 encaminhada para SRC, Carta P 067 de 15.09.2003 encaminhada ao Diretor Geral da ANEEL; apresentação para o novo Diretor Geral da ANEEL e para o Superintendente de Regulação da Comercialização em abril de 2005, sendo entregue material a respeito; material consolidado enviado pela ABRADEE à ANEEL em dezembro de 2005 .


sentido, destacam-se ações como: i) possibilidade de negativação12 do cliente inadimplente, independentemente do corte do fornecimento (ou previsão expressa da possibilidade de negativação do cliente no caso de inadimplemento); ii) permissão de suspensão do fornecimento de energia quando existirem débitos em outra unidade consumidora do mesmo titular, de forma a evitar a existência de débitos “perdidos”13, inviáveis de cobrança; iii) obrigatoriedade de apresentação do CPF/CNPJ quando solicitada ligação nova ou transferência de responsabilidade, evitando homônimos14; iv) aumento do percentual da multa de 2% para 5%, conforme permitido pela Lei 10.438/2002. II.3.3 Custo da Energia Elétrica Um fator determinante para a não gerenciabilidade de grande parte do furto de energia e da inadimplência consiste na incapacidade de pagamento das contas de energia elétrica por parte da população. Para reduzir o peso do custo da energia no orçamento familiar dois temas devem ser revisitados: a classificação dos consumidores elegíveis ao subsídio tarifário de baixa renda e o peso dos encargos e tributos nas tarifas. Atualmente os consumidores classificados como Subclasse Residencial Baixa Renda são aqueles atendidos por circuito monofásico, com consumo mensal inferior a 80 kWh/mês ou cujo consumo situe-se entre 80 e 220 kWh/mês15. Ou seja, a classificação não considera a efetiva condição social do consumidor. Neste contexto, grande parte dos consumidores de baixo poder aquisitivo não são beneficiados pelo subsídio, enquanto parte dos consumidores classificados como baixa renda segundo a metodologia vigente possuem condições financeiras para o pagamento da tarifa cheia. Sendo assim, seria necessário revisitar a metodologia de classificação da Subclasse Baixa Renda de forma que o subsídio fosse concentrado nos consumidores que efetivamente não têm condições de arcar com os custos de energia elétrica. Por outro lado, na análise dos custos associados às tarifas de energia elétrica, destaca-se o peso dos encargos setoriais e tributos. Estes componentes do custo total da energia fornecida vêm sofrendo expressivos aumentos nos últimos anos. De acordo com cálculos da

12 A negativação consiste na inclusão do nome do consumidor na lista de inadimplentes do Serviço de Proteção ao Crédito – SPC, SERASA ou qualquer outra agência ou empresa que presta informações comerciais. O objetivo da implementação desse procedimento é inibir a inadimplência, ao criar alternativas a suspensão do fornecimento, sobretudo no caso de unidades localizadas em área de risco, onde não se consegue realizar essa suspensão. 13 O objetivo principal dessa alteração seria oferecer maiores instrumentos para viabilizar o recebimento de contas do setor público. Algumas empresas de prestação de serviços essenciais e Prefeituras pagam somente as contas dos locais onde são desenvolvidas atividades administrativas, deixando em débito as unidades correspondentes a atividades operacionais ou iluminação pública, com consumo muito superior, cujo corte está condicionado a uma série de ações que retardam e tornam extremamente difícil sua execução, por representarem atividades essenciais à população. Adicionalmente, essa alteração permitiria que fossem recebidos débitos antigos no caso de mudança de moradia, demora na transferência de titularidade, ou outros. 14 A apresentação do CPF/CNPJ do responsável pela unidade permite a formação de um cadastro completo de clientes, evitando problemas com clientes com mesmo nome, na medida que a unidade consumidora estará associada ao CPF/CNPJ. Esse procedimento facilita a localização dos consumidores com débitos em outras unidades sob sua responsabilidade e possibilita a negativação no SPC/SERASA. 15 Art. 2º da Resolução Normativa ANEEL nº 485, de 29 de agosto de 2002: “Deverá ser classificada na Subclasse Residencial Baixa Renda, sem prejuízo do que determina a Resolução nº 246, de 2002, a unidade consumidora que tenha consumo mensal entre 80 e 220 kWh, calculado com base na média dos últimos 12 (doze) meses, e seja habitada por unidade familiar cujo responsável esteja apto a receber os benefícios financeiros do Programa Bolsa Família, do Governo Federal."


ABRADEE16, em 1998 os tributos representavam 23% da conta de luz e os encargos setoriais, incluindo os custos de transmissão, 7%. Já em 2004, o peso dos tributos passou para 27% e dos encargos para 15%. No caso da Light, conforme já mencionado, estes custos adicionais representam, juntos, 43% das contas de seus consumidores finais, onerando-os sobremaneira. Diante do exposto, a redução dos encargos setoriais e dos tributos seria um indispensável componente na redução das perdas não técnicas e da inadimplência. II.4 A Regulação por Incentivo – Price Cap No regime de regulação por incentivos, a missão essencial do Regulador é garantir que sejam respeitados os direitos dos consumidores, bem como das concessionárias do serviço de distribuição de energia elétrica que atuam com eficiência e prudência. Os consumidores têm o direito de receber o serviço com os níveis de qualidade estabelecidos e de pagarem uma tarifa justa. A concessionária eficiente, que investe de forma prudente, tem o direito de obter cobertura dos custos operacionais e adequado retorno sobre o capital investido. Ou seja, se de um lado é injusto para os consumidores em situação regular pagarem por altos custos decorrentes de práticas predatórias de terceiros, do outro lado, também, é injusto para o acionista arcar com custos que não tem condições de gerenciar. Neste sentido, tarifas de energia elétrica que contemplem todos os custos efetivamente necessários para a prestação do serviço (custos não gerenciáveis, custos operacionais e adequada remuneração) são imprescindíveis para assegurar a sustentabilidade econômica do negócio17. Se as tarifas não contemplarem tais custos, não só o Regulador não estará cumprindo sua missão fundamental, como também, adicionalmente, a qualidade do serviço prestado aos consumidores poderá evoluir para uma progressiva deterioração. Como esse fenômeno não ocorre de forma instantânea, mas em geral se trata de um processo gradual, existe um sério risco de que o problema seja detectado quando seus efeitos tenham se tornado muito graves e. os consumidores serão os principais prejudicados. A única forma de evitar este fenômeno é fixar tarifas adequadas, que cubram todos os custos eficientes e prudentes. Perdas Tendo em vista que a regulação Price Cap em sua essência gera incentivos para o combate as perdas elétricas, uma vez que a concessionária pode se apropriar dos ganhos advindos de uma perda real menor do que a regulatória, as empresas empreendem esforços para o combate às perdas no limite da viabilidade econômica de tais ações. Neste sentido, se, no regime de regulação Price Cap, não se evidencia redução significativa das perdas, isto se deve principalmente a: i) impossibilidade de gestão e inexistência de ambiente jurídico e regulatório adequado à redução das perdas18; ii) incentivo econômico insuficiente: receita esperada inferior ao custo associado ao combate; iii) curva de aprendizado no combate às perdas das concessionárias. Dessa forma, nota-se que as perdas não técnicas das concessionárias estão relacionadas, tanto à ausência de instrumentos jurídicos e

16 Baseado na média verificada pelas Concessionárias de Distribuição. 17 O regime tarifário “Price Cap” tem, entre os seus conceitos básicos, o repasse às tarifas de energia elétrica dos custos que não são gerenciados pelo titular da concessão. 18 Tendo em vista a regulamentação vigente, as características do mercado consumidor e o histórico das decisões judiciais, que denota complacência do judiciário com os que furtam energia, nota-se que grande parte das perdas não é gerenciável pela concessionária.


regulatórios que viabilizem seu combate, quanto à carência de recursos tarifários que possibilitem uma ação efetiva nesta prática, o que demonstra seu caráter não gerenciável. Inadimplência A adoção de um valor de inadimplência regulatória que não reflita a realidade das concessionárias em geral e as dificuldades específicas de cada área concessão significa, de fato, não remunerar o capital investido no nível estabelecido pelo próprio regulador. O nível de inadimplência hoje reconhecido pelo regulador, igual para todas as 64 áreas de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, agrega ao negócio um risco não considerado na determinação do WACC, haja vista que, conforme será analisado na seção VI, assim como no caso das perdas não técnicas, grande parte da inadimplência hoje verificada em algumas concessões deve ser classificada como não gerenciável. O regime tarifário “price cap” tem, entre os seus conceitos básicos, que aqueles custos que não são gerenciados pelo titular da concessão devem ser repassados às tarifas de energia elétrica. II.5 Perdas não Técnicas II.5.1 Introdução O volume de perdas reconhecido pela ANEEL para fins de revisão tarifária é fator determinante no montante de energia a ser contemplado para determinação da Parcela A das concessionárias. A ANEEL, adequadamente, propõe, para o 2o ciclo de revisões, que o volume de perdas a ser contemplado nas tarifas, em especial perdas não técnicas, seja objeto de discussão entre as empresas e o regulador. Neste contexto, tendo em vista que grande parte destas perdas encontra-se concentrada em determinadas áreas e, muitas vezes, associada a aglomerados urbanos informais, para melhor análise do tema é imprescindível considerar as especificidades de cada área de concessão. Fatores como estrutura do mercado e ocupação urbana, conforme mencionado na seção I, influenciam de forma decisiva o volume de perdas não técnicas de cada concessionária. II.5.2 Perdas não Técnicas na Light Por possuir o mapeamento de seus transformadores, é possível para a Light localizar geograficamente as áreas onde há maior índice de perdas. Através deste mapeamento e de análises complementares, conclui-se que existe uma enorme relação entre o nível de perdas não técnicas da Light e as peculiaridades do Rio de Janeiro. Tanto o fato de que grande parte da população vive em favelas e em áreas da cidade consideradas de alto risco devido à violência, quanto a topografia da cidade, caracterizada pela presença de montanhas, cujas encostas têm sido progressivamente ocupadas de forma irregular pela população de baixo poder aquisitivo, dificultam sensivelmente a ação da Light no monitoramento do furto de energia. Nota-se que as áreas habitadas por consumidores de baixo poder aquisitivo, mesmo aquelas que não são classificadas como de alto risco, apresentam nível de perdas em torno de 50%. Ou seja, há grande correlação entre a condição sócio-econômica da população local e o furto de energia. Ademais, de acordo com o que fora anteriormente afirmado, boa parte da população de baixo poder aquisitivo não é classificada como Subclasse Baixa Renda pela ANEEL, não sendo beneficiada pelo subsídio tarifário. Como estes


consumidores não possuem renda suficiente para o pagamento das contas de energia elétrica, estes recorrem, muitas vezes, ao furto deste insumo. Nas áreas de alto risco19 a questão é ainda mais crítica, pois, pelas razões já mencionadas, devido à violência, é praticamente impossível para a Light implementar uma maior fiscalização no combate ao furto de energia. A título de exemplo, apesar de não divulgar informações sobre ações de violência contra seus técnicos, a fim de não expor seus profissionais a maiores violências, alguns fatos foram abordados pela mídia, dentre os quais o seqüestro de técnicos para troca de transformador sobrecarregado por perdas. Cabe ressaltar que a infra-estrutura da Light também sofre os efeitos da violência nestas áreas, demandando grandes investimentos. Só em 2005 a empresa trocou 714 transformadores, sendo que 50% destas trocas foram decorrentes de danos causados por balas. Desta forma, foram gastos R$ 2,7 milhões como conseqüência direta das guerras nos morros. Soma-se a isso o custo de melhoria das redes por sobrecarga20 ou também atingidas por balas21 em mais R$ 2 milhões, totalizando, em 2005, um gasto de R$ 4,7 milhões. Com isso, visando reduzir a exposição dos técnicos da companhia às ações do crime organizado, a Light adotou as seguintes medidas para lidar com as perdas nas áreas de alto risco: i) identificação das áreas com alto grau de periculosidade à ação de seus funcionários; e ii) instalação de medidores nas fronteiras para monitorar o fluxo de energia entrante e conseqüentemente o nível de perdas. Os resultados apontam para um nível de perdas próximo a 60%. Por conseguinte, apesar dos consumidores das áreas de alto-risco representarem apenas 16% do universo de clientes da Light, tais áreas são responsáveis por 36% do montante total de energia furtada. Em virtude dos dados acima apresentados, comprovam-se as dificuldades encontradas pela Light nessas localidades, o que evidencia o caráter não gerenciável do combate ao furto de energia nas citadas áreas da concessão da Companhia. II.6 Inadimplência II.6.1 Introdução No contexto da Revisão Tarifária, a despesa de inadimplência associada aos créditos incobráveis configura como importante elemento para o cálculo a Receita Requerida. No 1º ciclo de revisão tarifária periódica a ANEEL, com relação à inadimplência dos clientes, adotou um conceito de custo operacional “transitivo” da “Empresa de Referência”, que evolui seguindo uma “trajetória regulatória” descendente, sob a forma de um percentual do faturamento bruto (sem o ICMS) verificado em 2002, cujo valor anual inicial é de 0,5% e o valor final é igual a 0,2% ao concluir-se o segundo período tarifário.

19 Áreas classificadas pela Companhia como de alto grau de periculosidade à ação dos técnicos. 20 As redes da Light sofrem com a sobrecarga devido ao elevado volume de perdas, pois a rede está dimensionada para o mercado faturado da companhia, com o aumento da carga, dado o furto de energia, parte dos ativos é danificada, requerendo, assim, substituição. 21 Tendo em vista a grande violência na cidade do Rio de Janeiro, muitos equipamentos da Light são atingidos, propositalmente, por balas para reduzir a iluminação, facilitando os confrontos entre as facções criminosas e a polícia.


A ANEEL propõe para o 2º ciclo de revisões a título de inadimplência para ser reconhecido nas tarifas de energia elétrica o valor de 0,2% sobre o faturamento bruto (sem ICMS). Essa ação, segundo o Regulador, visa evitar que os consumidores em situação regular paguem pelos consumidores inadimplentes. Tal metodologia se mostra incompatível com a realidade das empresas do setor elétrico brasileiro. Primeiramente, cabe ressaltar que a aplicação do percentual sobre o faturamento sem ICMS gera um desequilíbrio para concessionária, uma vez que este tributo incide sobre o faturamento, ou seja, recolhe-se o ICMS mesmo que a arrecadação não seja efetivada. Ademais, o percentual regulatório encontra-se muito abaixo da inadimplência média das concessionárias de distribuição, além de não respeitar as especificidades das diferentes áreas de concessão. Dadas as características sócio-econômicas do Brasil, existem determinados segmentos inadimplentes que não são alcançáveis pelos instrumentos jurídicos, regulatórios, e comerciais disponíveis. Adicionalmente, a inadimplência está diretamente relacionada à estrutura de mercado da distribuidora e pode ser considerada, em graus variáveis, não gerenciável. Neste sentido, torna-se imperativo adotar uma metodologia para a inadimplência que leve em consideração as especificidades de cada concessão. II.6.2 Inadimplência na LIGHT Primeiramente, é importante observar que dentre as ações de combate à inadimplência disponíveis, destacam-se: cobrança comercial, ação judicial e a suspensão do serviço. Em virtude das dificuldades enfrentadas pelas empresas com a morosidade dos processos de cobrança judiciais e a pouca eficácia de ações de cobrança comercial, a suspensão do fornecimento torna-se a ação mais eficiente no combate a inadimplência. Este fato, adicionado às especificidades da área de concessão da Light e de seu mercado consumidor, tem contribuído para dificultar suas ações no combate à inadimplência. Para melhor análise da inadimplência da Light, é importante ressaltar que esta se encontra concentrada em determinadas classes de consumo. Na baixa tensão o segmento residencial de baixo poder aquisitivo é o que apresenta o maior índice de inadimplência, enquanto na alta e média tensão concentra-se nos segmentos poder público, serviço público e nos hospitais particulares. Baixa Tensão Primeiramente, é importante ressaltar que atraso e o não pagamento de contas de energia elétrica é um fenômeno muito intenso e grave no Estado do Rio de Janeiro. Segundo pesquisa da FECOMÉRCIO-RJ22, 44% da população encontra-se com contas de energia elétrica em atraso, índice muito superior à inadimplência na maior parte dos setores, ficando abaixo apenas do setor de telecomunicações, ou seja, nota-se que há um padrão cultural de atrasos no pagamento da energia elétrica consumida.

22 Pesquisa de Inadimplência do Consumidor (FECOMÉRCIO-RJ, jul 2006).


Tabela 1 – Inadimplência no Estado do Rio de Janeir o por Segmento

Segmento % com contas em atrasoÁgua 11%Telefonia Fixa 57%Energia Elétrica 44%Telefonia Móvel 4%Gás 3%Aluguel 2%Condomínio 4%Plano de Saúde 1%Escola 2%Outro 3% Fonte: FECOMÉRCIO-RJ, 2006.

Este percentual sobe para 48% quando analisados apenas os consumidores que possuem renda familiar até 8 salários mínimos, se tornando mais crítico quando a renda familiar é de até 2 salários mínimos, alcançando patamares de 58%23. Tais dados demonstram claramente que há uma forte correlação entre a inadimplência e a restrição orçamentária dos consumidores. Adicionalmente, conforme já mencionado, o Rio de Janeiro possui peculiaridades quanto à ocupação urbana, onde grande parte da população habita áreas da cidade consideradas de alto risco devido à violência. Neste contexto a empresa se encontra, muitas vezes, impedida de realizar cortes de fornecimento de energia e outras ações comerciais necessárias ao combate à inadimplência. Média e Alta Tensão Na média/alta tensão, conforme afirmado anteriormente, a inadimplência se concentra nos segmentos poder público, serviço público e hospitais particulares. Os vultosos débitos de responsabilidade dos segmentos Poder Público/Serviço Público se explicam pelas dificuldades enfrentadas pela empresa na cobrança das contas desses segmentos. A característica dos serviços prestados por esses clientes do segmento Poderes Públicos, incluindo aqui as concessionárias de serviços públicos - na sua grande maioria de natureza essencial - dificulta a execução da suspensão do fornecimento por inadimplência e facilita a obtenção de liminares na justiça para a não realização do corte ou imediata religação. O mesmo acontece com o segmento de hospitais privados, pelas características do serviço prestado, ações de suspensão de fornecimento são, muitas vezes, impedidas por liminares. Neste sentido, evidenciando as dificuldades da Light no combate à inadimplência, foram concedidas 10.764 liminares no ano de 2005, dentre as quais 4.916 impedindo o corte no fornecimento e outras 5.848 determinando a religação imediata da unidade consumidora devido às ações da Light de aviso de corte e efetiva suspensão do fornecimento de energia. Com isso, nota-se que grande parte da inadimplência da Light não é gerenciável pela Companhia, na medida em que o instrumento mais eficaz na redução dos incobráveis vem sendo inviabilizado tanto por fatores de cunho jurídico, no caso da média e alta tensão, quanto por questões de acesso e segurança do corpo técnico da empresa, no caso da baixa tensão.

23 Cabe ressaltar que quando analisado o universo de consumidores com renda familiar de até 2 salários mínimos a energia elétrica encontra o maior nível de inadimplência, superando a telefonia fixa.


II.7 Elasticidade Cruzada Entre Perdas não Técnicas e Inadimplência Para completa análise das questões acima tratadas, cabe destacar o impacto do combate às perdas na inadimplência da Companhia e vice-versa. Como, em grande parte, ambas as práticas estão associadas à restrição orçamentária dos consumidores e a questões culturais, grande parte do mercado que é recuperado através de ações de combate às perdas se torna inadimplente. Analogamente, um nível expressivo de consumidores que tiveram seu fornecimento cortado, devido à falta de pagamento, recorre ao furto de energia. A forte correlação entre estas duas variáveis deve ser reconhecida e contemplada pela ANEEL na determinação dos parâmetros da revisão tarifária, de forma a garantir que a realidade enfrentada pelas concessionárias de distribuição não seja distorcida. II.8 Conclusão As concessionárias de distribuição de energia elétrica deparam-se com patamares de perdas e inadimplência influenciados por fatores alheios à sua gestão, em função das especificidades de suas áreas de concessão, decisões desfavoráveis do judiciário e instrumentos regulatórios insuficientes. Tendo em vista o caráter não gerenciável de tais custos, é imprescindível que as tarifas contemplem os custos correspondentes. Por outro lado, observa-se que para a mitigação de problemas como a inadimplência e as perdas não técnicas é necessário o entendimento, pelo regulador, pelos governantes e pelo poder judiciário, do quão prejudiciais são estes temas para a sociedade brasileira, uma vez que as condições de fornecimento de energia elétrica afetam a economia como um todo. Se por um lado a ausência de instrumentos legais e regulatórios para combate a estas práticas predatórias reduzem o bem estar de toda a sociedade, por outro lado, o não reconhecimento de tais custos na receita das concessionárias de distribuição afetam, sobremaneira, o equilíbrio econômico financeiro da concessão, impactando severamente o risco do negócio e, no longo prazo, a qualidade do fornecimento. Neste contexto, torna-se premente uma ação conjunta nas esferas jurídica, regulatória, institucional e tarifária, de forma a minimizar os prejuízos à indústria de energia elétrica, tendo em vista dois dos principais agentes nela inseridos, consumidores e distribuidores. A curto e médio prazo é necessário o reconhecimento tarifário da situação vigente em cada área de concessão. Nesse sentido, sugere-se que se analise as especificidades das diferentes áreas de concessão de forma a definir quais perdas não técnicas e quais inadimplências a concessionária tem capacidade de gerenciar e quais não tem, e para efeito tarifário seja repassado aquilo que for considerado não gerenciável na sua concessão. Caso esse repasse não seja feito, a Parcela B da concessionária estará sendo reduzida e o efeito será a redução da sua remuneração, ou seja, a concessionária não terá o WACC regulatório estabelecido.


III CAPITAL DE GIRO III.1 Introdução O capital de giro consiste nos recursos exigidos para financiar o ciclo operacional das empresas, de forma a garantir a manutenção da liquidez face ambiente econômico, incertezas, imprevistos e sazonalidade. O conceito mais amplamente difundido é a diferença entre ativos circulantes operacionais e passivos circulantes operacionais. O mercado de energia elétrica brasileiro é caracterizado pela existência de monopólio natural regulado nos segmentos distribuição e transmissão, enquanto os segmentos de geração e comercialização encontram-se à luz da livre concorrência. Neste contexto, à exceção dos consumidores eleitos como livres/potencialmente livres24, a concessionária de distribuição é o único elo de ligação entre os consumidores e os demais agentes da indústria de energia elétrica. Ou seja, a distribuidora é responsável pelo fluxo de recursos para: geradoras, transmissoras (encargos de transmissão), poder concedente (encargos setoriais) e governos federal e estadual (arrecadação de tributos). Cabe ressaltar que o risco de atrasos de pagamento e inadimplência fica a cargo da distribuidora, uma vez que não há vinculação entre o repasse de recursos (pagamento das faturas de energia, encargos e recolhimento de tributos) e a efetiva arrecadação dos mesmos. Neste contexto, nota-se que o ciclo operacional da distribuidora é afetado pela compra de energia, pagamento de encargos (setoriais e de transmissão) – Parcela A, além do recolhimento de tributos. III.2 Tratamento dado pela ANEEL no Processo de Rev isão Tarifária III.2.1 Diagnóstico e Proposta para o 1º Ciclo de R evisão Tarifária A ANEEL considerou corretamente o fato de haver defasagem entre as receitas e despesas das concessionárias, o que leva à necessidade de capital de giro para a correta prestação dos serviços pelas mesmas. Desta forma, segundo Res. 493/2002 (ANEXO XII): “Será considerado para compor a Base de Remuneração o capital de giro estritamente necessário à movimentação da empresa, constituído do resultado, caso positivo, (...)”. Nesta resolução, para o cálculo do capital de giro, a Agência propõe alguns ajustes, com a exclusão de algumas contas / sub contas do grupo de contas do ativo e do passivo. Quando a ANEEL propõe ajustes na fórmula de capital de giro, ela o faz visando excluir contas que já são remuneradas pelo consumidor através de outros instrumentos tarifários, bem como excluir atividades que não estão estritamente relacionadas ao objeto dos contratos de concessão. Desta forma o órgão procura não onerar as tarifas, e em conseqüência o consumidor, mas também garantir um retorno justo para os investimentos. III.2.2 Proposta para o 2º Ciclo de Revisão Tarifár ia Na Nota Técnica 183/2006, que visa definir os critérios de definição da base de remuneração para o 2o ciclo de revisões tarifarias, a ANEEL propõe a exclusão do capital

24 Tais consumidores podem adquirir energia diretamente de geradoras / comercializadoras, ou seja, parte do fluxo de recursos não passa pela concessionária de Distribuição.


de giro como parte integrante da Base de Remuneração Regulatória e que o mesmo só seja considerado de forma regulatória na metodologia de apuração do Fator X. Nesta Nota Técnica a ANEEL argumenta que: “O resultado para a maioria das empresas foi de um capital de giro negativo”. Por este motivo, a Agência não considerou o capital de giro como integrante da base de remuneração das concessionárias no primeiro ciclo de revisão. Entretanto, o motivo do saldo negativo para a maioria das empresas deveu-se à exclusão das contas financeiras no ativo (no caso caixa e aplicações financeiras) e à não exclusão das contas financeiras do passivo (no caso pagamento de dividas de curto prazo, entre outras). Adicionalmente, na referida NT, a ANEEL afirma que: “O Capital de Giro não se relaciona diretamente com os ativos necessários à prestação do serviço. Sua origem está ligada ao fato de que pode haver defasagem entre as despesas e receitas da concessionária”. Por este motivo, a agência propõe que o “capital de giro deve compor a análise do fluxo de caixa regulatório, levando à sua incorporação no componente Xe do Fator X”. Adicionalmente, a ANEEL propõe que a metodologia de cálculo do Capital de giro se dê como um percentual da Parcela B, no caso, 5% do montante da Parcela B sem impostos. III.3 Análise do Tratamento dado pela ANEEL Muito embora a ANEEL proponha a exclusão da Base de Remuneração, entende-se que existe sim a necessidade da inclusão do Capital de giro na base de remuneração das concessionárias. A título de exemplo, se uma empresa iniciasse suas operações hoje, haveria a necessidade de investimento de capital mínimo para o início das operações, muito embora a mesma tenha recebido pouco ou nada de seus clientes, por estar no início de suas atividades, ou seja, devido ao descasamento entre recebimento e pagamento. Com relação à inclusão do capital de giro como componente Xe do Fator X, observa-se que esta forma pode, de maneira muito adequada, evoluir para assegurar a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos anos que antecedem o 3o ciclo tarifário25, bastando para isso considerar no fluxo de caixa descontado os acréscimos previstos para o mesmo em função do crescimento da concessão. Finalmente, no que diz respeito à forma de cálculo do capital de giro proposta pela ANEEL, é importante ressaltar que calculá-lo com base em um percentual da Parcela B parece ser inconsistente com a realidade das distribuidoras. Esta metodologia de cálculo não assegura o real giro das empresas, pois ignora o descasamento entre os recebíveis e os exigíveis da Parcela A e tributos. Ou seja, a aplicação de um percentual sobre a Parcela B subestima a real necessidade de capital de giro das empresas distribuidoras, uma vez que no giro operacional também encontram-se valores referentes a itens que fazem parte da Parcela A e dos tributos. Assim, entende-se que o cálculo do capital de giro deve seguir metodologia regulatória própria, detalhada a seguir, e que considera as especificidades de cada concessão. Essa compreensão tem sólida base na experiência vivida pela LIGHT, que encontra condições socioeconômicas e culturais muito particulares em sua área de concessão, com impacto direto tanto nos requisitos básicos necessários à prestação de um serviço adequado, quanto nos parâmetros financeiros requeridos para o equilíbrio da concessionária.

25 No caso da Light, de 2008 a 2013


III.4 Proposta de Aprimoramento para o 2 o Ciclo de Revisão Tarifária III.4.1 Consideração do Capital de Giro no Cálculo da Base de Remuneração Conforme discutido na seção anterior, sugere-se a inclusão do Capital de giro como componente da Base de Remuneração, caso positivo. Adicionalmente, assim como proposto pela ANEEL quando da elaboração da Res. 493/2002, sugere-se que o capital de giro seja calculado com base nos balanços das concessionárias devidamente ajustados, conforme detalhamento a seguir. Entende-se que o cálculo do capital de giro deve considerar apenas as contas cíclicas do ativo e passivo circulante, ou seja, aquelas que estão estritamente ligadas ao ciclo operacional das empresas e deve preservar o princípio da modicidade tarifária. Segundo Brasil26, “Algumas contas de balanço, sejam elas fontes ou aplicações de recursos (passivo ou ativo), guardam estreita afinidade com as várias fases do processo produtivo. Os estoques, sejam eles de matéria-prima, semi-acabados ou acabados, as duplicatas a receber, as contas dos fornecedores, salários e encargos, impostos ligados à produção, são todos eles consignados no balanço patrimonial. Essas contas estão girando, isto quer dizer que sua reposição é automática, no ritmo do negócio. Daí ser natural chamá-las de cíclicas. Já as contas que não guardam relação com o processo produtivo são chamadas de erráticas, no ativo são os numerários em caixa, contas de movimento em bancos e aplicações bancárias de curto prazo; no passivo são geralmente os empréstimos bancários de curto prazo e as prestações dos financiamentos de longo prazo exigíveis no curto prazo”. (Grifo nosso) Face ao exposto, dentre estes ajustes, o primeiro a ser analisado é o capital de terceiros e sua influência nas obrigações de curto prazo dos balanços. Esta conta está ligada à forma de financiamento da empresa, já considerada pela agência quando da definição do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC), bem como sua remuneração. Por não se tratar de uma conta ligada diretamente à operação da empresa, mas sim de uma conta estratégica, cuja definição parte da estrutura de capital, entendemos que as contas referentes a capital de terceiros devem ser excluídas do cálculo de capital de giro. Um segundo ajuste a ser analisado refere-se às aplicações financeiras e ao caixa das companhias. Estas também são atividades que podem ter sido oriundas de questões estratégicas e também não estão diretamente ligadas à atividade fim da empresa. Desta forma a manutenção da mesma na composição do capital de giro só viria a onerar os consumidores. Um terceiro ajuste na fórmula de cálculo refere-se aos ativos e passivos regulatórios. Estes são adicionais tarifários que visam manter o equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias. Estes ativos já são remunerados via tarifa (SELIC ou IGP-M em sua grande maioria) e, portanto, a manutenção dos mesmos na formula de cálculo de giro seria também inadequada. Um quarto ajuste deve ocorrer no item relativo aos tributos a compensar. Na composição desta conta estão valores cuja compensação depende mais de critérios contábeis / tributários do que operacionais. Este é o caso da compensação de IRPJ, que depende de uma apuração de Lucro Real, conforme a legislação do Imposto de Renda, e que, em 26 BRASIL Haroldo Vinagre; BRASIL Haroldo Guimarães. Gestão Financeira das Empresas: Um modelo Dinâmico. Rio de Janeiro: Qualitymark, 1991.


alguns casos, pode levar a empresa a não conseguir compensar todos os valores passíveis, muito embora os mesmos estejam contemplados como um crédito de curto prazo. Um outro exemplo significativo destas contas são os valores de ICMS a compensar. Estes valores são oriundos, em sua maioria, da compra de bens e equipamentos cujo ICMS pago pode ser compensado. Uma vez que (i) a utilização deste crédito só pode ser feita na razão de 1/48 e (ii) o custo financeiro deste parcelamento já foi sugerido como componente da Base de Remuneração27, entende-se que o valor do mesmo não deve estar contido no cálculo do Capital de giro aqui proposto. Um quinto ajuste requerido refere-se à exclusão dos créditos a receber relativo a multa e juros provenientes de clientes que realizaram o pagamento em atraso. Estes valores só serão constituídos na conta no ativo circulante quando o cliente formaliza o pagamento dos débitos. Uma vez que o montante a receber de juros e multa já está contemplado em outras metodologias presentes na AP 008/2006, a manutenção dos mesmos como componente da base de capital de giro geraria uma dupla cobrança junto ao cliente, o que fere o princípio da modicidade tarifária. Finalmente, é importante ajustar a provisão para devedores duvidosos (PDD). Muito embora seja um critério contábil representado pelo manual de contabilidade do setor elétrico, a PDD pode não representar a real inadimplência das empresas, muitas vezes bem maiores. O critério atual permite uma certa flexibilidade das empresas quanto ao provisionamento ou não do saldo de clientes como valores passíveis de não recebimento. Para guardar coerência com os demais critérios propostos para o 2º ciclo de revisão, sugere-se a substituição desta provisão pela inadimplência regulatória que será incluída nas tarifas de cada concessionária de distribuição28. Face ao exposto, sugere-se a seguinte fórmula para cálculo do capital de giro: CG = AC – PC Onde, CG = Capital de Giro AC = Ativo Circulante, ajustado conforme descrição acima PC = Passivo Circulante, ajustado conforme descrição acima III.4.2 Fator X Conforme exposto na seção III, assim como proposto pela ANEEL, sugere-se a manutenção do capital de giro no cálculo do componente Xe do Fator X. Sobre a metodologia que deve ser utilizada para seu cálculo, ou seja, para projetar o capital de giro ao longo dos 5 anos que compõem o 3o período tarifário das concessionárias, recomenda-se a utilização da metodologia descrita a seguir. Primeiramente, calcula-se o ciclo financeiro médio, em percentual, de cada companhia nos 05 anos que antecedem sua 2a revisão tarifária, através da divisão do capital de giro, calculado conforme metodologia descrita acima, pela receita bruta (de fornecimento e uso dos sistemas de distribuição, incluindo impostos (PIS, COFINS e ICMS)).

27 Tratada na seção específica sobre BASE DE REMUNERAÇÃO. 28 Calculada conforme contribuição da ABRADEE, para a Audiência Pública no 008/2006, relativa ao tema “Inadimplência”.


O uso da média de cinco anos busca expurgar algum período em que fatos extraordinários possam ter alterado o ciclo para maior ou menor. Finalmente, para projetar o capital giro em cada ano que compõe o cálculo do componente Xe do Fator X, conforme prevê a Nota Técnica no 168/2006 – SRE/ANEEL29, basta multiplicar o ciclo financeiro médio (percentual) pela receita bruta (de fornecimento e uso dos sistemas de distribuição, incluindo impostos (PIS, COFINS e ICMS)) projetada para o respectivo ano. Desta forma, a variação da necessidade de capital de giro refletirá exatamente o crescimento projetado das empresas ao longo do referido período tarifário.

29 Proposta de metodologia de cálculo do Fator X para o segundo ciclo de revisão tarifária periódica de concessionárias de distribuição de energia elétrica.


IV BASE DE REMUNERAÇÃO IV.1 Tratamento dado pela ANEEL no 1 o Ciclo de Revisão Tarifária O 1º ciclo de Revisão Tarifária exigiu das concessionárias de distribuição brasileiras a validação global de sua base física de ativos. Para a grande maioria delas, tratou-se de processo inédito, pelo menos nos últimos 20 anos. Em função dessa desatualização e do elevado número de itens envolvidos - característica intrínseca da atividade de Distribuição de Energia Elétrica - sua quantificação precisa e validação correspondente, além de trabalhosas, demandaram investimento considerável por parte das concessionárias. A metodologia então empregada, inicialmente prescrita pela Resolução 493/2002 e posteriormente complementada pela Nota Técnica 178/2003, previa a determinação, por avaliadoras credenciadas pela ANEEL, dos Valores de Reposição a Novo (VRN) de cada ativo, que, após a devida conciliação físico - contábil, herdava a idade correspondente à depreciação já ocorrida, determinando-se, então, seu Valor de Mercado em Uso (VMU). Para fins de definição dos citados VRNs, além da consideração direta dos regimes de compra da concessionária nos últimos dois anos anteriores à revisão (prevalência do menor dos valores entre avaliação e compra praticada), foi exigida a desagregação total dos valores de ICMS incorridos, tendo em vista tratar-se, já naquela ocasião, de imposto passível de compensação futura.

Adicionalmente, ainda em relação ao processo de precificação adotado, diversas questões filosóficas - forma de agregação de componentes menores, regras para determinação dos índices de aproveitamento, forma de incorporação do regime de preços específicos de cada concessionária, valoração de custos adicionais etc - terminaram influenciando diretamente os valores finais das Bases, comprometendo, inclusive, em alguns casos, o alicerce isonômico do processo. Como as Bases de Remuneração eram referenciadas ao mês de dezembro do ano imediatamente anterior ao da revisão, os valores de seus componentes foram atualizados para o mês do efetivo reajuste tarifário, com base em “cesta de índices30” definida pela ANEEL, com o objetivo de melhor representar a efetiva variação dos preços envolvidos. Adicionalmente, para correção dos valores originais contábeis de ativos não precificados, caso típico das servidões de linhas, a Agência também utilizou a referida “cesta de índices”. IV.2 Procedimentos de Abertura da Base de Remuneraç ão Blindada Em função dos problemas e dificuldades enfrentados durante o 1º ciclo de revisões tarifárias, parte conseqüência do ineditismo da metodologia que estava sendo implementada, parte resultante da obsolescência e desatualização dos cadastros então disponíveis nas concessionárias, a reedição completa do processo de reavaliação de ativos é considerada pertinente pela Light. Entretanto, face às restrições de tempo e recursos dessa Agência para implementar esta revisão integral já para o 2o ciclo de revisões, que se inicia em 2007, entende-se como adequada proposta da NT – 183, de se efetivar a reavaliação completa dos ativos por ocasião do 3º ciclo de revisões.

30 Agência considerou os seguintes índices: IPCA para a correção de valores relativos a Servidões e Terrenos; INCC para a correção de valores relativos a Edificações, Obras Civis e Benfeitorias; e Col 41 da FGV para a correção de valores relativos a Máquinas e Equipamentos.


As alterações de processo que serão introduzidas pela NT – 183, resultantes do amplo debate ora em curso, que culminará com a Audiência Pública prevista para o mês de agosto de 2006, certamente representarão substanciais melhorias, inclusive em relação ao resgate da isonomia do processo. Paralelamente, é certo que a experiência com a aplicação dessas novas regras por ocasião da implementação do 2º ciclo de revisões virá agregar ainda mais conhecimento, viabilizando o atingimento de novo estágio de maturação deste processo, implicando numa nova revisão da NT – 183/2006, em tempo hábil para consolidar todo o aprendizado acumulado antes do início do 3º ciclo de revisões. Dentro deste contexto, entende-se que a determinação de Bases de Remuneração Regulatórias definitivas só venha a ser efetivamente viável a partir do 3º ciclo de revisões, razão pela qual sugerimos que os ativos antigos, isto é, aqueles reavaliados durante os 1º e 2º ciclos, só venham a ser considerados oficialmente monetizados naquela oportunidade, passando, então, a serem objeto de atualizações monetárias que assegurem aos acionistas a justa remuneração de seus investimentos. À luz desses argumentos, ou seja, enquanto ainda não considerados ativos oficialmente monetizados, as atualizações dos preços dos componentes das bases de remuneração devem ser efetivadas através da “cesta de índices”, como forma mais justa de aferimento dos custos efetivos nas datas de revisão tarifária dos diversos componentes envolvidos, dentro do conceito de Valores de Reposição a Novo (VRN). Observa-se que a própria ANEEL aplicou este conceito para a atualização dos valores no 1o ciclo de revisão, conforme seção anterior. Após o fechamento do 3º ciclo de revisões, uma vez que os ativos estiverem incorporados de forma definitiva à base, entende-se como correta sua monetização, sendo o IGPM índice adequado para a mesma. Dentro desse contexto, as atualizações subseqüentes passariam a ser efetivadas através da simples incorporação das novas movimentações. Em relação ao momento presente, face à reavaliação completa dos ativos prevista para ser implementada durante o 3º ciclo de revisões, entende-se como mais consistente, de forma a evitar a descontinuidade do processo, ou seja, a adoção de metodologias distintas a cada revisão, manter a atualização de preços ao longo do tempo através da “cesta de índices”. IV.3 Procedimentos para Avaliação da Base de Remune ração no 2 o Ciclo de

Revisão Tarifária Conforme mencionado, face às restrições de tempo e recursos dessa Agência, entende-se como adequada a proposta da NT 183 de blindar, para este 2º ciclo, os valores determinados por ocasião do 1º ciclo de Revisões Tarifárias. Entretanto, de forma a complementar e aprimorar a proposta dessa Agência, a Light sugere sejam incorporados - após a eliminação das baixas ocorridas no período intra-revisões e a atualização da depreciação desses ativos antigos - alguns aprimoramentos, considerados essenciais à prevenção e correção de substanciais distorções. Primeiramente, observa-se que é imprescindível a atualização dos ÍNDICES DE APROVEITAMENTO considerados na base original, já que, tanto a projeção de demanda das subestações, quanto às taxas de ocupação dos terrenos e benfeitorias, são passíveis de modificações ao longo do tempo.


Em segundo lugar, observa-se que parte do ICMS que incide sobre o custo dos equipamentos não é passível de compensação, uma vez que sua compensação só pode ser efetivada em 48 meses, conforme demonstra a seção V, a seguir. Com isso, sustenta-se que, de forma a refletir os custos dos investimentos prudentes incorridos pelas concessionárias em suas redes de distribuição, é fundamental que se inclua esta parcela não-compensável do ICMS. Cabe ressaltar que este é um quesito integralmente novo, ou seja, até então sequer analisado por essa Agência Reguladora. Finalmente, conforme sugestão detalhada na seção II, dado o atual período de transição, julga-se ser mais consistente a transposição dos preços ao longo do tempo através da “cesta de índices”, utilizada pela ANEEL no 1o ciclo. IV.4 Depreciação Acumulada Conforme mencionado, para definir a Base de Remuneração Regulatória, a ANEEL considera, no o 1o Ciclo e como proposta para o 2o Ciclo, o conceito de Valores de Reposição a Novo (VRN), que corresponde ao valor de mercado de reposição de cada um dos componentes da rede de distribuição da concessionária por um equipamento idêntico de mesma idade, ou seja, mesma depreciação acumulada31. Para o cálculo desta depreciação acumulada, a Agência propõe a utilização do índice de depreciação acumulada contábil. Ao adotar esta metodologia, ou seja, ao calcular a remuneração do capital sobre uma base líquida, a Agência adota o sistema de amortização constante (SAC), o qual consiste no cálculo da remuneração dos ativos composta por duas partes. A primeira refere-se à depreciação dos ativos, a qual é calculada a partir da vida útil média dos ativos (1/vida útil média), que no ambiente regulado é denominada Quota de Reintegração Regulatória. A segunda é a remuneração de capital propriamente dita, calculada a partir do ativo líquido e do custo de capital. Ou seja, a remuneração total do capital se reduz ao longo da vida útil dos ativos. A forma comumente utilizada em outros países e a considerada mais apropriada para o cálculo da remuneração de capital é a adoção de uma anualidade sobre a base bruta de remuneração, sem depreciação. Nesta metodologia32, calcula-se um rendimento constante baseado no ativo bruto da companhia. Ou seja, não é considerada a depreciação acumulada do ativo no instante do cálculo da receita requerida. A adoção da anualidade apresenta diversas vantagens, conforme ressaltado por Foster & Antmann (2004)33, tais como:

1. evita que empresas idênticas apresentem tarifas muito diferentes por possuírem diferentes graus de depreciação – empresas mais antigas apresentariam tarifas inferiores;

31 Metodologia baseada no conceito de “Depreciated Optimized Replacement Cost - DORC”. 32 Metodologia baseada no conceito de “Gross Optimized Replacement Cost – GORC”. 33 Interessado em continuar apoiando o Setor Elétrico Brasileiro, o Banco Mundial, com recursos próprios e do Public-Private Infrastructure Advisory Facility – PPIAF, ofereceu ao Governo Brasileiro estudos que comentariam as dificuldades brasileiras de regulamentação, no contexto da experiência internacional. O oferecimento foi aceito, e com referência à questão de definição da base de remuneração, um dos trabalhos realizados foi “The Regulatory Challenge of Asset Valuation: A Case Study from the Brazilian Electricity Distribution Sector”, por Vivien Foster e Pedro Antmann.


2. evita que gerações de clientes da mesma empresa paguem tarifas muito diferenciadas pelo mesmo serviço – a base de remuneração líquida apresenta valores variáveis ao longo do tempo;

3. evita a utilização de dados contábeis na determinação da depreciação acumulada dos ativos da empresa – dados contábeis, principalmente em países como o Brasil, onde houve hiperinflação no passado recente, tendem a apresentar sérias distorções.

Nesse sentido, considerando que a utilização da metodologia de cálculo da remuneração de capital baseada na anualidade sobre o ativo bruto, sugere-se que a ANEEL adote esta a partir do 3o ciclo de revisões. IV.5 ICMS Pela proposta contida na NT-183, o processo de Precificação dos Equipamentos mantém a exclusão do ICMS, sob o argumento de tratar-se de imposto compensável por ocasião da reposição dos bens. Entretanto, além de grande parte dos ativos atualmente em serviço terem sido adquiridos em data anterior à legislação que introduziu a referida compensação tributária (1996), mesmo para os casos das novas aquisições essa compensação só é permitida de forma parcelada, nos 48 meses subseqüentes à ativação contábil de cada item. Enquanto a perda vinculada aos ativos mais antigos apresenta tendência regressiva, com previsão de extinção completa até 2021, a perda financeira resultante do parcelamento da compensação do ICMS em 48 meses, tende a perpetuar-se na base de remuneração, caracterizando-se como mais um custo financeiro que, à semelhança do JOA, deve ser incorporado ao custo básico do material adquirido. O valor presente líquido da compensação efetiva, descontada pelo atual WACC liquido durante os 48 meses decorrentes, corresponde a 81,04%34 do ICMS total pago por cada equipamento. Face ao exposto, solicitamos que o novo processo de precificação passe a incorporar o resíduo de ICMS não compensável relativo a máquinas e equipamentos, valor este que, com base na taxa de remuneração em vigor, seria de 18,96 % (100 – 81,04) da alíquota total de ICMS originalmente pago. IV.6 Componentes Menores Em relação a este quesito, propõe a NT-183 (Fls. 9 e 10): “Os materiais acessórios dos equipamentos principais serão identificados como componentes menores – COM, e terão seus custos agregados ao valor de fábrica desses equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com a Portaria DNAEE 815/94 e Resolução ANEEL 15, de 24 de dezembro de 1997. O custo do Componente Menor – COM será uma média regional obtida com base nos custos de Componentes menores praticados pelas concessionárias no mercado, e também, constará do Banco de Preços Referenciado da ANEEL .”

34 Calculado da seguinte forma: taxa = 11,26 % a.a., t = 48 meses e PMT = 0,0208 p.u., então: VPL = 0,8104 p.u.


No que concerne á caracterização dos Componentes Menores, sua vinculação à Portaria DNAEE 815 não deixa espaço para qualquer tipo de dúvida. Entretanto, quanto à forma de precificação proposta, face à grande diversidade entre as alternativas técnicas disponíveis, tanto para fixação mecânica e conexão elétrica dos equipamentos aos respectivos circuitos, como para o provimento de proteção elétrica contra sobretensões, a adoção de “valores médios regionais” pode vir a acarretar grandes distorções, que seriam ainda de maior monta nos casos dos sistemas subterrâneos. Paralelamente, não há substanciais óbices práticos à precificação exata desses componentes a partir dos padrões de montagem utilizados por cada concessionária, para cada tipo de sistema, bastando, para tanto, que o Banco de Preços Referenciado contemple, também, os custos unitários desses componentes. Face ao exposto, sugerimos que a agregação de componentes menores passe a ser feita com base nos critérios de projeto e padrões de montagem de cada concessionária, precificados a partir dos preços unitários estabelecidos pelo Banco de Preços Referenciado correspondente à área de atuação da empresa. IV.7 Índice de Aproveitamento de Subestações - IAS A NT-183, corrigindo falha da regulamentação anterior, incorpora o conceito de “Reserva quente” para os transformadores das subestações, ou seja, passa a admitir a existência de transformador reserva operando energizado. Entretanto, por definir como condição básica para essa aceitação a limitação da demanda atendida à potência simples dos (n-1) demais transformadores, serão penalizadas as empresas que otimizam o aproveitamento dessa capacidade de transformação. A título de exemplo prático, se duas empresas constroem duas subestações idênticas, com 3 transformadores de 40 MVA cada, a 1ª delas limita a demanda máxima da SE em 80 MVA e a segunda atende a até 104 MVA de carga, pelo texto atual a 1ª atinge IAS de 100%, enquanto que a segunda será remunerada por, apenas, 87% do investimento realizado, apesar de melhor aproveitado. De forma a corrigir essa distorção, solicitamos seja o atual texto do item correspondente (Fls. 6 da NT) complementado conforme a seguir descrito: “Quando a demanda máxima multiplicada pela expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela subestação para o período projetado de 10 anos (ECC), for igual ou menor do que a potência total de (n-1) transformadores instalados, acrescida do limite de sobrecarga padronizado pela concessionária , o transformador excluído para esta análise, mesmo que energizado, será considerado como reserva.” IV.8 Juros sobre Obras em Andamento – JOA Em relação à taxa de desconto a ser utilizada para o cálculo do valor do JOA a ser agregado a cada um dos componentes elegíveis, entendemos que a proposta da NT-183 efetivamente elimina um dos antigos motivos de discussão, ao padronizar o uso do WACC líquido para o cálculo desse custo. Entretanto, em relação aos prazos médios de execução das obras envolvidas, identificamos que os valores propostos não guardam fidelidade em relação àqueles historicamente registrados por nossa empresa.


Os cronogramas de obra do ANEXO I, elaborados com base na experiência de longos anos do corpo técnico da Light na execução e no gerenciamento desse tipo de serviço, demonstram que o prazo de construção de nossas Linhas Aéreas varia de 10 a 13 meses, em função dos comprimentos de circuito envolvidos, valores esses tipicamente pequenos em nossa área de concessão, que não raro requer, também, a construção de redes compactas. Nos casos das Linhas Subterrâneas, mesmo um pequeno ramal de 1 km de extensão não se consegue concluir em menos de 16 meses, conforme cronograma também apresentado. Cabe ressaltar que os referidos cronogramas só contemplam os prazos decorridos a partir do início do efetivo desembolso financeiro relativo ao início das obras, deixando a margem todo o período de aquisição das faixas e licenciamento, e que esses tempos de execução são plenamente compatíveis, tanto com a bibliografia disponível, como com as informações relativas a concessionárias que atuam em áreas de concessão semelhantes. Da mesma forma, face ao porte das subestações requeridas pelas características da área de concessão atendida pela Light (padrão básico 3 X 40 MVA), o prazo de 12 meses proposto pela NT – 183 também não é adequado. O cronograma do ANEXO II apresenta o detalhamento relativo às atividades desenvolvidas durante cada etapa do processo de construção de uma subestação típica de nossa área de concessão e demonstra serem necessários 22 meses após o início efetivo da contratação da obra, para sua conclusão. Em função dos argumentos anteriormente apresentados, solicitamos sejam padronizados como prazos médios para construção de Linhas de Transmissão os tempos de 12 meses para os circuitos aéreos e de 16 meses para aqueles subterrâneos. Para as Subestações, o pleito que entendemos justo corresponde a um prazo médio de construção efetiva de 22 meses, prazo este que contempla, exclusivamente, o tempo decorrido após a efetiva contratação da obra. Analisados todos os aspectos vinculados ao cálculo do JOA, gostaríamos também de ressaltar não nos ter sido possível o entendimento pleno da fórmula apresentada na NT-183, razão pela qual solicitamos seja a mesma revista antes da publicação final. Finalmente, cabe ressaltar que as concessionárias de distribuição realizam significativo investimento em redes de distribuição, cujos prazos de execução são relevantes, em média três meses. Portanto, considerando volume e prazo, o JOA destas redes deve ser considerado, para garantir o equilíbrio da concessão. IV.9 Obrigações Especiais IV.9.1 Análise do Tratamento dado pela ANEEL no 1 o Ciclo de Revisão Tarifária Segundo a Resolução 493, de 03 de setembro de 2002, a base de remuneração regulatória das concessionárias de distribuição de energia é composta da seguinte forma: i) ativo imobilizado em serviço, avaliado e depreciado; ii) almoxarifado de operação; iii) ativo diferido; iv) obrigações especiais, proporcionalmente ao valor do investimento da concessionária; v) capital de giro, conforme critérios pré-estabelecidos pela própria resolução. As obrigações especiais são compostas por ativos: provenientes de recursos recebidos de Municípios, de Estados, do Distrito Federal, da União e de Consumidores em geral; relativos a doações e resultantes de investimentos feitos com a participação financeira do consumidor, sendo identificadas como percentual do investimento total da concessionária.


Para cálculo da quota de reintegração regulatória a ser incorporada na Receita Requerida da Concessionária de distribuição de energia elétrica, a metodologia desenvolvida pela ANEEL para o 1o Ciclo Revisão Tarifária consiste na aplicação da taxa de depreciação média dos ativos sobre o VRN, o qual inclui, tanto os ativos próprios da Companhia, quanto os ativos de Obrigações Especiais (OE´s). O mesmo ocorre para o cálculo da depreciação acumulada, o qual se baseia no índice de depreciação acumulada contábil, incluindo ativos próprios e OE’s. Já para o cálculo da base de remuneração regulatória líquida, é deduzido o valor bruto das OE´s. Como o cálculo da depreciação acumulada a ser deduzida do ativo bruto incorpora a depreciação acumulada de OE´s, tal metodologia reduz a base de remuneração regulatória líquida, devolvendo para o consumidor todos os recursos por eles aportados através da quota de reintegração regulatória sobre as OE’s. Ou seja, se por um lado a metodologia aplicada no 1o ciclo antecipa recursos para a concessionária através da quota de reintegração das Obrigações Especiais, por outro ela reduz a remuneração do acionista, comprimindo sua base de remuneração (base líquida). Desta forma, considerando toda a vida útil das Obrigações Especiais, o efeito líquido incremental das OE’s sobre o fluxo de caixa das distribuidoras é nulo, ou seja, todo o valor adiantado pelos consumidores através da depreciação das OE’s é devolvido através de uma base de remuneração reduzida. Pelo mesmo raciocínio, é também nulo o efeito líquido incremental das OE’s sobre o fluxo de caixa dos consumidores como um todo. Entretanto, conforme corretamente apontado pela ANEEL na Nota Técnica nº183/2006, analisada na próxima seção, tal metodologia fornece um “sinal intergeracional equivocado, haja vista que a mesma geração de consumidores que fez o aporte de bens e instalações via “Obrigações Especiais” fica responsável pelo pagamento da depreciação via tarifas”. IV.9.2 Análise do Tratamento Proposto pela ANEEL pa ra o 2 o Ciclo de Revisão

Tarifária A Nota Técnica nº 183 propõe que as obrigações especiais não sejam consideradas no cálculo da base de remuneração bruta. Segundo sua proposta, por se tratarem de instalações adquiridas com recursos aportados pela União, Estados, Municípios e Consumidores, não seria adequado contemplar a despesa operacional destes bens na Receita Requerida da Companhia, pois os consumidores estariam antecipando um fluxo de recursos para a empresa por intermédio da depreciação dos mesmos. Nesse sentido, o cálculo da quota de reintegração regulatória não deve incluir os ativos de Obrigações Especiais (OE´s). Conforme mencionado na seção anterior, tal metodologia visa excluir o sinal intergeracional equivocado da metodologia aplicada no 1o Ciclo. Entretanto, a metodologia proposta pela ANEEL desconsidera o fato de que as concessionárias já devolveram para os consumidores todos os recursos por eles aportados através da QRR sobre as OE’s, fazendo com que o ativo efetivamente remunerado via tarifas seja inferior ao ativo próprio da Companhia. Neste contexto, uma vez que se elimine o efeito da antecipação dos recursos através da quota de reintegração, deve-se, também, eliminar o efeito na redução da base de remuneração regulatória. Ou seja, é imprescindível que a metodologia a ser adotada pela ANEEL no tratamento das OE’s para o 2o ciclo de revisão tarifária garanta que a totalidade dos ativos próprios das


concessionárias (investidos com capital próprio ou dívida) seja devidamente remunerada. Caso contrário, seu equilíbrio econômico financeiro estará seriamente comprometido. IV.9.3 Tratamento Proposto pela Light para o 2o Cic lo de Revisão Tarifária De acordo com o exposto, para que seja mantido o equilíbrio econômico financeiro da concessão, a retirada das Obrigações Especiais da base bruta, sobre a qual é calculada a quota de reintegração regulatória, é condicionada à eliminação do impacto das OE´s na base líquida. Caso não seja realizado tal ajuste, esta concessionária propõe que seja mantida a metodologia aplicada durante o 1o ciclo de Revisões. IV.10 Processo de validação das movimentações intra -revisões Para os componentes classificados como Bens Individuais, a validação das movimentações intra-revisões com base nos critérios definidos pela RES 493/2002, conforme proposto na NT-183, é plenamente aplicável. Entretanto, no que concerne aos Bens de Massa, por não ser viável a identificação física individualizada, a aplicação dos critérios de validação definidos pela mencionada Resolução exigirá novo tombamento físico de praticamente 50% das linhas e redes de distribuição, responsáveis, em termos quantitativos, pela grande maioria dos ativos elétricos das concessionárias. De forma a viabilizar a efetiva blindagem das Bases de Remuneração resultantes do 1º ciclo de revisões, sugere-se que, para o caso dos Bens de Massa, a validação das movimentações físicas (adições e retiradas) ocorridas entre os 1º e 2º ciclos seja efetivada a partir da conciliação físico x contábil dos itens envolvidos, restringindo a implementação de nova validação global àquela já prevista para o 3º ciclo. IV.11 Demais Custos Adicionais (BDI, Engenharia e F rete) Em relação a este quesito, propõe a NT-183: “O Custo Adicional é o custo necessário para colocação do bem em operação, formado pelos custos de projeto, gerenciamento, montagem, frete, entre outros, além dos juros regulatórios, capitalizados no prazo médio normal de construção. É aplicado sobre o valor de fábrica dos equipamentos acrescido dos componentes menores, e é uma média regional, obtida com base nos custos adicionais praticados pelas concessionárias e também constará no Banco de Preços Referenciado da ANEEL.” Considerando que o JOA está sendo objeto de tratamento específico, dos 3 demais itens restantes ( BDI, ENGª e FRETE ), entendemos que o conceito de média regional só seja aplicável a este último, qual seja, o frete, tendo em vista não só a efetiva regionalização dos componentes desse tipo de custo (preços de combustíveis, estado de conservação das rodovias etc ), como, também, o fato das distâncias envolvidas serem características de cada tipo de região, já que, em áreas de menor densidade de carga, via de regra, os locais para aquisição de componentes são também mais escassos e, portanto, mais distantes. Face ao exposto, sugerimos que os custos adicionais relativos a Despesas de Engenharia e Benefícios e Despesas Indiretas, sejam objeto de padronização única, a nível nacional, lastreada nas características intrínsecas das obras vinculadas ao Setor Elétrico e na jurisprudência existente no âmbito do TCU35, esta relativa ao BDI. 35 Revista do Tribunal de Contas da União – v. 32, n. 88, abr/jun 2001.


IV.12 Critério para Avaliação de Terrenos Nossa experiência durante o processamento da primeira revisão tarifária mostrou que, em áreas densamente povoadas, a indisponibilidade de terrenos com dimensões adequadas à construção de uma subestação impediu, muitas vezes, o enquadramento dos índices de transposição utilizados no processo de homogeneização preconizado pelo Método Comparativo, dentro da faixa padronizada como aceitável (0,5 a 2,0). Pelas diretrizes propostas pela NT-183, todos esses casos seriam objeto de avaliação, ou por correção do valor contábil pelo IPCA, ou pela incorporação dos respectivos valores venais. Ambas as alternativas estão longe de assegurar a correta incorporação da valorização desses bens. Em razão do exposto, solicitamos seja contemplada a alternativa de adoção do “Método Expedito“ (aquele em que prevalecem as cotações fornecidas por experientes corretores do mercado local, mesmo sem similar com disponibilidade imediata para venda) para avaliação dos terrenos, desde que comprovada a condição de indisponibilidade de amostras compatíveis, conforme anteriormente descrito. Paralelamente, tendo em vista assegurar a uniformização dos procedimentos adotados a partir da implantação desse novo processo, solicitamos que os terrenos utilizados como servidões para as Linhas de Transmissão tenham o mesmo tratamento recomendado para os demais terrenos, ou seja, não sejam comparados a bens intangíveis


IV.13 ANEXO I - CRONOGRAMA FÍSICO - LINHA DE TRANSM ISSÃO SUBTERRÂNEA

ANEXO I - DISTÂNCIA <= 6 KM


ANEXO I - DISTÊNCIA > 10 KM


ANEXO I - LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA


IV.14 ANEXO II - CRONOGRAMA FÍSICO - SUBESTAÇÕES

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CONTRIBUIÇÃO DA LIGHT - Agência Nacional de Energia ... · de mortalidade geral adotada nos cálculos atuariais, tendo sido gerado, a cada uma destas mudanças, um aumento substancial