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CONTRIBUIÇÕES AO 3º PROCESSO DE
REVISÃO TARIFÁRIA DA COELCE
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO E FATOR X
Brasília, 2 de março de 2012
2
ASSOCIADAS E INSTITUIÇÃO PARCEIRA
CONSULTORIA
3
Índice
1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 4
2. CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T ....................................................................................... 4
LIMITADOR DO FATOR T - A INCONSISTÊNCIA COM A AP 40/10 ............................................................................. 5
O CONTRASSENSO NA TRADUÇÃO DAS NOTAS DE EFICIÊNCIA .................................................................................. 6
CONSIDERAÇÃO DO CONTRATO DE CONCESSÃO .................................................................................................... 9
TRANSIÇÃO EM PREJUÍZO DA EFICIÊNCIA E MODICIDADE TARIFÁRIA .......................................................................... 9
ABUSO DO PODER DE MONOPÓLIO – INDÍCIOS CONTÁBEIS ................................................................................... 10
PROPOSTA ABRACE ..................................................................................................................................... 11
3. CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE PD ................................................................................... 12
PROPOSTA ABRACE ..................................................................................................................................... 14
4. BASE DE REMUNERAÇÃO .................................................................................................................. 14
PROPOSTA ABRACE ..................................................................................................................................... 20
5. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA .................................................................................................. 20
PROPOSTA ABRACE ..................................................................................................................................... 21
6. RECEITAS IRRECUPERÁVEIS ............................................................................................................... 22
PROPOSTA ABRACE ..................................................................................................................................... 23
7. OUTRAS RECEITAS PARA MODICIDADE TARIFÁRIA ......................................................................... 24
PROPOSTA ABRACE ..................................................................................................................................... 26
8. CUSTO MÉDIO PONDERADO DE CAPITAL ......................................................................................... 26
9. COMPRA DE ENERGIA ....................................................................................................................... 27
PROPOSTA ABRACE ..................................................................................................................................... 29
4
1. INTRODUÇÃO
A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais e de Consumidores Livres
(Abrace) através do presente documento expõe suas contribuições ao 3º Processo de
Revisão Tarifária da Companhia Energética do Ceará (Coelce). Primeiramente, a Abrace
manifesta o reconhecimento ao regulador em tornar o processo de revisão cada vez mais
transparente e aberto à participação do consumidor.
A Abrace entende que os resultados das contribuições trarão maiores benefícios aos
consumidores de energia elétrica e que a aplicação das alterações propostas resultará em
tarifas eficientes para todos os consumidores da Coelce. O presente documento apresenta
propostas para a maior parte dos componentes da receita requerida, cujos resultados
indicam a possibilidade de uma redução superior a 20%. A Abrace apresenta ainda
contribuições à estrutura tarifária e às perdas técnicas em documentos à parte
2. CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T
O uso do benchmarking no atual ciclo de revisão tarifária representa uma inovação para o
setor elétrico no Brasil e segue a tendência das práticas regulatórias de diversos países. A
nova metodologia foi resultado da Audiência Pública Aneel n.º40/2010, concluída com a
publicação dos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) em 11 de novembro de
2011. Embora a maioria das inovações contribua significativamente para o setor, uma
inconsistência inserida nos últimos momentos da Audiência Pública compromete
seriamente o ganho de eficiência nos custos operacionais.
A proposta inicial para a definição dos custos operacionais regulatórios baseava-se no
benchmark dos custos operacionais reais das distribuidoras brasileiras construído em
várias etapas a fim de promover uma comparação justa. Tal metodologia, conforme será
detalhado mais adiante, ao contrário da sua antecessora – a Empresa de Referência (ER)-,
cumpre adequadamente o contrato de concessão ao “observar empresas similares” e
promover o “estímulo à eficiência”.
Entretanto os resultados da Coelce apontam para uma deficiência na aplicação do
benchmarking. A Abrace reconhece o empenho do regulador em ser imparcial, mas talvez
sem ter intenção e até por uma maior proximidade natural com os entes regulados,
parecem haver distorções no reposicionamento tarifário da Coelce que oneram os
consumidores. Como mostra a presente contribuição, o regulador frequentemente tende a
dar o benefício da dúvida em prol da distribuidora. Ainda, quando os resultados implicam
em uma redução na tarifa a Aneel tende a criar algum tipo de mecanismo de transição.
A figura a seguir mostra como esse fenômeno é prejudicial para os consumidores da
Coelce. Com a atual proposta os custos eficientes da distribuidora seriam alcançados
somente em 2021. Chama a atenção o fato de que o custo operacional regulatório, que
deveria refletir a eficiência máxima, seja superior ao já praticado pela Coelce, sendo que os
resultados mostram que a distribuidora é ineficiente quando comparada com empresas
similares.
5
Figura 1- Comparativo dos custos operacionais: atuais regulatórios e eficientes, fonte: ANEEL
LIMITADOR DO FATOR T - A INCONSISTÊNCIA COM A AP 40/10
Na primeira fase da Audiência Pública, conforme Nota Técnica n.º 267/2010 – SRE/Aneel,
foi proposto que a diferença entre o custo operacional regulatório resultante da
metodologia atual e da ER fosse acomodado a uma trajetória de “transição” representada
pelo elemento T do Fator X.
195. Assim, propõe-se a adoção de um componente para o Fator X, de trajetória dos
custos operacionais, denominado de COMPONENTE “T”, que será aplicado nos
reajustes tarifários e será definido “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária.
Nota Técnica n.º 267/2010 – SRE/Aneel
O Custo Operacional eficiente deveria, portanto, ser alcançado até o final do novo ciclo
tarifário que, no caso da Coelce, corresponde à revisão de 2015.
25. Por fim, o Fator X pode ser utilizado para “amortizar” o reposicionamento das
tarifas nas revisões tarifárias, diluindo o repasse tarifário ao longo do ciclo. Pode-se,
por exemplo, definir um nível de custos operacionais a ser considerado como ponto de
partida para o ciclo tarifário, e um segundo valor a ser alcançado no final do ciclo. O
Fator X poderia então ser utilizado para considerar a transição entre um valor e o outro.
Nota Técnica n.º 267/2010 SRE/Aneel
Contudo, na segunda fase da AP40, através da Nota Técnica n.º 93/2011 – SRE/Aneel, o
Regulador muda a proposta de forma que o Fator T se mantenha entre -2% e +2%. A
eventual diferença entre o patamar final de custos operacionais e o nível eficiente seria
considerada no momento do reposicionamento.
161. Não houve contestação quanto ao emprego do componente “T” do Fator X, de
modo que o único aprimoramento proposto se refere a limitá-lo entre -2% e +2%.
Nota Técnica n.º 93/2011 – SRE/Aneel
159. Havendo diferença entre os resultados encontrados nas Etapas 1 e 2 a diferença
será considerada no cálculo do Fator X, criando uma transição mais suave entre os
R$ 200
R$ 250
R$ 300
R$ 350
R$ 400
R$ 450
R$ 500
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Milh
õe
s
Meta Aneel
Proposta InicialAneel
Custo OperacionalAtual da Coelce
Custo eficienteCoelce
Trajetória Aneel
6
métodos. De outra forma, o resultado encontrado na Etapa 2 pode ser interpretado
como uma meta de custos a ser atingida no final do 3CRTP. Se a divergência entre os
dois resultados for muito grande (componente “T” do Fator X maior que 2% ou menor
que -2%) parte da transição entre os dois métodos já será considerada no reposicionamento tarifário.
Nota Técnica n.º 101/2011 – SRE/Aneel
De forma inesperada, ao final da audiência pública, a Aneel abandona ambas as propostas
e simplesmente estabelece que tal diferença residual a qual, vale enfatizar, representa a
ineficiência operacional da distribuidora, não precisa ser refletida na tarifa, conforme
justificado na seguinte passagem:
171. Para a proposta final, a exemplo do que vem sendo adotado na maior parte das
metodologias aplicáveis ao 3CRTP, sugere-se maior conservadorismo na aplicação
das novas metodologias propostas, estabelecendo uma transição mais lenta entre as
metodologias. Desse modo, o componente T continuaria sendo calculado conforme a
equação anterior e seriam preservados os limites de +/- 2%. No entanto, a diferença
remanescente entre os valores definidos nas etapas 1 e 2 deixaria de ser transferida
para o reposicionamento tarifário.
Nota Técnica n.º295/11 – SRE/Aneel, grifo acrescentado.
A Abrace já havia solicitado em suas contribuições à AP40 que a Aneel priorizasse o
estímulo e a eficiência e premiasse apenas as melhores práticas. A Abrace reforça que não
cabem mais transições que beneficiem apenas as distribuidoras. A Abrace defende que o
parâmetro eficiente, uma vez considerada uma margem de incerteza inerente à
metodologia, fosse diretamente traduzido às tarifas.
A principal observação com relação a este ponto é que em nenhum momento da AP40
sugeriu-se postergar as metas de eficiência para o próximo período. Logo, essa Associação
entende que a proposta atual para o custo operacional é discricionária e negligencia o
interesse dos consumidores de forma geral.
Isso é feito em prol de um “conservadorismo” desnecessário, pois é de conhecimento geral
que a metodologia utilizada para medir a eficiência é eficaz. Como se demonstra mais
adiante, o “conservadorismo” apenas fortalece o abuso de poder do monopolista e retarda
a aplicação do contrato de concessão no que diz respeito à previsão de que as tarifas
devem simplesmente traduzir os custos operacionais eficientes.
O CONTRASSENSO NA TRADUÇÃO DAS NOTAS DE EFICIÊNCIA
Além de limitar o Fator T e, com isso, excluir a possibilidade de que a Coelce alcance os
custos eficientes, a proposta de revisão da Aneel possui outra falha não menos grave.
Embora o regulador tenha identificado minuciosamente as ineficiências operacionais com
os melhores métodos disponíveis, ele é relutante em traduzi-las aos custos operacionais
regulatórios.
Por definição, as análises de benchmark permitem identificar as melhores práticas de
gestão do setor. Nessas análises, conforme discutido durante todo o processo da
AP40/2010 Aneel, é possível mensurar, sem ajustes adicionais, os custos eficientes das
empresas de distribuição, dados os produtos definidos no contrato de concessão. A Abrace
nota que, por si só, a metodologia DEA sugerida pela Aneel é suficientemente capaz de
7
determinar a fronteira de custos eficientes, nas quais as distribuidoras devem se
referenciar para gestão dos recursos de operação e manutenção da rede de distribuição.
Assim, a Abrace reitera que o regulador deve, conforme prescreve a teoria e a prática de
outros reguladores, imputar à meta de custos operacionais regulatórios o corte indicado
nas notas de eficiência. Conforme ilustra a tabela a seguir, a nota de eficiência da Coelce é
de 82%, o que implica dizer que, com seus inputs, a concessionária seria capaz de reduzir
seus custos em 18% se comparada com o desempenho operacional verificado em
distribuidoras similares.
Tabela 1 – Eficiência média
Nome Nota de Eficiência
Nome Nota de Eficiência
RGE 99% Enersul 64%
Piratininga 98% Cemat 64%
Cosern 97% Eletropaulo 59%
Coelba 96% CEB 57%
CPFL Paulista 93% Ampla 56%
AES Sul 85% Celesc 50%
Celpe 82% Copel 50%
Coelce 82% Ceee 49%
Cemar 81% Celg 49%
Light 76% Cepisa 47%
ESE 75% Amazonas 45%
Bandeirante 72% Cemig 45%
Elektro 69% Celpa 43%
Escelsa 67% Ceal 41%
EPB 67%
Fonte: Nota Técnica n.º 294/11 – SRE/Aneel
É importante ressaltar que essas notas de eficiência não são determinísticas, uma vez que
uma incerteza é inserida considerando a análise de variáveis ambientais que possam
afetar a área de concessão. A Coelce, conforme constatado pela metodologia apresentada
pela Aneel, encontra-se em um ambiente operacional favorável em comparação a seus
pares. Na estimativa do regulador, a nota de eficiência deveria ser de apenas 62% se
consideradas variáveis ambientais. Entretanto, o regulador prefere desprezar esse
resultado aplicando apenas um ajuste na margem de erro.
Logo, deve-se reconhecer que mesmo a nota de 82% superestima significativamente a
eficiência real da distribuidora. Vale obervar que, nesse caso, a precaução é mais uma vez
aplicada em prejuízo do consumidor da Coelce.
Não obstante, deseja-se apontar que o regulador por uma razão pouco desenvolvida no
curso da Audiência Pública 40/2010 acrescentou uma bonificação de 29,87% às notas de
eficiência de todas as distribuidoras. O trecho que melhor justifica tal incremento
encontra-se reproduzido a seguir:
8
100. Os custos operacionais contábeis a serem considerados para definição dos valores
dos intervalos são referentes do último ano do período utilizado nas simulações (2009).
Os intervalos serão então atualizados até a data base do 3CRTP considerando-se os
ganhos de produtividade (Etapa 1), os índices de inflação e a evolução de consumidores, do mercado e das redes de distribuição. Os resultados finais, por
empresa, são apresentados na tabela abaixo. Nela, são descritos os percentuais sobre
os custos reais de 2009 a serem considerados na construção do intervalo de custos
operacionais.
101. Como alternativa para tratar a reduzida eficiência média das concessionárias de
distribuição, a eficiência de cada concessionária, descrita na tabela (3) acima, foi
dividida pela eficiência média apenas das concessionárias que obtiveram em 2009
eficiência superior à média do período 2003-2008. A proposta busca evitar um prêmio
exagerado para empresas mais eficientes, simplesmente, porque algumas
concessionárias não estão acompanhando a evolução de eficiência do setor.
Nota Técnica n.º 294/11 – SRE/Aneel, grifo acrescentado.
A dita eficiência média é de aproximadamente 77% que, ao dividir a eficiência da Coelce,
eleva sua nota de eficiência de 82% para 105,58%. Essa operação, equivalente à
multiplicação por 29,87%, implica dizer que a Aneel estabeleceu uma meta de custo
operacional eficiente superior em 10% ao praticado atualmente pela empresa definindo
um prêmio exagerado para a Coelce.
Figura 2- Comparativo do custo operacional Coelce – real, regulatório e eficiente
Nesse caso, o regulador não observa nem as empresas similares, nem a prática da empresa
em determinar os custos eficientes. Significa que a tarifa de energia não reflete práticas
eficientes, senão transfere do consumidor da Coelce para o concessionário o equivalente a
R$ 17 milhões. Ao contrário do que alega a Nota Técnica n.º 294/11, não se reduz o
prêmio para as empresas mais eficientes, mas se agraciam indistintamente todas as
distribuidoras, em prejuízo do que seria a melhor medida de desempenho operacional.
R$ -
R$ 50
R$ 100
R$ 150
R$ 200
R$ 250
R$ 300
R$ 350
R$ 400
R$ 450
R$ 500
Custooperacional
atual da Coelce
Meta Aneel Patamar incialAneel
Custo eficiente
Milh
ões
9
Vale ressaltar que o próprio método de eficiência comparativa já contempla as melhores
práticas, conforme proposto pelo regulador na Nota Técnica n.º 265/2010 – SRE/Aneel1.
CONSIDERAÇÃO DO CONTRATO DE CONCESSÃO
Além de não estimular a eficiência tarifária, ao se abrir mão da meta de eficiência
diretamente mensurável em prol do “conservadorismo regulatório” e de “prêmios
exagerados”, lesa-se o princípio da modicidade tarifária uma vez que essa proposta
beneficia apenas uma das partes dos signatários do contrato de concessão.
A metodologia proposta pela Aneel desconsidera dois dos três princípios que devem
orientar o regulador no processo de revisão tarifária, conforme destacados na passagem
do contrato de concessão da Coelce:
Sétima Subcláusula - A Aneel, de acordo com o cronograma apresentado nesta
subcláusula, procederá às revisões dos valores das tarifas de comercialização de
energia, alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na
estrutura de custos e de mercado da CONCESSIONÁRIA, os níveis de tarifas
observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. Estas revisões obedecerão ao seguinte
cronograma: a primeira revisão será procedida um ano após o quarto reajuste anual
concedido, conforme previsto na Terceira Subcláusula desta cláusula; a partir desta primeira revisão, as subsequentes serão realizadas a cada 4 (quatro) anos.
Cláusula Sétima - Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços
Contrato de Concessão de Distribuição da Coelce n.º 01/ 98 – Aneel
Ao realizar um benchmark e estimar com base nos melhores métodos disponíveis a nota
de eficiência, a Aneel cumpre adequadamente a prerrogativa de observar empresas
similares. Mas ao conceder injustificadamente 29,87% e ao postergar a meta de eficiência,
o regulador elimina o estímulo à eficiência, visto que a meta final que a Aneel determina
para a Coelce é 10% superior ao já praticado pela própria concessionária. O
conservadorismo nesse caso vai contra a modicidade tarifária, pois beneficia apenas as
distribuidoras e desampara os consumidores.
TRANSIÇÃO EM PREJUÍZO DA EFICIÊNCIA E MODICIDADE TARIFÁRIA
Paralelamente ao “conservadorismo”, a Aneel tem reiterado o argumento da suavidade na
transição de metodologias. A Abrace gostaria de enfatizar que a transição entre
metodologias, de forma geral, tem beneficiado apenas as distribuidoras. Além disso, é
possível constatar que essas transições atribuem o custo financeiro aos consumidores.
É importante lembrar que o contrato de concessão já previa que o primeiro ciclo tarifário
fosse uma transição. As tarifas iniciais, já superestimadas pela herança do modelo setorial
anterior, permaneceram congeladas durante os primeiros cinco anos do contrato de
concessão, com o intuito de amortizar o investimento das privatizações e para dar prazo
para a adequação gerencial ante um modelo que tem por meta estimular a eficiência.
1 Citado na Nota Técnica n.º 101/2011-SER/Aneel: “Banker, R.D., Charnes, A., Cooper, W.W., 1984. Models for the Estimation of Technical and Scale Inefficiencies in Data Envelopment Analysis. Management Science, 30, 1078-1092.”
10
Entretanto, essa eficiência nunca foi plenamente transferida às tarifas, pois nunca foi
empregado um método comparativo entre empresas similares. A Empresa de Referência,
como ora se constata, tem limitado poder de incentivo e é inconsistente em comparar as
distribuidoras reais. Logo, essa metodologia, empregada em dois ciclos tarifários, também
representou um mecanismo de leniência entre os custos eficientes e o desempenho real
das distribuidoras.
Caso se aplique o limite de 2% ao Fator T e se mantenha a bonificação de 29,87%, a
transição para o custo operacional eficiente, que corresponde a 82%, somente seria
alcançada em 2021. Conforme a tabela a seguir, se a meta de eficiência não for
imediatamente aplicada, os consumidores da Coelce somente arcarão com uma tarifa
legítima apenas cinco anos antes do fim da concessão.
Tabela 2– Trajetória das transições regulatórias até o custo eficiente Evento Custo Regulatório - Tempo decorrido Assinatura contrato Coelce 13/05/1998 Primeiro ciclo tarifário Período de transição com previsão contratual- 5 anos Segundo ciclo tarifário Empresa de Referência 1 – 9 anos Terceiro ciclo tarifário Empresa de Referência 2 – 13 anos Quarto ciclo tarifário Fator T com Empresa de Referência – 17 anos Quinto ciclo tarifário Saldo remanescente da ineficiência – até 24 anos
A tabela anterior ilustra como os mecanismos de transição estabelecidos pela Aneel
apenas contribuem para perpetuar a ineficiência da Coelce.
ABUSO DO PODER DE MONOPÓLIO – INDÍCIOS CONTÁBEIS
Evidentemente, não existe transição tão longa quando o ônus de uma nova regulação pesa
sobre os consumidores. É conhecido dos manuais do setor que o objetivo primordial da
regulação econômica é resolver o problema do monopólio natural característico dos
sistemas de distribuição, estabelecendo tarifas que aumentem o bem-estar social. Também
é de conhecimento geral que a falha ao se regular o monopólio se reflete em lucros
econômicos excessivos de forma consistente e incompatível com a regulação por preço-
teto.
Embora se saiba que a comprovação desse fenômeno não seja trivial, a Abrace considera
que existam indícios claros de que a “postura conservadora” e os demasiados longos
períodos de transição tenham levado a tarifas superiores ao socialmente eficiente. A
Abrace não considera adequada a regulação que monitore a lucratividade dos entes
regulados, porém o regulador não deve abrir mão das informações aportadas pela análise
de balanço e não deve se abster ante as discrepâncias recorrentes e excessivas entre a
meta de remuneração regulatória e o lucro econômico de fato auferido.
A Figura 3 tem como base os dados das Demonstrações Financeiras publicadas pela
Comissão de Valores Mobiliários e correspondem à evolução do Resultado Operacional
Bruto e o EBTIDA2 nos períodos de 2007 a 2010 comparada com a meta regulatória no
2 Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization.
11
mesmo período. A análise dos resultados econômicos e financeiros alcançados pela Coelce
mostra que a distribuidora aufere sistematicamente rentabilidade significativamente bem
superior àquela fixada regulatoriamente durante todo o ciclo tarifário.
Figura 3- Comparativo dos custos contábeis históricos com meta regulatória, fonte: CVM e Aneel com elaboração própria3
O EBTIDA é o indicador comumente chamado pelos analistas de mercado de “Fluxo de
Caixa Operacional” e mede a capacidade da empresa de gerar caixa, considerando apenas o
desempenho operacional da empresa sem refletir o impacto no resultado de itens
extraordinários, das despesas com investimentos, impostos, depreciações e das mudanças
havidas no capital de giro. O reposicionamento tarifário anterior, de -8,68%, não afetou o
EBITDA, o que indica que ela não foi levada ao equilíbrio tarifário.
As tarifas sempre arrecadaram mais do que o suficiente para cobrir os custos eficientes e
os investimentos prudentes. A presente análise mostra que, embora o debate sobre as
tarifas gire frequentemente em torno do percentual final, o regulador não deve tomar por
critério o resultado do reposicionamento, seja positivo ou negativo, mas sim os
parâmetros de eficiência, que devem ser os autênticos determinantes das tarifas
socialmente justas.
PROPOSTA ABRACE
A Abrace entende que não cabem mais períodos de transição para os custos operacionais
eficientes e outros mecanismos que são conservadores da ineficiência operacional. Logo,
3 A meta regulatória representa os critérios regulatórios da remuneração bruta do capital e da reintegração de acordo com revisão anterior atualizado de acordo com os reajustes tarifários.
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
2007 2008 2009 2010
Resultado Operacional EBTIDA Meta regulatória
12
entende-se que deve-se aplicar diretamente a nota de eficiência que cabe à Coelce que, no
pior dos casos, é de no máximo 82%, sendo que sua meta de custo operacional regulatório
deve ser de R$ 299 milhões no momento da reposição, sem mais trajetórias adaptativas
além dos 13 anos já usufruídos pela concessionária.
Excepcionalmente, se a Aneel não entender que o estimulo à eficiência é um princípio que
deve prevalecer sobre o conservadorismo, a Abrace sugere que o Fator T não seja limitado.
A Abrace considera que o minimamente justo seria considerar como ponto de partida os
custos atuais da Coelce e que a meta eficiente seja alcançada ao mais tardar no fim do atual
ciclo tarifário, o que implicaria em um Componente T do Fator X de 2.26%, conforme
ilustra a figura a seguir:
Figura 4- Comparação de Trajetórias para Eficiência: Aneel x Abrace
3. CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE PD
No conceito de regulação por incentivo, os monopólios naturais são estimulados a ganhar
eficiência uma vez que, definido um nível de receita, as concessionárias do serviço público
podem reter os ganhos de eficiência durante o ciclo tarifário predeterminado. Isto é
observado pela Aneel na Nota Técnica nº 265/2010-SRE da 1ª Fase da AP40:
39. Nessa sistemática a distribuidora tem forte incentivo para obter uma maior
eficiência em sua gestão, já que poderá reter como benefícios a diferença entre os
custos operacionais eficientes definidos na revisão tarifária periódica, em conjunto com
os ganhos de produtividade definidos no Fator X, e os que efetivamente possa
alcançar(...).
Nota Técnica n.º 265/2010-SRE/Aneel
A Aneel ainda realça a metodologia através da figura reproduzida abaixo, notando que os
ganhos de eficiência devem ser considerados na modicidade tarifária, conforme disposto
nos Contratos de Concessão.
R$ 200
R$ 250
R$ 300
R$ 350
R$ 400
R$ 450
R$ 500
Milh
õe
s
Meta Aneel
Proposta Inicial Aneel
Custo Operacional Atualda Coelce
Custo eficiente Coelce
Trajetória Aneel
Proposta Abrace
13
Figura 5- Regime de regulação por incentivos (Fonte: NT 265/2010-SER/Aneel) 40. Como todas as distribuidoras são incentivadas a reduzirem seus custos, espera-se
que o setor de distribuição como um todo melhore seu desempenho. Cabe ao regulador, no ciclo tarifário seguinte, observar os ganhos de produtividade obtidos pelas
distribuidoras e considerá-los em prol da modicidade tarifária.
41. Assim, para o 3CRTP a proposta preserva o objetivo de se estimular a eficiência
das distribuidoras, considerando o nível médio de eficiência do setor de distribuição.
Tal proposta preserva incentivos às distribuidoras mais eficientes e impede que as
distribuidoras menos eficientes repassem seus custos reais para as tarifas dos
consumidores.
Nota Técnica nº 265/2010-SRE/Aneel
Da discussão acima e se baseando na Figura 5, nota-se que as distribuidoras de energia
elétrica podem reter os ganhos de eficiência durante um único ciclo tarifário. No entanto, o
Submódulo 2.2 do Proret, que trata dos Custos Operacionais, utiliza um índice de
produtividade média obtido pelos ganhos médios de produtividade do setor de
distribuição no período de 2003 a 2009, extraído da NT 294/2011-SRE/Aneel:
20. O índice de produtividade a ser utilizado para atualização dos custos operacionais
definidos no 2CRTP tem por base os ganhos médios de produtividade observados
associados aos custos operacionais no período de análise (2003 a 2009). O valor a ser
considerado é de 0,782% ao ano e é único para todas as empresas.
Proret Submódulo 2.2 – Custos Operacionais
Contudo, o ciclo tarifário da Coelce é estabelecido entre os anos de 2007 e 2010. Ressalta-
se, novamente, que é neste período que a distribuidora pôde reter os ganhos de eficiência
e, portanto, é com referência a este período que devem ser medidos os ganhos de
produtividade do setor.
A Figura 6 apresenta uma análise comparativa para demonstrar a distorção causada por
essa inconsistência metodológica.
14
Figura 6- Ganhos de Produtividade do Setor de Distribuição de Energia Elétrica
É possível medir que o ganho médio de eficiência do 1º ciclo, de acordo com a metodologia
consolidada na Nota Técnica n.º 294/2011 – SRE/Aneel, foi de 0,704%, enquanto o ganho
médio de produtividade do 2º ciclo foi de 2,293%.
Considerando, portanto, a metodologia adotada pelo Regulador, cujos ganhos médios de
produtividade do setor são calculados considerando os dois ciclos expostos acima, ou seja,
0,782%, a Coelce está sendo premiada em mais de R$ 26 milhões.
Os resultados dessa análise foram obtidos através dos valores esperados dos insumos e
produtos (Custos Operacionais, Mercado, Número de Unidades Consumidoras e Extensão
da Rede) considerando a trajetória destes ao longo do tempo, uma vez que os respectivos
dados não foram disponibilizados pelo regulador.
PROPOSTA ABRACE
Considerando a discussão acima, baseada nas premissas adotadas pela Aneel na Regulação
por Incentivo, a Abrace solicita que o número índice de ganhos médios de produtividade
do setor seja calculado considerando apenas o último ciclo tarifário da Coelce, ou seja, o
período de 2007 a 2011, o que levaria o índice de produtividade operacional de 0,782%
para cerca de 2,293%.
4. BASE DE REMUNERAÇÃO
Para o terceiro ciclo de revisão tarifária periódica o Valor da Parcela B é correspondente
ao somatório dos valores dos Custos de Administração, Operação e Manutenção – CAOM e
do Custo Anual dos Ativos – CAA, assim formulado:
O Custo Anual dos Ativos é dado por:
15
Onde:
RC=Remuneração de Capital;
QRR= Quota de Reintegração Regulatória; e
CAIMI= Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis.
A novidade para o terceiro ciclo é o cálculo do CAIMI, que é dado pelo custo anual das
instalações móveis e imóveis, também denominado Anuidades. Esse componente refere-se
aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware,
software, veículos e a infraestrutura de edifícios de uso administrativo. Essa anuidade é
calculada tomando como base os valores definidos como ativos não elétricos. A definição
dos valores dos ativos não elétricos é feita via Base de Anuidade Regulatória – BAR.
Já a remuneração total de capital incluída nas tarifas de energia elétrica está diretamente
relacionada aos custos do capital investido na concessão. A remuneração de capital é
resultado da aplicação da taxa de retorno estabelecida pela Aneel sobre a BRR, enquanto a
Quota de Reintegração é obtida considerando o tempo de vida útil dos ativos em relação à
BRR.
Assim, o Custo Anual dos Ativos depende fundamentalmente da Base de Remuneração
Regulatória e Base de Anuidade Regulatória.
A BRR corresponde ao valor dos ativos necessários para a prestação do serviço de
distribuição de energia elétrica e está definida nos termos da Resolução Aneel no 493, de
03/09/2002. O método adotado pela Aneel para avaliação dos ativos que compõem a base
de remuneração é o Valor Novo de Reposição – VNR4.
Esse método vem sendo adotado desde o primeiro ciclo de revisão tarifária periódica, com
alguns aperfeiçoamentos entre o segundo e o terceiro ciclo. Em resumo, os ativos foram
totalmente avaliados somente no primeiro ciclo tarifário. A partir dessa primeira avaliação
esses ativos compõem a Base Blindada e a cada ciclo tarifário são avaliados a VNR apenas
os investimentos incrementais, ou seja, a Base Blindada a cada ciclo é atualizada, via IGPM,
e acrescida dos valores dos ativos incrementais, valorados a VNR, formando assim a BRR
da data de revisão tarifária periódica.
Os valores desses ativos são estabelecidos por um Laudo de Avaliação apresentado pela
concessionária à Aneel, a qual fiscaliza e valida tanto às quantidades quanto os preços.
Cabe ressaltar que desde o primeiro ciclo a Agência identificou a necessidade de
construção de um Banco de Preços de Referência para valoração dos ativos que compõem
a BRR. A construção desse Banco encontra-se em andamento, enquanto isso os valores que
resultam do Laudo de Avaliação de Ativos são valorados com base no Banco de Preços da
concessionária.
4 A legislação específica define que, para fins de avaliação de ativos, é considerado como valor novo de reposição o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido por cotações e/ou composição de custos, considerando-se também os custos de frete, instalação, impostos e outros que representem a sua completa reposição.
16
Assim, para cada ciclo de revisão tarifária periódica a Aneel apresenta valores referentes à
Base de Remuneração Regulatória por distribuidora. Para a Coelce, os valores estão
apresentados na Nota Técnica 23/2012-SRE/Aneel, no âmbito da Audiência Pública
02/2012.
Nesse sentido, realizou-se uma análise de consistência dos valores propostos pela Aneel
na AP 002/2012 para a BRR com base nas demonstrações financeiras publicadas pela
Coelce. A escolha dessa opção deve-se aos seguintes motivos:
a) não divulgação do Laudo de Avaliação dos Ativos disponíveis à prestação do serviço;
b) ausência de acesso aos parâmetros contidos no Banco de Preços utilizado para valoração dos ativos.
Sendo assim, para proceder à análise de consistência para o terceiro ciclo optou-se por um
método de comparação entre os valores fixados para o segundo ciclo revisório em relação
aos valores propostos para o terceiro ciclo. A alternativa de análise tem como base de
fundamento as demonstrações financeiras da Coelce dos anos de 2006 a 2010, publicadas
pela CVM, considerando que essas refletem a realidade econômica e financeira da
concessionária, haja vista que também são objeto de auditoria independente e aprovação
do Órgão Regulador.
Tomando-se como exemplo o Balanço Patrimonial da Coelce de 2010, o ativo intangível5
líquido atualizado apresenta o valor de R$ 1.992 milhões, enquanto a Aneel apresenta uma
avaliação de R$ 2.675 milhões para o que se espera que seja o mesmo conjunto de ativos.
Isso representa um adicional de 34,3% em relação aos dados publicados pela CVM.
Observa-se, portanto, em uma análise simplista que há uma diferença significativa entre os
valores publicados pela Aneel e pela CVM.
Isso fica mais bem evidenciado ao se comparar os valores publicados para o segundo e
terceiro ciclos:
5 Ressalta-se que a partir de 2010, o Ativo Imobilizado em Serviço das concessionárias, passaram por reclassificação para atender a nova legislação societária, Lei 11.638/2007, que classifica os ativos disponíveis a prestação do serviço como ativo intangível.
-
500.000.000
1.000.000.000
1.500.000.000
2.000.000.000
2.500.000.000
3.000.000.000
2006 2007 2008 2009 2010
R$ m
il
AI (BP) x AIS (BRR)
Ativo Atualizado AIS-Aneel
34,3%6,40%
17
Figura 7 – BRL comparação de estimativas6 O gráfico acima demonstra que em 2007 a Base de Remuneração Líquida (BRL) apurada pela Aneel era 6,4% superior ao montante do Ativo em Serviço enquanto que a base apurada no ano de 2010 é superior em 34,3%.
Sabe-se que os valores publicados pela Aneel e os publicados pela CVM não serão iguais
pois estão valorados com metodologias distintas, mas como se referem ao mesmo
conjunto de ativos, eles devem guardar relação.
Subentende-se da proposta da ANEEL, considerando a metodologia aplicada - atualização
da Base Blindada + VNR para os ativos incrementais - que para repor esse mesmo grupo
de ativos necessários a prestação do serviço gastar-se-ia 34,3% a mais do que está
contabilizado nas demonstrações financeiras atualizadas. No segundo ciclo, utilizando-se
mesmos critérios esse percentual era de apenas 6,4%. Observa-se um incremento
percentual de 27,9%.
A resposta para essa elevação deve guardar relação com o patamar de investimentos
realizados dentro do ciclo tarifário, pois sabe-se que os valores publicados para esse
conjunto de ativos corresponde à atualização da Base de Remuneração Regulatória
definida no segundo ciclo, a chamada Base Blindada, acrescida dos ativos incrementais
avaliados pelo Valor Novo de Reposição – VNR.
Para efeito de comparação e verificação de consistência do método, a Abrace realizou um
exercício de composição da BRR Líquida considerando as orientações do Submódulo 2.3
Proret – Base de Remuneração, em especial o contido nos itens 3.2.1 e 3.2.2, Tratamento
da Base Blindada e Tratamento da Base Incremental.
Para o exercício foram utilizados os dados de crescimento dos ativos anuais sempre com
atualização pelo IGPM, tanto para a Base Blindada quanto para a Base Incremental. Os
valores podem ser observados nas tabelas a seguir:
Tabela 3 - Análise de Consistência
Base de Remuneração Regulatória
Item
Valores (R$)
Base blindada líquida do 2o. Ciclo
2.969.193.987
Baixas do período
-16.316
1) Resultado
2.969.177.671
Atualização pelo IGPM
3.909.559.171
Obrigações especiais
(579.464.539)
Depreciação do período
(518.542)
Índice de aproveitamento - IA
(4.991.828)
2) Base atualizada IGPM
3.324.584.263
Investimentos anuais evidenciados no Balanço Patrimonial (R$) Atualizações IGPM
2007 147.688.000 194.462.925
2008 253.189.000 303.600.727
2009 149.820.000 170.472.723
2010 228.413.000 252.618.670
6 Os valores referentes ao ativo publicados pela CVM foram corrigidos pelo IGPM e deles foram subtraídos os ativos não relativos as atividades da concessão.
18
3)Total de Investimentos 779.110.000 921.155.045
Depreciação dos ativos incrementais (taxa média 4,53%) (41.728.324)
IA estimado com base no atual (1.428.068)
4) Valor total dos investimentos no ciclo 877.998.654
5) Ativo em Serviço (2+4) 4.202.582.917 6)Ativo atualizado até a data da revisão (01/11/11 a 01/04/12) 4.353.928.377
Partindo desses valores de investimentos e dos valores estabelecidos no segundo ciclo, foi
realizada uma estimativa da Base de Remuneração Regulatória (Bruta e Líquida) a ser
considerada no cálculo das tarifas da Coelce. O exercício considera todas as instruções da
Aneel, e a diferença de cálculo está concentrada nos valores dos investimentos do período.
Nesse exercício esses investimentos incrementais foram atualizados pelo IGPM, enquanto
na metodologia da Aneel eles são avaliados a VNR.
Utilizando esse método, a Abrace chega ao valor esperado de Ativo Bruto de R$ 4.353
milhões. Esse valor será utilizado como partida para cálculo da Base esperada para o
terceiro ciclo.
A Tabela seguinte apresenta os valores utilizados no cálculo da Abrace em comparação
com as informações da Aneel.
Tabela 4– Estimativa da BRR – Abrace
Ressalta-se que se trata de uma análise de consistência com a qual se pretende alcançar
patamares de valores coerentes com os investimentos realizados e com os ativos
disponíveis à prestação do serviço.
Proposta Aneel Proposta ABRACE
Descrição AP02 /2012
Ativo em Serviço - Bruto 4.659.160.854,28 4.353.928.376,90
Depreciação Acumulada 1.978.992.639,80 1.978.992.639,80
Indice de aproveitamento 4.991.827,60 4.991.827,60
AtivoLíquido em serviço 2.675.176.386,88 2.369.943.909,50 -11,41%
Indice de aproveitamento Integral 4.991.827,60 4.991.827,60
Obrigações Especiais Bruta 876.697.454,40 876.697.454,40
Bens 100% Depreciados 583.305.997,34 583.305.997,34
Base de Remuneração Bruta 3.194.165.574,94 2.888.933.097,56
Depreciação Acumulada 1.978.992.639,80 1.978.992.639,80
Almoxarifado em Operação 3.257.707,37 3.257.707,37
Ativo Diferido 0,00 0,00
Obrigações Especiais
Obrigações especiais líquida 772.429.431,76 772.429.431,76
Terrenos e Servidões 13.444.205,96 13.444.205,96
Bens 100% Depreciados
Capital de Giro 0,00 0,00
Ativo LÍQUIDO (Valor de mercado em uso) 2.680.168.214,48 2.374.935.737,10
Índice de aproveitamento Depreciado 4.991.827,60 4.991.827,60
Valor da Base de Remuneração 2.675.176.386,88 2.369.943.909,50
Base de Remuneração Bruta 3.194.165.574,94 2.888.933.097,56 -9,56%
Base de Remuneração Líquida 1.919.448.868,45 1.614.216.391,07 -15,90%
Quota de Reintegração 144.695.700,54 130.868.669,32
Taxa de Depreciação média 4,53% 4,53%
Var. %
19
A diferença entre a proposta da Abrace para o Ativo líquido em relação à proposta da
Aneel são da ordem de -11,41%. Significa dizer que observada a proposta da Abrace para
os valores dos ativos, isso acarretaria uma redução de 9,56% na Base de Remuneração
Bruta e de 15,90% na Base de Remuneração líquida.
Considera-se também que o nível de investimentos evidenciado nas demonstrações está
em patamar semelhante ao apurado para cálculo do Fator X, e também permeia todas as
demonstrações publicadas pela Coelce.
Esse exercício tem por objetivo alertar a Aneel para o exorbitante nível de valorização dos
ativos que o VNR proporciona, uma vez que com as devidas atualizações da Base Blindada
e dos investimentos realizados no período, conforme demonstrado pelos cálculos da
Abrace, os valores dos bens evidenciados nas demonstrações financeiras resultariam em
uma diferença a maior de 16% entre o Ativo Intangível de 2010 e o valor dos ativos da
BRR para o terceiro ciclo, enquanto que pela avaliação a VNR, essa diferença sobe para
34,3%.
Tabela 5 – Comparação valores entre CVM, Aneel, Abrace
Ressalta-se ainda que o Banco de Preços pelo qual os ativos são avaliados tem por fonte a
própria concessionária, abrindo espaço para a assimetria de informação entre regulador e
regulado. Segundo a literatura disponível, a metodologia do VNR deveria considerar para
esses bens os efeitos tecnológicos os quais tendem a reduzir alguns valores de ativos. O
que se observa é exatamente o contrário, os valores apresentados como VNR estão sempre
superiores aos valores atualizados pelo IGPM, um índice tradicionalmente atribuído a bens
comercializáveis e inclusive utilizado pela Aneel para a Base Blindada.
Note-se que mesmo se utilizados outros índices de preços para atualização da Base o valor
obtido não se aproximaria da proposta da Aneel, haja vista que o índice que apresenta a
maior variação no período é o IGPM que foi o utilizado pela ABRACE, conforme tabela
abaixo:
Tabela 6 – Variação de índices
Dessa forma, até a finalização do Banco de Preços de Referência Aneel, a Abrace entende
ser necessária uma análise de consistência com os valores publicados pelas
demonstrações, pois isso mitigaria os riscos envolvidos pela natureza potencialmente
tendenciosas da fonte de informações provisória, dando maior credibilidade e sustentação
ao método estabelecido. Essa análise de consistência contribuiria para o equilíbrio entre
os interesses dos consumidores e das concessionárias.
Ativo em Serviço (R$) R$ Var. % R$ Var. %
1.992.088.501 2.369.943.909 16% 2.675.176.387 34%
ABRACE Aneel
IPA M IPCA/IBGE INCC-M/FGV INPC IGPM
Variação do período 22,77% 17,12% 24,37% 18,46% 31,67%
20
Logo, considerando a limitação dos dados disponíveis, a Abrace defende a manutenção da
proporção entre a base fixada para o terceiro ciclo em relação ao AI evidenciado nas
demonstrações financeiras, não devendo ultrapassar 20%.
Note-se que a análise de consistência efetuada pela Abrace resultou no valor esperado de
R$ 2.888 milhões para a Base de Remuneração Bruta, o que representa um incremento de
23,95% em relação à BRR apurada para o segundo ciclo, guardando consistência e
coerência com os investimentos realizados no período. Assim, sugere-se que a Aneel
considere para cálculo da BRR os investimentos efetivamente realizados pela empresa e
declarados nos demonstrativos financeiros publicados, sendo esses últimos uma fonte de
informação transparente.
PROPOSTA ABRACE
A Abrace solicita que a Aneel verifique a consistência dos valores da Base de Remuneração
Regulatória quando da aprovação dos valores definitivos, tendo em vista que os valores
considerados a Valor Novo de Reposição utilizam o banco de preços da concessionária e
encontram-se superestimados em comparação a outros métodos de atualização. Nesse
sentido, a Associação solicita que a Aneel não admita, para fins de Base de Remuneração
Bruta, valores superiores a R$ 2.880 milhões, guardando coerência com os investimentos
incrementais realizados conforme as demonstrações financeiras da empresa.
5. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA
Conforme mencionado no início da Seção 4, o método de cálculo para remuneração dos
ativos relativos à administração é feito por meio de anuidades que consideram os valores
dos ativos não elétricos como referência, a denominada Base de Anuidade Regulatória –
BAR. Essa anuidade considera que esses ativos possam ser alugados ou de propriedade da
própria distribuidora de forma que se torne indiferente a opção para o cálculo. Nos ciclos
anteriores o cálculo dessas anuidades era incluído na Empresa de Referência.
A Nota Técnica de revisão tarifária da Coelce apresenta a seguinte formulação para o
cálculo da BAR, da anuidade e posteriormente do CAIMI:
(1)
Onde:
BAR: montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos
elétricos (instalações móveis e imóveis);
AIS: Ativo imobilizado em serviço aprovado no 3CRTP;
IA: índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado no 3CRTP;
IGPM1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária;
IGPMo: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011.
Depois de calculada a BAR, calcula-se um percentual para cada um de seus grupos de
ativos não-elétricos:
21
Depois de calculada essa proporção, calcula-se a anuidade para cada grupo de ativos
(aluguéis, veículos e sistemas) de acordo com a formulação a seguir:
(2)
(3)
Quanto ao método de inclusão das anuidades referentes aos ativos relacionados à
administração, entende-se que a remuneração desses bens com base nos ativos em serviço
avaliado é mais coerente do que com base em um modelo de empresa de referência, pois
na ER esses ativos eram considerados na estrutura de referência passando por ajustes
para adequação desses ativos ao modelo.
A tabela a seguir compara os cálculos apresentados pela Aneel e a estimativa da Abrace
que considera os valores de ativo em serviço:
Tabela 7 – Estimativa CAIMI
A alteração dos valores do Ativo Imobilizado em serviço acarreta uma redução dos valores
a serem considerados como CAIMI de 5,50%.
PROPOSTA ABRACE
A Associação solicita que a Aneel não admita, para fins de Base de Remuneração Bruta,
valores superiores a R$ 4.353 milhões, guardando coerência com os investimentos
Aneel ABRACE
AIS 4.659.160.854,28 4.353.928.377
IA 4.991.827,60 4.991.827,60
BAR 196.327.257,21 186.083.525,68
BAR aluguéis 49.081.814,30 46.520.881,42
BAR Veículos 49.081.814,30 46.520.881,42
BAR Sistemas 98.163.628,61 93.041.762,84
Anuidade (Infraestrutura) 4.658.160,83 4.415.112,82
Anuidade (Veículos) 12.317.081,30 11.674.415,19
Anuidade (sistemas) 14.817.799,74 14.044.654,10
CAIMI 31.793.041,86 30.134.182,11
22
incrementais realizados conforme as demonstrações financeiras da empresa e considere
esse mesmo critério para cálculo das anuidades.
6. RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
Para o 3º ciclo de revisão tarifária periódica o valor de receitas irrecuperáveis a ser
considerado é composto por duas parcelas:
(1) uma associada aos encargos setoriais; e
(2) outra relativa aos demais itens da receita da distribuidora.
O cálculo da parcela relativa aos encargos setoriais é feito a partir do nível de
receitas irrecuperáveis da própria concessionária. O objetivo é calcular os custos
com encargos setoriais da forma mais precisa possível considerando, inclusive, o
montante que é faturado e não recebido pelas concessionárias. Esses níveis são
reconhecidos desde que não superem os limites estabelecidos no Submódulo 2.2
do Proret.
Para a parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita, são
definidos percentuais regulatórios por classe de consumo e por grupo de
empresas. Os percentuais regulatórios são baseados no desempenho das
distribuidoras que compõem cada um dos grupos. O percentual de cada grupo está
apresentado na tabela a seguir:
Figura 8- Percentual Regulatório de Receitas Irrecuperáveis
Para a Coelce, que pertence ao Grupo 1, os valores calculados pela Aneel para o
terceiro ciclo são:
23
Tabela 8 – Valores apurados a título de RI
As receitas irrecuperáveis representam 0,90% do total da Receita Requerida da
Coelce. Quanto à parcela de encargos entende-se que no âmbito da discussão da
neutralidade dos encargos esse assunto foi adequadamente tratado, uma vez que
considera-se efetivamente os custos com encargos setoriais da forma precisa ao
considerar o nível da própria concessionária.
No entanto, quanto ao cálculo das demais receitas entende-se que não se deve
utilizar a média do grupo uma vez que o nível percentual real do aging da Coelce
está em todas as classes, inferior à média apurada pelo grupo.
Como já apontado pela Abrace na Audiência Pública n.º 40/2010, a utilização de
referências médias por agrupamentos, ainda que esses parâmetros de eficiência
média venham a ser estabelecidos com isenção da influência das empresas
reguladas, podem constituir referências pouco desafiadoras quando aplicadas
no início de um ciclo tarifário. Para as empresas mais eficientes, esta metodologia
elimina o incentivo para a redução dos custos ou, mais especificamente,
desestimula maiores esforços na gestão da inadimplência.
Os prejuízos causados ao consumidor pela utilização direta das referências médias
de inadimplência sem a utilização do real nível individual de eficiência da
empresa produzem sobre-receita para algumas concessionárias, em detrimento de
tarifas mais justas e competitivas para os consumidores industriais.
PROPOSTA ABRACE
Sendo assim, considerando a discussão anterior e a recomendação da Diretoria da
Aneel quanto ao tratamento das receitas irrecuperáveis :
“...decidiu ainda que o tratamento tarifário referente às perdas irrecuperáveis
(inadimplência) poderá ser discutido e considerado no âmbito da regulamentação e
realização das revisões periódicas”. a Abrace propõe que para a Coelce para cálculo
da parcela de receitas irrecuperáveis relativa aos demais itens da receita também seja utilizado o nível real de percentual regulatório da própria Coelce.
Parágrafo 20 da Nota Técnica no 306/2011-SRE/Aneel
Receitas Irrecuperáveis Aneel
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 2.877.683,85
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 18.526.563,82
Total a título de Receitas Irrecuperáveis 21.404.247,67
Receita Requerida Total 2.367.311.945,31
% a título de RI 0,90%
24
A utilização desse percentual geraria um valor de receitas irrecuperáveis conforme
tabela abaixo:
Tabela 9 – Estimativa de valores Abrace
No entendimento da Abrace, no início de cada ciclo tarifário as referências médias
devem ser aplicadas com restrições, ou seja, deveriam em último caso ser
aplicadas somente para as empresas que estão abaixo no nível de eficiência do
grupo e para aquelas concessionárias em que o regulador identifique um nível de
eficiência superior à referência, não há motivos para que se reconheçam custos
superiores aos custos reais da empresa no início de um ciclo tarifário.
7. OUTRAS RECEITAS PARA MODICIDADE TARIFÁRIA
O submódulo 2.7 do Proret propõe a metodologia para estimar o valor regulatório das
receitas a serem convertidas para modicidade tarifária. Esse valor é obtido a partir de um
valor contábil bruto e em seguida é subtraído um percentual estimado de despesas e
tributos que variam de acordo com a classificação da atividade.
Embora a metodologia proposta seja apurada e trate cada item de outras receitas
individualmente com respeito ao estímulo à eficiência, parece haver uma inconsistência
entre o valor apurado para outras receitas apresentado na Nota Técnica n.º 23/2012-
SRE/Aneel e o valor apurado nas demonstrações financeiras da Coelce para o exercício de
2010, conforme mostra a tabela abaixo.
Tabela 10 – Estimativa de valores Abrace
NT 23/12 -SRE/Aneel Valor Contábil Diferença
Receita Bruta 32.737.145 49.866.000 17.128.854
Embora o período de apuração proposto pela Aneel não coincida exatamente com as
demonstrações contábeis, isso não justificaria uma diferença de mais de R$17 milhões ou
Receitas Irrecuperáveis Aneel ABRACE
Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais (Vi) 2.877.683,85 2.877.683,85
Demais Receitas Irrecuperáveis (Vse) 18.526.563,82 14.337.600,19
Total a título de Receitas Irrecuperáveis 21.404.247,67 17.215.284,04
Receita Requerida Total 2.367.311.945,31 2.367.311.945,31
% a título de RI 0,90% 0,73%
25
52% com relação ao valor proposto. Ainda nesse sentido cabe ressaltar o percentual
arrecadado de outras receitas em relação à receita de fornecimento durante o ciclo
tarifário.
Tabela 11 – Evolução de Outras Receitas
Percebe-se pela arrecadação do período tarifário que o valor que a Coelce apura em seus
resultados com Outras Receitas é bem superior ao valor considerado pela Agência.
Segundo as Notas Explicativas constantes do Balanço Patrimonial da Coelce, os valores
contabilizados como Outras Receitas referem-se à: Inspeção de instalação, Renda na
prestação de serviço, Arrendamento e aluguéis, Serviços Taxados e Outros. A
nomenclatura dessas receitas evidenciada nas demonstrações financeiras difere da
nomenclatura utilizada pela Aneel para cálculo de Outras Receitas, no entanto, sua
essência e natureza são as mesmas.
De acordo com a Subcláusula Quinta da Cláusula Primeira dos Contratos de Concessão
estabelece que:
“as concessionárias somente poderão exercer outra atividade empresarial mediante
prévia comunicação à Aneel e desde que as receitas auferidas, que deverão ser
contabilizadas em separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade
das tarifas do serviço de energia elétrica, que será considerada nas revisões (...)”.
Cláusula Primeira - Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços
Contrato de Concessão de Distribuição n.º 01/ 98 – Aneel
A Abrace entende que a concessão pública antecede e prevalece sobre as atividades
complementares e empresariais. A Nota Técnica n.o 299/2011-SRE/Aneel propõe o
tratamento daultrapassagem de demanda e excedente de reativo7 como Obrigações
Especiais após a dedução de um percentual regulatório de 3,5%, dos tributos incidentes e
das receitas irrecuperáveis. Essas receitas são associadas ao uso dos sistemas de
distribuição e são devidas apenas pelo usuário que infringir os limites estabelecidos pela
Aneel. Tais receitas só podem ser auferidas em razão do negócio de concessão pública.
Assim, é inadmissível que somente a concessionária se aproprie de tais receitas.
A proposta de compartilhamento apresentada para o terceiro ciclo é um passo importante
para a correta distribuição dos resultados aferidos pela concessionária, de forma a
compartilhar com os consumidores finais apenas o lucro obtido. A consideração dos custos
que a distribuidora tem na obtenção dessas receitas observa a gestão atual da
concessionária sobre a sua arrecadação e torna-se um grande estímulo para que elas
7 A associação das distribuidoras conseguiu liminar na justiça impedindo a consideração dessas duas receitas como “Outras Receitas. A Aneel recorreu e aguarda julgamento.
2007 2008 2009 2010
Outras Receitas (R$ mil) 83.597 105.036 91.703 49.866
Receita Bruta (R$ mil) 2.431.347 2.696.537 2.984.126 2.849.706
Outras Receitas/ Receita Bruta 3,44% 3,90% 3,07% 1,75%
Outras Receitas - Demonstrações Financeiras
26
sejam continuamente aumentadas. No entanto é necessário que para a apuração de Outras
Receitas sejam também observados os valores representativos e consistentes com as
demonstrações financeiras, não somente os informados pelas concessionárias.
PROPOSTA ABRACE
A Abrace reconhece a eficácia da metodologia aplicada para Coelce e apoia o tratamento
dado às receitas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativo. Essa associação
solicita apenas que a Aneel verifique a inconsistência nos valores brutos de outras receitas
para modicidade tarifária e corrija eventuais discrepâncias.
8. CUSTO MÉDIO PONDERADO DE CAPITAL
Apesar da ação judicial promovida pelas distribuidoras, a Abrace defende a metodologia e
a aplicação do custo médio ponderado de capital (Wacc) proposto pela Aneel. Assim como
a Aneel, a Abrace entende que o Wacc regulatório deve compatibilizar o retorno e a
percepção do risco do investimento no setor de distribuição de energia elétrica na área de
concessão. Logo, torna-se evidente que, ao se reposicionar o nível de receitas da
concessão, o regulador deve estipular uma taxa de retorno compatível com a percepção do
investidor, livre dos efeitos de tributos e subsídios.
A Medida Provisória 2.199/01 estabeleceu o desconto de 75% na alíquota do imposto de
renda com o intuito de atrair investimentos necessários ao desenvolvimento das áreas da
Sudam e Sudene nas Regiões Norte e Nordeste. A taxa de retorno regulatório proposta
pela Aneel para a Coelce, que inclui o efeito do referido desconto, resulta em 10,19% em
contraste com os 11,36% definidos para distribuidoras fora dessa região.
O equilíbrio econômico-financeiro da Coelce depende da definição do custo de capital
regulatório adequado. Esse não deve necessariamente coincidir com o retorno sobre o
capital de fato auferido pela concessionária. O percentual de 11,36% representa a taxa de
retorno regulatório calculado através de metodologias reconhecidas que é suficiente para
atrair investimentos compatíveis com o serviço de distribuição no Brasil.
Na área de concessão da Coelce, entretanto, existem fatores institucionais alheios ao papel
da regulação econômica do serviço público. Isso torna necessária a adaptação da taxa de
11,36%. O custo de capital regulatório de 11,36% elevaria artificialmente a taxa de
retorno percebida pela Coelce, o que levaria a um potencial sobreinvestimento e lesaria o
princípio da modicidade tarifária.
Além de promover os investimentos prudentes e resguardar a modicidade tarifária, a
proposta da Aneel é compatível com o espírito da Medida Provisória nº. 2.199/01.
Primeiramente, o custo de capital de 10,19% é o suficiente para promover os
investimentos prudentes no setor de distribuição de energia elétrica. Em segundo lugar, o
que realmente deve-se observar é que a taxa de 10,19%, ao promover a modicidade
tarifária, desonera o custo da energia elétrica, um insumo essencial para o
desenvolvimento da Região Nordeste.
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Por fim, vale lembrar que o custo de capital regulatório é apenas uma marca definida pelo
regulador que visa equilibrar o contrato de concessão. Sendo regida pelo regime
regulatório de preço-teto, a Coelce desfrutará dos benefícios oferecidos pela Medida
Provisória 2.199/01, que deve ser aplicada sobre o lucro real a ser auferido no novo ciclo
tarifário.
9. COMPRA DE ENERGIA
A revisão tarifária das distribuidoras de energia elétrica é o momento em que todas suas
contas são avaliadas e um novo patamar de tarifas é estabelecido a fim de garantir o
fornecimento da energia com qualidade, sem comprometer o equilíbrio econômico
financeiro da concessionária.
A revisão tarifária também é o momento para se refletir sobre os impactos causados pelas
regras que regem o setor. E a Aneel desempenha um papel fundamental quanto à
transparência de cada etapa do processo de construção das tarifas, principalmente no que
diz respeito às ineficiências causadas não só por políticas públicas, como é o caso dos
encargos setoriais e da elevada carga tributária, que a Agência tem destacado em
praticamente todos os processos de reajuste tarifário, mas também as ineficiências
causadas pelo próprio modelo do setor elétrico brasileiro.
O consumidor da Coelce reiteradamente tem questionado o contrato bilateral de compra
de energia firmado entre a Coelce e a Usina Termelétrica Fortaleza (Termofortaleza),
ambas pertencentes ao grupo Endesa. A energia elétrica adquirida por meio deste contrato
representou cerca de 35% de toda a energia necessária para o atendimento do mercado da
Coelce no 2º ciclo de revisão tarifária e 54% dos custos com a compra de energia elétrica.
Já no 3º ciclo, o contrato corresponde a quase 30% do volume de energia elétrica
necessário e 40% dos custos.
O volume anual de energia elétrica contratada, de 2.689.320 MWh, é tão significativo que,
em relação à receita requerida da distribuidora, que foi responsável por cerca de 27% no
2º ciclo e corresponderá, neste ciclo, a quase 20% de todos os custos, repasses e
remuneração de capital da distribuidora.
Entretanto, esse expressivo volume de energia, cujo valor de contrato foi reajustado para
R$173,48 por MWh, não é produzido pela usina, seja por falta de combustível, seja por
conta do modelo de despacho de usinas adotado pelo governo e coordenado pelo
Operador Nacional do Sistema (ONS).
A Tabela 12 apresenta o volume produzido de energia elétrica pela usina ao longo do 2º
ciclo tarifário.
Tabela 12– Produção de energia elétrica pela Termofortaleza em MWh/mês 2007 2008 2009 2010 2011
jan - 14.136 31.248 36.456 0
fev - 23.520 0 44.352 0
28
mar - 42.408 0 0 0
abr 0 0 15.840 36.000 0
mai 0 0 0 129.456 -
jun 0 0 100.800 228.960 -
jul 0 0 91.512 232.872 -
ago 0 0 26.784 188.976 -
set 6.480 0 2.160 226.080 -
out 0 0 126.480 237.336 -
nov 720 0 59.040 228.240 -
dez 0 0 70.680 151.032 -
Total 7.200 80.064 524.544 1.739.760 0
A quantidade total de energia elétrica gerada de fato pela Termofortaleza durante todo o
2º ciclo tarifário da Coelce foi de 2.351.568 MWh. Ou seja, a termelétrica produziu ao
longo de todo o 2º ciclo tarifário menos do que contratualmente vendeu em um ano. Cerca
de metade dessa energia foi gerada por razão energética, que é o despacho determinado
pelo ONS quando há risco de desabastecimento. O custo dessa geração já é coberto pelo
Encargo de Serviços do Sistema (ESS), que é pago por todos os agentes do setor.
A comercialização de energia elétrica no Brasil não corresponde necessariamente à
produção de uma usina termoelétrica despachada centralizadamente, mas o preço e a
quantidade contratada devem refletir a utilidade da termoelétrica para o sistema – e
consumidores – nos termos de sua garantia física. Como houve uma profunda alteração na
sistemática de funcionamento do setor, com a atribuição compulsória aos consumidores
de custos voltados para a segurança que antes faziam parte dos contratos de energia, o
equilíbrio pactuado no contrato da Termofortaleza com a Coelce (mesmo que existindo no
momento original da contratação) pode ter sido afetado em desfavor dos consumidores.
Ocorre que fatores como a contratação de energia de reserva e o despacho fora da ordem
de mérito de usinas termoelétricas – inclusive da própria Termofortaleza – reduziram o
preço médio do PLD e a necessidade de despacho da usina por razões de mérito. Este fator
pode ter reduzido o custo médio de compra de energia no spot e reduzido o custo de
aquisição de combustível nos momentos de despacho – sendo ambos fatores considerados
pelo vendedor no momento em que firmou o contrato de energia.
Assim é possível que a utilidade real da usina para os consumidores seja menor do que a
que foi precificada no contrato e que o custo da energia não corresponda a seu benefício
em um movimento que pode estar ampliando a rentabilidade original do projeto em
desfavor dos consumidores da Coelce e de forma desproporcional ao risco precificado no
projeto.
Além disso, é possível, portanto, que o contrato take-or-pay firmado entre a Petrobras e a
Termofortaleza tenha sido modificado, uma vez que a estatal não pôde mais honrar com o
fornecimento de gás natural à usina. Essa alteração operacional certamente deveria ter
reflexos também no contrato entre a Termofortaleza e a Coelce, cujo equilíbrio ficou
comprometido em decorrência da falta de gás.
29
Com base no 2º ciclo tarifário da Coelce, entre 2007 e 2011, o valor pago pela
Termofortaleza para adquirir energia no mercado de curto prazo foi da ordem de R$800
milhões de reais. No entanto, no mesmo período, os consumidores da Coelce pagaram um
total de R$1,8 bilhão à Termofortaleza. Naturalmente esta diferença não deve
corresponder a um valor maior do que um “prêmio de lastro” que reflita a utilidade da
termoelétrica para o sistema, sendo que um valor adicional a este deve chamar a atenção
do regulador para que se revisite o contrato com o objetivo de aferir seu equilíbrio – que
se fosse perturbado na direção oposta seria naturalmente contestado pelo vendedor.
O consumidor não deve arcar com o ônus decorrente de efeitos colaterais da operação do
setor elétrico ou de estratégias empresariais que não tenham correspondência com as
práticas de um serviço regulado com base na modicidade e na sustentabilidade econômico
financeira do setor.
A Abrace gostaria que fosse observada a Resolução Normativa n.º334/2008 que regula o
controle prévio e a posteriori de contratos entre partes relacionadas:
Art. 14. Os atos e negócios jurídicos entre partes relacionadas deverão ser
estabelecidos em condições estritamente comutativas, sem onerar
desproporcionalmente as partes.
§ Io A comutatividade será apurada mediante a verificação da compatibilidade das
cláusulas econômicas e financeiras estabelecidas no respectivo instrumento jurídico,
perante outros atos e negócios jurídicos praticados no mercado, versando sobre bens
ou serviços substitutos, os quais são, para os fins desta Resolução, aqueles cuja
utilidade pode ser obtida da mesma forma e intensidade pelo uso de outro bem ou
serviço.
Resolução Normativa Aneel n.º334/2008
Vale observar que, caso o contrato não seja revisitado para aferição de seu equilíbrio, a
defasagem contratual em favor dos consumidores deve aumentar. O crescente despacho
de usinas térmicas para manter o nível dos reservatórios, faz com que o preço no curto
prazo fique mais baixo. Logo, a discrepância entre a tarifa de mercado e a tarifa paga pelo
consumidor da Coelce deve aumentar, causando um ônus potencial ainda superior.
Existe, ainda, um desdobramento do problema da Termofortaleza que amplifica o ônus
imposto ao consumidor do Ceará. A Coelce tem apresentado elevadas sobras de energia,
que no caso da revisão tarifária alcança 11%. A Abrace entende que a atual regulação de
compras de energia não estimula a distribuidora a realizar uma boa projeção de mercado.
Como a tarifa média da distribuidora é de aproximadamente R$ 120/MWh e as sobras
devem ser valoradas pela média dos contratos em ambiente regulado (R$ 101/MWh), o
consumidor deve arcar com um desvio na previsão da compra de energia de R$ 13
milhões. Esse fenômeno é específico para o caso da Coelce, cuja tarifa da Termofortaleza
causa uma distorção nas compras de energia.
PROPOSTA ABRACE
A Abrace chama a atenção para o fato de que as condições do contrato com a
Termofortaleza impõem aos consumidores da Coelce um ônus excessivo. Diversas das
condições da assinatura do referido contrato não se verificam no contexto atual,
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apontando para um desequilíbrio do mesmo em desfavor dos consumidores, o que resulta
principalmente em tarifas discrepantes. Deve-se destacar a própria regulamentação da
Aneel com respeito à contratação de energia em geral e particularmente entre partes
relacionadas, que exige compatibilidade entre o custo imposto ao consumidor e as
alternativas do mercado – o que deve ser assegurado ao longo de todo o contrato e não
apenas em seu equilíbrio original (ou seja, mesmo que o contrato refletisse uma condição
original perversa para o consumidor, mas legal, ele precisa ser revisitado porque pode ter
se tornado ainda mais desfavorável).
A Abrace compreende a importância da estabilidade das regras e contratos no setor
elétrico, e dos direitos assegurados a vendedores e compradores. Mas as condições
evidenciadas no processo pedem uma interferência do regulador que, preservando
direitos, deve ser capaz de corrigir distorções com a revisão o contrato bilateral entre a
Termofortaleza e a Coelce e, inclusive, com a ponderação do custo-benefício de sua
rescisão.
