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CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 040 /2010
NOME DA INSTITUIÇÃO: REDE ENERGIA S.A
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
ATO REGULATÓRIO: (Especificar Nome/Tipo, nº e data, caso existam)
EMENTA (Caso exista):
CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS
IMPORTANTE: Os comentários e sugestões referentes às contribuições deverão ser fundamentados e justificados, mencionando-se os artigos, parágrafos e incisos a que se referem, devendo ser acompanhados de textos alternativos e substitutivos quando envolverem sugestões de inclusão ou alteração, parcial ou total, de qualquer dispositivo.
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO
CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS IMPORTANTE: Os comentários e sugestões referentes às contribuições deverão ser fundamentados e justificados, mencionando-se os artigos, parágrafos e incisos a que se referem, devendo ser acompanhados de textos alternativos e substitutivos quando envolverem sugestões de inclusão ou alteração, parcial ou total, de qualquer dispositivo.
PROPOSTA AP 040 – ANO TESTE - TEXTO/ANELL
TEXTO/INSTITUIÇÃO - PROPOSTA
JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO
Submódulo 2.1 - Proret Procedimentos Gerais 1. Da formação da Receita Requerida. 53. A Receita Verificada corresponde à receita obtida
considerando-se as tarifas vigentes de fornecimento,
suprimento e uso do sistema de distribuição na data da revisão
em processamento e o consumo de energia elétrica e de
demanda verificados nos doze meses anteriores à data da
revisão..
53. A Receita Verificada corresponde à receita obtida
considerando-se as tarifas vigentes de fornecimento,
suprimento e uso do sistema de distribuição e o consumo de
energia elétrica e de demanda projetados para os doze meses
seguintes à data da revisão.
Para o 3CRTP a proposta da ANEEL muda
radicalmente o conceito de Ano Teste ao
substituir a visão prospectiva, levada a efeito nos
dois ciclos tarifários, por uma abordagem
retrospectiva no calculo da Receita Requerida e
Fator X, trazendo, por decorrência:
Ano teste passa a ter como referencia
os 12 meses anteriores à data da
revisão.
Com a abordagem retrospectiva do
mercado de referencia, o calculo da
Parcela A (VPA) da receita requerida na
revisão tarifária periódica será igual ao
calculo VPA no reajuste tarifário anual.
Dada a defasagem entre o período de
referência da construção da tarifa (ano
anterior) e sua aplicação (ano posterior),
a parcela VPB da Receita Requerida
será corrigida pela retirada do ganho
potencial de produtividade já no
momento da revisão tarifaria, via
componente P do Fator X.
Como se vê, a alteração proposta substitui a
necessidade de projetar o mercado e de outras
variáveis, via o método do Fluxo de Caixa
Descontado (FDC), pelo cálculo e aplicação de
uma medida de produtividade no
reposicionamento tarifário para compartilhar os
ganhos de produtividade, via o componente P do
Fator X, obtido através do método da
Produtividade Total dos Fatores (PTF), alterando
de forma intensa o que foi feito nos ciclos
anteriores tanto do ponto de vista de construção como do momento de sua aplicação, como
ilustra o Desenho adiante(*).
(*)
Em que pese toda a discussão sobre a validade da
revisão total do conceito de Ano Teste proposta
pelo Regulador, com destaque aos aspectos da
Insegurança Jurídica e Regulatória (1), dentre
outras, a REDE ENERGIA apresenta a seguir sua
contribuição a AP 040/2010 no tocante ao tema
Ano Teste.
A ANEEL no âmbito da AP 040 está propondo
uma mudança na metodologia do ano-teste
projetado para o ano-teste realizado. A REDE
ENERGIA entende que esta proposta não é
coerente, pois tem que ser compatibilizado com o
cálculo do fator X, o qual, esta concessionária
1 Sobre essas questões a ABRADEE encaminhou uma contribuição especifica para a presente Audiência publica.
propõe que seja “ex-ante” e aplicado somente no
primeiro ano do reajuste, conforme determina o
Contrato de Concessão (contribuição referente ao
Fator X encontra-se no tópico correspondente).
2. Da aplicação do cálculo da produtividade no momento do reposicionamento tarifário. 39. A Receita Requerida Final será composta pela Parcela A e
Parcela B, referenciadas para o mercado do Ano-Teste, sendo
que:
I – a Parcela A será obtida pelo somatório dos custos relativos
aos encargos setoriais, encargos de transmissão e de
distribuição e de compra de energia; e
II – a Parcela B será obtida pelo somatório dos custos
eficientes de administração, operação e manutenção, da
remuneração líquida do capital e da quota de reintegração
regulatória. Aplicando-se o índice de produtividade como
redutor dos valores de Parcela B no cálculo da Receita
Requerida Final.
39. A Receita Requerida Final será composta pela Parcela A
e Parcela B, referenciadas para o mercado do Ano-Teste,
sendo que:
I – a Parcela A será obtida pelo somatório dos custos
relativos aos encargos setoriais, encargos de transmissão e
de distribuição e de compra de energia; e
II – a Parcela B será obtida pelo somatório dos custos
eficientes de administração, operação e manutenção, da
remuneração líquida do capital e da quota de reintegração
regulatória.
A REDE ENERGIA ao não concordar com a
proposta da ANEEL de que a formação da Receita
Requerida tenha como conceito o mercado
realizado,também não concorda que o desconto
da produtividade seja aplicado no momento da
revisão tarifária.
Assim, se solicita como se verá na contribuição
especifica sobre o Fator X que se retorne, para o
seu calculo da produtividade, a visão prospectiva
via o método do FCD, conforme ilustra o desenho
adiante(*).
(*)
Submódulo 2.2 Custos operacionais 1. Da atualização da ER do 2CRTP 1.1. Ganhos passados de produtividade.
21. A partir da taxa média anual de crescimento do produto
calculada pela equação (2), define-se o índice de produtividade
anual a ser utilizado na atualização dos custos operacionais
do 2CRTP, de acordo com a tabela a seguir.
21. Será aplicado e, de forma indistinta, sobre a taxa anual de
crescimento do produto, representada pela movimentação de
consumidores e redes intra ciclo, um índice anual de produtividade
de 1,489%, percentual relativo ao compartilhamento do ganho de
50% da eficiência media do setor no 2CRTP, a ser entregue a
modicidade tarifaria.
O objetivo principal desta contribuição é a de
aprimorar o modelo de Empresa de
Referência (ER) utilizado nos ciclos tarifários
anteriores das concessionárias de
distribuição de energia elétrica, de modo a
subsidiar a definição dos custos
operacionais regulatórios no 3CRTP
evitando-se o risco de: ou suscitar uma
mudança radical de metodologia (novo
aprendizado) para o 3CRTP, como é a
proposta atual da ANEEL em Audiência
Pública, ou manter a mesma metodologia
para o 3CRTP com os mesmos problemas
do aprendizado regulatório dos ciclos
anteriores, o que é por contraditório.
Posto isto, a Rede Energia entende que a
melhor alternativa é a manutenção para o
3CRTP da metodologia dos ciclos anteriores
porem com aprimoramentos do modelo
paramétrico de ER que minimizem os
problemas ligados a credibilidade dos
resultados, conforme caracterizados nas
contribuições adiante.
Ressalta-se, no entanto, que a opção de um
modelo não paramétrico para a valoração
dos custos operacionais deve ser estimulada
e implementada quando as variáveis
relevantes selecionadas e suas interações
dentro do modelo traduzir certa robustez nos
resultados encontrados. Esta meta devera
ser perseguida ao longo do 3CRTP e sua
eventual aplicação no 4CRTP.
A análise dos ganhos de produtividade
mede a relação produto /insumo ao longo do
tempo. Na análise que se faz, os insumos
são os custos operacionais reais das
distribuidoras e os produtos são
representados pelo número de unidades
consumidoras e a extensão da rede de
distribuição.
Para definição do índice de produtividade a
ser utilizado para atualização dos custos
operacionais definidos no 2CRTP, será
considerada: a evolução técnica observada
no período de análise e o nível de
crescimento do produto (unidades
consumidoras e extensão das redes de
distribuição).
A partir da taxa média anual de crescimento
do produto, define-se o índice de
produtividade anual a ser utilizado na
atualização dos custos operacionais do
2CRTP, de acordo com a tabela a seguir.
Taxa anual Índice de de
crescimento Produtivida
de do produto Anual
0% ≤ ≤ 2% 0% 2% < ≤ 4% 1% 4% < ≤ 6% 3% 6% < ≤ 8% 5% 8% < ≤ 10% 7%
> 10% 9%
Da analise sobre o índice de produtividade
anual, a Rede Energia procede aos
seguintes comentários:
a) A fonte de dados utilizada para o
fator de produtividade tem distorções
na valoração dos custos
operacionais reais:
- Seja pela própria empresa
por interpretação de
preenchimento diferenciada;
- Seja pelo regulador ao
expurgar determinadas
rubricas de custos que
constam da Empresa de
referencia.
b) Alem da fonte de dados, a amostra e
forma de tratamento também
apresentam problemas:
- Exclusão das
concessionárias menores da
amostra.
- Impacto: redução
de 50% no índice
médio de
produtividade anual.
- Exclusão de crescimentos
atípicos de redes / clientes
na formação taxa média
anual de crescimento do
produto para fins de calculo
do índice de produtividade
anual.
- Destaque:
Programa Luz para
Todos. Distorce o
cálculo da
produtividade, para
cima, por agregar
novas redes
/clientes sem que o
custo varie em igual
proporção de uma
expansão normal.
- Impacto: redução
de 15% no índice
médio de
produtividade anual.
Desta forma, a Rede Energia solicita que as
mensurações dos ganhos passados de
produtividade para efeito de transferência a
modicidade tarifaria sejam efetuadas com
melhorias das variáveis e depuração dos
dados ao longo do 3CRTP e que sua
aplicação ocorra a partir do 4CRTP, se os
resultados se mostrarem consistentes.
No entanto, para o 3CRTP a Rede Energia
sugere que a premissa da transferência para
modicidade tarifaria do ganho passado de
produtividade sobre a movimentação de
ativos e clientes, seja mantida através do
retorno do modelo de compartilhamento do
ganho de produtividade obtido pela
eficiência media do setor observado no
ultimo ciclo tarifário. Tal proposta esta
aderente com o que vinha sendo realizado
desde o 1º ciclo revisional, via Fator X, como
adiante descrito: (Ver Nota Técnica
350/2007-SRE/ANEEL, de 12/12/2007, §§
90 e 123, fls 17 e 23.)
“Assim, de acordo com o modelo de
regulação adotado, os custos
operacionais são definidos no
momento da revisão tarifária
utilizando-se a Empresa de
Referência, que busca estabelecer
uma referência de eficiência ao
adotar os padrões médios das
empresas, porém a preços de
mercado. Por esse modelo, não se
utiliza necessariamente um método
de média, mas certamente não se
trata de fronteira de eficiência. Não se busca então através da Empresa de Referência capturar todos os ganhos de eficiência das empresas e sim os ganhos médios do setor. Por esse
mecanismo, todos têm o estímulo a
aumentar sua eficiência durante o
ciclo de modo a maximizar seus
ganhos... Por fim, uma vez
conhecido o ganho médio de
produtividade das empresas resta
definir qual o tratamento regulatório
a ser adotado”.
E continua “Para isso, propõe-se a
utilização de um índice de referencia
de produtividade médio do setor de
1,35%, de modo a compartilhar com
os consumidores 50% do ganho
esperado de produtividade”.
Posto isto, a Rede Energia sugere que a
ANEEL firme em seus métodos quantitativos
as diretrizes conceituais estabelecidas nos
últimos anos para o compartilhamento da
produtividade pela eficiência média do setor
adotando indistintamente para as
concessionárias um índice anual de
produtividade de 1,489% a ser entregue a
modicidade tarifaria. Tal índice tem com
referencia uma taxa media anual de
crescimento observada de produto – redes e
consumidores – de 5% no ciclo anterior (vide
tabela da ANEEL: Taxa Anual de
Crescimento do Produto),e com
compartilhamento de 50% do ganho médio
de produtividade observada de 3%.
1.2. Custos Adicionais. 22. Para fins de reposicionamento, o valor de custos operacionais a
ser considerado na data base do 3CRTP levará em consideração o
custo definido no 2CRTP, a variação dos índices de inflação, o
crescimento do produto e os ganhos de produtividade observados no
período de análise, conforme equação a seguir.
( ) ( )⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢
⎣
⎡−×
⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜
⎝
⎛×+
⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢
⎣
⎡−×⎟
⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛×= n
fat
comfat
n
rede
morede
aauccoUCkm
cokmCO ρρ 11 )2(
)2()3(
)2(
)2(
&)3(
3
22. Para fins de reposicionamento, o valor de custos
operacionais a ser considerado na data-base do 3CRTP
levará em consideração o custo definido no 2CRTP, a
variação dos índices de inflação, o crescimento do produto e
os ganhos de produtividade, além dos custos adicionais
observados no período de análise, conforme equação a
seguir.
( )a fatn
rede
morede UCkm
cokmCO ⎢⎢
⎣
⎡×+
⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢
⎣
⎡−×⎟
⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛×= ρ1 )3(
)2(
)2(
&)3(
3
Pela proposta da ANEEL, é de supor a
princípio, que: primeiro, não ocorreram
novos custos complementares no período
compreendido entre aqueles custos
determinados no 2CRTP e o que será
definido no 3CRTP e, segundo, a ER do
2CRTP foi dimensionada adequadamente
não existindo, portanto, qualquer reparo nas
suas premissas e/ou regras de calculo.
Na medida em que a Rede Energia discorda
com tais considerações, a sua contribuição
vai alem de uma simples solicitação de
complementação de custos adicionais a ER
“blindada” do 2CRTP. Na verdade, a
contribuição da Rede Energia sugere
aperfeiçoamentos ao modelo da ER do
2CRTP a ser definida para o 3CRTP como
descrito a seguir.
Sobre o primeiro aspecto – que não
ocorreram novos custos complementares no
período compreendido entre aqueles custos
determinados no 2CRTP e o que será
definido no 3CRTP - cabe comentar que não
parece correta a desconsideração, pela
proposta da ANEEL, de novos custos
complementares no período compreendido
entre aqueles custos determinados no 2º
CRTP e o que será definido no 3º CRTP
principalmente se vinculados às Obrigações
Legais e ou Mutações na Regulamentação.
Até o momento desta contribuição algumas
novas exigências regulatórias já fazem parte
da realidade das concessionárias e não
foram consideradas na ER do 2º CRTP.
Destacam-se algumas a seguir:
I. Obrigação de suspensão do fornecimento de energia (corte) em prazo Máximo de 90 dias (Resolução nº 414/2010). Esta
obrigação será importantíssima
dentro do processo de melhoria da
ER. A partir das exigências previstas
nos regulamentos que regem a
matéria, deverá ser revisada a forma
de parametrização dos custos de
processos comerciais em geral–
serviços técnicos, a menos do
combate as perdas não técnicas, e
de atendimento a consumidores -
incorporando ao modelo as
melhores práticas de gestão
comercial, inclusive a intensa
terceirização observada nos
processos comerciais. Talvez ate as
concessionárias devam ser
clusterizadas, em função da maior
ou menor intervenção comercial;
II. Obrigação de nova estrutura de atendimento emergencial em campo face aos tempos exíguos estipulados pelas metas de DIC /FIC /DMIC do Módulo 8 do Prodist. Também aqui esta
obrigação será importantíssima
dentro do processo de melhoria da
ER. A definição dos custos de
operação e manutenção de campo
deverá levar em consideração a
qualidade exigida do prestador do
serviço considerando, alem do maior
ou menor tempo de deslocamento,
as características das áreas de
concessão o que ensejaria uma
discussão sobre produtividades e
freqüências de intervenções na rede
da distribuidora. Ressalta-se que
nos ciclos anteriores, tal assunto foi
todo codificado através de
paramétricas de valores
rigorosamente iguais para todas as
áreas de concessão.
III. Obrigação de atendimento de 100% das ligações telefônicas no Call Center com um tempo de espera máxima de 60 segundos (Decreto nº 6523 e Portaria nº 2014); Outro tema importante para a
uma discussão mais global. A
definição dos custos de
Teleatendimento deverá levar em
consideração a qualidade do
prestador do serviço versus as
características das áreas de
concessão o que ensejaria uma
discussão sobre tempo e
freqüências de chamadas, alem de
mudança relevante no mix de
ligações entre fixo e móvel.
IV. Combate as perdas não técnicas. Embora o Regulador
desconsidere a inclusão de recursos
adicionais para o combate as perdas
não técnicas no 3CRTP, com o
argumento que tais recursos já estão
definidos na ER do 2CRTP, a Rede
Energia acredita que dada o
aumento da complexidade da área
de concessão intra-ciclo, ao forte
comprometimento demonstrado pelo
prestador do serviço no combate as
perdas não técnicas, a meta
regulatória agressiva para o 2CRTP
e uma nova meta regulatória para o
3CRTP mais restritiva devera
ensejar, eventualmente, novos
recursos. (Ver detalhes na
contribuição sobre o tema “Perdas
de Energia”)
Posto isto, a proposta da ANEEL de “blindar”
a ER do 2CRTP, após os ajustes sugeridos
pela Nota Técnica nº 265, não se mostra
compatível com a própria dinâmica da
regulamentação, onde novas resoluções são
implementadas pela própria ANEEL visando
a melhoria contínua do fornecimento de
energia elétrica.
Sobre o segundo aspecto – que a ER do
2CRTP foi dimensionada adequadamente
não existindo, portanto, qualquer reparo nas
suas premissas e/ou regras de calculo -
cabe registrar, inicialmente, que a
Resolução nº 338, de 25 de novembro de
2008, previa os critérios de cálculo de outros
custos complementares necessários ao
funcionamento da ER e, por ela não
contemplados, e que estavam relacionados
ao atendimento específico de conformidade
legal e outros específicos de peculiaridades
devidas às condições geo-econômicas de
cada área de concessão.
Neste aspecto, observa-se, por um lado, que
nem todas as obrigações legais vigentes a
época do processo do 2CRTP foram
incorporadas e, por outro lado, nem todas as
especificidades da área de concessão foram
adequadamente incorporadas ou, mesmo
nem foram contempladas na ER.
Nas diversas manifestações das
concessionárias em seus processos
individuais de revisão tarifária apontaram-se
subdimensionamentos ou mesmo a
desconsideração de custos para algumas
das atividades técnicas e comerciais
relevantes de campo. Citam-se, por
exemplo: a exclusão de eletricistas para o
combate às perdas não técnicas nos
consumidores do Grupo A, o fracionamento
dos meios físicos, equipes e veículos, nos
processos de redes e subestações com
relevantes impactos nas concessionárias de
menor porte e o subdimensionamento da
manutenção dos ativos de uso prolongado,
dentre outros.
Evidencia-se ainda que, gastos relacionados
com o Conselho de consumidores e
Indenização de danos elétricos custos não
gerenciáveis pela concessionária, ambas as
considerações regulatórias sequer foram
contemplados pela ER.
É importante registrar que tais
subdimensionamentos estão vinculados,
basicamente, à área fim do serviço de
distribuição de energia com impactos nos
índices de qualidade de atendimento ao
consumidor.
Quanto a área meio relacionada com a
estrutura de gestão regionalizada, a Rede
Energia considera que é possível o seu
aprimoramento principalmente com o intuito
de diminuir a discricionariedade na definição
de suas quantidades e portes das Gerencias
Regionais nos processos tarifários. Neste
ponto, deverão ser incorporados parâmetros
objetivos para sua distribuição e definição
dos portes levando em consideração, dentre
outros, tamanho da área de concessão,
concentração de consumidores e ativos,
melhores práticas de gestão das
distribuidoras, regiões de influência das
principais cidades de cada área de
concessão, dificuldades de deslocamento
das equipes de campo, etc. Registra-se que
o aumento das atividades de campo via
novas exigências regulatórias devem
remontar uma nova estrutura regionalizada
mais robusta para as atividades de
programação e controle das atividades de
campo.
Quanto à outra área meio relacionada com a
estrutura de gestão centralizada, a Rede
Energia coerente com a sua proposta de
implementação dos métodos não
paramétricos a partir do 4CRTP considera
que eventual proposta de mudança de
premissas e regras de calculo para o seu
redimensionamento traria muito ruído e
pouco beneficio ao processo do 3CRTP e,
por isso, não sugere para presente
contribuição, exceção feita aos custos de
manutenção das edificações administrativas
e sistemas (ver contribuição sobre Ativos
Não Elétricos).
Em síntese, a Rede Energia sugere a
inclusão de mais ajuste vinculado a outros
custos complementares necessários ao
funcionamento da ER a ser definida no
3CRTP e que sejam exclusivamente
relacionados ao atendimento específico de
obrigações regulatórias e outras exigências
legais, além de valores que compensem o
aumento de custos operacionais
provenientes de peculiaridades da área de
concessão vinculadas tão somente às
atividades fim de campo não contemplado
na ER do 2CRTP.
2. Da trajetória da ER no próximo ciclo tarifário 3.2. ANÁLISE COMPARATIVA (ETAPA 2)
Exclusão de todo item.
A Nota técnica nº 265 da ANEEL propõe que
a definição dos custos operacionais
regulatórios se dará em duas etapas. Na
ETAPA 2, e que serve para fins de eventual
trajetória de custos operacionais eficientes,
os valores de custos reais das
concessionárias do último ano disponível
para fins de simulação da ANEEL, que
deverá ser o ano de 2009, serão atualizados
e ajustados através de cinco etapas,
observando:
1. Atualização monetária dos custos de
pessoal - via Índice de Preços ao
Consumidor Amplo – IPCA, e de
materiais e serviços – via Índice
Geral de Preços de Mercado – IGP-
M;
2. Inclusão dos crescimentos de
unidades consumidoras e de redes;
3. Retirada dos ganhos de
produtividade entre o ano de 2009 e
a data da revisão tarifária;
4. Definição de um intervalo de valores
de custos operacionais eficientes da
empresa real, através de uma
analise comparativa dos custos reais
entre concessionárias obtida através
do modelo de benchmarking, no
caso o DEA de dois estágios;
5. Ajuste do intervalo de valores de
custos operacionais eficientes da
empresa real determinado em (d) via
os desempenhos à qualidade do
serviço prestado e ao combate às
perdas não técnicas.
A REDE ENERGIA reconhece como
factíveis os modelos de benchmarking
(“Etapa 4”) para o objeto regulatório de
analise de eficiência comparativa desde que
sejam aperfeiçoados, testados e
reprodutíveis, alem de ser capaz de
contemplar toda a heterogeneidade das
especificidades de cada concessão. Neste
ponto, analisando as contribuições
presenciais da AP 040, ocorrida em
16/12/2010, ficou claro que qualquer
tratamento dentro dos modelos não
paramétricos adotados pela ANEEL - seja
de sobre a qualidade da base de dados, seja
sobre a interação da base de dados, com ou
sem qualidade, nos modelos - os resultados
seriam inconsistentes. E mais, não parece
ser o caso de se fazer novas alternativas de
simulações com incorporação ou retirada de
novos dados; com ou sem decomposição de
índices de produtividade e eficiência para
melhor /adequar os resultados, na medida
em que faltaram respostas para algumas
perguntas relevantes, dentre elas:
- dado que as áreas de concessão são
bastante diferenciadas no pais, a utilização
de um modelo não paramétrico faz sentido
sem uma clusterização exante?
- ou, aceita a tese da pré clusterização, as
variáveis de produto seriam as mesmas?"
- ou, independente do que foi feito em outros
países, com a ressalva que apresentam
áreas mais homogêneas de concessão, a
melhor alternativa para o Brasil não seria a
aplicação do modelo paramétrico?
Por ora, a Rede Energia acredita que os
métodos paramétricos, tipo ER, seriam os
mais recomendados para valoração dos
custos operacionais no 3CRTP sem
qualquer consideração de trajetória, via
modelos de benchmarkings.
Ao mesmo tempo, a Rede Energia sugere
que sejam efetuadas melhorias das
variáveis relevantes dos referidos modelos
ao longo do 3CRTP, por exigir uma
econometria não paramétrica robusta, tanto
na quantidade e qualidade de dados como
na melhor definição de sua interação dentro
dos modelos e, que sua aplicação ocorra a
partir do 4CRTP, se os resultados se
mostrarem consistentes.
3. Testes de aderência da ER para o 3CRTP.
... Incluir item.
Nos dois ciclos revisionais anteriores, a
aplicação do método da ER revelou de
forma bastante satisfatória uma capacidade
de oferecer ao regulador uma fonte
independente para apuração de preços
unitários. Houve uma explanação bastante
detalhada de como foram obtidas as
informações de salários, custos de
transportes, aluguéis etc. Por mais que
permaneçam imprecisões na medição
desses preços em relação aos que uma
distribuidora possa efetivamente enfrentar
em sua região, os eventuais erros de
medição não parecem comprometer o uso
satisfatório da abordagem.
Porem o aspecto que comprometeu a
credibilidade do uso da ER no processo
revisório foi, em grande parte, a ausência de
uma explicação sobre a forma de como
foram obtidos os parâmetros técnicos
implícitos na definição de custos eficientes
em vários processos, principalmente
aqueles relacionados com as produtividades
e freqüências médias e equipes típicas de
diversas atividades de campo comerciais e
técnicas. Para esses parâmetros, assim como para uma série de outros, não ficou claro se a ANEEL aceitou os coeficientes existentes na empresa e apenas ajustou para o custeio-padrão definido, ou se foram adotados coeficientes-padrão definidos por uma empresa eficiente não especificada.
Sobre este aspecto a Rede Energia observa
que a proposta da ANEEL para o 2CRTP,
balizada, inicialmente pela Nota Técnica
343/2008, de 11/11/08, indicou a
necessidade de uma “Analise de
Consistência Global” que confrontaria o
resultado da ER, de modo a garantir a
consistência dos resultados finais. Como
ressaltado textualmente pela ANEEL na
referida Nota Técnica "como a ferramenta da
ER constrói os custos a partir de uma
abordagem bottom-up, esse resultado deve
ser confrontado com uma analise global de
cima para baixo de modo a garantir a
consistência dos resultados finais". Esta
analise, segundo a ANEEL, deveria ser feita
considerando-se dois estudos:
Analise histórica de custos intra-
empresa, segundo critérios de
consistência e prudência,
considerados os respectivos níveis
de qualidade obtidos e aqueles
estabelecidos em contratos de
concessão;
Analise comparada de custos
(interempresas) com base no exame
do desempenho (eficiência
operacional) de empresas similares.
A Figura adiante ilustra a integração entre o
desenho preliminar da ER e a analise de
consistência global para fixação definitiva
dos custos operacionais eficientes.
No entanto, a Resolução Normativa 338, de
25/11/08, que alterou a Resolução
Normativa 234/06, tratou unicamente do
modelo de ER, e não de todo o processo de
analise dos custos operacionais eficientes
das concessionárias. Especificamente, a
Analise de Consistência Global não foi
apresentada na Resolução Normativa
338/08. Isso significou, na verdade, que
essa etapa do processo nunca foi submetida
à Audiência Publica e muito menos aplicada
junto aos processos de revisão tarifaria.
Na medida em que estes estudos não foram
disponibilizados pela ANEEL, não foi
possível a sua reprodução por parte das
concessionárias, ou por outros interessados,
o que comprometeu a credibilidade dos
resultados pela diminuição da transparência
e possível utilização assimétrica dos
principais coeficientes técnicos de formação
dos custos operacionais eficientes.
Em resumo, o aspecto que comprometeu a
credibilidade do uso da ER nos processos
revisórios anteriores foi, em grande parte, a
ausência de uma explicação sobre a forma
de como foram obtidos os parâmetros
técnicos implícitos na definição de custos
eficientes em vários processos,
principalmente aqueles relacionados com as
produtividades e freqüências médias e
equipes típicas de diversas atividades de
campo comerciais e técnicas.
Neste sentido, é necessário ter um padrão
paramétrico de qualidade para suportar a
consistência de toda a discussão sobre os
custos operacionais resultantes da aplicação
da metodologia da ER. Ou seja, fixar o
chamado “Intervalo eficiente de custos”,
ferramenta de validação da ER.
A Rede Energia acredita que a
confiabilidade de tal padrão paramétrico
esteja no aperfeiçoamento dos clusters.
Entre o 1CRTP e o 2CRTP a ANEEL
avançou no processo de clusterização,
porem é preciso avançar mais de forma a
mitigar a influencia da análise discriminante
cujos padrões rotulados (ou pré-
classificados) trazem inconsistência na
formação dos clusters. Sob este aspecto, é
necessário buscar o melhor agrupamento de
um conjunto de padrões não-rotulados em
clusters que possuam algum significado, ou
seja, que os padrões apresentem alguma
propriedade comum entre eles. Na sua
forma perfeita significa obter um elevado
grau de homogeneidade dentro dos grupos
e um alto nível de heterogeneidade entre
eles.
Em suma, a Rede Energia acredita que a
construção da empresa ideal poderá ser
concebida por meio de uma engenharia de
processos, baseada em julgamentos das
melhores práticas e tecnologias apropriadas,
e adaptadas às condições das áreas de
concessão, através de uma clusterização
que minimize os efeitos discricionários e, por
conseqüência, aumente a sua credibilidade.
Submódulo 2.3 PRORET
Base de Remuneração - Ativos Elétricos
1. Data-Base da Avaliação
1.1. Atualização e Inclusão de Bens pós Laudo de Avaliação11. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à
concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica,
visando à definição da base de remuneração no 3CRTP, devem ser
observadas as seguintes diretrizes:
...
d) consideram-se na data-base do laudo de avaliação as
movimentações (adições, baixas e depreciação) da base blindada e
base incremental ocorridas até o último dia do sexto mês anterior ao
mês da revisão tarifária do terceiro ciclo;
11. Para a avaliação dos ativos das concessionárias
vinculados à concessão do serviço público de distribuição de
energia elétrica, visando à definição da base de
remuneração no 3CRTP, devem ser observadas as
seguintes diretrizes:
...
d) consideram-se na data-base do laudo de avaliação as
movimentações (adições, baixas e depreciação) da base
blindada e base incremental ocorridas até o ultimo dia do
Nos ciclos revisionais anteriores a data-base dos valores finais da base de remuneração das distribuidoras era o mês imediatamente anterior ao mês da revisão tarifária de cada distribuidora. Devido ao laudo possuir data-base 6 meses anterior a data da revisão tarifária, as distribuidoras forneciam informações contábeis das movimentações ocorridas entre a data-base do laudo e data-base do mês imediatamente anterior à revisão tarifária. Essas informações (adições, baixas, depreciação e atualização monetária) eram consideradas no valor final do laudo.
... mês anterior ao mês da revisão tarifária do terceiro ciclo;
...
Observe-se que a integralidade dos investimentos efetuados pela distribuidora não terá remuneração, em especial os concluído após o Laudo de Avaliação. Diferente, portanto, do critério de apropriação das Bases de Remuneração Regulatória (BRR) definidas nos dois ciclos revisionais anteriores, que consideraram todos os investimentos prudentes efetuados pelas concessionárias, incluindo os ativos em serviço na concessão pós-laudo. No 1º CRTP diversas empresas apresentaram os laudos finais com a inclusão desses ativos E no 2º CRTP o procedimento foi normatizado2.
Há que se considerar ainda, que, as concessionárias programam seus investimentos em todos os semestres do ciclo tarifário, segundo uma estratégia que tem a ver com seus próprios requisitos de atendimento da expansão, melhoria da qualidade e combate às perdas. Dentre estes requisitos, nenhum apontava que poderia haver um período no qual os investimentos não seriam considerados para efeito de apuração da base de remuneração. Pelo contrário, o entendimento consolidado nos dois ciclos anteriores. Foi, inclusive, ratificado no item de I.2 (Mecanismo de Avaliação dos Investimentos Previstos) do
2 Resolução ANEEL nº 338/2008, tópico 1.7 – CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO NO SEGUNDO CICLO DE REVISÃO TARIFÁRIA, a inclusão desses bens adicionais, descrito conforme segue:
“h) considera-se na data-base do laudo de avaliação as movimentações (adições, baixas e depreciação) da base blindada e base incremental ocorridas até o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária do segundo ciclo. Adiciona-se ao laudo de avaliação, após a sua data-base, as movimentações (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) ocorridas em data anterior à revisão tarifária do segundo ciclo. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal...
Anexo VII da REN 338/08:
“...uma vez definido o investimento pela empresa, será adotado um mecanismo que compara os investimentos previstos aos valores realizados ... Na próxima revisão tarifária da empresa, deverão ser levantados os investimentos efetivamente realizados pela distribuidora. Serão considerados os investimentos realizados com base nos registros contábeis, deflacionados pelo IGPM, mês a mês, para a data-base da revisão tarifária anterior. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado - BMP, conforme planilha modelo a ser disponibilizada pela ANEEL.”
Deste modo, verifica-se que para fins de recálculo do Fator X, são considerados o valor dos investimentos para o período completo intra-ciclos, portanto, conflitante com a metodologia proposta da ANEEL, que limita o período para 6 meses antes da data da revisão tarifária.
Assim, o entendimento consolidado é o de
que o 2º CRTP só termina na data da próxima revisão tarifária da concessionária e que a regra válida para esse ciclo é o da consideração dos investimentos pós-laudo. Caso esta regra venha a ser alterada, níveis significativos de investimentos planejados para serem imobilizados no período poderão ser desconsiderados pela ANEEL, efeito aumentado pela ausência de atualização monetária do laudo, ambos acarretando a redução da remuneração no próximo ciclo tarifário.
2. Procedimentos de Avaliação
2.1. Aplicação do Banco de Preços Referenciais
24. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:
. Valor Novo de Reposição –(VNR) : Refere-se ao valor do bem
novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do Banco de
Preços da Concessionária, ou do Banco de Preços Referenciais,
quando homologado, ou do custo contábil atualizado
24. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:
. Valor Novo de Reposição –(VNR) : Refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do Banco de Preços da Concessionária, ou do custo contábil atualizado.
A proposta apresentada pela ANEEL na NT 268/10 e o respectivo voto do relator, no processo: 48500.002478/2010-40 são contraditórios sobre o posicionamento da utilização do Banco de Preços Referenciais, no 3º CRTP, conforme segue:
• Item III.1.3 – PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO, § 38 dispõe que: “A partir da homologação do Banco de Preços Referenciais, como resultado da Audiência Pública a se realizar, os ativos que tenham sido adicionados ao patrimônio, no período incremental, desde que ainda em operação, deverão ser valorados conforme os procedimentos que serão especificados e incorporados ao Submódulo 2.3 do PRORET.”
• Item III.2.4 – LEVANTAMENTO E VALORAÇÃO DOS GRUPOS DE ATIVOS, subitem III.2.4.1 – Máquinas e Equipamentos, § 52
dispõe que:“Contudo, enquanto não for homologado o banco de preços referenciais, será adotado o banco os preços praticados pela concessionária e fiscalizados pela Agência.”
• o item III.2.4 – LEVANTAMENTO E VALORAÇÃO DOS GRUPOS DE ATIVOS, subitem III.2.4.1 – Máquinas e Equipamentos, § 54 dispõe que:“Outra questão importante diz respeito à operacionalização do banco de preços. Para a aplicação de um preço médio faz-se necessário uma “carga” das informações de compra das empresas no início do ciclo tarifário, considerando todas as empresas. No entanto, esse procedimento não será possível no início desse ciclo, mostrando-se mais razoável que seja então aplicado no próximo ciclo tarifário.” (grifo nosso)
• o item III.2.4 – LEVANTAMENTO E VALORAÇÃO DOS GRUPOS DE ATIVOS, subitem III
• .2.4.1 – Máquinas e Equipamentos, § 55 dispõe que:”Assim, de forma a manter um critério uniforme ao longo de todo o ciclo tarifário, propõe-se que o banco de preços utilize os preços individuais das concessionárias para a valoração dos equipamentos principais.
Nos dois primeiros itens mostrados acima, o Regulador não se posiciona sobre a utilização ou não do Banco de Preços
Referenciais para o 3º CRTP. Já no terceiro item, o Regulador se posiciona com a intenção de utilizar o Banco de Preços Referenciais somente no próximo ciclo tarifário, ou seja, no 4º CRTP. No quarto item, o Regulador se posiciona quanto à utilização do Banco de Preços Individuais das Concessionárias no 3º CRTP tarifário. Nesse contexto, entende-se que conforme disposto na citada Nota Técnica a valoração dos bens no 3º ciclo se dará a partir do Banco de Preços individuais de cada concessionária conforme seus respectivos preços de aquisições.
Entretanto, o Voto do Diretor Relator André Pepitone da Nóbrega - Processo no 48500.002478/2010-40 sobre o aperfeiçoamento da metodologia da Base de Remuneração Regulatória para o 3o CRTP - dispõe o que segue:
“Outro ponto que reputo relevante mencionar diz respeito a não provisoriedade da base de remuneração regulatória daquelas concessionárias que terão a revisão tarifária no transcorrer de 2011 (COELCE, ELETROPAULO, CELPA, ELEKTRO, BANDEIRANTE e CPFL PIRATININGA), período em que, certamente, o banco de preços referenciais não estará homologado.
Nesse ínterim, acompanho a sugestão da SRE de aplicar o banco de preços da concessionária, devidamente fiscalizado pela ANEEL. É
importante registrar, neste ponto, que a ANEEL deverá utilizar o banco de preços com base nos preços individuais das concessionárias para a valoração dos equipamentos principais, guardando, tal método, uniformidade com a metodologia de banco de preços referenciais, que será aplicada às demais concessionárias ao longo de todo o ciclo tarifário.”
Nesse documento, o posicionamento da ANEEL é de que no 3º CRTP serão aplicados métodos diferentes para as concessionárias. Ou seja, as empresas que têm revisão tarifária no primeiro ano do próximo ciclo tarifário terão os valores dos seus ativos valorados pelo Banco de Preços Individuais da concessionária refletindo os valores de suas respectivas aquisições. Entretanto, as empresas que terão suas revisões tarifárias após a emissão do Banco de Preços Referenciais utilizarão os valores referenciais para valoração dos seus ativos.
A REDE ENERGIA entende que para manter o princípio da isonomia no 3º CRTP, ou seja, para que os ativos das concessionárias sejam avaliados pelo mesmo critério, sem o risco de eventuais benefícios ou prejuízos, recomenda-se utilizar o Banco de Preços Individuais das empresas para a valoração de seus ativos refletindo suas respectivas aquisições, ficando o Banco de Preços
Referenciais para ser utilizado no 4º CRTP, após a sua homologação.
2.2. Alteração do Critério de Avaliação de Terrenos
4.2.1. Terrenos
64. Os ativos referentes a terrenos e servidões devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis, pelo IPCA, desde que seja verificado que não existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente existentes e os ativos constantes no controle patrimonial da concessionária.
64. Os ativos referentes a terrenos e servidões devem ser avaliados pelo VNR – Valor Novo de Reposição, desde que seja verificado que não existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente existentes e os ativos constantes no controle patrimonial da concessionária.
A Agência propõe que a Avaliação de Terrenos e Edificações deixe de ser realizada por Valor de Mercado e seja por Atualização Contábil. A implícita simplificação operacional pretendida é contrária ao conceito estabelecido pela regulamentação de apuração da BRR pelo Método do Custo de Reposição dos ativos.
Por entender-se que a proposta de avaliação contábil dos Terrenos, Edificações e Servidões, contida no bojo da AP 40/10, não é aderente (i) ao conceito de reposição
a valor de mercado e (ii) a justa remuneração aos investimentos realizados na concessão, sugere-se manter a metodologia em vigor (REN 338/08, Item 3.1 do Anexo IV).
2.3. Elegibilidade Não existente. A Nota Técnica 268/2010 e o submódulo 2.3 - Base de
Remuneração Regulatória do PRORET não abordaram o tratamento que deve ser dado aos ativos classificados como não elegíveis na BRR no primeiro e do segundo ciclo de RTP.
Diante do exposto, recomenda-se que a Agência apresente procedimentos para o pleito de reconhecimento desses bens no laudo de avaliação, conforme metodologia para demais bens elegíveis.
Freqüentemente, esses bens sofrem alterações ao longo dos ciclos tarifários, como por exemplo: (i) Edificação do AIS que estava sem uso no período de preparação da BRR e entraram em operação durante o ciclo tarifário seguinte; (ii) Equipamentos que não estavam conectados à rede na época da apuração da BRR – portanto inelegíveis – mas do decorrer do período já estão em operação.
2.4. Inclusão de “sobras físicas” no Laudo de Avaliação do 3o Ciclo Revisão Tarifária Periódica apurada em inventário e comprovada na implantação do MCPSE. Não existente.
As sobras físicas apuradas em novo inventário,
devidamente confirmadas sua existência e que estão a
serviço do consumidor, deverão ser incluídas como
incremental neste terceiro ciclo.
De acordo com a Resolução Normativa No
367/2009, que aprovou o Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico, todos
as concessionárias, permissionárias e
autorizadas de energia elétrica, com bens
reversíveis, deverão implantar o novo
modelo de controle patrimonial. Para a
implantação os agentes estão fazendo todo
o inventário físico de suas instalações, o que
é necessário face ao nível de informações
(atributos) que são exigidas no atual
Controle Patrimonial.
O art. 4o desta Resolução estabeleceu a
obrigatoriedade do envio do Relatório de
Controle Patrimonial – RCP, que
corresponde ao inventário apresentado de
forma sintética por Unidade de Cadastro –
UC, com seus respectivos atributos e
informações quanto aos seus valores,
passando a ANEEL a ter todas as
informações do controle patrimonial dos
bens reversíveis, o que já havia sido uma
recomendação do Tribunal de Contas da
União – TCU.
Assim, mesmo estando com a base blindada
para o terceiro ciclo, não é coerente a
existência de bens que conste do Laudo de
Avaliação blindado, mas que não existe
fisicamente no atual controle patrimonial da
concessionária, demonstrado no RCP
enviado à ANEEL.
Sendo assim, as sobras físicas apuradas no novo inventário, devidamente confirmadas sua existência e que estão a serviço do consumidor, deverão ser incluídas como incremental neste terceiro ciclo. A REDE ENERGIA, entende que o conceito
de “INCREMENTAL” precisaria ser alterado,
pois como incremental deve-se entender a
aquisição de todos os ativos durante o
período de revisão, mais possíveis ajustes
decorrentes de sobras físicas que
efetivamente estão a serviço do consumidor.
2.5. Remuneração sobre bens 100% depreciados
Inclusão de um novo parágrafo:
- Os bens 100% depreciados serão remunerados pela
seguinte fórmula:
Remuneração 100% depreciados = (valor dos bens 100%
depreciados) x [remuneração do custo de capital próprio) x
(% do capital próprio na estrutura de capital)]
No 2CRTP, a ANEEL (Resolução nº
338/2008) considerou um custo adicional,
via ER, em função dos ativos com vida útil
econômica acima da média setorial. Ou seja,
foi reconhecido que há de fato um custo
adicional às empresas pela perda de
oportunidade da realização de novos
investimentos vinculados a esses ativos.
No entanto, do ponto de vista da aplicação
da metodologia resultou: (i) na exclusão de
uma grande maioria de empresas que
estava abaixo da media setorial e; (ii) no sub
dimensionamento deste custo pelas regras
de calculo vigente a época.
A REDE ENERGIA entende ser importante
a manutenção ao incentivo pela manutenção
em operação dos ativos 100% depreciados,
pois “a postergação dos investimentos
associada a uma correta gestão de ativos é
benéfica à modicidade das tarifas”
(Parágrafo 358 da Nota Técnica 343/2008-
SRE/ANEEL).
No entanto, este benefício não deveria ser
restrito somente à algumas distribuidoras,
mas sim para todas aquelas que posseum
bens 100% depreciados.
Diante do exposto a REDE ENERGIA
propõe:
a. Desconsiderar esse custo nas ER’s que
foram contempladas no 2CRTP e
reconhecer para todas as concessionárias
na BRR do 3CRTP;
b. Estabelecer uma nova regra de calculo
que considere a remuneração para a
totalidade dos bens 100% depreciados para
todas as concessionárias.
Sugestão: Custo de capital próprio x % do
capital próprio na estrutura de capital,
equivalente a 4,16%, após impostos, pela
proposta da ANEEL do custo de capital em
processo de AP. Obviamente, se as
premissas das regras de calculo do custo e
participação do capital próprio forem
alteradas o percentual indicado devera ser
modificado.
Submódulo 2.3 PRORET Anuidades dos Ativos não Elétricos 116. A base de anuidade regulatória (BAR) será determinada pela formulação a seguir:
A base de anuidade regulatória (BAR) será determinada pela formulação a seguir:
BAR = X * (AIS)-Y+1
onde: BAR: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em instalações móveis e imóveis; AIS: Ativo imobilizado em serviço avaliado no 3CRTP; X e Y: índices a serem obtidos através de um novo recálculo da BAR.
Inicialmente observa –se que a REDE
ENERGIA não procedeu aos recálculos de X
e Y da formula deixando para ANEEL a
correção, até porque deve ser uma
formulação que atenda a todo o setor, caso
venha a aceitar as ponderações adiante
expostas.
A Nota técnica no. 268 propõe um
tratamento diferenciado, em relação aos
dois ciclos tarifários anteriores, no que tange
ao calculo das anuidades dos chamados
“ativos não elétricos” (3), e que são
compostos por:
a. Aluguéis: esse grupo de ativos inclui
os edifícios administrativos,
gerências regionais, almoxarifados e
/ou depósitos, estacionamento de
veículos, além de todo mobiliário de
escritórios, equipamentos de oficina
e laboratórios;
b. Veículos: esse grupo de ativos inclui
todos os veículos para uso
administrativo e de operação;
c. Sistemas: esse grupo de ativos
inclui toda a infra-estrutura de
hardware e software de sistemas
corporativos como GIS, SCADA,
Gestão da Distribuição, Gestão
Comercial, Gestão Empresarial e
Sistemas Centrais, Teleatendimento,
além de microcomputadores.
3 Tais ativos têm uma característica diferente dos ativos elétricos, pois a empresa pode optar entre ter ativos próprios e alugados. Alias, é por este fato, a necessidade de compor uma base de anuidade regulatória que contemple os seus custos, independente de seus proprietários, cabendo essa decisão a cada empresa.
No 1CRTP e também no 2CRTP essas
anuidades compunham a Empresa de
Referência (ER), modelo utilizado pela
ANEEL para a definição dos custos
operacionais. Já para o 3CRTP a proposta é
de que esses ativos sejam definidos em
relação ao Ativo Imobilizado em Serviço
(AIS) aprovado, na medida em que para o
cálculo dos custos operacionais o método da
ER não estaria sendo plenamente aplicado,
o que impossibilitaria a atualização das
anuidades.
Assim, para a definição do valor a ser
reconhecido no 3CRTP, a ANEEL utilizou –
se de um processo de construção “as built”,
ou seja, apuraram -se as anuidades fixadas
no 2CRTP na ER e empregando -se as
fórmulas contidas na Resolução nº 234/2006
para o calculo dessas anuidades,
determinou –se os investimentos
regulatórios para cada grupo de ativos não
elétricos e, posteriormente, definiu –se um
referencial regulatório em relação ao AIS
liquido aprovado, descontado o índice de
utilização dos ativos.
Dentro desta proposta da ANEEL, a REDE
ENERGIA tece as seguintes contribuições a
partir de dois questionamentos:
1º.) O referencial regulatório entre os
investimentos regulatórios para cada grupo
de ativos não elétricos e o AIS liquido
aprovado resultou concretamente em
valores de anuidades para cada grupo de
ativos não elétricos próximas daqueles
valores reconhecidos no 2CRTP?
2º.) As formulas contidas na Resolução
234/2006 para o calculo dessas anuidades
para cada grupo de ativos não elétricos
espelhavam corretamente os seus custeios
de capital e operação?
1. Determinação do referencial regulatório
Na proposta da ANEEL o referencial
regulatório entre os investimentos
regulatórios para cada grupo de ativos não
elétricos e o AIS liquido aprovado resultou na seguinte correlação:
BAR =3,4837. AIS^(-0,234+1)
onde:
BAR: Montante da base de
remuneração regulatória referente
aos investimentos em ativos não
elétricos;
AIS: Ativo imobilizado em serviço
líquido aprovado.
A aplicação desta formulação sobre as
empresas da REDE ENERGIA – apenas
CELPA, CEMAT e CELTINS – resultaria nas
seguintes BAR’s (*).
(*) Formulação
ANEEL CELPA CEMAT CELTINS
AIS aprovado 1.893.414.746,14 2.149.112.047,43 1.261.190.138,30
BAR total 57.550.272,01 48.723.350,52 26.972.542,92
AIS aprovado /BAR total 3,04% 2,27% 2,14%
No entanto, no exercício levado a efeito pela
REDE ENERGIA considerando a aplicação
das formulas contidas na Resolução
234/2006, para o calculo das anuidades
para cada grupo de ativos não elétricos,
resultou em uma profunda discrepância
entre os valores de BAR do 2CRTP
constante na ER e os calculados pela
correlação sugerida pela ANEEL, conforme
atesta a Tabela adiante (*). (*)
ER 2CRTP CELPA CEMAT CELTINS
AIS aprovado 1.893.414.746,14 2.149.112.047,43 1.261.190.138,30
BAR total 109.816.648,45 92.468.268,92 52.286.088,01
AIS aprovado /BAR total 5,80% 4,30% 4,15%
Também é oportuno observar que a
distribuição das BAR’s, segundo grupo de
ativos não elétricos, apresentou uma certa
distorção entre a proposta da ANEEL e o
exercício da REDE, conforme atesta a
Tabela abaixo (*), sendo as maiores
diferenças encontradas no Cluster 2 nos
ativos não elétricos vinculados a aluguel e
veículos:
% BAR /Ativo Sistemas Aluguel Veículos Formulação ANEEL
Cluster 1 62% 18% 20%
Cluster 2 45% 35% 20%
ER 2CRTP
Cluster 1 58% 21% 21%
Cluster 2 44% 26% 31% ANEEL /ER
2CRTP Sistemas Aluguel Veículos
Cluster 1 107% 85% 97%
Cluster 2 103% 137% 65%
Notas:
Cluster 1: São empresas com total do AIS acima de 500 milhões de reais Cluster 2: São empresas com AIS abaixo de 500 milhões de reais.
Os resultados expostos evidenciaram um
erro no referencial regulatório da ANEEL
entre os BAR’s e AIS’s aprovados, o que, a
principio, não deveria ocorrer já que as
fontes de dados foram às mesmas para o
exercício da REDE. A conseqüência foi o
subdimensionamento das anuidades,
segundo grupo de ativos não elétricos,
conforme registra a Tabela adiante (*).
(*)
Anuidades – ANEEL Sistemas Aluguel Veiculos
CELPA 12.294.647,63 1.442.400,00 6.408.446,08
CEMAT 9.039.763,56 1.151.932,95 9.116.235,61
CELTINS 4.572.070,35 609.172,98 6.252.894,21 Anuidades –ER
2CRTP Sistemas Aluguel Veiculos
CELPA 20.772.200,82 3.221.116,03 14.933.677,83
CEMAT 14.448.647,20 2.816.803,96 18.942.158,36
CELTINS 7.249.196,47 1.681.053,44 12.298.452,82 ANEEL /ER
2CRTP Sistemas Aluguel Veiculos
CELPA 59,19% 44,78% 42,91%
CEMAT 62,56% 40,90% 48,13%
CELTINS 63,07% 36,24% 50,84% Cabe observar, mais uma vez, que a
aplicação das formulas contidas na
Resolução 234/2006, para o calculo das
anuidades para cada grupo de ativos não
elétricos, estão alinhadas entre a proposta
da ANEEL e o exercício da REDE, o que
não necessariamente significa que estão
adequadas como se verá adiante no item 2.
Posto isto, a REDE ENERGIA sugere que
seja revisto o referencial regulatório entre os
investimentos regulatórios para cada grupo
de ativos não elétricos e o AIS aprovado
visando valores de anuidades para cada
grupo de ativos não elétricos próximas
daqueles valores reconhecidos no 2CRTP.
2. Calculo das Anuidades – Submódulo 2.1 Proret
2.1 Sistemas
28. O investimento em sistemas de informática é determinado conforme o Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária. 29. A anuidade referente aos sistemas de informática (CAI) é dada por:
28. O investimento em sistemas de informática é determinado conforme o Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária. 29. A anuidade referente aos sistemas de informática (CAI) é dada por: CAI = CC + CM (12) CAI = BARI.[1/VU + rwacc/2.(1-T)+20%] (13) Onde: CC: Custo de capital, calculado em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento; CM: Custo de manutenção. Estima-se o custo anual em 20% do investimento; BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de informática; VU: Vida útil. Considera-se 10 anos.
Conforme comentado outro aspecto sobre a
questão dos ativos não elétricos decorre do
questionamento se as formulas contidas na Resolução 234/2006 para o calculo das
anuidades de cada grupo de ativos não
elétricos espelhariam corretamente os seus
custeios de capital e operação. A REDE
ENERGIA entende que não e, neste sentido,
apresenta as contribuições adiante.
Segundo o modelo da ER, para os grandes
sistemas corporativos as taxas de
manutenção incluem pacotes com
atualizações de softwares e renovação de
licenças. Adicionalmente a estrutura central
prevê gerência de manutenção e suporte de
TI. Dentro desta abrangência, a
determinação do custo da manutenção dos
sistemas de porte tem como base a
aplicação de taxa de 15% sobre o valor do
investimento. Ademais e, ainda segundo o
modelo da ER, dada que é prevista na taxa
de manutenção as atualizações necessárias
de softwares dos sistemas de porte, a vida
útil econômica dos bens é de 10 anos.
Sobre tais premissas, a REDE ENERGIA
gostaria de registrar que a combinação da
taxa de manutenção de 15% e vida útil de
10 anos não é coerente, em função do
aspecto relacionado à atualização
tecnológica dos softwares. Neste sentido:
Ou, se adota uma vida útil de 10
anos, na medida em que pelo
menos uma atualização tecnológica
deverá ser feita neste período,
porém, torna-se necessário
aumentar a taxa de manutenção de
15% para comportar tal custo.
Ou se adota uma taxa de
manutenção de 15% e reduz a vida
útil de 10 anos, na suposição que
com esta taxa de manutenção não
haverá qualquer atualização
tecnológica neste período.
Tal assunto vem sendo exaustivamente
debatido pela demais concessionárias
dentro do processo de revisão. Estudos
suportados por consulta a empresas
especializadas em Tecnologia da
Informação, tem demonstrado que a
utilização da vida útil econômica dos
recursos de informática de 10 anos
pressupõe pelo menos duas atualizações
tecnológicas neste período, o que necessita
de um aumento da taxa de manutenção de
15% para algo na faixa de 18% a 22% sobre
o valor do investimento.
Para um sistema ter uma vida útil
prolongada de 10 anos, haveria necessidade
de elevação significativa da taxa de
manutenção no sentido da implementação
de novas versões, não restritas apenas a
necessidades de novos relatórios e ajustes
de procedimentos, mas para inovação de
recursos e para atender a novos processos,
o que não está compatível com a taxa média
de 15% proposta pela ANEEL.
Existem poucas regras para determinar
quando as empresas devem substituir os
seus servidores. Entretanto, uma parcela
significativa de especialistas acredita que
realizar tal substituição num período superior
a cinco anos não é uma estratégia
recomendável. A percentagem de servidores
que são afetados por alguma forma de falha
de componentes salta de 10% no quarto ano
para 50% no quinto ano. Além disso, os
contratos de serviço muitas vezes expiram
ao chegar aos cinco anos e os preços das
peças de substituição começam também a
aumentar nessa altura. Ao chegar ao sexto
ano é provável que os custos crescentes de
suporte venham a gastar quaisquer fundos
que tenha poupado ao não comprar material
novo.
Posto isto, a REDE ENERGIA entende que
deve ser considerado para uma vida útil dos
grandes sistemas de 10 anos, como previsto
no modelo da ER, a taxa de manutenção
média de 20%.
2.2 Edificações
25. A anuidade do investimento é calculada em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento. Assim, a anuidade referente às instalações de móveis e imóveis administrativos (CAL) é
25. A anuidade do investimento é calculada em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento. Assim, a anuidade referente às instalações de móveis e imóveis administrativos (CAL) é dada por:
A proposta atual da ANEEL, diferente dos
demais ativos não elétricos, não considera o
dada por:
CAL = BARA.[1/VU + rwacc/2.(1-T)+15%] (13) Onde: CC: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; T: Alíquota tributária conforme tratamento dado aos tributos; VU: Vida útil. Considera-se 20 anos.
custo de O&M de edificações na Base de
Anuidades Regulatórias (BAR). Tal
premissa, não é isonômica para os ativos
não elétricos considerando que para
veículos e sistemas os custos de O&M
foram reconhecidos dentro de suas
respectivas BAR´s.
Por outro lado, sob o título “Limpeza e
Manutenção Predial” o modelo da ER define
que são gastos vinculados, basicamente, a
serviços gerais tais como: limpeza,
segurança e portaria, manutenção predial de
edificações administrativas e, determina
que, o custo anual será baseado numa
relação de despesa unitária por funcionário.
Tal premissa gerou um custo anual
subdimensionado no modelo da ER frente
às necessidades das distribuidoras, o que
representou algo em torno de 0,9% da BAR
de edificações, essa sendo aquela que a
REDE ENERGIA acredita ainda estar
subdimensionada. O cálculo efetuado numa
BAR de edificações correta, este percentual
alcançaria apenas 0,47%, bem distante da
realidade.
Levantamentos efetuados na REDE
ENERGIA evidenciaram uma distorção
bastante significativa entre os valores
orçamentários de O&M de Edificações das
empresas do Grupo e aqueles considerados
pela ER’s de cada concessionária do Grupo,
no caso, apenas, CELPA, CEMAT e
CELTINS. Tal distorção pode ser visualizada
na Tabela adiante (*), resultando um
percentual de 14,68% entre a anuidade de
O&M de edificações e sua BAR
correspondente corrigida.
(*)
ITEM BAR Regulatória O&M Edificações % Regulatória 131.966.254,15 1.184.725,33 0,90%
Real 254.571.005,37 (*) 37.112.815,15 14,58%
(*) BAR Regulatória corrigida
Posto isto, a REDE ENERGIA entende que:
I) deve se retirada a rubrica “Limpeza e
Manutenção Predial” da ER; II) deve ser
incorporado nas anuidades dos ativos de
Edificações o item O&M de Edificações no
percentual de 15% do investimento
regulatório.
Submódulo 2.4 Custo de Capital 1. Premio de risco país.
15. Para o cálculo do prêmio de risco país utilizou-se a série
histórica diária do índice “Emerging Markets Bonds Index
Plus” relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), de janeiro de 2000 a
abril de 2010. Objetivando atenuar os valores
desproporcionais de risco nos anos 2002 e 2003, e também
buscando a imparcialidade e objetividade, foi adotada a
mediana para fim de determinação do prêmio de risco país.
Assim, o resultado para este indicador foi de 4,42%.
15. Para o cálculo do prêmio de risco país utilizou-se a série histórica
diária do índice “Emerging Markets Bonds Index Plus” relativo ao
Brasil (EMBI+Brazil), de janeiro de 2000 a abril de 2010. Objetivando
atenuar os valores desproporcionais de risco nos anos 2002 e 2003,
e também buscando a imparcialidade e objetividade, foi adotada a
média para fim de determinação do prêmio de risco país. Assim, o
resultado para este indicador foi de 5,61%.
As bases da metodologia proposta pela
Aneel para o 3CRTP são as mesmas
aquelas estabelecidas no 1CRTP, iniciado
na revisão tarifária da Escelsa, Audiência
Pública nº 05/2001, explicitadas na Nota
Técnica no 97/2001/SRE/Aneel e aquelas
fixadas para o 2CRTP, através da Nota
Técnica 164/2006/SRE/Aneel, onde o custo
do capital é baseado no custo médio
ponderado do capital (conhecido na sigla
inglesa como WACC) que considera:
(i) A estrutura de capital padrão
(percentual do capital de
terceiros e de capital próprio)
para empresas reguladas de
distribuição de energia elétrica;
(ii) O custo do capital próprio
estimado pela metodologia
Capital Asset Pricing Model –
CAPM ‘Global’ que consiste,
inicialmente, no cálculo do custo
do capital com base na taxa livre
de risco e no prêmio de risco de
mercado dos EUA, este
ajustado, através do ‘beta’, em
função da volatilidade das ações
de empresas de distribuição de
energia elétrica em relação as
500 empresas constantes do
índice S&P 500 e;
(iii) Posteriormente, o custo de
capital próprio nos EUA é
“tropicalizado” via o premio de
risco Brasil para valoração do
custo de capital próprio no
Brasil.
(iv) O custo do capital de terceiros
baseado na taxa livre de risco e
no prêmio de risco de crédito
nos EUA é igualmente
“tropicalizado” via o premio de
risco Brasil para valoração do
custo de capital terceiros no
Brasil.
Do ponto de vista da REDE ENERGIA a
metodologia WACC em combinação com
CAPM para estimativa do capital próprio
deve ser mantida porem com ajustes em
duas variáveis na sua formação, como
descrito adiante.
Duas questões relevantes são abordadas.
A primeira questão diz respeito ao período
de observação da serie do índice
EMBI+Brazil. Na nota técnica de nº68/2007,
base para o 2CRTP, para o prêmio de risco
soberano foi utilizada a média diária da série
do EMBI+BR de abril de 1994 a junho de
2006 (12 anos). Para o 3CRTP a proposta é
de 10 anos. A justificativa da ANEEL, em
tese, para redução do período de
observação foi à premissa de que o calculo
do prêmio de risco país para o próximo ciclo
tarifário deve-se analisar o comportamento
recente da série, cuja média verificada no
período de janeiro a abril de 2010 foi de 198
pontos, ou 1,98% e como também a
expectativa de comportamento futuro.
A REDE ENERGIA entende se por um lado
às condições de estabilidade conquistada
durante os últimos 15 anos diminuíram as
incertezas recorrentes em épocas anteriores
e, por conseqüência, reduziram o premio de
risco país, por outro lado, as expectativas de
comportamento futuro das economias de
países e /ou de mercados relevantes
evidenciam previsões bem sombrias o que
pode reorientar toda a política
macroeconômica do país apoiada no regime
de meta inflacionária, câmbio flexível e
superávit primário.
A segunda questão diz respeito ao uso da
mediana para o cálculo do risco país, tendo
em vista as propriedades estatísticas desta
estimativa na medida em que, observou –se
um desvio bastante acentuado na série
histórica no segundo semestre de 2002,
indicando a existência de pontos extremos
que afetam de modo desproporcional a
estimativa que se almeja obter.
A contradição desta solução dada pelo
Regulador para eliminar atipicidades do
premio de risco país está na proposta de
adoção do mercado realizado para o 3CRTP
cuja defesa está centrada na tese de que o
mercado realizado é melhor do que a
projeção de mercado, pois não há incertezas
sobre seus valores sendo que as influências
de fatos atípicos - crise econômica, fatores
climáticos, etc.- fizeram parte do negócio
provocando perdas ou ganhos de escala
transitórios não devendo, portanto, serem
expurgados.
Ou seja, para a ANEEL, na defesa do
mercado realizado na formação da receita
requerida foi justo manter as atipicidades. Já
para o premio de risco país, a ANEEL
entendeu que não, caracterizando uma
contradição de posicionamento.
Com base nas duas questões apresentadas,
dois cenários foram construídos obtendo –se
os seguintes resultados(*) para o premio de
risco país:
(*) EMBI Brasil Média (*) Mediana (**)
Jun /1994 – Jun /2010 6,57% - Jan /2000 – Jun /2010 5,61% - Jan /2000 – Jun /2010 - 4,42% (*)Fonte: Bloomberg. Elaboração Tendências (**) Fonte: ANEEL
Posto isto, a REDE ENERGIA entende que o valor
de 5,61% para o premio de risco país obtido através
da media da série histórica diária do índice
EMBI+Brazil, de janeiro de 2000 a abril de 2010,
deva ser utilizado na formação do custo de capital
próprio, pois conforme se observa, ainda é menor do
que o percentual de 6,57% que seria obtido
utilizando-se o período de 15 anos.
2. Premio de risco regulatório 16. Assim, o custo de capital próprio, em termos nominais, é de 13,14%.
16. Para a determinação do premio de risco país foi
agregado o premio de risco regulatório de 1%. Assim, o
custo de capital próprio, em termos nominais, é de 15,33%.
Junto com o premio de risco país deve–se ser
somado o premio de risco regulatório para formar o
premio de risco Brasil, fato que o Regulador
desconsiderou baseado no argumento de que o
componente de risco regulatório já está refletido no
risco do negócio (beta) nos EUA e no risco país,
concluindo, de certa forma que as instituições
envolvidas com a regulação e os riscos que os
investidores defrontam ao investir em determinado
país, são os mesmos no Brasil ou no EUA. Tal
assertiva é bem controversa por não ser
simplesmente intuitiva. Neste ponto, no 2CRTP foi
reconhecido pelo Regulador o premio de risco
regulatório e a ele se atribuiu um valor de 1,33%.
Obviamente e, de acordo com o entendimento do
próprio Regulador, é difícil mensurar eventual premio
de risco regulatório, pois seria necessário calcular a
exata diferença, dos riscos provocados pelas
instituições regulatórias, entre as regras regulatórias
que incorrem as empresas de distribuição no Brasil e
as empresas dos EUA consideradas na amostra
para construção do beta.
Há que se considerar ainda a questão de diferentes
regimes regulatórios nos EUA aonde a regulação é
bem descentralizada nos seus diversos estados
federados.
Quanto à qualidade institucional do país, as diversas
instituições envolvidas com a regulação, como
tribunais de conta, conselhos ministeriais, agências
reguladoras, etc procuram promover melhorias
continuas nas regras contratuais e de suas
aplicações.
No entanto, não há como negar que questões
específicas sobre o risco regulatório brasileiro
envolvendo temas de qualidade da regulação e do
aparato legal devem ser avaliadas como risco
complementar ao Premio de Risco País. Questões
recentes como a necessidade da neutralidade da
Parcela A e da estabilidade das metodologias nos
processos de revisão tarifaria, dentre outras, são
temas recorrentes que promovem instabilidade nas
regras contratuais e de suas aplicações.
Posto isto, a REDE ENERGIA solicita a inclusão do
premio de risco regulatório na formação do premio
de risco Brasil no valor de 1%, percentual menor do
que no 2CRTP por considerar que as questões da
qualidade da regulação e do aparato legal têm
evoluído ao longo dos anos, mas que talvez precise
de mais um ciclo tarifário para alcançar o patamar de
neutralidade sobre o prêmio de risco Brasil.
3. Custo de capital de terceiros. 19. Assim, o custo de capital de terceiros, em termos
nominais, é de 11,50%.
19. Assim, o custo de capital de terceiros, em termos
nominais, é de 12,69%.
O custo do capital de terceiros é calculado pela
Aneel pelo método CAPM da dívida que é baseado
na taxa livre de risco somado aos prêmios de risco
de crédito do Brasil. Assim, o resultado para este
indicador na proposta da ANEEL foi de 4,99%,
percentual real liquido, equivalente a 11,50%,
percentual nominal bruto.
A REDE ENERGIA entende que o custo de capital
de terceiros não está alinhado com o custo real de
captação representado por índices referenciados,
dentre os quais se destacam: CDI / SELIC e /ou
TJLP / BNDES.
No entanto, com a proposta da REDE ENERGIA de
ajuste do premio de risco país (+ 1,19%), caso seja
aceita, o custo de capital de terceiros passa para o
valor de 5,75%, percentual real liquido, equivalente a
12,69%, percentual nominal bruto, valores mais
aderentes à realidade de captação do setor.
4. WACC Regulatório. 22. Deflacionando-se o custo nominal pela taxa de inflação
média anual dos EUA, no período de janeiro de 1995 a abril
de 2010, de 2,48%, obtém-se o custo em termos reais, que
resultou em 7,15% depois dos impostos. Os resultados finais
são mostrados na tabela a seguir.
22. Deflacionando-se o custo nominal pela taxa de inflação
média anual dos EUA, no período de janeiro de 1995 a abril
de 2010, de 2,48%, obtém-se o custo em termos reais, que
resultou em 8,47% depois dos impostos. Os resultados finais
são mostrados na tabela a seguir.
As alterações propostas pela REDE ENERGIA no
premio de risco Brasil quais sejam: calculo do
premio de risco país através da media, e não por
mediana, da série histórica diária do índice
EMBI+Brazil, de janeiro de 2000 a abril de 2010 e a
incorporação do premio de risco regulatório com
seus impactos nos custos de capital próprio e de
terceiros redefinirão a proposta de WACC para o
3CRTP.
Tabela 2: Resultado – Custo de Capital
ITEM %
Proporção de Capital Próprio 40%
Proporção de Capital de Terceiros 60%
Taxa livre de risco 4,96%
Prêmio de risco de Mercado 5,78%
Beta médio alavancado 0,65
Prêmio de risco do negócio 3,76%
Prêmio de risco país 4,42%
Custo de capital próprio nominal líquido 13,14%
Prêmio de risco de crédito 2,12%
Custo de capital de terceiros nominal bruto 11,50%
CUSTO MEDIO PONDERADO
WACC nominal depois de impostos* 9,81%
WACC real depois de impostos 7,15%
(*) Para empresas com alíquota de IRPJ /CSLL de 34%
Tabela 2: Resultado – Custo de Capital
ITENS %
Proporção de Capital Próprio 40%
Proporção de Capital de Terceiros 60%
Taxa livre de risco 4,96%
Prêmio de risco de Mercado 5,78%
Beta médio alavancado 0,65
Prêmio de risco do negócio 3,76%
Prêmio de risco país 6,61%
Custo de capital próprio nominal líquido 15,33%
Prêmio de risco de crédito 2,12%
Custo de capital de terceiros nominal bruto 12,69%
CUSTO MEDIO PONDERADO
WACC nominal depois de impostos* 11,16%
WACC real depois de impostos 8,47%
(*) Para empresas com alíquota de IRPJ /CSLL de 34%
5. Tributações diferenciadas. 4.1 Tributos 4.4.1. Lucro Real e Alíquota Normal 29. Para as empresas enquadradas nesta situação, deverão
ser considerados os
seguintes Tributos (T):
• Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ): Deve
ser aplicada à alíquota de 25%, incidente sobre o
Lucro Tributável. Para concessionárias com
remuneração regulatória menor do que R$
240.000,00 deve ser aplicada à alíquota de 15%.
• Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL):
Deve ser aplicada à taxa de 9%.
30. Dessa forma, a alíquota final a ser considerada para os
Tributos (T) neste caso é de 34%.
4.4.1. Lucro Real e Lucro Presumido 29. Para as empresas enquadradas nesta situação, deverão
ser considerados os
seguintes Tributos (T):
• Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ):
Deve ser aplicada à alíquota de 25%, incidente
sobre o Lucro Tributável. Para concessionárias
com remuneração regulatória menor do que R$
240.000,00 deve ser aplicada à alíquota de 15%.
• Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
(CSLL): Deve ser aplicada à taxa de 9%.
30. Dessa forma, a alíquota final a ser considerada para os
Tributos (T) neste caso é de 34% para as empresas de
Lucro Real e de 24% para as empresas de lucro presumido.
Houve um erro na separação das alíquotas pelo
Regulador.
4.2 Benefícios Fiscais. 4.4.2. Lucro Real e Alíquota Reduzida 31. Para as empresas situadas na área de atuação da
SUDENE e SUDAM, deverão ser considerados os seguintes
Tributos (T):
• Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ):
Deve ser aplicada à alíquota de 25%, incidente
sobre o Lucro Tributável, com redução de 75%;
• Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
Alem do título impreciso, já que o correto deveria ser “4.4.2.
Empresas na área de atuação da SUDENE e SUDAM”, a
REDE ENERGIA sugere sua supressão.
Diferentemente dos dois ciclos tarifários passados, a
ANEEL propõe para o 3CRTP, de acordo com as
especificidades de cada distribuidora, a utilização de
alíquotas distintas de IRPJ e CSLL para o calculo do
custo bruto médio ponderado de capital podendo
resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de
34%, conforme ilustra a Tabela adiante:
(CSLL): Deve ser aplicada à taxa de 9%.
32. Dessa forma, a alíquota final a ser considerada para os
Tributos (T) neste caso é de 15,05%. Assim, o custo de
capital de terceiros, em termos nominais, é de 11,50%.
Enquadramento tributário IRPJ CSLL Concessionárias isentas de impostos sobre a renda 0,00% 0,00% Concessionárias enquadradas na área de atuação da SUDENE e SUDAM 6,25% 9,00% Concessionárias com lucro regulatório menor que R$240.000. 15,00% 9,00% Todas as demais concessionárias 25,00% 9,00%
Especificamente sobre a Captura dos incentivos
fiscais das empresas localizadas nas áreas de
atuação da SUDENE e SUDAM, a REDE ENERGIA
tece as seguintes observações:
1º. A destinação dos benefícios fiscais é pré-
definida ou, para o aumento do capital social
ou, para absorção de prejuízos e, portanto,
não tem a conotação de redução da
tributação;
2º. A concessão dos benefícios fiscais está
condicionada a novos investimentos nas
regiões menos desenvolvidas;
3º. A opção pelos benefícios fiscais é
facultativa, ou seja, simplesmente a empresa
pode não tomá-lo;
4º. O prazo dos benefícios fiscais é limitado
a 10 anos.
Posto isto, a REDE ENERGIA entende que a
proposta da ANEEL contraria princípios do direito
tributário e da regulação por incentivos, pois (i)
assume que tal benefício é apropriado
indistintamente por todas as distribuidoras; (ii)
pressupõe que todas optaram por tal benefício; (iii)
se apropria de benefício que visa fomentar
desenvolvimento das regiões atraindo mais
investimentos, o que não é aderente ao incentivo
fiscal e regulação por incentivos e, neste sentido,
solicita sua desconsideração.
Por fim, a REDE ENERGIA, endossa a Contribuição
da ABRADEE, bem como os respectivos Pareceres
Jurídicos que trataram desta questão
exaustivamente.
SUBMÓDULO 2.5 PRORET
Fator X 1. Componente P 8. Os ganhos potenciais de produtividade foram estimados a partir da análise da evolução histórica entre o mercado, segregado por nível de tensão, e custos que compõem a Parcela B das concessionárias de distribuição nos reajustes tarifários
8. Os ganhos potenciais de produtividade serão estimados
através do método de Fluxo de Caixa Descontado futuro
para cada distribuidora, projetando-se mercado e
investimentos, além dos custos operacionais definidos.
O Fator X tem por objetivo principal o de garantir que
o equilíbrio entre receitas e despesas regulatórias,
estabelecidos no momento da revisão tarifária, se
mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atender
este objetivo, a metodologia proposta pela ANEEL
busca defini-lo a partir da consideração dos ganhos
potenciais de produtividade e do nível de qualidade
do serviço prestado, além de ser utilizado para
amortizar o impacto da revisão tarifária para as
concessionárias /consumidores, considerando, se
houver, uma trajetória de eficiência para os custos
operacionais a ser percorrida intraciclo, conforme
atesta a equação adiante:
FATOR X= P +Q +T onde;
P= Ganhos de produtividade;
Q = Qualidade na prestação do serviço;
T= Trajetória de eficiência para os custos
operacionais.
Pela proposta da ANEEL, o componente “T” será
definido no momento da revisão tarifária periódica
(“ex – ante”) e os componentes “P” e “Q” serão
definidos a cada reajuste tarifário (“ex – post”).
Em face de defasagem entre o período de referência
da construção da tarifa (ano anterior) e sua
aplicação (ano posterior), motivada pela mudança do
conceito de ano teste, a utilização do componente
“P” já se fará no momento da presente revisão.
Adiante são feitas as contribuições da REDE
ENERGIA, segundo cada componente do Fator X.
A ANEEL define o Componente P como aquele fator
que captura a produtividade técnica originada pelo
aumento de escala na operação dentro de um
monopólio natural, isto é, quantifica os ganhos
associados ao atendimento de uma demanda maior
com custos marginais decrescentes.
O método de cálculo proposto, pela ANEEL, para o
cálculo do componente P é baseado na
“Produtividade total dos Fatores” como sendo do tipo
“backward looking”, ou seja, “olha para trás” em
contraposição ao modelo de Fluxo de Caixa
Descontado (FCD) como “forward looking”, ou seja,
“olha para frente”, como utilizados nos dois ciclos
tarifários anteriores.
Segundo a ANEEL os dois modelos calculam o
mesmo parâmetro, quais sejam os ganhos de
produtividade das empresas; e se diferenciam,
basicamente, em função do tempo em que são
consideradas as variáveis de mercado e custos. No
modelo FCD, estas variáveis são projetadas e no
modelo PTF são considerados seus valores
históricos. Neste sentido, vale a pena citar o texto
contido na Fls. 7 da Nota Técnica no 267/201 onde
se lê: “O que importa, de fato, para o cálculo do
Fator X é como evoluirão os ganhos potenciais de
produtividade. Deve-se utilizar o melhor cenário
disponível para se estimar como evoluirão os custos
médios das empresas. Eventos que possam afetar a
produtividade futura e que sejam conhecidos podem
ser tratados na própria metodologia, seja o FCD ou o
PTF. Assim, conclui-se que não há um método
superior a priori”.
A REDE ENERGIA considera que seria mais
razoável que no 3CRTP a ANEEL continuasse
percorrendo o mesmo caminho escolhido para o
1CRTP e aperfeiçoado no 2º CRTP, agregando
obviamente melhorias e /ou correções em premissas
e regras de calculo na determinação do componente
P pelo método FCD.
Em que pese toda a discussão sobre a legalidade da
mudança de método de calculo do Fator X proposta
pelo Regulador (4), a REDE ENERGIA, neste
contexto, apresenta sua contribuição de
aperfeiçoamento do componente P, via o método de
FDC, segundo as suas principais relevantes:
1.1 Receita regulatória
Seguramente é ponto mais controverso do método
FCD por conta das dificuldades inerentes à projeção
de mercado, entre as quais se destacam: escolha da
metodologia mais apropriada; assimetria de
informação entre o regulador e a empresa regulada;
identificação das variáveis que influenciam o
crescimento; antecipação de choques externos; e
estimação da demanda faturada. Tais questões, em
ultima analise, colocam em risco a arbitragem do
valor de equilíbrio entre consumidores e
concessionárias.
No segundo ciclo, com o intuito de tornar as análises
de projeção de mercado dotadas de critérios mais
objetivos e menos susceptível às dificuldades
apontadas na validação das projeções de mercado
informadas pelas concessionárias, foi elaborada a
Nota Técnica 351/2007. Na ocasião foi proposta a
utilização de modelos econométricos de séries de
tempo para a interpretação e validação das
4 Sobre essas questões a ABRADEE encaminhou uma contribuição especifica para a presente Audiência publica.
projeções. Na formulação destes modelos, as séries
foram decompostas de forma estilizada em ciclos,
tendências, sazonalidades e irregularidades, que se
repetem no tempo, de forma que esses
componentes possam ser extrapolados no futuro.
Não obstante, deste aperfeiçoamento, o resultado
objetivo foi, comumente, a contestação pelas
concessionárias do valor arbitrado pelo regulador,
por não considerar todas as atipicidades de
consumo da concessão.
Um caminho proposto de aprimoramento para o
3CRTP seria a adoção do mercado realizado,
hipótese que implicitamente sugere que o futuro vai
repetir o passado, o que é pouco provável,
principalmente no Brasil, país que vem passando por
grandes mudanças, e de forma muito heterogênea
entre suas regiões, nos últimos anos. Neste ponto, a
proposta da ANEEL de abrir mão da discussão a
respeito do cenário em cada concessão pode
também acarretar risco na arbitragem do valor de
equilíbrio entre a receita adequada para a
distribuidora e a tarifa justa para os consumidores.
Posto isto, a REDE ENERGIA sugere retomar como
ponto de partida de discussão a metodologia vigente
até aqui e que corresponde a quase metade do
período do contrato de concessão das distribuidoras.
Para isso, sugere o aperfeiçoamento da Nota
Técnica 351/2007 buscando, em ultima analise,
melhor equilibrar a receita adequada para a
distribuidora e a tarifa justa para os consumidores
através da simplificação e objetividades dos seus
critérios vinculados aos quesitos de: Premissas
utilizadas; Influencias de sazonalidades e
irregularidades; Projeções com os dados históricos;
Dados agregados e desagregados e; Comparação
com projeções realizadas (a partir de outras
metodologias), dentre outras.
Por fim como incentivo para a empresa declarar
suas melhores projeções de mercados, a REDE
ENERGIA sugere a criação de uma “banda” de
flutuação, dentro do ciclo tarifário, de 2%, em
média, ao ano para cima ou para baixo em
mercados estáveis e 3%, em media, ao ano para
cima ou para baixo em mercados emergentes.
Dentro desta faixa, a flutuação do mercado seria o
tamanho do risco do negócio. Fora desta faixa seria
feito o recalculo do componente P, sendo:
Se para cima, em função somente da parcela de
mercado que estiver acima do limite superior da
banda.
Se para baixo, em função somente da parcela de
mercado que estiver abaixo do limite inferior da
banda.
Caso haja o recálculo, nas condições acima, no
próximo ciclo tarifário, o valor da diferença seria
uma espécie de CVA que irá compor os
componentes financeiros.
1.2 Custos regulatórios Ao contrario da receita regulatória, os custos
regulatórios serão projetados para o período tarifário
com base na proposta da própria ANEEL para os
ciclos anteriores, qual seja:
Para o 1º. Ano da projeção, serão atualizados os
valores de custos regulatórios definidos por meio do
Modelo de Empresa de Referência (ER) no 2º ciclo
(2CRTP), observando o crescimento de preços
referenciados as variações de IPCA (Pessoal) e
IGPM (Materiais e serviços), o crescimento de
unidades consumidoras e de redes de distribuição, o
desconto sobre os ganhos de produtividade, alem
dos ajustes por conta de novas exigências
regulatórias e, eventual, sub valoração da ER do
2CRTP.
Por fim, é igualmente necessário considerar a
projeção de crescimento de consumidores para que
sobre a base dos custos regulatórios definida no
momento do reposicionamento tarifário seja
incrementado, em igual proporção, os custos
operacionais para os demais anos no período intra-
ciclo.
1.3 Investimentos regulatórios As projeções de investimentos incluem os
investimentos em expansão do sistema, para
atender o crescimento do mercado devido à
incorporação de novos consumidores e ao aumento
de carga dos consumidores existentes, além
daqueles referentes à renovação dos ativos de
distribuição que chegaram ao final de sua vida útil.
Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL
nº 234/2006, foi incorporado no 2CRTP um
mecanismo que incentiva a empresa a realizar e
declarar suas melhores projeções de investimentos.
Uma vez definido o investimento pela empresa, é
adotado um mecanismo que compara os
investimentos previstos aos valores realizados.
Caso os investimentos efetivamente realizados
sejam inferiores àqueles considerados no cálculo do
Fator X do 2CRTP, deverá ser feito o recálculo do
mesmo, onde todos os parâmetros serão mantidos
constantes, substituindo-se apenas os valores de
investimento. O Fator X recalculado será aplicado
deduzido o valor da Parcela B da receita requerida.
Neste sentido, pode–se dizer que a própria ANEEL
já identificou uma metodologia que incentiva a
empresa a realizar e declarar suas melhores
projeções de investimentos sendo que a mesma
deve permanecer para o 3CRTP, como sugere a
REDE ENERGIA.
Por fim, duas ressalvas se fazem necessárias em
relação aos investimentos:
1) Os investimentos considerados serão aqueles não
só necessários em instalações de distribuição, mas
também aqueles investimentos relacionados à
gestão comercial, à administração e outros, tais
como veículos e software já que, diferente do
2CRTP, não são reconhecidos nos custos
regulatórios.
2) Na proposta da ANEEL em audiência Publica o
custo de capital de giro não foi considerado. Com a
proposta da REDE ENERGIA é necessário sua
consideração no mesmo critério regulatório, ou seja,
um valor igual aos 5% do montante da Parcela B
sem impostos.
2. COMPONENTE Q 20. O componente “Q” no cálculo do Fator X tem a finalidade
de incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado
pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, adequando a
tarifa paga pelo consumidor à qualidade do serviço prestado.
Exclusão do Componente Q do Fator X
Segundo a proposta da ANEEL, o componente Q
pretende adequar a tarifa paga pelo consumidor à
qualidade do serviço prestado. Neste sentido, serão
observadas as evoluções dos níveis de DEC e FEC,
de cada Conjunto de UC relativamente aos limites
definidos pela ANEEL para o 3CRTP. Será definido
“ex-post” no momento dos reajustes anuais e poderá
variar entre +/- 1%. Somente haverá o cálculo da
Componente Q no caso em que a empresa mudar
de grupo em relação àquele considerado na revisão
tarifária.
Aqui toda a discussão sobre a aplicação do
componente Q deriva da ausência de base legal ou
contratual para inclusão desta componente no Fator
X e por isso viola princípios da legalidade, da
motivação e da finalidade. Na verdade, a sua
aplicação pode penalizar a empresa duplamente, já
que existem multas de não conformidade aos
indicadores de continuidade de DEC / FEC ao longo
ciclo tarifário. Neste sentido, a REDE ENERGIA
sugere sua exclusão na formação do Fator X.
3. COMPONENTE T 27. O componente “T” tem por objetivo amortizar o impacto
do reposicionamento tarifário considerando uma trajetória de
eficiência para os custos operacionais. Seu cálculo está
descrito no Submódulo 2.2 – Custos Operacionais.
Como será reconhecido dentro do Fluxo de Caixa
Descontado excluir o Componente T do Fator X.
Na medida em que o componente T já estar incluído
nas projeções dos custos regulatórios dentro do
calculo do componente P do Fator X, a REDE
ENERGIA sugere sua extinção.
SUBMÓDULO 2.6 PRORET
PERDAS DE ENERGIA 1. Definição da Velocidade de Redução das Perdas. 38. Foram criados sete clusters de “velocidade de redução
de perdas”. Primeiramente, com relação ao nível de perdas
não técnicas, as concessionárias foram classificadas em
quatro grupos: perdas muito altas, altas, médias e baixas.
Posteriormente, para alguns agrupamentos maiores, foram
feitas subdivisões em subgrupos de acordo com o porte das
concessionárias de forma a aumentar a similaridade entre
eles. As características e critérios de enquadramento estão
apresentados na tabela a seguir:
Tabela 2: Clusters de Velocidade de Redução de Perdas
38. Foram criados sete clusters de “velocidade de redução
de perdas”. Primeiramente, com relação ao nível de perdas
não técnicas, as concessionárias foram classificadas em
quatro grupos: perdas muito altas, altas, médias e baixas.
Posteriormente, para alguns agrupamentos maiores, foram
feitas subdivisões em subgrupos de acordo com o porte das
concessionárias de forma a aumentar a similaridade entre
eles. As características e critérios de enquadramento estão
apresentados na tabela a seguir:
Tabela 2: Clusters de Velocidade de Redução de Perdas
A proposta do Regulador para o 3CRTP demonstrou
avanços e recuos em relação ao 2CRTP. O conceito
de velocidade de redução das perdas tornou mais
claro a proposta da trajetória na medida em que
equilibra melhor o ponto de partida e a meta
potencial redução de perdas. Por outro lado, a
proposta de definição das metas regulatórias sem
uma avaliação e discussão dos recursos
necessários, de O&M e de investimentos, traz
insegurança quanto ao atingimento das próprias
metas regulatórias que se quer alcançar.
Neste sentido, a Rede Energia propõe a
manutenção da metodologia adotada no 2CRTP em
relação ao dimensionamento dos recursos
39. Para cada cluster é estabelecido um limite máximo de
redução de perdas não técnicas ao ano, conforme
apresentado na tabela a seguir. Os limites estão definidos
em pontos percentuais ao ano.
Tabela 3: Limites de Redução Anual
39. Para cada cluster é estabelecido um limite máximo de
redução de perdas não técnicas ao ano, conforme
apresentado na tabela a seguir. Os limites estão definidos
em pontos percentuais ao ano.
Tabela 3: Limites de Redução Anual
necessários, associada as devidas adequações e
aprimoramentos da proposta do Regulador para o
3CRTP como se vera adiante.
A pesquisa empírica que tecnicamente embasou a
“clusterização” consta no Anexo III – Análise de
Clusters, da Nota Técnica 271/2010 tendo as
seguintes variáveis relacionadas à velocidade de
redução das perdas: (i) o nível destas perdas; (ii) o
porte da concessionária e (iii) a complexidade sócio-
econômica. Dos estudos resultaram nove clusters
que, posteriormente, foram reagrupadas em sete
clusters relacionados com as variáveis (i) nível de
Perdas Não Técnicas e (ii) o porte da distribuidora.
Embora os resultados dos sete clusters, definidos
regulatoriamente, não correspondem exatamente
com os resultados dos nove grupos estruturados da
fundamentação técnica contida no anexo da NT
271/2010, a Rede Energia não vê nesta discrepância
algo que alterou significativamente a proposta final
de fixação dos sete clusters de definição de
velocidade de redução de perdas sugeridos pelo
Regulador, apenas uma ação de simplificação de
procedimentos.
Por outro lado, para que os pontos percentuais ao
ano definidos como limites de redução de PNT
regulatório resultante da aplicação da metodologia
proposta esteja correto, a qualidade das informações
que os gerou é fundamental.
Segundo a Nota Técnica 271/2010, para a definição
desses limites, a ANEEL utilizou-se de dados
históricos de PNT praticados no período de 2004 a
2008, sendo selecionadas na amostra apenas aquelas observações em que houve redução de perdas em relação ao ano anterior o terceiro ciclo.
Entretanto, ao confrontar a base de dados das
empresas que reduziram as perdas no período de
2004 a 2008 e a proposta de velocidade de redução
de perdas verifica–se certa discrepância entre os
clusters, como atesta a Tabela adiante e que permite
tecer as seguintes observações:
• Pode-se dizer que a proposta de velocidade
de redução de perdas do Regulador
relacionada aos clusters 4; 6 e; 7
apresentam bastante consistência com a
realidade;
• Que os clusters 2 e 5 apresentam uma
variação entre a proposta do Regulador e a
realidade das empresas com alguma
expressividade (+/- 17%) porem
considerando que se trata de um limite
Maximo de referencia tal diferença pode ser
minimizada.
• Que apenas, os clusters 1 e 3 apresentam
um desvio bastante significativo (> 50%)
entre a proposta do Regulador e a realidade
das empresas dos clusters.
Ao se vincular as empresas por clusters, como
ilustra a Tabela adiante, observa-se que os maiores
desvios estão relacionados aos clusters 1 e 3 e, não
é por coincidência que se trata de áreas
reconhecidamente problemáticas - Norte, boa parte
do Nordeste e Estado do Rio de Janeiro. Ou seja,
fica evidente que a clusterização da ANEEL não
capturou para essas áreas todos os aspectos
relacionados às PNT. Neste sentido, a proposta do
Regulador, se mantida, ocasionara grande impacto
sobre a redução real das empresas lotadas nos
clusters 1 e 3, pois superestimou a real capacidade
de redução efetiva das perdas no período.
Posto isto, a Rede Energia solicita que seja mantida
a proposta de sete clusters de velocidade de
redução de perdas porem com ajustes nos cluster 1
e 3, via uma ação simplesmente discricionária
através da aplicação de incremento de 20% sobre a
redução observada nos referidos clusters para
fixação dos limites máximos de velocidade de
redução de perdas, conforme ilustra a Tabela
adiante.
Tabela 3: Limites de Redução Anual
Por fim, a Rede Energia gostaria tecer alguns
comentários focados na CELPA, empresa do grupo
cuja composição dos índices de perdas na
distribuição de energia elétrica vem consolidando
uma realidade negativa para a concessionária.
Em virtude do aumento dos acessos a energia
elétrica não corresponder ao aumento no
faturamento, fruto das características sociais da
população, coloca a concessionária em um cluster
específico quando proposto a combinação de seus
índices de perdas com outras variáveis explicativas -
desigualdade, violência, cobertura de abastecimento
de água, precariedade e inadimplência no setor de
credito - o que a coloca no 1º. Lugar de
complexidade sócio econômica da ANEEL.
Neste contexto, o crescimento espontâneo na
CELPA (5) se compõe a partir de todas as dinâmicas
sociais com os seus reflexos no processo de
ocupação desordenada, fato não-gerenciável pela
empresa.
A ANEEL definiu no 2CRTP o índice de crescimento
espontâneo de perdas não técnicas de 3,6% ao ano
para o mercado de Baixa Tensão, o que não
correspondeu a realidade da CELPA. O índice médio
de crescimento resultou em percentuais bastante
superiores,ou seja em torno de 7% nos últimos 5
anos.
O resultado concreto foi que a velocidade de
redução das perdas através das ações de inspeções
/regularizações, essas limitadas pelos recursos
regulatórios, ficou bem aquém do crescimento
espontâneo real das perdas. Como conseqüência,
5 Novas fraudes, seja pela capacidade de reação dos consumidores infratores, seja, pela migração das fraudes, dentre outras.
aumento do nível das perdas ao longo do ciclo.
Portanto, torna-se necessário que a definição da
velocidade de redução das perdas esteja alinhada
com a questão do crescimento espontâneo das
perdas que por sua vez resulta da complexidade
sócio econômica da área de concessão. Na medida
em que essa ultima não vem refletindo a realidade
da área de concessão da CELPA é bem possível
que o estudo de ranking elaborado pela ANEEL
apresenta restrições. Uma delas, conforme
apresentação presencial da própria CELPA na
Audiência Publica ocorrida em 16/12/2010, trata-se
da não linearidade entre Cidade, Estado, Região e
País e as diversas variáveis explicativas -
desigualdade, violência, cobertura de abastecimento
de água, precariedade e inadimplência no setor de
credito – na composição dos indicadores de
complexidade sócio-econômica.
Obviamente que a falta de um tratamento
diferenciado das variáveis explicativas entre País,
Região, Estado e Cidade refletem no índice de
crescimento espontâneo de perdas e, neste sentido,
sugere que essa questão seja levada em conta nos
processos individuais das concessionárias.
2. Ponto de partida. 53. Há uma série de parâmetros que devem ser
considerados para definição desse referencial. Em primeiro
lugar, deve-se observar a trajetória de redução de perdas
definida na revisão tarifária anterior, quando cabível. Via de
regra, não será permitido que o ponto de partida seja maior
que o ponto de chegada da trajetória definida no ciclo
passado. Além disso, também deve-se observar o nível de
perdas reais praticado pela concessionária no ano anterior à
revisão e a sua evolução ao longo do último ciclo tarifário. O
ponto de partida para a análise de perdas não técnicas será
definido pelo menor valor entre as perdas regulatórias do
ciclo passado e as perdas praticadas pela empresa em seu
histórico recente.
53. Há uma série de parâmetros que devem ser considerados para definição desse referencial. Em primeiro lugar, deve-se observar a trajetória de redução de perdas definida na revisão tarifária anterior, quando cabível. Além disso, também deve-se observar o nível de perdas reais praticado pela concessionária no ano anterior à revisão e a sua evolução ao longo do último ciclo tarifário. O ponto de partida para a análise de perdas não técnicas será definido pelo menor valor entre as perdas regulatórias do ciclo passado e as perdas praticadas pela empresa em seu histórico recente. No entanto, poderá ser permitido que o ponto de partida seja maior que o ponto de chegada da trajetória definida no ciclo passado, desde que exista uma razoabilidade técnica e econômica de sua demonstração.
O fundamento da proposta de correção de texto
reside, basicamente, no fato de uma eventual
fixação pelo Regulador de uma trajetória inexeqüível
no 2CRTP.
Vale lembrar que a trajetória de redução de perdas
para uma dada concessionária foi estabelecida no
2CRTP considerando apenas o potencial de redução
de perdas não técnicas a partir da identificação de
outras concessionárias com menor índice de perdas
não técnicas atuando em áreas de concessão
comparáveis sob o ponto de vista de complexidade
socioeconômica sem qualquer vinculação, pelo
menos de forma explicita, com a velocidade
potencial de redução de perdas, condição levada a
efeito na proposta para o 3CRTP.
Cita-se aqui o exemplo da CELPA, empresa
pertencente a Rede Energia, na época do 2CRTP foi
imposta uma trajetória de redução de 8,29%,
partindo de um patamar de 40,11% de perdas não
técnicas sobre o mercado de baixa tensão em
agosto /2007 para chegar ao nível de 31,82% de
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa
tensão em agosto /2011, ou seja, uma velocidade de
redução de 2,072% ao ano,bem inferior à proposta
de 3% para o 3CRTP.
Conforme visto no item anterior, as empresas com
menor índice de complexidade socioeconômica do
que a CELPA que conseguiram reduzir os seus
níveis de perdas não técnicas apresentaram taxas
de 1,11% ao ano. Tal percentual evidencia muito
fortemente que a proposta de redução de 2,072% ao
ano para a CELPA estava sobreestimada no ciclo
anterior.
Ressalta-se ainda que os recursos vinculados as
ações de inspeções /regularizações estavam
regulatoriamente sobreestimados, pois, uma das
variáveis relevantes na valoração de tais recursos, a
taxa de crescimento espontâneo das perdas não
refletia a realidade da área de concessão,
restringindo sobremaneira a possibilidade da CELPA
alcançar a trajetória imposta.
Posto isto, a CELPA solicita que o texto do item 53
seja afirmativo no sentido de considerar que o ponto
de partida seja maior que o ponto de chegada da
trajetória definida no ciclo passado, desde que exista
uma razoabilidade técnica e econômica.
3.Analise econômica financeira. 4.2. Passos da Análise Passo 1: Recebimento das Informações
....
Passo 2: Cálculo das Perdas Técnicas
.....
Passo 3: Apuração dos Valores de Perdas Não Técnicas
.........
Passo 4: Definição da Referência de Perdas Não Técnicas
.........
Passo 5: Ponto de Partida para a Análise
.........
Passo 6: Definição da Trajetória de Redução de Perdas Não
Técnicas
........
Passo 7: Ajuste da Trajetória
........
4.2. Passos da Análise Passo 1: Recebimento das Informações
....
Passo 2: Cálculo das Perdas Técnicas
.....
Passo 3: Apuração dos Valores de Perdas Não Técnicas
.........
Passo 4: Definição da Referência de Perdas Não Técnicas
.........
Passo 5: Ponto de Partida para a Análise
.........
Passo 6: Predefinição da Trajetória de Redução de Perdas
Não Técnicas
........
Passo 7: Dimensionamento dos Recursos Necessarios.
Dimensionamento dos custos operacionais associados as
atividades de combate as perdas, bem como os
investimentos necessarios a partir do montante de energia
anual a ser regularizada, resultante do ni vel de perdas
definido no passo anterior. Tanto os recursos dimensionados
para custos operacionais quanto para investimentos devem
ser devidamente incorporados às tarifas no âmbito da 3º
ciclo.
Passo 8: Analise Econômica:
A Nota Técnica revela as motivações do Regulador
para abandonar as analises econômicas e
financeiras vinculadas ao estabelecimento de
trajetórias de redução de perdas não técnicas, a
saber:
207. O estudo da viabilidade das
trajetorias no terceiro ciclo nao passara mais
por analises de custos e beneficios e sim a
pela observaçao de trajetorias realizadas no
passado. Seguindo a mesma tendência dos
custos operacionais, deixa-se de lado a
analise individual e pormenorizada para uma
visao mais ampla, de comparaçao entre as
empresas.
208. A forma como esta o sendo definidas
as trajetorias, limitadas por velocidades
factiveis, definidas a partir da media de
reduçao observada por um grupo de
empresas com caracteristicas similares,
dispensa a analise econômica. A viabilidade
nao esta mais relacionada diretamente com
os recursos econômicos, mas sim com o que
e possivel frente ao ja feito anteriormente
por empresas semelhantes. Por principio, as
concessionarias que reduziram as suas
Uma vez determinado o ni vel de perdas a ser atingido e
estimados os recursos necessa rios, será feita uma analise
de custo/benefi cio de forma a encontrar o nivel deseja vel de
reduçao. Caso o nivel de perdas definido no passo 6 resulte
em uma relaçao de custo/beneficio desfavoravel, devera
entao ser repetido o processo com um novo nivel de perdas.
Passo 9: Ajuste final da Trajetória
........
perdas no passado o fizeram dentro de uma
perspectiva de uma relaçao custos e
beneficios favoravel”.
A tese adotada para abandonar a metodologia do
2CRTP é de que as trajetorias, limitadas por
velocidades factiveis, são definidas a partir da media
de reduçao observada por um grupo de empresas
com caracteristicas similares, o que dispensaria a
analise econômica. Argumenta - uma vez que a
trajetória proposta a uma determinada distribuidora é
resultado da análise do que foi conseguido por
empresas semelhantes, estas últimas já fizeram tal
redução com base na análise econômica na relaçao
custos e beneficios favoravel. Ou seja, a
consistência da proposta estaria no fato de que as
empresas agrupadas são de fato similares, seja nos
nível das perdas, seja nos custos referentes ao
combate e seja na qualificação de todos os
componentes que influem na dificuldade do combate
às perdas e, por conseqüência, com a
implementação de soluções tecnológicas e
metodológicas similares.
Entretanto, a experiência vem demonstrando a
impossibilidade de aplicação de soluções únicas
pelas distribuidoras, o que se deve não apenas a
fatores físicos, mas, principalmente, à enorme
diversidade histórica, cultural, social e econômica da
sociedade brasileira, o que acarreta custos também
diferenciados para cada empresa mesmo em áreas
com identidades sócio-economicas.
Cita-se, por exemplo, o programa de combate as
perdas da CELPA que consta de:
• Fiscalização do grupo A e B
• Substituição de medidores eletromecânicos
por eletrônicos
•Instalação de cubículos de medição MT
• Telemedição no grupo B indireto
• Adequação de redes de BT –
elevação/multiplexação
• Regularização de Clandestinos – ponta de
rua
• Rede Blindada com telemedição
• Regularização de áreas de invasão
Muito provavelmente, outras empresas com a
mesma similaridade sócio econômica da CELPA
dispõem de outros projetos de combate as perdas e,
se por caso, são os mesmos apresentam,
seguramente, outro mix de participação de cada
medida, alterando os custos envolvidos, seja de
capital, seja de custeio.
Nesse sentido, basta o próprio Regulador verificar o
histórico de despesas operacionais e investimentos
em combate às perdas das concessionárias para
constatar que esses custos costumam variar muito
tanto de uma empresa para outra como, para uma
mesma empresa, de um ano para o outro.
No momento em que o regulador estabelece o nível
de perdas a ser atingido pela concessionária, é
imprescindível prover à concessionária as condições
suficientes para o alcance do nível aceitável de
perdas, sem que haja desequilíbrio econômico da
concessão.
Posto isto, a Rede Energia solicita que seja
incorporado do processo de definição da trajetória
de redução das perdas a realização da análise
econômica a fim de identificar os recursos
necessários na forma de despesas operacionais e
investimentos para cumprimento das ações de
combate às perdas, bem como os possíveis retornos
financeiros da atividade.
Registra-se, ate por coerência, que se aceito esse
pleito pelo Regulador ajuste nos custos operacionais
da ER do 2CRTP devera ser realizado, assim como
nos investimentos vinculados ao componente P do
Fator X, na hipótese da mudança metodológica do
seu calculo para o FDC – Fluxo de caixa
descontado.
SUBMÓDULO 2.7 PRORET
Outras Receitas
1. Atividades complementares com preços /receitas reguladas.
A proposta da Nota técnica 266/2010 para o 3CRTP
amplia, em muito, o número de itens de receitas
extraconcessão a serem considerados para fins da
modicidade tarifária no cálculo da revisão, quando
comparado ao 2CRTP, onde só foram considerados
o Compartilhamento de infra-estrutura e os Serviços
taxados, esses últimos inclusos no calculo da
Empresa de referencia.
Principalmente embasado nos dados encaminhados
pelas concessionárias quando da emissão do Ofício
nº 351/2009, outros tipos de receitas com natureza e
características foram enquadradas, segundo a
ANEEL, como receitas extraconcessão.
Em que pese toda a discussão sobre a validade da
ampliação do conceito de receitas extraconcessão
proposta pelo Regulador, com destaque aos
aspectos da Insegurança Jurídica e Regulatória (6),
6 Sobre essas questões a ABRADEE encaminhou uma contribuição especifica para a presente Audiência publica.
dentre outras, a REDE ENERGIA apresenta a
seguir sua contribuição a AP 040/2010 no tocante ao
tema de Outras Receitas.
Toda a receita de atividades complementares com
preços /receitas regulados pela Aneel será destinada
à modicidade tarifária, sob o argumento de que seus
custos já estão contemplados nas receitas reguladas
dos serviços de distribuição. O valor a ser deduzido
da receita requerida seria a média anual dos valores,
atualizados pelo IGPM à data da revisão,
arrecadados no último ciclo tarifário. São destaques
as receitas vinculadas a: Ultrapassagem de
demanda, Excedente de reativo e Reserva de
capacidade.
1.1 Ultrapassagem de demanda e excedente de reativos. 20. Para fins de revisão tarifária das distribuidoras, toda a
receita auferida (líquida) com atividades complementares e
baseada em preços regulados será destinada à modicidade
tarifária, considerando que as despesas incorridas em sua
prestação já estão contempladas na receita do serviço de
distribuição de energia elétrica. Ademais, não existe, para
essas atividades, qualquer incentivo de majoração de
receitas, pois se tratam de: (i) cobrança pelo uso ineficiente
do sistema de distribuição, nos casos de ultrapassagem de
demanda ou excedentes de reativos, ou; (ii) ressarcimento
dos custos incorridos para o atendimento temporário quando
Exclusão do Parágrafo 20.
Caracterizadas como atividades complementares
cujas despesas associadas já estão cobertas pela
receita advinda da atividade regulada, essas receitas
devem ser levadas à mocidade tarifaria, segundo a
ANEEL, e tem por objetivo incentivar o uso
otimizado da rede e o consumo eficiente da energia
pelo consumidor.
Ainda de acordo com a ANEEL, a pratica atual de
cobrança de multas, conforme legislação vigente, e
a sua apropriação integral pela concessionária,
da interrupção da geração de energia elétrica das usinas de
autoprodutor ou produtor independente (reserva de
capacidade). Nesses casos, para cada uma das atividades
identificadas, o valor a ser considerado na revisão
corresponderá à média anual dos valores, atualizados pelo
IGPM à data da revisão, arrecadados no último ciclo tarifário.
desestimula o uso não eficiente da rede pelo
consumidor, sem que haja a efetiva contraprestação
de serviço pela concessionária na sua solução.
Inicialmente a REDE ENERGIA gostaria de
ressaltar que as receitas provenientes da
ultrapassagem de demanda e excedente de reativo
procuram compensar às concessionárias os
aumentos de custo operacional e de riscos atrelados
a sua ocorrência:
a. Pagamento de multas por ultrapassagem
nas conexões com as DITs e na Rede
Básica
b. Redução na qualidade do fornecimento e da
tensão com potencial pagamento de multas
ao consumidor
c. Redução da vida útil dos ativos da rede
d. Aumento de perdas técnicas devido a
variações no fator de potência e que são
alocadas indevidamente como perdas não
técnicas
Posto isto, a REDE ENERGIA sugere que as
receitas com a Ultrapassagem de demanda e
Excedente de reativos não devem ser consideradas
como "Outras receitas" para fins de modicidade
tarifária, pois ao contrário do afirmado pela ANEEL,
os recursos arrecadados se destinam a compensar
custos adicionais suportados pelas concessionárias,
que não são contemplados na tarifa de energia
elétrica e cujas ocorrências são exógenas ao
controle das concessionárias que procuram evitar os
danos de suas ocorrências adotando uma ótica de
investimento prudente.
1.2. Reserva de capacidade.
Caracterizadas como atividades complementares
cujas despesas associadas já estão cobertas pela
receita advinda da atividade regulada, essas receitas
devem ser levadas à mocidade tarifaria, segundo a
ANEEL, e tem por objetivo assegurar que a
contratação da reserva de capacidade estará sendo
utilizada em caráter emergencial pelos
autoprodutores ou de produtores independentes de
energia, quando da realização de manutenções
programadas que exijam a interrupção ou redução
na geração de energia elétrica, sendo vedada sua
contratação para qualquer outro propósito.
Inicialmente a REDE ENERGIA gostaria de
ressaltar que as receitas provenientes da reserva de
capacidade procuram compensar às
concessionárias pelo aumento de risco e ocupação
da sua rede.
De acordo com a Resolução Normativa nº 371, de
29/12/1999, as concessionárias devem oferecer
reserva de capacidade caso haja disponibilidade na
rede. Os auto
produtores e /ou produtores independentes de
energia se utilizam desta "oportunidade regulatória"
para se proteger de eventuais falhas nos seus
sistemas de geração. Analogamente seria como
adquirir um seguro contra eventual falha de
fornecimento de energia.
Sendo a reserva de capacidade um contrato anual
com bloqueio da rede no valor da demanda
reservada, é normal, quando da sua utilização
parcial por parte dos auto produtores e /ou
produtores independentes de energia, a
concessionária vir a fornecer o saldo da reserva para
pedidos de novas ligações e /ou de aumento de
consumo de consumidores existentes.
A alternativa de atendimento ao crescimento do
fornecimento de energia por parte da
concessionária, sem a utilização da reserva de
capacidade, poderá ser a ampliação da rede com os
investimentos realizados a serem reconhecidos no
próximo ciclo tarifário, se prudente no entender da
ANEEL. Neste ponto, existe um custo de
oportunidade que a proposta da Nota Técnica
266/2010 quer retirar da concessionária.
Posto isto, a REDE ENERGIA sugere que as
receitas com a reserva de capacidade não devem
ser consideradas como "Outras receitas" para fins
de modicidade tarifária para compensar o aumento
de risco e ocupação da sua rede.
2. Atividades complementares com preços negociados. 3.1.2.1. Compartilhamento de Infra-estrutura. 12. Serão consideradas despesas adicionais de 80% da
receita líquida, integralmente revertidas à modicidade
tarifária, resultando, portanto, no percentual de 90% a ser
deduzida da receita líquida auferida pela concessionária.
3.1.2.2. Sistemas de Comunicação 13. Serão consideradas despesas adicionais de 20% da
receita líquida, integralmente revertidas à modicidade
tarifária, resultando, portanto, no percentual de 60% a ser
deduzida da receita líquida auferida pela concessionária.
3.1.2.3. Encargos de Conexão 14. Serão consideradas despesas adicionais de 80% da
receita líquida, integralmente revertidas à modicidade
tarifária, resultando, portanto, no percentual de 90% a ser
deduzida da receita líquida auferida pela concessionária
3.1.2.1. Compartilhamento de Infraestrutura 12. Serão consideradas despesas adicionais de 10% da
receita líquida, integralmente revertidas à modicidade
tarifária, resultando, portanto, no percentual de 55% a ser
deduzida da receita líquida auferida pela concessionária.
3.1.2.2. Sistemas de Comunicação 13. Serão consideradas despesas adicionais de 10% da
receita líquida, integralmente revertidas à modicidade
tarifária, resultando, portanto, no percentual de 55% a ser
deduzida da receita líquida auferida pela concessionária.
3.1.2.3. Encargos de Conexão 14. Serão consideradas despesas adicionais de 10% da
receita líquida, integralmente revertidas à modicidade
tarifária, resultando, portanto, no percentual de 55% a ser
deduzida da receita líquida auferida pela concessionária.
Para atividades complementares, mas com preços
livremente negociados, será destinada à modicidade
50% de seu lucro líquido estimado, para cada uma
das atividades quais sejam: Sistemas de
comunicação (PLC), Compartilhamento de
infraestrutura e Encargos de conexão.
Por se tratar de atividades complementares ao
serviço de distribuição, as despesas das atividades
complementares também serão integralmente
revertidas à modicidade tarifária, considerando que
estas já foram incluídas na receita da atividade
regulada. Assim, a Tabela adiante (*) ilustra a
proposta ANEEL de transferência para a modicidade
tarifaria das atividades complementares com preços
negociados.
(*)
Atividades Receita Despesa Lucro Transferên
cia Complementares
com Apurada Regulatórias Regulatório p/
Modicidade Preços negociados (i) (ii) (iii)=(i) + (ii) =(iii)* 50% Compartilhamento de Infraestrutura 100,0% 80,0% 180% 90%
Sistemas de comunicação (PLC) 100,0% 20,0% 120% 60%
Encargos de conexão 100,0% 80,0% 180% 90% A REDE ENERGIA considera que os custeios das
atividades complementares com preços negociados
estão sobre dimensionados cujos percentuais em
relação as respectivas receitas apuradas não
chegam a alcançar 10%, valor que a REDE
ENERGIA solicita para fins de transferência para a
modicidade tarifaria das atividades complementares
com preços negociados, como ilustrado na Tabela
adiante (*).
(*) Atividades Receita Despesa Lucro Transferência
Complementares com Apurada Regulatória
s Regulatório p/ Modicidade Preços negociados (i) (ii) (iii)=(i) + (ii) =(iii)* 50%
Compartilhamento de Infraestrutura 100,0% 10,0% 110% 55%
Comunicação 100,0% 10,0% 110% 55%
Encargos de conexão 100,0% 10,0% 110% 55% 3. Atividades atípicas.
3.2.5. Publicidade 21. Para apuração do lucro líquido, não serão consideradas
despesas adicionais para prestação do serviço. Portanto, o
percentual de 50% será deduzido da receita líquida auferida
pela concessionária, para fins de modicidade tarifária.
3.2.6. Arrecadação de Convênios
22. Para apuração do lucro líquido, não serão consideradas
despesas adicionais para prestação do serviço. Portanto, o
percentual de 50% será deduzido da receita líquida auferida
pela concessionária, para fins de modicidade tarifária.
3.2.5. Publicidade 21. Para apuração do lucro líquido, serão consideradas
despesas adicionais de 20% para prestação do serviço.
Portanto, o percentual de 40% será deduzido da receita
líquida auferida pela concessionária, para fins de modicidade
tarifária.
3.2.6. Arrecadação de Convênios
22. Para apuração do lucro líquido, serão consideradas
despesas adicionais de 20% para prestação do serviço.
Portanto, o percentual de 40% será deduzido da receita
líquida auferida pela concessionária, para fins de modicidade
tarifária.
Para as atividades atípicas a Aneel propõe a
reversão a modicidade tarifária de 50% do lucro
líquido de cada atividade, calculado a partir da
receita apurada deduzida a despesa, essa definida,
de forma regulatória, como sendo um percentual da
respectiva receita, como ilustra a Tabela adiante( * ).
A proposta da ANEEL define atividades atípicas com
margens de 100%, o que é inconsistente e, muito
provavelmente, por não ter considerado os custos
operacionais para a viabilização da oferta sendo:
para a atividade de “Arrecadação de convênios” a
implementação de sistema para integração e
realização da cobrança e a para a “Publicidade” a
formatação e custo adicional de impressões.
(*) Atividades Receita Despesa Lucro Transferencia
Apurada Regulatória
s Regulatório p/ Modicidade Atípicas (i) (ii) (iii)=(i) - (ii) =(iii)* 50%
Serviços de Consultoria 100,0% 40,0% 60% 30%
Serviços de O&M 100,0% 80,0% 20% 10%
Serviços de Comunicação 100,0% 20,0% 80% 40%
Serviços de Engenharia 100,0% 80,0% 20% 10%
Publicidade 100,0% 0,0% 100% 50%
Arrecadação de convênios 100,0% 0,0% 100% 50%
Outros serviços atípicos 100,0% 80,0% 20% 10% Neste sentido, a REDE ENERGIA solicita a inclusão
de despesas regulatórias associadas as atividades de Arrecadação de convênios e Publicidade conforme atesta a Tabela adiante.
(*) Atividades Receita Despesa Lucro Transferencia
Apurada Regulatórias Regulatório p/ Modicidade Atípicas (i) (ii) (iii)=(i) - (ii) =(iii)* 50%
Serviços de Consultoria 100,0% 40,0% 60% 30%
Serviços de O&M 100,0% 80,0% 20% 10%
Serviços de Comunicação 100,0% 20,0% 80% 40%
Serviços de Engenharia 100,0% 80,0% 20% 10%
Publicidade 100,0% 0,0% 100% 50%
Arrecadação de convênios 100,0% 0,0% 100% 50%
Outros serviços atípicos 100,0% 80,0% 20% 10%
SUBMÓDULO 2.8 PRORET
Geração Própria de Energia QUANTO A GERACAO DE BASE TERMICA
Exclusão do parágrafo
Até o 2 CRTP a Geração Própria era tratada para
11. Para a geração termelétrica, serão utilizados, como
referência, os valores atualizados dos custos de operação e
manutenção considerados na Resolução Normativa nº
335/2008, que estabeleceu os limites para o repasse dos
custos com aquisição de energia elétrica, às tarifas dos
consumidores finais, nos sistemas isolados.
fins de repasse dos seus custos como Parcela “B” e
o volume de energia gerada como parcela “A”. Para
o 3 CRTP a ANEEL está propondo uma mudança
radical no tratamento deste componente tarifário,
tratando volume e custo da Geração Própria como
item constante da Parcela “A”.
A motivação para tal tratativa segundo a ANEEL é o
descompasso entre o repasse dos custos
associados a Geração Própria e o volume de
energia gerado, conforme descrito no parágrafo 28
da Nota Técnica 264/2010:
“Se nos reajustes tarifários o
montante de geração dos
empreendimentos próprios for
inferior ao considerado na revisão
tarifária, será necessário reconhecer
um requisito maior de energia
comprada para atendimento de
100% do mercado da concessionária
e, com isso, haverá um aumento da
Parcela A, sem que haja uma
correspondente redução da Parcela
B, que nos processos de reajuste
está ‘Blindada’ ”.
Para solucionar este problema a ANEEL irá
estabelecer no 3CRTP o Valor de Geração Própria
(VGP) por meio da metodologia de Fluxo de Caixa
Descontado, que iguala o VPL de receitas e
despesas. As despesas serão calculadas através de
parâmetros regulatórios para valoração da
remuneração e depreciação dos ativos e repasse de
custos operacionais.
Todavia, para as concessionárias que possuem
Geração Térmica instaladas no Sistema Isolado os
custos que serão repassados a tarifa de energia do
consumidor final estarão limitados ao custo médio da
energia comercializada no Ambiente de Contratação
Regulada – ACR.
Para as empresas que possuem Geração Hidráulica
instaladas no Sistema Interligado Nacional os custos
que serão repassados a tarifa de energia do
consumidor final será limitado ao Valor Anual de
Referência – VR.
Sobre este aspecto a REDE ENERGIA tece os
seguintes comentários:
Inicialmente, cabe ressaltar que está em andamento
na ANEEL a Audiência Pública 045, que visa regular
o reembolso de custo de geração térmica em
sistemas isolados pela conta de consumo de
combustíveis – CCC.
A CELPA fez sua contribuição na referida Audiência
Pública, ressaltando os aspectos de ilegalidade
quanto a imposição de limites de repasses de
custos, com base no disposto na Lei 12.111/2009,
às quais a Rede Energia ratifica abaixo:
- A Rede Energia , entende que a proposta descrita nesta Nota Técnica, ao propor limite aos custos operacionais dos sistemas isolados, conforme Resolução 335/2008, contraria o disposto na Lei nº 12.111/2009, que passou a disciplinar, a partir de 30 de julho de 2009, o reembolso da diferença entre o custo total da geração de energia nos sistemas isolados e o custo médio da energia comercializada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, através da CCC – Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis. - A Lei nº 12.111/2009 faz expressa referência ao CUSTO TOTAL da geração de energia, sem qualquer hipótese ou possibilidade de limitação. - Todo e qualquer ato regulamentar (Decreto, Portaria, Resolução, etc.) que pretenda atribuir à Agência Reguladora competência para impor limites ao repasse de custos para a formação da tarifa contraria o princípio da legalidade (pelo fato de a legislação atual não permitir imposição de limites); o princípio do direito adquirido (em vista da necessidade de se respeitar os contratos vigentes) e o princípio da razoabilidade e proporcionalidade (pois não se pode exigir da Concessionária a prestação de serviços com qualidade e eficiência sem que lhe sejam conferidos os meios ou reembolso dos custos respectivos).
- A Lei nº 9.648/98 (art. 10, § 2o) não é aplicável ao caso, pois: (i) refere-se a hipóteses de compra e venda de energia elétrica entre agentes concessionários e não a custos necessários para geração própria; (ii) a Lei n. 12.111, de 2009, que não traz qualquer limitação ao repasse de custos, é lei posterior e específica para o caso em referência, não sendo legítima a pretensão de suscitar a Lei n. 9.648/98 para justificar eventual imposição de limites, já que se trata de lei anterior e não-específica (geral) à hipótese. - O Decreto n. 7.246/10 (art. 11, §9o) também não pode ser invocado para justificar a imposição de limite a repasse de custos, porquanto se trata de ato meramente regulamentar que, como se disse, não pode conter disposições contrárias ou extensivas à lei regulamentada. A Lei n. 12.111/09 não confere o direito de fixação de limites para repasse de custos, já que sequer os prevê ou reconhece. Finalizando, a Rede Energia entende que para fins de repasse na tarifa de energia elétrica dos custos de geração própria o que deve ser observado na metodologia ora proposta nesta Audiência Pública 040, é o disposto na Lei 12.111/2009, ou seja, repasse da energia gerada valorizada ao custo médio da energia comercializada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR, isto é, sem o cálculo de VGP –Valor de Geração Própria. A diferença entre o CUSTO TOTAL e o disposto acima, que de acordo com a Lei nº 12.111/2009, será coberto pela CCC, está sendo tratado no âmbito da Audiência Pública 045 e não interfere no processo tarifário.
QUANTO A GERACAO DE BASE HIDRAULICA 1) Limite do Valor Anual de Referência
14. Para as concessionárias do SIN, o VGP está limitado ao
Valor Anual de Referência – VR, vigente na data da revisão
da distribuidora.
Exclusão do parágrafo
Após a ANEEL calcular os custos da Geração
Própria através de parâmetros regulatórios para
Remuneração/Depreciação e Custos Operacionais
será aplicado um limite para repasse as tarifas, que
no caso das distribuidoras Interligadas ao Sistema
Nacional será o Valor Anual de Reposição.
A ANEEL refere-se ao Art. 45 do Decreto nº
5.163/2004 para justificar o limite imposto ao
repasse dos custos para as compras de energia
proveniente de licitação pública promovidas por
concessionárias de distribuição com mercado inferior
a 500GWh/ano. O conceito de limitação de repasse
é válido para Geração Distribuída, entretanto não é
válido para a Geração Própria conforme estabelece
o Art. 70 do Decreto nº 5.163/2004, transcrito
abaixo:
“Art. 70 A ANEEL deverá
estabelecer os mecanismos de
regulação e fiscalização para dar
cumprimento a obrigação de
separação das atividades de
distribuição das de geração e
transmissão prevista na Lei nº
9.074, de 1995.
(...)
§2º Os agentes, cujos contratos de
concessão de distribuição incluam
geração distribuída, nos termos dos
§§1º e 2º do art. 15, poderão
registrar e homologar na ANEEL e
na CCEE contratos de compra e
venda de energia elétrica de suas
respectivas unidades geradoras,
desde que a vigência seja a mesma
do contrato de concessão e o preço
seja o do último reajuste ou
revisão de tarifas do agente de distribuição.”
Isto significa dizer que para a Geração Própria não
há limite de repasse e deve ser preservado o preço
do último reajuste ou revisão tarifária.
Diante do exposto a REDE ENERGIA entende que o
limite de repasse dos custos com Geração
Distribuída não esta adequado aos dispositivos
legais e, portanto, solicita que seja reconhecido o
custo integral calculado pelo VGP através do método
de Fluxo de Caixa Descontado proposto.
1) Cálculo dos custos operacionais 10. Para a geração hidráulica, serão utilizados, como
referência, os valores atualizados do custo médio de
operação e manutenção considerado no cálculo da Tarifa de
Serviços Ancilares – TSA e da Tarifa de Energia de
Otimização – TEO, esta aplicada às trocas de energia na
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE das
usinas que participam do Mecanismo de Alocação de
Energia – MRE.
10. Para a geração hidráulica, serão utilizados, uma banda
de eficiência variando entre R$ 20/MWh e R$ 40/MWh,
dependendo do volume gerado.
A ANEEL apresenta na Nota Técnica 264/2010 no
parágrafo 48 o gráfico abaixo, onde conclui que
deste extrai-se um padrão que pode ser
perfeitamente utilizado como referência para as
usinas de geração própria.
Todavia, fazendo a análise do gráfico observa-se
que em grande parte dos empreendimentos utilizado
na amostra da ANEEL o custo O&M /MWh está
abaixo do limite da banda eficiência utilizado pela
ANEEL nos ciclos anteriores que variava entre R$
20/MWh e R$ 40/MWh.
Tal discrepância pode ser decorrente da amostra
utilizada para estabelecer esta relação. Muito
provavelmente foram utilizados outros
empreendimentos que não aqueles associados a
geração própria existente atualmente.
Posto isto, a REDE ENERGIA propõe que sejam
mantidos os valores de referência do 2CRTP
atualizados monetariamente, ou que, o gráfico seja
calculado utilizado somente os empreendimentos de
Geração Própria.
