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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica no 162/2017-SRM/ANEEL

Em 25 de setembro de 2017.

Processo: 48500.004141/2017-43. Assunto: Abertura de Audiência Pública para

atualização dos parâmetros relacionados à definição dos Custos Operacionais Regulatórios (Submódulos 2.2 e 2.2A dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET).

I. DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem por objetivo propor a atualização dos parâmetros associados ao cálculo da eficiência dos custos operacionais das concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme previsto nos Submódulos 2.2 e 2.2A dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET.

II. DOS FATOS

2. A Resolução Normativa nº 660, de 28/4/2015, aprovou a versão 2.0 do Submódulo 2.2 do- PRORET, que estabelece a metodologia a ser utilizada para definição dos Custos Operacionais Regulatórios e das Receitas Irrecuperáveis nos processos de revisão tarifária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

3. A Resolução Normativa nº 761/2017, de 24/2/2017, aprovou a versão 1.0 do Submódulo 2.2A do PRORET, que trata do mesmo tema, porém aplicável às concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/2015, ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016.

4. Ambos os Submódulos preveem a atualização dos parâmetros associados ao cálculo da eficiência dos custos operacionais das distribuidoras a cada dois anos.

III. DA ANÁLISE

5. A atualização dos parâmetros associados ao cálculo da eficiência dos custos operacionais das distribuidoras representa uma etapa intermediária entre revisões metodológicas. O objetivo dessa atualização

(Fl. 2 da Nota Técnica no 162/2017–SRM/ANEEL, de 25/9/2017)


é refletir o desempenho mais recente das concessionárias, sendo que todas as premissas e definições da metodologia são mantidas.

6. Nas subseções seguintes, serão apresentadas a base de dados utilizada na atualização dos parâmetros e os resultados obtidos com a aplicação da metodologia vigente.

III.1. Da Base de Dados Utilizada

7. A base de dados consolidada corresponde ao período de 2014 a 2016 e considera as variáveis de insumo (custos operacionais1) e produtos constantes no Submódulo 2.2 e 2.2 A. A Tabela 1 sumariza as variáveis adotadas bem como a fonte de informações:

Tabela 1 – Variáveis consideradas e fonte de dados

Insumo Fonte

Custos Operacionais (103 R$) Relatório de Informações Trimestrais (RIT) para o ano de 2014 e

Balancete Mensal Padronizado (BMP) para os anos de 2015 e 2016

Produto Fonte

Rede subterrânea (km)

Base de Dados Geográfica da Distribuidora - BDGD (SIG-R) Rede de distribuição aérea (km)

Rede de alta tensão (km)

Mercado Ponderado (MWh) Sistema de Acompanhamento de Informação de Mercado para

Regulação Econômica – SAMP

Consumidores totais (unid.) SAMP

Perdas não técnicas (MWh) SAMP

Consumidor Hora Interrompido – CHI (h) Sistema de Acompanhamento de Indicadores de Qualidade –

INDQUAL

8. No processo de agregação dos dados foram identificadas algumas inconsistências, que implicaram na necessidade de tratamentos ad hoc conforme a seguir explicitado.

9. As distribuidoras Amazonas, Boa Vista, Ceron, CFLO, Cocel, Eletroacre, Forcel, Iguaçu, João Cesa, Mococa, Muxefeld, Nova Palma e Urussanga não informaram dados de rede para os anos de 2014 a 2016, a distribuidora Celpa não informou para 2015 e 2016, Cooperaliança e Demei não possuem valores para 2014 e EBO para 2016. Nesses casos, para os anos faltantes, foram mantidos os últimos valores de km de rede (subterrânea, distribuição aérea e alta tensão) disponíveis.

10. Assim, para as distribuidoras que não apresentaram valores para 2014 a 2016, foram mantidos os valores de 2013 para esses anos. No caso da Celpa, foram repetidos os valores de 2014 para 2015 e 2016; para Cooperaliança e Demei, para o ano de 2014, foram mantidos os valores de 2013; e para a EBO, os valores de 2015 foram mantidos em 2016.

1 Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, Material, Serviços de Terceiros, Outros, Tributos e Seguros relativos à atividade de distribuição e comercialização de energia elétrica, além das contribuições associativas pagas à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O Apêndice A apresenta maiores detalhes sobre a metodologia de cálculo dos custos operacionais.



11. Com relação às distribuidoras Cemig e Escelsa, foram observadas alterações atípicas entre os valores de rede informados para os anos de 2014-2016 e valores históricos (2001-2013). Diante disso, optou-se por manter os mesmos valores de 2013 para 2014-2016, de maneira análoga aos casos anteriores.

12. No caso da Ampla, o dado de rede de distribuição aérea referente ao ano de 2014 foi mantido igual ao valor de 2013 devido a incoerência identificada para esse dado.

13. Além dessas inconsistências, foi observado no caso da Celpa, uma elevação de mais de 2000% nos custos referentes a Materiais de 2015 para 2016. Esse valor (R$ 326,4 milhões) foi mantido para a realização dos cálculos, contudo é importante que a própria distribuidora avalie a coerência do dado informado.

14. Além das variáveis mencionadas na Tabela 1, foi efetuada a atualização monetária dos pesos relativos entre insumos e/ou produtos utilizados pelo modelo de Análise de Envoltória de Dados (do inglês Data Envelopment Analysis – DEA2).

15. As restrições são as mesmas descritas na Tabela 3 da Nota Técnica nº 66/2015-SRM/SGT/ANEEL, de 22/4/2015, porém os respectivos limites mínimos e máximos foram atualizados pelo IPCA até janeiro de 2017, tendo como data base janeiro de 2014. Os novos valores estão demonstrados na tabela abaixo:

Tabela 2 – Restrições para trade-offs entre insumos e produtos.

Relação Limite Valor

Insumo vs Rede distribuição

(R$/km rede)

𝑣𝑟𝑑𝑖𝑠𝑡

𝑢

Mínimo 682,27

Máximo 2.587,91

Rede subterrânea vs Rede convencional

𝑣𝑟𝑠𝑢𝑏


Mínimo 1,00

Máximo 2,00

Rede aérea vs Rede convencional

𝑣𝑟𝑎𝑙𝑡𝑎


Mínimo 0,40

Máximo 1,00

Insumo vs consumidores (R$/Cons)

𝑣𝑐𝑜𝑛𝑠

𝑢

Mínimo 35,29

Máximo 170,57

Insumo vs MWh entregue (R$/MWh)

𝑣𝑀𝑊ℎ

𝑢

Mínimo 1,18

Máximo 70,58

Insumo vs Perdas NT (R$/MWh)

𝑣𝑃

𝑢

Mínimo 11,76

Máximo 176,45

Insumo vs Interrupções (R$/hora)

𝑣𝑄

𝑢

Mínimo -

Máximo 2,35

16. Em complemento aos dados mais recentes de despesa de pessoal é preciso atualizar o indicador que diferencia o custo de mão da obra, haja vista que as contas de pessoal e serviço de terceiros são

2 Apêndice C da Nota Técnica nº 66/2015-SRM/SGT/ANEEL, de 22/4/2015, faz uma descrição resumida do método. Para uma discussão mais detalhada do DEA, uma boa referência é BOGETOFT, Peter; OTTO, Lars. Benchmarking with DEA, SFA, and R. Springer, 2010.



diretamente afetadas pelo nível médio de remuneração. Tal efeito, se não devidamente tratado, pode conduzir a uma medida equivocada de eficiência, favorecendo as concessionárias situadas em regiões onde o custo com mão de obra é mais baixo.

17. Diante disso, utilizando-se das informações salariais da Relação Anual de Informações Sociais – RAIS relativas ao período de 2013 a 2015, atualizou-se o índice salarial normalizado, conforme Tabela 33.

Tabela 3 – Índice Normalizado

Região Índice Salarial

GSPCAMP 1,167

NORTE 0,972

SUL 1,016

SUDESTE 1,006

CENTRO OESTE 0,985

NORDESTE 0,853

III.2. Dos Resultados Obtidos

18. A tabela a seguir apresenta o resultado de eficiência encontrado a partir do modelo do DEA e das alterações descritas na seção anterior. Vale lembrar que as eficiências apuradas foram obtidas a partir de observações ajustadas, onde cada distribuidora é representada pelos valores médios de três anos. Dessa forma, os parâmetros de eficiência apresentados na Tabela 4 têm como referência os custos operacionais e os produtos médios observados no período 2014-2016.

Tabela 4 – Parâmetros de Eficiência de Custos Operacionais Estimados

Distribuidora Eficiência Distribuidora Eficiência

PIRATININGA 100% CFLO 70%

MUXFELDT 100% CAIUÁ 70%

JAGUARI 100% COPEL 69%

RGE 100% CEMIG 69%

COELCE 100% CHESP 68%

NOVA PALMA 100% CELG 67%

ELEKTRO 99% CEPISA 67%

ETO 98% CELPE 66%

CPFL PAULISTA 98% ESE 64%

JOAO CESA 93% BRAGANTINA 63%

EMT 92% CELPA 60%

BANDEIRANTE 89% AMPLA 59%

EMS 85% SULGIPE 56%

MOCOCA 84% COOPERALIANÇA 56%

RGE SUL 84% CEB 55%

CPEE 83% ELETROCAR 55%

3 O Apêndice B apresenta maiores detalhes sobre a metodologia de cálculo do índice salarial.



Distribuidora Eficiência Distribuidora Eficiência

CSPE 83% HIDROPAN 54%

ELETROPAULO 83% FORCEL 54%

CEMAR 81% DEMEI 53%

SANTA MARIA 80% IGUAÇU 53%

ESCELSA 80% COCEL 52%

EPB 78% CEAL 51%

SANTA CRUZ 77% ELETROACRE 48%

VALE PARANAPANEMA 77% ENF 48%

COSERN 75% CERON 47%

EBO 74% URUSSANGA 47%

LIGHT 73% CEEE 44%

CELESC 73% AMAZONAS 34%

COELBA 71% DMED 29%

EMG 71% BOA VISTA 28%

NACIONAL 70%

19. Os resultados dos pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência são apresentados no Anexos IV das revisões dos Submódulos 2.2 e 2.2 A do PRORET, constantes do Anexo II desta Nota Técnica.

III.3. Dos Intervalos de Confiança

20. De forma a avaliar a robustez dos resultados, é realizada por meio do método bootstrap4, uma análise de sensibilidade dos escores de eficiência obtidos.

21. A ideia central do método consiste em gerar subamostras aleatórias a partir de uma amostra de observações reais e com isso ampliar a base de observações. A partir dessa reamostragem é possível derivar estimativas de parâmetros da população que originou a amostra original.

22. Por se tratar de um método determinístico, aplicações de bootstrapping associadas ao DEA são usualmente adotadas quando se busca identificar intervalos de confiança para as estimativas de eficiência encontradas.

23. Um aspecto interessante desse procedimento é o fato de se estar comparando cada empresa com outros conjuntos de empresas escolhidos aleatoriamente. Com isso, captura-se no intervalo de confiança os efeitos de especificidades que porventura não estejam sendo contemplados no modelo. Partindo-se do pressuposto de que existam empresas “pouco comparáveis” na amostra em virtude de particularidades, na medida em que se realiza o procedimento para um número grande de subamostras distintas, é provável que em muitas delas essas empresas “pouco comparáveis” não estejam presentes. Portanto, o intervalo atenua a influência de fatores não considerados no modelo que estimou as eficiências.

4 EFRON, Bradley; TIBSHIRANI, Robert J. An introduction to the bootstrap. CRC press, 1994.



24. Foi feita uma simulação para 2000 amostras bootstrap e obteve-se um intervalo de confiança para cada empresa. Cabe ressaltar ainda que o intervalo de confiança original do método se dá com base na estimativa de uma fronteira de eficiência teórica, descontando-se um viés amostral. Contudo, o objetivo é encontrar um intervalo de confiança em relação à fronteira estimada. Assim, o intervalo de confiança foi normalizado em torno da eficiência originalmente estimada conforme expressão a seguir:

𝜃𝑖𝑛𝑓𝑘 = 𝜃

𝑘 ∙𝜃2,5%

𝑘𝑏

𝜃50%𝑘𝑏 𝜃𝑠𝑢𝑝

𝑘 = 𝜃 𝑘 ∙

𝜃97,5%𝑘𝑏

𝜃50%𝑘𝑏 (1)

Onde:

𝜃𝑖𝑛𝑓𝑘 , é o limite inferior do intervalo de eficiência para empresa “k”;

𝜃𝑠𝑢𝑝𝑘 , é o limite superior do intervalo de eficiência para empresa “k”;

𝜃 𝑘, é a eficiência estimada pelo modelo DEA para empresa “k”, conforme Tabela 4;

𝜃97,5%𝑘𝑏 , é eficiência superior dentre as amostras bootstrap;

𝜃2,5%𝑘𝑏 , é eficiência inferior dentre as amostras bootstrap;

𝜃50%𝑘𝑏 , é eficiência mediana dentre as amostras bootstrap.

25. A Tabela 5 apresenta os intervalos de confiança obtidos:

Tabela 5 – Intervalo de confiança das estimativas de eficiência.

Distribuidora Limite inferior

Centro Limite

superior

PIRATININGA 93% 100% 100%

MUXFELDT 87% 100% 100%

JAGUARI 93% 100% 100%

RGE 94% 100% 100%

COELCE 92% 100% 100%

NOVA PALMA 92% 100% 100%

ELEKTRO 92% 99% 100%

ETO 93% 98% 100%

CPFL PAULISTA 92% 98% 100%

JOAO CESA 79% 93% 100%

EMT 85% 92% 94%

BANDEIRANTE 84% 89% 93%

EMS 78% 85% 89%

MOCOCA 78% 84% 88%

RGE SUL 79% 84% 88%

CPEE 77% 83% 86%

CSPE 78% 83% 87%

ELETROPAULO 76% 83% 89%

CEMAR 74% 81% 90%

SANTA MARIA 75% 80% 85%

ESCELSA 76% 80% 83%



Distribuidora Limite inferior

Centro Limite

superior

EPB 71% 78% 85%

SANTA CRUZ 72% 77% 81%

VALE PARANAPANEMA 72% 77% 80%

COSERN 68% 75% 80%

EBO 67% 74% 79%

LIGHT 68% 73% 76%

CELESC 67% 73% 77%

COELBA 63% 71% 75%

EMG 64% 71% 76%

NACIONAL 66% 70% 73%

CFLO 65% 70% 75%

CAIUÁ 65% 70% 72%

COPEL 65% 69% 75%

CEMIG 63% 69% 75%

CHESP 64% 68% 74%

CELG 61% 67% 69%

CEPISA 61% 67% 69%

CELPE 59% 66% 69%

ESE 58% 64% 69%

BRAGANTINA 59% 63% 66%

CELPA 54% 60% 64%

AMPLA 53% 59% 61%

SULGIPE 52% 56% 62%

COOPERALIANÇA 52% 56% 60%

CEB 50% 55% 59%

ELETROCAR 51% 55% 59%

HIDROPAN 48% 54% 60%

FORCEL 46% 54% 63%

DEMEI 48% 53% 57%

IGUAÇU 48% 53% 55%

COCEL 48% 52% 54%

CEAL 45% 51% 52%

ELETROACRE 44% 48% 50%

ENF 44% 48% 51%

CERON 43% 47% 50%

URUSSANGA 41% 47% 54%

CEEE 42% 44% 45%

AMAZONAS 32% 34% 35%

DMED 27% 29% 31%

BOA VISTA 26% 28% 29%



IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

26. Os argumentos expressos nesta Nota Técnica estão fundamentados nos seguintes instrumentos legais e regulatórios:

Leis nos 8987/1995; 9.427/1996 e 10.848/2004;

Decretos nos 2.335/1997; e 8.461/15; e

Resoluções Normativas nos 660/2015 e 761/2017.

V. DA CONCLUSÃO

27. Esta Nota Técnica apresentou a base de dados utilizada na atualização dos parâmetros associados ao cálculo da eficiência dos custos operacionais das concessionárias de distribuição de energia elétrica, os critérios utilizados para tratar inconsistências e/ou ausência de dados, e os resultados obtidos com a aplicação da metodologia vigente.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

28. Recomenda-se a abertura de Audiência Pública visando receber subsídios e contribuições quanto à atualização dos parâmetros associados ao cálculo da eficiência dos custos operacionais das concessionárias de distribuição de energia elétrica, incluindo a disponibilização da base de dados utilizada (2014-2016); dos dados históricos (2001-2013); e dos cálculos realizados.

HERMANO DUMONT VERONESE Especialista em Regulação

MATHEUS PALMA CRUZ Especialista em Regulação

VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA Especialista em Regulação

De acordo:

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e Estudos do Mercado



APÊNDICE A – Cálculo das Despesas Operacionais

1. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com (a) Pessoal, (b) Materiais, (c) Serviço de Terceiros, (d) Outros Custos Operacionais, (e) Tributos e (f) Seguros relativos à atividade de Distribuição e Comercialização. No Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE correspondem às subcontas 615.03.X.X.X e 615.05.X.X.X. Os dados foram atualizados para janeiro de 2017. Foi utilizado o IPCA para os custos com Pessoal e Serviço de Terceiros. Para os demais custos foi considerado o IGPM.

2. Foram feitos ajustes nas contas de Pessoal e Outros Custos Operacionais. Quanto aos custos com Pessoal, não são considerados Déficits ou Superávits Atuariais e Programa de Aposentadoria e/ou Demissão Voluntária. Quanto aos Outros Custos Operacionais (subcontas 615.03.X.X.99 e 615.05.X.X.99 do MCSE), para o ano de 2014 foram considerados os custos descritos na Tabela 6 e para os anos de 2015 e 2016 foram considerados os custos constantes da Tabela 7:

Tabela 6 – Itens da conta “Outros” considerados para 2014.

Itens considerados em Outros Custos Operacionais

Indenização por Perdas e Danos

Consumo Próprio de Energia

Despesas com Estagiários e Programa de Iniciação ao Trabalho

Despesas com Conselho de Consumidores

Despesas com Comunicação Interna e Reprografia

Taxa de Arrecadação

Taxas Bancárias

Tabela 7 – Itens da conta “Outros” considerados para 2015 e 2016.

Itens considerados em Outros Custos Operacionais

Indenização por Perdas e Danos

Consumo Próprio de Energia

Despesas com Conselho de Consumidores

Taxa de Arrecadação

Taxas Bancárias



APÊNDICE B – Metodologia de Cálculo do Índice Salarial B.1. Base de Dados – RAIS

1. A Relação Anual de Informações Sociais – RAIS é um registro administrativo, criada em 1975, pelo Decreto nº 76.500, com diversos fins operativos e administrativos do Ministério do Trabalho e Emprego (MTb). Os estabelecimentos que possuem vínculos trabalhistas formalizados são obrigados a enviar as informações da RAIS ao MTb, anualmente. Os dados contidos na RAIS podem ser comparados a um censo anual do segmento formal do mercado de trabalho, contendo informações de assalariados que possuem carteira de trabalho, servidores públicos e estatutários. Além das informações de identificação da empresa, a RAIS apresenta as informações de vínculo empregatício como: idade, escolaridade, remuneração etc., trabalhador a trabalhador.

2. O Programa de Disseminação das Estatísticas do Trabalho (PDET) do MTb possibilita o acesso às informações da RAIS, a qualquer empresa, mediante pactuação de termo de compromisso. Os dados disponibilizados por meio deste programa são consolidados em termos geográficos, setoriais e ocupacionais. A partir desta base de dados, foram realizados estudos no intuito de apurar eventuais diferenças regionais entre remunerações de atividades afeitas ao segmento de Distribuição, porém, necessitou-se de maior grau de especificidade, somente possível com a utilização da “RAIS discriminada”.

3. O acesso às informações individuais, por vínculo empregatício e por empresas, conhecido como ‘microdados’ ou ‘RAIS discriminada’, é resguardado pela legislação, visto que há exposição de informações sigilosas. A ANEEL possui convênio com o MTb para utilizar as informações da RAIS discriminada, de forma restrita e confidencial. Apesar dos resultados e análises baseados na RAIS discriminada não poderem ser divulgados de modo a identificar, individualmente, trabalhadores e estabelecimentos, tais dados se mostraram úteis às pretensões deste trabalho, quando filtrados e agrupados regionalmente.

B.1.1. Principais Filtros dos Dados

4. Os seguintes campos informativos da base de dados RAIS foram utilizados para a construção do índice salarial regional em atividades e ocupações afeitas ao segmento de distribuição de energia elétrica:

(i) ‘REM MED (R$)’ - apresenta a remuneração média mensal do trabalhador, em valores nominais. De acordo com o Manual de Orientação da RAIS, integram o valor de remuneração: salários, honorários, gratificações, comissões, diárias, adicionais por tempo de serviço, remuneração integral do período de férias (incluindo o adicional e abonos), remuneração e prêmios por horas extraordinárias ou por serviços noturnos, entre outros;

(ii) ‘CBO Ocupação 2002’- código de ocupação, de acordo com a Classificação Brasileira de Ocupações (CBO), publicada no Diário Oficial da União, Portaria MTb nº 397, de 9 de outubro de 2002. Exemplo: Engenheiro eletricista, Assistente administrativo, Advogado, Eletricista de manutenção eletroeletrônica etc.;

(iii) ‘NAT JURIDICA’ - natureza jurídica do estabelecimento, conforme estabelecido pela Comissão Nacional de Classificação (CONCLA) – identifica a natureza jurídica dos estabelecimentos, por exemplo: Órgãos Públicos, Sociedades de Economia Mista, Sociedades Limitadas, Companhias Abertas etc.;



(iv) ‘CNAE 95 Classe’ - Classificação Nacional de Atividades Econômicas, conforme publicado em Resoluções da CONCLA - indica o grupo de atividades de atuação da empresa/entidade, como por exemplo: Atividades de Investigação, Vigilância e Segurança; Obras para Telecomunicações; Instalações Elétricas; Produção de Energia Elétrica; etc.

B.2. Metodologia de extração e depuração dos dados da RAIS

5. Primeiramente foram descompactadas todas as informações da RAIS, de todo o território brasileiro, referentes a três anos, obtendo-se o seguinte resultado:

Tabela 1 – Base de dados bruta

Ano Nº de registros por vínculo

empregatício

2013 75.400.510

2014 76.107.279

2015 72.175.102

Total 223.682.891

6. ‘Vínculo Ativo 31/12’ é um campo do arquivo RAIS que identifica se o vínculo empregatício era ativo no último dia do ano. Decidiu-se por considerar somente os dados que apresentavam vínculo empregatício em 31/12, no respectivo ano. Complementarmente, foram expurgados os vínculos empregatícios que apresentavam remuneração média mensal abaixo de um salário mínimo, obtendo-se o seguinte resultado:

Tabela 2 – Filtro por vínculos ativos e Remuneração mínima

Ano Nº de registros com vínculo empregatício ativo em 31/12

Nº de registros com vínculo empregatício ativo em 31/12 e

Remuneração média igual ou maior que salário mínimo

2013 48.948.433 46.827.147

2014 49.571.510 47.362.610

2015 48.060.807 45.833.248

Total 146.580.750 140.023.005

7. A partir da base de dados filtrada, conforme exposto na Tabela 2, e considerando somente as atividades econômicas (CNAE) que possuem relação com o Setor Elétrico, conforme Tabela 3, obteve-se o seguinte resultado:



Tabela 3 – Filtro por atividade econômica

8. As remunerações praticadas em órgãos e empresas públicas podem não refletir a realidade do custo de mão de obra de suas respectivas regiões. A observação empírica dos dados evidencia, de forma clara, um descolamento dos patamares remuneratórios dessas instituições/empresas, que praticam valores consideravelmente superiores às médias regionais. Além disso, há estudos acadêmicos5 que, utilizando a RAIS como base de dados, evidenciaram a existência de baixa relação entre eficiência e as remunerações praticadas pelo setor público, no segmento de distribuição de energia elétrica.

9. Sendo assim, foram expurgadas empresas que possuíam natureza jurídica do setor público, ou seja, foram retiradas da base de dados os vínculos empregatícios alocados em estabelecimentos que possuíam as seguintes naturezas jurídicas:

5 FARINA,C.M. Remuneração e produtividade do trabalho no segmento de distribuição de energia elétrica. Brasília, 2017.

CNAE 95

Classe Descrição

Nº

Vínculos

empregatí

cios

CNAE 95

Classe Descrição

Nº

Vínculos

empregatí

cios

40118 Produção de Energia Elétrica 100.600 45438 Instalações Hidráulicas, Sanitárias, de Gás e de Sistema de Prevenção Contra Incêndio96.919

40126 Transmissão de Energia Elétrica 42.518 45497 Outras Obras de Instalações 151.124

40134 Comércio Atacadista de Energia Elétrica4.087 45500 Obras de Acabamento 737.269

40142 Distribuição de Energia Elétrica 223.886 45608 Aluguel de Equipamentos de Construção e Demolição com Operários42.041

40207 Produção e Distribuição de Gás Através de Tubulações11.757 74110 Atividades Jurídicas 467.332

40304 Produção e Distribuição de Vapor e Água Quente2.313 74128 Atividades de Contabilidade e Auditoria829.552

45110 Demolição e Preparação do Terreno19.663 74136 Pesquisas de Mercado e de Opinião Pública26.741

45128 Sondagens e Fundações Destinadas À Construção128.936 74144 Gestão de Participações Societárias (Holdings)100.524

45136 Grandes Movimentações de Terra259.045 74160 Atividades de Assessoria em Gestão Empresarial440.265

45217 Edificações (Residenciais, Industriais, Comerciais e de Serviços)3.309.452 74209 Serviços de Arquitetura e Engenharia e de Assessoramento Técnico Especializado798.259

45225 Obras Viárias 722.846 74306 Ensaios de Materiais e de Produtos74.980

45233 Obras de Arte Especiais 230.983 74403 Publicidade 249.538

45250 Obras de Montagem 436.317 74500 Seleção, Agenciamento e Locação de Mãodeobra1.591.870

45292 Obras de Outros Tipos 809.933 74608 Atividades de Investigação, Vigilância e Segurança2.079.702

45314 Obras para Geração e Distribuição de Energia Elétrica323.996 74705 Atividades de Imunização, Higienização e de Limpeza em Prédios e em Domicílios2.332.776

45330 Obras para Telecomunicações 220.462 74918 Atividades Fotográficas 54.618

45411 Instalações Elétricas 497.117 74926 Atividades de Envasamento e Empacotamento, por Conta de Terceiros37.317

45420 Instalações de Sistemas de Ar Condicionado, de Ventilação e Refrigeração144.804 74993 Outras Atividades de Serviços Prestados Principalmente Às Empresas, não Especificadas Anteriormente4.121.581

Total 21.721.123



Tabela 4 – Filtro por Natureza Jurídica

10. Ao não considerar os estabelecimentos com naturezas jurídicas do setor público, conforme Tabela 4, foram retirados 401.222 registros, tendo o banco de dados se reduzido para 21.319.901 vínculos empregatícios.

11. A Nota Técnica nº 66/2015-SRM/SGT/ANEEL, de 22/4/2015, utilizou os dados informados pelos agentes, conforme Ofício Circular 376/2009- SRE/ANEEL, para definir as ocupações típicas das operações do segmento de distribuição, agrupados de acordo com a Classificação Brasileira de Ocupações (CBO). A Tabela 5 apresenta o resultado da tabulação dos dados recebidos.

12. Após as depurações anteriores e ao considerar apenas os trabalhadores envolvidos nestas ocupações, conforme Tabela 5, a base de dados filtrada totalizou 5.619.072 vínculos empregatícios provenientes de ocupações típicas do segmento de distribuição de energia elétrica, oriundos de empresas do setor privado com atividades econômicas correlatas ao setor elétrico, em todo o território brasileiro, referentes aos anos de 2013, 2014 e 2015.

NAT JURIDICA Descrição NAT JURIDICA Descrição

1015Órgão Público do Poder

Executivo Federal1139

Fundação Federal

1023

Órgão Público do Poder

Executivo Estadual ou do

Distrito Federal

1147 Fundação Estadual ou do

Distrito Federal


Executivo Municipal1155

Fundação Municipal


Legislativo Federal1163

Órgão Público Autônomo

Federal

1058

Órgão Público do Poder

Legislativo Estadual ou

do Distrito Federal

1171


Estadual ou do Distrito

Federal


Legislativo Municipal1180


Municipal


Judiciário Federal1198

Comissão Polinacional


Judiciário Estadual1201

Fundo Público

1104 Autarquia Federal 1210 Associação Pública

1112Autarquia Estadual ou do

Distrito Federal2011

Empresa Pública

1120Autarquia Municipal

2038Sociedade de Economia

Mista



Tabela 5 – Filtro CBO Distribuidoras

B.3. Metodologia de cálculo

B.3.1. Indicador de tendência central

13. A média, mediana e a moda são medidas de tendência central com a função de resumir em apenas uma informação a característica de todo conjunto de dados, de modo que seja representativo de toda a série.

14. A média aritmética é, possivelmente, a medida mais usada. Contudo, ela pode conduzir a erros de interpretação e em muitas situações pode ter sua aplicação prejudicada. A média é afetada de forma contundente por valores extremos da amostra e pode não ser a medida adequada para representar um conjunto de dados com tal característica. A mediana por sua vez é uma medida resistente6 em particular para distribuições muito assimétricas ou contendo valores atípicos.

15. Quando se está trabalhando com variáveis sujeitas a grandes variações, como salários, outras medidas têm de ser consideradas, tal como a mediana e percentis da série de dados. O problema da média de tendência central para salários é discorrido por McCLAVE7:

6 Quando for pouco afetada por mudanças de uma pequena porção de dados. 7 McCLAVE,James T., BENSON, P. George, SINCICH, Terry, Estatística para Administração e Economia. 10 ed. São Paulo: Pearson Prentice Hall, 2009. p.57.

2124 Analista de desenvolvimento de sistemas 0,7%

2143 Engenheiro eletricista 1,5%

2410 Advogado 0,7%

2521 Administrador 0,8%

2531 Diretor de contas (publicidade) 0,9%

3131 Eletrotécnico 7,3%

3744 Editor de tv e vídeo 0,6%

4110 Auxiliar de escritório 13,2%

4223 Operador de telemarketing ativo 4,4%

5141 Zelador de edifício 0,8%

5173 Agente de segurança 0,7%

5199 Leiturista 5,6%

7156 Eletricista de instalações 1,9%

7311

Montador de equipamentos eletrônicos

(computadores e equipamentos auxiliares) 0,8%

7321

Eletricista de manutenção de linhas elétricas,

telefônicas e de comunicação de dados 20,3%

7823 Motorista de carro de passeio 0,8%

8601 Operador de subestação 2,3%

9511 Eletricista de manutenção eletroeletrônica 22,8%

TOTAL 86,1%



[...] outro exemplo de dados para os quais a tendência central é melhor descrita pela mediana do que pela média é o dos salários dos atletas profissionais (por exemplo, jogadores de basquete da NBA – National Basketball Association ). A presença de poucos atletas (como Lebron James) com salários extremamente altos afeta a média, elevando-a muito acima do valor da mediana. Assim, a mediana proporcionará uma ideia mais acurada do salário típico da liga profissional. A média poderia exceder a ampla maioria de medições da amostra (salários), fazendo com que seja uma mediada enganosa de tendência central.

16. Nos estudos realizados, foram reproduzidos cálculos utilizando-se a média no lugar da mediana e as diferenças apuradas se mostraram irrelevantes, porém, pelos motivos explanados acima, os cálculos foram realizados utilizando-se a mediana como medida de tendência central.

B.3.2. Regiões Consideradas

17. Verificou-se que a divisão geográfica por Estados da Federação esbarrava em distorções que tornavam os resultados pouco confiáveis. Alguns Estados apresentaram uma quantidade pequena de vínculos empregatícios em determinadas ocupações - menos de 50 observações, menos de 20 ou, até, sem nenhuma observação - o que tornou a comparação entre as ocupações, nos diferentes Estados, impraticável. A desagregação em grandes áreas urbanas8 - capitais e respectivas cidades periféricas - somente se mostrou relevante nas regiões da Grande São Paulo e Grande Campinas, dado o grande número de trabalhadores presentes nestas duas áreas e, principalmente, na expressiva diferença remuneratória observada quando comparada à Região Sudeste como um todo. Nos outros casos, as diferenças entre centros urbanos e Região foram insignificantes, não motivando, portanto, qualquer distinção.

18. Por fim, optou-se por adotar a divisão geográfica em Regiões: Centro-Oeste (CO); Grande São Paulo e Grande Campinas (GSPCAMP); Nordeste (NE); Norte (NO); Sudeste, sem considerar a Região da Grande São Paulo e Grande Campinas (SE); e, Sul (SU).

B.3.3. Diagrama de Caixa - boxplot

19. De modo a eliminar valores extremos (outliers) da base de dados filtrada, dividiu-se os valores de remuneração média mensal, por CBO e por Região, em quartis. Considerou-se, então, as seguintes fórmulas:

𝐿𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 = 𝑄1 − (𝑄3 − 𝑄1) ∙ 1,5 𝐿𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 = 𝑄3 + (𝑄3 − 𝑄1) ∙ 1,5

Onde: Q1 = valor que divide a base de dados no 1º quartil; Q3 = valor que divide a base de dados no 3º quartil.

8 Segundo definições de Regiões Metropolitanas e municípios do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE e Regiões Integradas de Desenvolvimento – RIDEs – 2010.



20. As remunerações médias mensais abaixo do limite inferior e acima do limite superior, por CBO e por Região, foram desconsideradas, sendo eliminados 333.288 registros, resultando, finalmente, numa base de dados com 5.325.784 registros, conforme tabela abaixo.

Tabela 6 – Base de dados de vínculos empregatícios, após boxplot, por Região

B.4. Parametrização

21. A partir da base de dados filtrada, conforme Tabela 6, calculou-se o índice salarial de cada Região, composto pelas medianas da remuneração mensal de cada CBO, ponderadas pela sua frequência típica de ocorrência no segmento de distribuição de energia, conforme Tabela 5. O índice busca refletir a diferença relativa do custo de mão de obra entre as áreas de atuação das empresas e seu cálculo e se deu pela seguinte parametrização:

Í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 𝑆𝑎𝑙á𝑟𝑖𝑎𝑙𝑅𝑒𝑔𝑖ã𝑜 = ∑ 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜𝐶𝐵𝑂

𝑅𝑒𝑔𝑖ã𝑜𝑛𝐶𝐵𝑂=1 𝑥 𝐹𝑟𝑒𝑞𝑢ê𝑛𝑐𝑖𝑎𝐶𝐵𝑂

∑ 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎 𝑟𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝐶𝐵𝑂𝑛𝐶𝐵𝑂=1 𝑥 𝐹𝑟𝑒𝑞𝑢ê𝑛𝑐𝑖𝑎𝐶𝐵𝑂

Onde: n é o total de CBO considerados, conforme Tabela 5, onde também se encontram suas respectivas Frequências.

O que significa dizer que: Numerador: as medianas de cada CBO, por Região, foram ponderadas pelas suas respectivas frequências e, finalmente, somadas, por Região. O que representa a remuneração média de cada uma das Regiões. Denominador: as medianas de cada CBO, incluindo todas as Regiões, ponderadas pelas suas respectivas frequências e, finalmente, somadas. O que representa a remuneração média de todos os dados.

22. O resultado de tal divisão, ‘índice de salarial por Região’, indicará o quanto cada Região se aproxima ou se distancia do parâmetro central, definido no Denominador. Assim, valores maiores que 100% indicarão que determinada Região pratica remunerações maiores do que a média e, de modo inverso, valores menores que 100% indicarão que determinada Região pratica remunerações menores do que a média.

Tabela 7 – Valores obtidos do Índice Salarial, por Região

CO GSPCAMP NE NO SE SU Total

430.412 1.402.273 1.060.823 263.533 1.496.117 672.626 5.325.784

CO GSPCAMP NE NO SE SU

98,510% 116,748% 85,267% 97,162% 100,595% 101,564%



ANEXO I – Minuta de Resolução Normativa

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL

RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº XXX, DE XX DE XXXXXX DE 2017.

Aprova novas versões dos Submódulos 2.2 e 2.2A dos

Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA -

ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em

vista o disposto nos artigos 9º, § 2º, e 29 da Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, no artigo 3º da

Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com base no artigo 4º, inciso X, Anexo I, do Decreto n.

2.335, de 6 de outubro de 1997, e no que consta do Processo 48500.004141/2017-43, resolve:

Art. 1º Aprovar as novas versões dos Submódulos 2.2 e 2.2A, que compõem o Módulo

2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

Parágrafo único. Os Submódulos de que trata o caput estão disponíveis no endereço

SGAN – Quadra 603 – Módulos I e J – Brasília – DF, bem como no endereço eletrônico

www.aneel.gov.br.

Art. 2º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

ROMEU DONIZETE RUFINO

http://www.aneel.gov.br/



ANEXO II – Minuta dos Submódulos 2.2 e 2.2A do PRORET

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A

Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica de Concessionárias de Distribuição

S u b m ó d u l o 2 . 2

C U S T O S O P E R A C I O N A I S E R E C E I T A S I R R E C U P E R Á V E I S

Revisão Motivo da revisão Instrumento de

aprovação pela ANEEL Data de Vigência

1.0 Primeira versão aprovada

(após realização da AP 40/2010) Resolução Normativa nº

457/2011, de 08/11/2011. 11/11/2011 a 23/12/2014

1.1 Primeira revisão Resolução Normativa nº

640/2014, de 16/12/2014. 24/12/2014 em diante

2.0 Segunda revisão Resolução Normativa nº

660/2015, de 28/04/2015. 06/05/2015 em diante

3.0 Terceira revisão Resolução Normativa nº xx/2017, de xx/xx/2017.

XX/XX/2017 em diante

ProretPro ced im ento s d e Regulação Tarifária

Procedimentos de Regulação Tarifária

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência

CUSTOS OPERACIONAIS E RECEITAS IRRECUPERÁVEIS

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2.1

ÍNDICE

1. OBJETIVO ..............................................................................................................................................21 2. ABRANGÊNCIA .................................................................................................................................... 21 3. METODOLOGIA DE DEFINIÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS ....................................................... 21

3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS ................................................................... 22 3.1.1. SITUAÇÕES EXEPCIONAIS ............................................................................................ 23

3.2 CÁLCULO DA META DE CUSTOS OPERACIONAIS .......................................................................... 23 3.2.1 INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES ........................................................................................... 24 3.2.2 FATOR DE ATUALIZAÇÃO .............................................................................................................. 25 3.2.3 BASE DE DADOS E DATA BASE ..................................................................................................... 26 3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X .............................. 28 3.4. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – CUSTOS OPERACIONAIS ............................. 29

4. METODOLOGIA DE RECEITAS IRRECUPERÁVEIS ............................................................................. 29 4.1. PARCELA DE ENCARGOS SETORIAIS ......................................... Erro! Indicador não definido. 4.2. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – RECEITAS IRRECUPERÁVEIS ............. 33

5. ANEXOS.................................................................................................................................................. 34




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2.1

1. OBJETIVO

1. Estabelecer a metodologia a ser utilizada para definição dos Custos Operacionais Regulatórios e Receitas Irrecuperáveis nos processos de revisão tarifária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

2. ABRANGÊNCIA

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de distribuição de energia.

3. METODOLOGIA DE DEFINIÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS

3. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de Distribuição e Comercialização de energia elétrica.

4. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil.

5. Na definição dos custos operacionais regulatórios, serão observados os custos praticados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos, e as características das áreas de concessão.

6. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as distribuidoras por meio de um método de benchmarking que leva em consideração os atributos de cada concessionária.

7. A partir desses condicionantes é estabelecida uma meta de custos operacionais regulatórios a ser atingida ao longo do ciclo tarifário.

8. Ressalte-se que não se trata de uma meta a ser alcançada pela empresa, mas uma referência de custos operacionais a ser considerada no cálculo da parcela B ao final do ciclo.

9. No momento da revisão tarifária a meta regulatória é comparada com a cobertura de custos operacionais presente na tarifa da concessionária, denominada Receita de Custos Operacionais.




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10. A partir da diferença entre a meta regulatória e a Receita de Custos Operacionais, será calculada uma trajetória regulatória. Parte da diferença será incorporada no momento da revisão tarifária e a parcela remanescente será considerada para fins de cálculo do componente T do Fator X.

11. Na seção 3.1 é apresentado o cálculo da Receita de Custos Operacionais. Na seção 3.2 é apresentado o cálculo da Meta de Custos Operacionais. Na seção 3.3 é apresentado o cálculo dos custos operacionais na revisão tarifária e a definição do componente T do Fator X.

3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS

12. A referência inicial para a definição da meta de custos operacionais é a cobertura tarifária da concessionária no momento da revisão.

13. Apura-se a parcela de receita correspondente aos custos operacionais regulatórios

na receita verificada no Ano Teste da revisão, calculada a partir proporção entre os custos operacionais e a parcela B definidos na revisão tarifária anterior.

14. Nos casos em que houve trajetória de redução via componente T do Fator X na

revisão anterio, deve-se apurar a nova proporção considerando tal efeito, conforme equação abaixo.

COAt =CORev − VPBRev(1 − (1 − TRev)N−1)

VPBRev(1 − TRev)N−1∙ VPBAt

(2)

Onde:

COAt: receita de custos operacionais no Ano Teste;

CORev: valor dos custos operacionais aprovado na última revisão tarifária com ajustes;

VPBRev: valor da parcela B na última revisão tarifária;

TRev: componente T do Fator X definido na última revisão tarifária;

VPBAt: receita de parcela B no Ano Teste;

N: número de anos do ciclo tarifário da concessionária.

15. Na equação anterior 𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣 e 𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣 buscam identificar o tamanho relativo dos custos operacionais regulatórios na construção da parcela B da última revisão. Portanto, para fins desse cálculo devem ser consideradas os ajustes e deduções incluídas na formação da parcela B como a dedução dos ganhos de produtividade, outras receitas e outros ajustes de efeito semelhante.




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2.1

16. Por sua vez, a receita de parcela B no Ano Teste é calculada a partir das tarifas de distribuição decorrentes da abertura tarifária do último reajuste aplicadas ao mercado do Ano Teste;

3.1.1. SITUAÇÕES EXEPCIONAIS

17. Situações excepcionais como a não aplicação de reajustes no ano anterior por inadimplemento setorial, ou outra motivação de igual efeito, e surgimento de revisões tarifárias extraordinárias deverão ser examinadas caso a caso objetivando escolher a melhor alternativa para apurar a parcela de cobertura de custos operacionais no Ano Teste.

3.2 CÁLCULO DA META DE CUSTOS OPERACIONAIS

18. O valor do custo operacional eficiente será definido a partir da comparação da receita de custos operacionais no momento da revisão e o intervalo de custos operacionais eficientes para a concessionária em análise, conforme abaixo.

𝐶𝑂𝑒𝑓 = min (max (𝐶𝑂𝐴𝑡; 𝐿𝐼) ; 𝐿𝑆) (3)

Onde:

𝐶𝑂𝑒𝑓: valor dos custos operacionais regulatórios eficientes;

𝐿𝑆: limite superior dos custos operacionais regulatórios eficientes;

𝐿𝐼: limite inferior dos custos operacionais regulatórios eficientes;

19. Como regra geral, a meta será ajustada de tal forma que não implique uma trajetória

que exceda uma variação de custos operacionais regulatórios superior a 5% a.a.

∆𝐶𝑂 = min (| √𝐶𝑂𝑒𝑓

𝐶𝑂𝐴𝑡

𝑁

− 1| ; 5%)

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 = 𝐶𝑂𝐴𝑡(1 ± ∆𝐶𝑂)𝑁

(4)

Onde:

∆𝐶𝑂: variação anual dos custos operacionais regulatórios;

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 : meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual.




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2.1

20. Para os casos em que a razão entre o custo definido pela Eq. 3 (𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎) e os custos operacionais reais for superior a 120%, a meta de custos operacionais será ajustada conforme expressão a seguir.

21. A representação dos custos operacionais reais se dará de acordo com os mesmos critérios contábeis considerados no estudo que fundamentou a metodologia de custos operacionais.

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎′ =

1,2 ∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 + 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

2 (5)

Onde:

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎′ : meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais.

22. Para o cálculo de 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 será considerado o valor médio dos custos operacionais reais nos dois anos consecutivos mais próximos da revisão tarifária, considerando a informação mais recente disponível, atualizados monetariamente pelo IPCA até a data da revisão tarifária.

23. Nas seções seguintes são definidos os parâmetros das equações 2, 3 e 4.

3.2.1 INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES

24. Os intervalos de custos operacionais eficientes são calculados conforme expressão a seguir:

𝐿𝑆 = 𝛼 ∙𝜃𝑠𝑢𝑝

𝜃𝑟𝑒𝑓∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥

𝐿𝐼 = 𝛼 ∙𝜃𝑖𝑛𝑓


(6)

Onde:

𝐿𝑆: limite superior dos custos operacionais regulatórios;

𝐿𝐼: limite inferior dos custos operacionais regulatórios;

𝜃𝑠𝑢𝑝: limite superior do intervalo de eficiência apurado para a empresa;

𝜃𝑖𝑛𝑓: limite inferior do intervalo de eficiência apurado para a empresa;

𝜃𝑟𝑒𝑓: referencia de eficiência;

𝑂𝑝𝑒𝑥: custo operacional real da empresa usado no cálculo de eficiência;




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2.1

𝛼 : é o fator de atualização.

25. Os limites superior 𝜃𝑠𝑢𝑝 e inferior 𝜃𝑖𝑛𝑓, para cada distribuidora, estão apresentados

no Anexo I.

26. A referência de eficiência (𝜃𝑟𝑒𝑓) é de 76%.

27. Os custos operacionais reais de cada empresa usados no cálculo de eficiência estão apresentados no Anexo II.

3.2.2 FATOR DE ATUALIZAÇÃO

28. Para o cálculo do fator de atualização 𝛼, considera-se a seguinte equação:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 =

1

𝑢 (∑ 𝑣𝑗

𝑦𝑗

𝑚

𝑗=1

+ 𝜑 ) (7)

Onde:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 : o custo eficiente estimado para a concessionária;

𝑦𝑗 : produto “j” da empresa;

𝑣𝑗 : “peso” atribuído ao produto “j”;

𝑢 : “peso” atribuído ao insumo;

𝑚: total de produtos;

𝜑 : “fator de escala” da empresa;

29. Os produtos utilizados 𝑦𝑗 bem como seus respectivos pesos por concessionária

foram obtidos do estudo de benchmarking realizado pela ANEEL, e estão apresentados nos Anexos III e IV.

30. O fator de utilização será calculado conforme a equação a seguir.

𝛼 =𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓

𝑡+1

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡 ∙

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡 (8)

Onde:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 𝑡+1: custo eficiente estimado na data base da revisão tarifária;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 𝑡 : custo eficiente estimado na data base do cálculo da eficiência;




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2.1

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1: número índice do IPCA no mês anterior à data base da revisão tarifária;

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡: número índice do IPCA no mês anterior à data base do cálculo da eficiência;

31. Os dados que serão considerados e data base de todos os produtos estão definidos a seguir.

3.2.3 BASE DE DADOS E DATA BASE

32. Os dados de produtos utilizados para o cálculo do fator de atualização serão baseados nas seguintes fontes:

Tabela 8 – Fontes de dados para cálculo do fator de atualização.

Produto Fonte

Rede Subterrânea BDGD (SIG-R)

Rede de Distribuição Aérea

BDGD (SIG-R)

Rede de Alta Tensão BDGD (SIG-R)

Mercado Ponderado SAMP

Consumidores SAMP

Consumidor Hora Interrompido

INDQUAL

Perdas não técnicas SAMP

33. Caso se verifique a indisponibilidade ou inconsistência da informação nas bases de dados descritas na tabela acima poderão ser utilizadas outras fontes para validação ou substituição dos dados existentes.

34. Para fins da atualização descrita na Eq. 7 serão utilizados os dados de extensão de rede encaminhados à Aneel na Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD. Será considerada no cálculo a informação de rede no sexto mês anterior a data da revisão tarifária.

35. O valor incremental de expansão da rede do último ano civil validado no BDGD até o sexto mês anterior à data da revisão tarifária será solicitado à concessionária.

36. Os dados de mercado ponderado e consumidores serão recebidos via Sistema de Acompanhamento de Informação de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. Para fins da atualização será considerado o quantitativo de consumidores no sexto mês anterior a data da revisão tarifária e o mercado realizado no Ano Teste.

37. Os fatores de ponderação dos mercados de AT, MT e BT serão os mesmos utilizados no estudo de eficiência referente ao ano mais recente conforme Anexo V.




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2.1

38. O produto CHI será calculado conforme expressão a seguir:

CHIaj = max ((DECreal − DECV8) ∙ cons; 0) (9)

Onde:

CHIaj : Consumidor Hora Interrompido ajustado;

DECreal: DEC global médio realizado pela concessionária;

DECV8: referência para o indicador DEC global da concessionária, obtido pela ponderação dos benchmarks de cada conjunto da empresa;

cons: número de consumidores.

39. Os dados de duração das interrupções serão coletados do Sistema de Acompanhamento de Indicadores de Qualidade – INDQUAL.

40. Para fins de atualização será considerado o 𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙 médio dos três anos civis anteriores a data base da revisão tarifária.

41. O 𝐷𝐸𝐶𝑉8 considerado será o valor obtido no processo de definição dos limites do indicador DEC no momento da revisão tarifária da concessionária.

42. O produto Perdas não técnicas será calculado conforme expressão a seguir:

PNTaj = max ((Pntbt − meta) ∙ mbt; 0) (10)

Onde:

PNTaj: perda não técnica ajustada;

Pntbt: indicador médio de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão;

meta: meta regulatória de perdas sobre o mercado de baixa tensão;

mbt: mercado de baixa tensão.

43. Os dados de perdas não técnicas serão coletados via SAMP, considerando para tanto o referencial de perdas técnicas definido pela ANEEL no momento da revisão tarifária.

44. Para fins de atualização será considerado o índice de perdas (𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡) médio dos três anos civis anteriores a data base da revisão tarifária.




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45. A meta regulatória de perdas não técnica será a perda da empresa benchmark de perdas não técnicas ponderada pela probabilidade de comparação obtida a partir da metodologia descrita no submódulo 2.6, na data da revisão tarifária.

46. Para as empresas situadas no topo do ranking o índice de complexidade será usado como representação da parcela “não gerenciável” de perdas não técnicas.

3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X

47. A diferença entre os valores de meta regulatória e a receita de custos operacionais será deduzia ou acrescida às tarifas de forma gradual ao longo do ciclo de revisão da concessionária.

48. O valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária e o Componente T do Fator X serão calculados conforme as expressões a seguir.

COp = COAt +

(COmeta − COAt)

N

Tp = (1 − √COmeta

COp

N−1

) ∙COp

VPBp

(11)

Onde:

COp: valor de custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária

em processamento;

Tp: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para a revisão em

processamento;

VPBp: valor de Parcela B da revisão tarifária em processamento.




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3.4. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – CUSTOS OPERACIONAIS 49. A metodologia de definição dos custos operacionais será revista com periodicidade

de quatro anos, com atualização dos parâmetros a cada dois anos.

50. A revisão metodológica é o momento em que são rediscutidos todos os aspectos da metodologia. Esse processo envolve a definição de qual método de estimação deve ser utilizado, as variáveis que devem ser utilizadas, premissas do cálculo, tratamento dos dados e regra de aplicação em todos os seus detalhes.

51. A atualização dos parâmetros representa uma etapa intermediária entre revisões metodológicas. Nesse momento são mantidas todas as definições e premissas da metodologia, apenas os parâmetros associados ao cálculo da eficiência são atualizados objetivando refletir o desempenho mais recente das concessionárias.

52. Será considerado na revisão tarifária o regulamento vigente no momento da abertura da Audiência Publica que discutirá o processo.

4. METODOLOGIA DE RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 53. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária

é composto por duas parcelas. A primeira parcela se refere às receitas irrecuperáveis associadas aos valores faturados com encargos setoriais. A segunda parcela se refere aos demais itens da receita requerida, acrescidos dos valores de faturamento previstos de bandeiras tarifárias.

54. O valor de receitas irrecuperáveis relacionadas aos demais itens de receita e bandeiras tarifárias será calculado conforme segue.

VRI =RR +Receita de Bandeiras−Encargos Setorias

(1−ICMS−PIS−COFINS)× {∑ (ρc × RIc)C } (1)

Onde,

VRI: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis; RR: receita requerida Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias; Encargos Setoriais: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;

ρc: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;

RIc: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa.




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55. A Receita de Bandeiras Tarifárias serão estimadas pelo produto do mercado cativo do período de referência da concessionária (em MWh) pelo custo médio previsto de acionamento das bandeiras para o período de referência da empresa (em R$/MWh).

56. A previsão de receitas de bandeiras será baseada em simulação com o modelo Decomp considerando a Função de Custo Futuro – FCF para o Programa Mensal de Operação – PMO do último mês disponível no processo de Revisão Tarifária Periódica – RTP da empresa.

57. Adotou-se como critério para definição das receitas irrecuperáveis a mediana dos faturamentos não recebidos de 49 a 60 meses das datas de referência (meses de dezembro de 2012 e 2013).

58. O percentual regulatório de receitas irrecuperáveis de cada empresa é calculado a partir da mediana móvel de um conjunto de empresas, formado pelas dez concessionárias situadas acima e abaixo no ranking de complexidade das perdas não técnicas.

59. As empresas foram segmentadas em dois conjuntos conforme seu porte, sendo consideradas as empresas de maior porte (Grupo 1) aquelas que atendem mais de 500 mil unidades consumidoras e que possuem mercado de baixa tensão acima de 1.000 GWh ou que possuem mais do que 15.000 km de rede elétrica na sua área de concessão.

60. Os percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis das empresas situadas em

áreas menos complexas não serão superiores aos de empresas situadas em áreas de maior complexidade.

61. Com base no critério acima e nos dados das concessionárias de distribuição, os percentuais de receitas irrecuperáveis a serem considerados para cada empresa, por classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo.




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Tabela 2 – Receitas irrecuperáveis por classe de consumo – Grupo 1

Empresas Grandes RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

CELPA 2,03% 1,50% 0,98% 2,48% 0,34% 0,35% 0,19%

LIGHT 1,96% 1,29% 0,85% 2,23% 0,31% 0,18% 0,13%

AMAZONAS ENERGIA 1,88% 1,07% 0,72% 1,98% 0,28% 0,05% 0,08%

CEMAR 1,88% 1,06% 0,72% 1,97% 0,28% 0,05% 0,07%

CELPE 1,88% 1,05% 0,72% 1,95% 0,28% 0,05% 0,06%

COELBA 1,66% 0,99% 0,69% 1,57% 0,24% 0,05% 0,06%

CEAL 1,44% 0,94% 0,66% 1,18% 0,23% 0,05% 0,06%

ELETROPAULO 1,29% 0,94% 0,61% 1,18% 0,22% 0,05% 0,05%

CEPISA 1,29% 0,93% 0,55% 1,18% 0,22% 0,05% 0,05%

COELCE 1,29% 0,85% 0,55% 1,13% 0,22% 0,03% 0,03%

ELETROACRE 1,14% 0,78% 0,55% 1,07% 0,20% 0,01% 0,02%

ESCELSA 0,99% 0,62% 0,55% 1,07% 0,20% 0,01% 0,02%

ESE 0,89% 0,54% 0,55% 0,88% 0,17% 0,01% 0,01%

AMPLA 0,89% 0,54% 0,55% 0,88% 0,17% 0,01% 0,01%

EPB 0,89% 0,54% 0,55% 0,88% 0,16% 0,01% 0,01%

CERON 0,86% 0,50% 0,48% 0,81% 0,11% 0,01% 0,01%

CEEE - D 0,72% 0,50% 0,47% 0,45% 0,11% 0,01% 0,00%

COSERN 0,56% 0,47% 0,41% 0,37% 0,11% 0,00% 0,00%

BANDEIRANTE 0,56% 0,43% 0,41% 0,37% 0,11% 0,00% 0,00%

CPFL PIRATININGA 0,55% 0,43% 0,41% 0,22% 0,07% 0,00% 0,00%

CEB 0,55% 0,43% 0,41% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CEMIG 0,52% 0,43% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CELTINS 0,52% 0,43% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CEMAT 0,51% 0,41% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

ELEKTRO 0,49% 0,39% 0,38% 0,17% 0,07% 0,00% 0,00%

COPEL 0,49% 0,39% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

RGE 0,49% 0,39% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

EMG 0,49% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

AES SUL 0,49% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CPFL - PAULISTA 0,47% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CELESC - D 0,46% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CELG - D 0,46% 0,37% 0,36% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

ENERSUL 0,46% 0,37% 0,36% 0,16% 0,06% 0,00% 0,00%

Inadimplência por classe (REGULATÓRIA)




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62. Os valores de faturamento não recebidos da CEA e a CERR não foram considerados

no cálculo das receitas irrecuperáveis por não terem contrato de concessão. Caso essas empresas assinem o contrato de concessão, os seus valores regulatórios serão calculados mediante análise específica a ser realizada em seus processos de revisão tarifária.

Demais Empresas RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

EBO 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

SULGIPE 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

ELFSM - SANTA MARIA 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

COCEL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

UHENPAL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

EFLUL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

FORCEL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

CHESP 0,09% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

INERGIA 0,09% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

EEB - BRAGANTINA 0,08% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

BOA VISTA 0,08% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

CPEE - PAULISTA 0,08% 0,00% 0,05% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

CSPE 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

EFLJC 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CLFM - MOCOCA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

ELETROCAR 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

ENF 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CFLO 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

MUX ENERGIA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

HIDROPAN 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CLFSC - SANTA CRUZ 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CAIUÁ 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

DEMEI 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

EDEVP 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

COOPERALIANÇA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CNEE - NACIONAL 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

DMEPC 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CJE - JAQUARI 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

Inadimplência por classe(REGULATÓRIA)




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4.1. PARCELA DE ENCARGOS SETORIAIS 63. O cálculo da parcela das receitas irrecuperáveis relativa aos encargos setoriais é

feito segundo a equação abaixo:

VI =Encargos Setoriais

(1−ICMS−PIS−COFINS)× {∑ (ρc × RIi)C } (2)

Onde,

VI: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis associado aos encargos setoriais; Encargos Setoriais: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;

ρc: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; RIi: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis da empresa, relativa à classe C, verificados a partir do aging do período de 49 a 60 meses dos três anos anteriores ao da revisão tarifária.

64. Os percentuais reais de receitas irrecuperáveis para cada classe de consumo ficarão limitados aos valores descritos na tabela abaixo.

Tabela 4 - Limites de receitas irrecuperáveis – neutralidade dos encargos

65. Caso a empresa não disponha de informações relativas aos seus próprios valores de receitas irrecuperáveis, a equação 1 será aplicada sobre toda a receita.

4.2. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – RECEITAS

IRRECUPERÁVEIS 66. A revisão dos percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis ocorrerá em quatro

anos, sendo considerados os dados mais recentes das distribuidoras, que serão solicitados anualmente pela ANEEL, para os cálculos, conforme procedimento próprio descrito pela área responsável. Já a revisão geral da metodologia deve ser efetuada após oito anos, assim que estiver sido estabelecido o novo índice de complexidade das áreas de concessão, se for o caso.

67. A revisão metodológica é o momento em que são rediscutidos todos os aspectos da metodologia. Esse processo envolve a definição de qual método de estimação deve ser utilizado, as variáveis que devem ser utilizadas, premissas do cálculo, tratamento dos dados e regra de aplicação.

CLASSE RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

Grupo 1 2,03% 2,95% 1,28% 3,56% 2,00% 3,29% 2,23%

Grupo 2 0,47% 0,49% 0,54% 0,36% 1,21% 3,66% 0,15%




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68. Será considerado na revisão tarifária o regulamento vigente no momento da abertura da Audiência Publica que discutirá o processo.

5. ANEXOS 69. Acompanham este Submódulo os seguintes anexos:

Anexo I – Intervalos de eficiência. Anexo II – Custos operacionais usados no cálculo de eficiência. Anexo III – Produtos usados no cálculo de eficiência. Anexo IV – Pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência. Anexo V – Fatores de ponderação de mercado.




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ANEXO I

Intervalos de eficiência.

Empresa Limite inferior

Centro Limite

superior


MUXFELDT 87% 100% 100%

JAGUARI 93% 100% 100%

RGE 94% 100% 100%

COELCE 92% 100% 100%

NOVA PALMA 92% 100% 100%

ELEKTRO 92% 99% 100%

ETO 93% 98% 100%


JOAO CESA 79% 93% 100%

EMT 85% 92% 94%


EMS 78% 85% 89%

MOCOCA 78% 84% 88%

REG SUL 79% 84% 88%

CPEE 77% 83% 86%

CSPE 78% 83% 87%


CEMAR 74% 81% 90%


ESCELSA 76% 80% 83%

EPB 71% 78% 85%


VALE PARANAPANEMA

72% 77% 80%

COSERN 68% 75% 80%

EBO 67% 74% 79%

LIGHT 68% 73% 76%

CELESC 67% 73% 77%

COELBA 63% 71% 75%

EMG 64% 71% 76%


CFLO 65% 70% 75%

CAIUÁ 65% 70% 72%




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COPEL 65% 69% 75%

CEMIG 63% 69% 75%

CHESP 64% 68% 74%

CELG 61% 67% 69%

CEPISA 61% 67% 69%

CELPE 59% 66% 69%

ESE 58% 64% 69%


CELPA 54% 60% 64%

AMPLA 53% 59% 61%

SULGIPE 52% 56% 62%


CEB 50% 55% 59%



FORCEL 46% 54% 63%

DEMEI 48% 53% 57%

IGUAÇU 48% 53% 55%

COCEL 48% 52% 54%

CEAL 45% 51% 52%


ENF 44% 48% 51%

CERON 43% 47% 50%


CEEE 42% 44% 45%


DMED 27% 29% 31%

BOA VISTA 26% 28% 29%




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2.1

ANEXO II

Custos operacionais usados no cálculo de eficiência (R$ mil).

Empresa 2014 2015 2016 MÉDIA

REG SUL 327.552,57 339.185,04 311.200,64 325.979,42

AMAZONAS 462.399,95 475.190,79 466.771,32 468.120,69

AMPLA 582.787,35 701.342,86 690.641,74 658.257,32

BANDEIRANTE 343.607,75 361.112,77 351.913,76 352.211,43

BOA VISTA 108.841,58 105.823,89 60.304,69 91.656,72

CAIUÁ 70.356,05 62.631,84 67.358,62 66.782,17

CEAL 327.446,23 327.032,06 317.785,81 324.088,03

CEB 389.583,60 352.346,87 402.542,48 381.490,99

CEEE 717.305,65 623.601,22 589.641,02 643.515,96

CELESC 871.692,03 831.163,68 809.879,98 837.578,56

CELG 934.736,77 987.745,00 922.730,06 948.403,94

CELPA 674.660,67 510.924,09 848.787,76 678.124,18

CELPE 824.799,22 872.115,41 886.436,98 861.117,20

ETO 275.517,11 250.586,78 225.597,63 250.567,17

CEMAR 487.077,06 495.551,25 509.399,42 497.342,58

EMT 578.826,46 524.564,42 493.310,89 532.233,92

CEMIG 2.627.626,95 2.151.619,69 2.002.204,09 2.260.483,58

CEPISA 385.314,98 382.184,19 412.259,40 393.252,86

CERON 348.169,34 317.759,85 292.586,80 319.505,33

CFLO 17.977,03 14.435,10 14.975,77 15.795,97

CHESP 16.163,07 15.897,30 14.791,23 15.617,20

JAGUARI 12.224,18 12.495,28 12.255,00 12.324,82

MOCOCA 12.585,31 12.288,65 11.036,90 11.970,29

SANTA CRUZ 52.577,67 51.586,86 51.940,35 52.034,96

NACIONAL 35.900,19 31.202,82 31.052,18 32.718,40

COCEL 20.456,97 19.606,61 21.551,08 20.538,22

COELBA 1.254.978,06 1.304.407,67 1.464.440,87 1.341.275,53

COELCE 578.719,88 581.065,68 556.192,92 571.992,83

COOPERALIANÇA 12.590,85 13.738,08 13.220,02 13.182,98

COPEL 1.364.399,62 1.311.662,19 1.304.327,09 1.326.796,30

COSERN 292.597,57 285.126,80 305.614,24 294.446,20

CPEE 17.473,27 17.118,22 17.500,51 17.364,00

PIRATININGA 293.046,71 298.680,47 310.717,11 300.814,76

CPFL PAULISTA 769.053,10 791.414,36 820.695,17 793.720,88




2.2 3.0 D.O.U. xx/xx/2017

Página 38 de 74

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.1

CSPE 21.564,40 21.833,79 20.410,08 21.269,42

DEMEI 11.402,71 11.100,35 11.665,02 11.389,36

DMED 54.048,68 43.238,35 43.246,76 46.844,60

EBO 45.837,13 44.909,75 43.595,29 44.780,72

VALE PARANAPANEMA 52.652,81 45.585,12 45.707,00 47.981,65

BRAGANTINA 54.064,28 43.731,49 46.180,11 47.991,96

JOAO CESA 2.292,53 2.276,26 2.315,81 2.294,87

URUSSANGA 5.974,16 6.271,73 6.367,18 6.204,36

ELEKTRO 541.715,49 529.942,84 497.315,59 522.991,31

ELETROACRE 126.450,07 111.667,48 106.548,47 114.888,67

ELETROCAR 16.156,93 15.760,40 16.714,99 16.210,77

ELETROPAULO 1.365.680,44 1.623.284,10 1.384.515,77 1.457.826,77

SANTA MARIA 34.253,34 35.336,03 34.779,09 34.789,49

EMG 126.963,68 126.786,49 125.226,28 126.325,48

EMS 342.848,20 350.992,87 341.380,08 345.073,72

ENF 37.481,54 35.416,76 34.329,00 35.742,43

EPB 307.311,39 304.549,32 302.038,66 304.633,12

ESCELSA 343.283,28 337.555,11 327.835,22 336.224,54

ESE 210.657,24 177.118,76 169.886,20 185.887,40

FORCEL 4.383,32 3.938,21 4.534,70 4.285,41

HIDROPAN 8.050,85 7.481,80 7.173,46 7.568,70

IGUAÇU 17.302,97 16.837,41 18.678,66 17.606,35

LIGHT 920.439,89 931.403,84 916.803,24 922.882,32

MUXFELDT 2.502,89 2.015,83 2.395,52 2.304,75

RGE 310.268,61 296.952,48 304.868,72 304.029,94

SULGIPE 44.334,60 43.026,35 41.721,96 43.027,63

NOVA PALMA 5.834,54 5.565,65 5.887,58 5.762,59



CUSTOS OPERACIONAIS 2.2 3.0 XXX

Página 39 de 74

ANEXO III

Produtos usados no cálculo de eficiência9.

Empresa rsub rdist ralta cons mponderado PNTaj CHIaj

REG SUL 4,64 71.159,28 2.008,08 1.307.968,33 3.842.151,05 -201.114,85 -11.059.230,45

AMAZONAS - 43.673,42 310,20 902.270,00 2.707.020,59 -2.395.257,62 -26.761.367,06

AMPLA 0,00 52.846,51 2.228,81 2.593.174,67 5.265.492,55 -1.250.356,85 -39.576.353,43

BANDEIRANTE 115,20 29.930,45 2.540,87 1.770.094,67 5.069.423,32 -395.785,11 -1.727.693,51

BOA VISTA - 3.396,87 70,59 107.168,00 450.442,24 -54.855,59 -782.528,75

CAIUÁ 0,01 9.429,28 208,30 238.874,00 687.178,75 -17.716,37 -915.905,37

CEAL - 39.995,45 1.835,25 1.058.793,67 1.684.999,39 -428.692,70 -18.153.758,55

CEB 1.823,73 14.830,86 521,25 1.009.716,00 3.754.964,79 -53.942,03 -7.704.064,78

CEEE 358,71 54.913,43 1.781,91 1.628.651,67 4.138.242,19 -767.258,08 -20.371.013,78

CELESC 555,96 121.775,32 4.457,68 2.760.333,67 9.049.775,15 - -14.941.115,07

CELG 386,02 207.133,41 5.629,22 2.784.800,33 6.206.654,42 -356.407,47 -76.130.243,15

CELPA - 118.909,78 3.944,34 2.312.302,33 4.406.722,69 -26.550,48 -43.396.079,90

CELPE 24,20 138.173,35 4.369,17 3.516.292,67 6.266.417,60 -196.008,02 -27.595.435,50

ETO 0,05 87.275,45 2.568,08 560.028,33 1.125.542,53 -21.330,21 -9.718.375,10

CEMAR 0,43 122.497,07 4.640,97 2.272.727,00 3.653.943,01 -24.832,07 -5.563.012,13

EMT 0,07 169.475,47 5.824,37 1.298.040,33 3.881.345,83 -235.079,87 -14.695.791,35

CEMIG 687,00 485.796,75 16.525,16 8.100.571,00 16.716.478,79 -1.363.470,23 -15.578.098,48

CEPISA - 86.321,85 2.702,06 1.181.602,67 2.001.777,35 -392.843,69 -12.040.022,46

9 Os produtos relacionados a perdas não técnicas e qualidade foram introduzidos no modelo como produtos negativos.




Página 40 de 74

CERON - 52.622,70 692,20 593.161,33 1.751.597,34 -644.706,38 -4.860.913,60

CFLO - 1.798,56 - 56.780,00 151.238,46 -1.207,09 -

CHESP - 3.270,78 62,95 34.917,67 75.456,66 -750,69 -125.203,99

JAGUARI 4,61 1.031,91 28,63 39.145,00 230.479,09 -4.293,57 -58.379,46

MOCOCA - 2.313,16 - 45.590,00 134.430,86 -4.216,10 -63.372,84

SANTA CRUZ 0,00 10.002,42 475,07 204.248,67 500.963,56 -20.043,94 -194.088,55

NACIONAL - 4.047,98 188,96 114.130,00 341.645,93 -9.181,55 -167.248,51

COCEL 0,30 2.301,36 - 48.304,33 144.163,86 -4.015,45 -

COELBA 357,97 266.332,80 9.806,46 5.709.211,67 8.870.759,93 -176.210,35 -62.402.676,53

COELCE - 173.246,94 5.080,46 3.363.609,67 5.951.321,24 -33.007,08 -6.755.363,00

COOPERALIANÇA - 1.510,50 8,41 35.728,67 95.873,42 -2.764,59 -

COPEL 237,51 236.718,66 6.551,52 4.408.476,33 12.540.769,28 -99.162,10 -21.039.283,84

COSERN 55,33 52.078,25 2.362,56 1.343.688,00 2.507.846,99 -7.327,90 -7.946.155,17

CPEE 0,01 3.766,65 3,05 56.426,00 192.197,94 -8.328,75 -104.608,45

PIRATININGA 528,89 25.020,83 1.388,28 1.624.808,67 5.244.574,48 -30.468,90 -2.998.877,25

CPFL PAULISTA 412,48 122.255,89 7.042,27 4.159.625,67 11.993.496,03 -327.115,84 -8.449.212,27

CSPE - 4.720,75 21,12 82.295,67 229.504,80 -13.157,16 -326.249,89

DEMEI 0,14 504,88 0,11 31.735,00 94.315,57 -2.899,40 -35.711,27

DMED 0,75 1.461,44 40,68 72.434,00 214.651,25 -6.648,26 -

EBO 0,05 5.253,71 40,87 203.170,00 353.069,63 -42,32 -

VALE PARANAPANEMA - 8.665,78 81,83 178.185,67 493.034,31 -9.656,17 -130.309,80

BRAGANTINA - 6.922,30 94,83 152.184,00 427.097,93 -7.951,73 -635.538,95

JOAO CESA - 56,82 - 3.594,67 9.975,32 -274,23 -




Página 41 de 74

URUSSANGA - 378,23 - 6.516,67 39.488,39 -289,50 -

ELEKTRO 51,63 121.348,92 9.970,96 2.497.236,33 6.783.701,60 -162.032,99 -1.830.870,29

ELETROACRE - 18.000,00 410,00 243.843,67 590.320,80 -90.140,21 -7.401.656,55

ELETROCAR - 2.299,92 124,54 36.079,33 103.989,13 -3.319,99 -65.535,54

ELETROPAULO 3.582,74 57.701,19 1.666,70 6.800.583,33 20.975.413,83 -97.877,16 -64.813.602,58

SANTA MARIA 11,29 7.665,54 102,62 105.817,67 349.807,73 -6.489,83 -

EMG - 26.557,48 1.091,68 432.820,00 801.694,52 -486,05 -

EMS 702,68 96.518,42 4.027,34 966.664,00 2.397.035,96 -53.829,63 -3.411.744,83

ENF - 1.979,91 20,74 102.496,00 218.823,66 -1.740,08 -6.152,16

EPB 10,66 71.938,83 2.314,00 1.348.936,67 2.155.883,15 -28.067,83 -7.196.792,07

ESCELSA 2,28 58.192,03 2.643,98 1.471.364,33 3.567.611,93 -319.086,55 -918.029,53

ESE 14,48 25.628,04 1.326,79 729.525,33 1.353.489,39 -2.104,55 -2.700.236,66

FORCEL - 14,45 - 7.295,00 25.419,86 - -

HIDROPAN - 492,17 40,80 17.721,67 54.780,84 -551,76 -

IGUAÇU - 2.255,96 - 33.611,00 124.370,23 -8.217,51 -8.282,33

LIGHT 705,60 67.378,20 0,62 3.812.497,67 11.631.789,37 -1.721.525,94 -25.140.948,71

MUXFELDT - 183,33 - 10.847,00 31.693,03 -1.352,40 -3.208,36

RGE 71,81 82.411,00 1.846,59 1.433.042,33 4.193.765,81 -59.643,07 -6.140.016,02

SULGIPE - 6.397,86 189,11 139.314,00 171.108,95 -11.166,58 -

NOVA PALMA - 1.653,86 - 15.332,00 41.854,97 -199,42 -




Página 42 de 74

ANEXO IV

Pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência.

Empresa v_rsub v_rdist v_ralta v_cons v_mpondera

do v_PNTaj v_CHIaj Phi u

REG SUL 0,0000026819

0,0000026819

0,0000026819

0,0000002049 0,0000000987

0,0000000000

-

0,0012786924

0,0000030677

AMAZONAS 0,0000020180

0,0000020180

0,0000008072

0,0000000787 0,0000000881

0,0000000256

-

0,0009433160

0,0000021362

AMPLA 0,0000010361

0,0000010361

0,0000004144

0,0000001313 0,0000000413

0,0000000182

-

0,0006031658

0,0000015192

BANDEIRANTE 0,0000019363

0,0000019363

0,0000019363

0,0000002577 0,0000000770

0,0000000341

0,0024000000

0,0010220691

0,0000028392

BOA VISTA 0,0000103511

0,0000103511

0,0000041404

0,0000003819 0,0000004559

0,0000001309

-

0,0041520343

0,0000109103

CAIUÁ 0,0000131590

0,0000131590

0,0000052636

0,0000010116 0,0000004798

0,0000001797

-

0,0061615775

0,0000149741

CEAL 0,0000042087

0,0000021044

0,0000021044

0,0000004063 0,0000000037

0,0000000370

-

0,0022513988

0,0000030856

CEB 0,0000035754

0,0000017877

0,0000007151

0,0000000917 0,0000001128

0,0000000315

-

0,0009598223

0,0000026213

CEEE 0,0000027477

0,0000013739

0,0000005495

0,0000001047 0,0000000497

0,0000000186

-

0,0006438923

0,0000015540

CELESC 0,0000024863

0,0000012432

0,0000012432

0,0000000418 0,0000000502

0,0000002101

-

-

0,0000011939

CELG 0,0000053842

0,0000026921

0,0000010768

0,0000000369 0,0000000013

0,0000000127

-

-

0,0000010544

CELPA 0,0000014600

0,0000014600

0,0000014600

0,0000000817 0,0000000531

0,0000002595

-

0,0009128129

0,0000014747

CELPE 0,0000015840

0,0000007920

0,0000003168

0,0000001006 0,0000000315

0,0000000139

-

-

0,0000011613

ETO 0,0000199845

0,0000099923

0,0000099923

0,0000001397 0,0000000048

0,0000000479

-

0,0041399238

0,0000039909

CEMAR 0,0000100684

0,0000050342

0,0000050342

0,0000000704 0,0000000024

0,0000000241

-

0,0020857434

0,0000020107

EMT 0,0000094084

0,0000047042

0,0000047042

0,0000000658 0,0000000023

0,0000000225

-

0,0019490096

0,0000018789




Página 43 de 74

CEMIG 0,0000022898

0,0000011449

0,0000011449

0,0000000155 0,0000000007

0,0000000053

0,0024000000

-

0,0000004424

CEPISA 0,0000127334

0,0000063667

0,0000063667

0,0000000890 0,0000000031

0,0000000305

-

0,0026378169

0,0000025429

CERON 0,0000159477

0,0000079738

0,0000031895

0,0000001095 0,0000000038

0,0000000376

-

0,0030191371

0,0000031298

CFLO 0,0000735863

0,0000735863

0,0000294345

0,0000028817 0,0000025166

0,0000111421

0,0024000000

0,0369547221

0,0000633073

CHESP 0,0001603188

0,0001603188

0,0001603188

0,0000022411 0,0000000768

0,0000007684

-

0,0664222253

0,0000640320

JAGUARI 0,0001848858

0,0000924429

0,0000924429

0,0000028398 0,0000033418

0,0000009736

0,0024000000

0,0352797341

0,0000811371

MOCOCA 0,0001299338

0,0001299338

0,0000519735

0,0000029239 0,0000027744

0,0000010025

0,0024000000

0,0510730447

0,0000835402

SANTA CRUZ 0,0000199967

0,0000199967

0,0000199967

0,0000010744 0,0000006930

0,0000002306

0,0024000000

0,0074686463

0,0000192178

NACIONAL 0,0000318025

0,0000318025

0,0000318025

0,0000017088 0,0000011021

0,0000003668

0,0024000000

0,0118780492

0,0000305638

COCEL 0,0000526223

0,0000526223

0,0000210489

0,0000019757 0,0000019852

0,0000005843

0,0024000000

0,0193875535

0,0000486897

COELBA 0,0000010169

0,0000005085

0,0000005085

0,0000000983 0,0000000009

0,0000000089

-

-

0,0000007456

COELCE 0,0000023846

0,0000011923

0,0000011923

0,0000002306 0,0000000021

0,0000000210

-

-

0,0000017483

COOPERALIANÇA 0,0000793409

0,0000793409

0,0000317364

0,0000043107 0,0000027243

0,0000009103

0,0024000000

0,0289972564

0,0000758554

COPEL 0,0000007482

0,0000007482

0,0000007482

0,0000000415 0,0000000273

0,0000001327

-

-

0,0000007537

COSERN 0,0000046324

0,0000023162

0,0000023162

0,0000002907 0,0000000957

0,0000005977

-

0,0020251640

0,0000033962

CPEE 0,0000895730

0,0000895730

0,0000358292

0,0000020157 0,0000019126

0,0000006911

0,0024000000

0,0352084143

0,0000575904

PIRATININGA 0,0000073099

0,0000036549

0,0000014620

0,0000001164 0,0000001407

0,0000000399

0,0024000000

0,0007757345

0,0000033243

CPFL PAULISTA 0,0000013130

0,0000013130

0,0000013130

0,0000000702 0,0000000456

0,0000000151

0,0024000000

-

0,0000012599

CSPE 0,0000770383

0,0000770383

0,0000308153

0,0000016456 0,0000013170

0,0000005642

-

0,0354110808

0,0000470159

DEMEI 0,0000598805

0,0000598805

0,0000239522

0,0000080519 0,0000023641

0,0000010536

0,0024000000

0,0312181506

0,0000878013




Página 44 de 74

DMED 0,0000145588

0,0000145588

0,0000058235

0,0000019577 0,0000005748

0,0000002562

0,0024000000

0,0075900902

0,0000213472

EBO 0,0000304595

0,0000152298

0,0000060919

0,0000030968 0,0000000268

0,0000039303

0,0024000000

0,0197226931

0,0000223310

VALE PARANAPANEMA 0,0000217990

0,0000217990

0,0000087196

0,0000011844 0,0000007485

0,0000002501

0,0024000000

0,0079670116

0,0000208413

BRAGANTINA 0,0000183112

0,0000183112

0,0000073245

0,0000014077 0,0000006677

0,0000002500

-

0,0085740100

0,0000208368

JOAO CESA 0,0002971850

0,0002971850

0,0002971850

0,0000152514 0,0000005229

0,0000766929

0,0024000000

0,8748930060

0,0004357551

URUSSANGA 0,0002269159

0,0002269159

0,0000907663

0,0000056412 0,0000061972

0,0000283672

0,0024000000

0,1118799953

0,0001611771

ELEKTRO 0,0000019927

0,0000019927

0,0000019927

0,0000001065 0,0000000692

0,0000000229

0,0024000000

-

0,0000019121

ELETROACRE 0,0000221753

0,0000221753

0,0000088701

0,0000003046 0,0000000104

0,0000001044

-

0,0083962185

0,0000087041

ELETROCAR 0,0001310501

0,0001310501

0,0001310501

0,0000021591 0,0000009428

0,0000007402

0,0024000000

0,0663250112

0,0000616874

ELETROPAULO 0,0000009356

0,0000004678

0,0000001871

0,0000000593 0,0000000193

0,0000001207

-

-

0,0000006860

SANTA MARIA 0,0000895752

0,0000447876

0,0000179150

0,0000010061 0,0000009522

0,0000003449

0,0024000000

0,0176336247

0,0000287443

EMG 0,0000409735

0,0000204868

0,0000204868

0,0000002771 0,0000000185

0,0000013932

0,0024000000

0,0069912575

0,0000079161

EMS 0,0000149997

0,0000074998

0,0000074998

0,0000001014 0,0000000035

0,0000000348

0,0022039212

0,0026022225

0,0000028979

ENF 0,0000190810

0,0000190810

0,0000076324

0,0000025615 0,0000007803

0,0000049241

0,0024000000

0,0153451888

0,0000279780

EPB 0,0000164377

0,0000082188

0,0000082188

0,0000001149 0,0000000039

0,0000000394

-

0,0034051747

0,0000032826

ESCELSA 0,0000030947

0,0000030947

0,0000030947

0,0000001663 0,0000001072

0,0000000357

0,0024000000

0,0011558666

0,0000029742

ESE 0,0000073378

0,0000036689

0,0000036689

0,0000004604 0,0000001516

0,0000009468

-

0,0032078660

0,0000053796

FORCEL 0,0003182895

0,0001591448

0,0001591448

0,0000081673 0,0000002800

0,0000410696

0,0024000000

0,4685116786

0,0002333501

HIDROPAN 0,0001554493

0,0001554493

0,0001554493

0,0000046243 0,0000056484

0,0000232537

0,0024000000

0,0793018487

0,0001321231

IGUAÇU 0,0000883400

0,0000883400

0,0000353360

0,0000019879 0,0000018863

0,0000006816

0,0024000000

0,0347237809

0,0000567977




Página 45 de 74

LIGHT 0,0000007390

0,0000007390

0,0000002956

0,0000000936 0,0000000295

0,0000000130

-

-

0,0000010836

MUXFELDT 0,0002959109

0,0002959109

0,0001183643

0,0000374945 0,0000117950

0,0000052066

-

0,1722697225

0,0004338869

RGE 0,0000028905

0,0000028905

0,0000011562

0,0000002222 0,0000001054

0,0000000395

-

0,0013534309

0,0000032891

SULGIPE 0,0000317006

0,0000158503

0,0000063401

0,0000031870 0,0000000279

0,0000002789

0,0024000000

0,0157619163

0,0000232409

NOVA PALMA 0,0007437531

0,0003718766

0,0001487506

0,0000105558 0,0000002082

0,0000020824

0,0024000000

0,2148280042

0,0001735331


ANEXO V

Fatores de ponderação de mercado.

Empresa BT MT AT

REG SUL 67,6% 31,0% 1,4%

AMAZONAS 70,2% 26,7% 3,1%

AMPLA 71,3% 24,7% 4,0%

BANDEIRANTE 69,4% 23,2% 7,3%

BOA VISTA 72,4% 26,3% 1,4%

CAIUÁ 84,3% 15,5% 0,2%

CEAL 78,4% 19,5% 2,1%

CEB 90,9% 8,5% 0,7%

CEEE 77,8% 21,4% 0,8%

CELESC 62,7% 33,7% 3,6%

CELG 75,8% 22,4% 1,8%

CELPA 79,4% 19,6% 0,9%

CELPE 79,2% 19,5% 1,3%

ETO 76,6% 22,7% 0,7%

CEMAR 85,2% 14,3% 0,5%

EMT 72,7% 25,4% 1,8%

CEMIG 80,2% 17,1% 2,7%

CEPISA 88,4% 11,2% 0,4%

CERON 82,2% 17,8% 0,1%

CFLO 83,0% 17,0% 0,0%

CHESP 87,3% 12,7% 0,0%

JAGUARI 47,7% 49,6% 2,7%

MOCOCA 82,5% 17,5% 0,0%

SANTA CRUZ 64,6% 30,9% 4,5%

NACIONAL 78,0% 20,9% 1,1%

COCEL 66,7% 33,3% 0,0%

COELBA 74,3% 23,5% 2,2%

COELCE 85,0% 13,7% 1,3%

COOPERALIANÇA 73,1% 26,9% 0,0%

COPEL 72,2% 25,4% 2,4%

COSERN 73,5% 23,7% 2,8%

CPEE 77,1% 22,9% 0,0%

PIRATININGA 65,2% 31,2% 3,6%

CPFL PAULISTA 61,1% 33,1% 5,8%

(Fl. 47 da Nota Técnica no xx/2017–SRM/ANEEL, de xx/9/2017)


CSPE 77,3% 22,6% 0,1%

DEMEI 93,1% 6,9% 0,0%

DMED 73,0% 27,0% 0,0%

EBO 82,3% 17,7% 0,0%

VALE PARANAPANEMA

81,5% 17,4% 1,1%

BRAGANTINA 73,7% 25,3% 0,9%

JOAO CESA 79,9% 20,1% 0,0%

URUSSANGA 58,6% 41,4% 0,0%

ELEKTRO 75,3% 23,4% 1,2%

ELETROACRE 86,3% 13,7% 0,0%

ELETROCAR 82,7% 17,3% 0,0%

ELETROPAULO 76,8% 20,3% 3,0%

SANTA MARIA 86,3% 13,7% 0,0%

EMG 82,0% 16,5% 1,4%

EMS 70,9% 26,5% 2,7%

ENF 87,7% 12,3% 0,0%

EPB 82,7% 15,3% 1,9%

ESCELSA 66,2% 25,6% 8,2%

ESE 75,8% 18,1% 6,1%

FORCEL 67,7% 32,3% 0,0%

HIDROPAN 85,7% 14,3% 0,0%

IGUAÇU 68,1% 31,9% 0,0%

LIGHT 74,7% 20,1% 5,2%

MUXFELDT 74,2% 25,8% 0,0%

RGE 63,5% 34,6% 1,9%

SULGIPE 83,4% 13,7% 2,9%

NOVA PALMA 83,5% 16,5% 0,0%

ProretPro ced im ento s d e Regulação Tarifária

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A

Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica de Concessionárias de Distribuição

S u b m ó d u l o 2 . 2 A

C U S T O S O P E R A C I O N A I S E R E C E I T A S I R R E C U P E R Á V E I S

Revisão Motivo da revisão Instrumento de

aprovação pela ANEEL Data de Vigência

1.0 Primeira versão aprovada

(após realização da AP 40/2010) Resolução Normativa nº

761/2017, de 24/02/2017. 24/02/2017

2.0 Segunda revisão Resolução Normativa nº xx/2017, de xx/xx/2017.

XX/XX/2017 em diante




2.2A 2.0 D.O. xx/xx/2017

Página 49 de 74

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.1

ÍNDICE

1. OBJETIVO ................................................................................................ Erro! Indicador não definido. 2. ABRANGÊNCIA ....................................................................................... Erro! Indicador não definido. 3. METODOLOGIA DE DEFINIÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS ...... Erro! Indicador não definido.

3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS ...................... Erro! Indicador não definido. 3.1.1. SITUAÇÕES EXCEPCIONAIS ........................................................ Erro! Indicador não definido.

3.2 CÁLCULO DA META DE CUSTOS OPERACIONAIS ............................ Erro! Indicador não definido. 3.2.1 INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES ............................................. Erro! Indicador não definido. 3.2.2 FATOR DE ATUALIZAÇÃO ................................................................. Erro! Indicador não definido. 3.2.3 BASE DE DADOS E DATA BASE ........................................................ Erro! Indicador não definido. 3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X . Erro! Indicador não definido. 3.4. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – CUSTOS OPERACIONAIS Erro! Indicador não definido.

4. METODOLOGIA DE RECEITAS IRRECUPERÁVEIS .............................. Erro! Indicador não definido. 4.1. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – RECEITAS IRRECUPERÁVEIS ........... Erro! Indicador não definido.

5. ANEXOS .................................................................................................... Erro! Indicador não definido.




2.2A 2.0 D.O. xx/xx/2017

Página 50 de 74

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.1

1. OBJETIVO

1. Estabelecer a metodologia a ser utilizada para definição dos Custos Operacionais Regulatórios e das Receitas Irrecuperáveis nos processos de revisão tarifária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

2. ABRANGÊNCIA

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se somente às revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/15 ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016.

3. METODOLOGIA DE DEFINIÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS

3. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de Distribuição e Comercialização de energia elétrica.

4. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil.

5. Na definição dos custos operacionais regulatórios, serão observados os custos praticados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos, e as características das áreas de concessão.

6. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as distribuidoras por meio de um método de benchmarking que leva em consideração os atributos de cada concessionária.

7. A partir desses condicionantes é estabelecida uma meta de custos operacionais regulatórios a ser atingida ao longo do ciclo tarifário.

8. Ressalte-se que não se trata de uma meta a ser alcançada pela empresa, mas de uma referência de custos operacionais a ser considerada no cálculo da parcela B ao final do ciclo.




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9. No momento da revisão tarifária, a meta regulatória é comparada com a cobertura de custos operacionais presente na tarifa da concessionária, denominada receita de custos operacionais.

10. A partir da diferença entre a meta regulatória e a receita de custos operacionais, será calculada uma trajetória regulatória. Parte da diferença será incorporada no momento da revisão tarifária e a parcela remanescente será considerada para fins de cálculo do componente T do Fator X.

11. Na seção 3.1, é apresentado o cálculo da receita de custos operacionais. Na seção 3.2, é apresentado o cálculo da Meta de Custos Operacionais. Na seção 3.3, é apresentado o cálculo dos custos operacionais na revisão tarifária e a definição do componente T do Fator X.

3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS

12. A referência inicial para a definição da meta de custos operacionais é a cobertura tarifária da concessionária no momento da revisão.

13. Apura-se a parcela de receita correspondente aos custos operacionais regulatórios na receita verificada no Ano Teste da revisão, conforme equação abaixo.

𝐶𝑂𝐴𝑡 =𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣 − 𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣(1 − (1 − 𝑇𝑅𝑒𝑣)𝑁−1)

𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣(1 − 𝑇𝑅𝑒𝑣)𝑁−1∙ 𝑉𝑃𝐵𝐴𝑡

(12)

onde: 𝐶𝑂𝐴𝑡: receita de custos operacionais no Ano Teste;

𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣: valor dos custos operacionais aprovado na última revisão tarifária, com ajustes; 𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣: valor da parcela B na última revisão tarifária; 𝑇𝑅𝑒𝑣: componente T do Fator X definido na última revisão tarifária;

𝑉𝑃𝐵𝐴𝑡: receita de parcela B no Ano Teste; 𝑁: número de anos do ciclo tarifário da concessionária.

14. Na equação anterior 𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣 e 𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣, busca-se identificar o tamanho relativo dos custos operacionais regulatórios na construção da parcela B da última revisão. Portanto, para fins desse cálculo, devem ser considerados os ajustes cabíveis.

15. Por sua vez, a receita de parcela B no Ano Teste é calculada a partir das tarifas de distribuição decorrentes da abertura tarifária do último reajuste, aplicadas ao mercado do Ano Teste;




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3.1.1. SITUAÇÕES EXCEPCIONAIS

16. Situações excepcionais como a não aplicação de reajustes no ano anterior por inadimplemento setorial, ou outra motivação de igual efeito, e surgimento de revisões tarifárias extraordinárias deverão ser examinadas caso a caso, objetivando escolher a melhor alternativa para apurar a parcela de cobertura de custos operacionais no Ano Teste.

3.2 CÁLCULO DA META DE CUSTOS OPERACIONAIS

17. O valor do custo operacional eficiente será definido a partir da comparação entre a receita de custos operacionais, no momento da revisão, com o intervalo de custos operacionais eficientes para a concessionária em análise, conforme abaixo.

𝐶𝑂𝑒𝑓 = min (max (𝐶𝑂𝐴𝑡; 𝐿𝐼) ; 𝐿𝑆) (13)

onde: 𝐶𝑂𝑒𝑓: valor dos custos operacionais regulatórios eficientes;

𝐿𝑆: limite superior dos custos operacionais regulatórios eficientes;

𝐿𝐼: limite inferior dos custos operacionais regulatórios eficientes;

18. Como regra geral, a meta será ajustada de tal forma que não implique uma trajetória que exceda uma variação de custos operacionais regulatórios superior a 5% a.a.

∆𝐶𝑂 = min (| √𝐶𝑂𝑒𝑓

𝐶𝑂𝐴𝑡

𝑁

− 1| ; 5%)

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 = 𝐶𝑂𝐴𝑡(1 ± ∆𝐶𝑂)𝑁

(14)

onde: ∆𝐶𝑂: variação anual dos custos operacionais regulatórios; 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

: meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual.

19. Para os casos em que a razão entre o custo definido pela Eq. 3 (𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎) e os custos operacionais reais for superior a 120%, a meta de custos operacionais será ajustada conforme a expressão adiante.

20. A representação dos custos operacionais reais se dará de acordo com os mesmos critérios contábeis considerados no estudo que fundamentou a metodologia de custos operacionais.




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𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎′ =

1,2 ∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 + 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

2 (15)

onde: 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

′ : meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais.

21. Para o cálculo de 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 , será considerado o valor médio dos custos operacionais reais nos dois anos consecutivos mais próximos da revisão tarifária, considerando a informação mais recente disponível, atualizados monetariamente pelo IPCA até a data da revisão tarifária.

22. Nas seções seguintes, são definidos os parâmetros das equações 2, 3 e 4.

3.2.1 INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES

23. Os intervalos de custos operacionais eficientes são calculados conforme expressão a seguir:

𝐿𝑆 = 𝛼 ∙𝜃𝑠𝑢𝑝


𝐿𝐼 = 𝛼 ∙𝜃𝑖𝑛𝑓


(16)

onde: 𝐿𝑆: limite superior dos custos operacionais regulatórios; 𝐿𝐼: limite inferior dos custos operacionais regulatórios; 𝜃𝑠𝑢𝑝: limite superior do intervalo de eficiência apurado para a empresa;

𝜃𝑖𝑛𝑓: limite inferior do intervalo de eficiência apurado para a empresa;

𝜃𝑟𝑒𝑓: referência de eficiência;

𝑂𝑝𝑒𝑥: custo operacional real da empresa usado no cálculo de eficiência; 𝛼 : fator de atualização.

24. Os limites superior 𝜃𝑠𝑢𝑝 e inferior 𝜃𝑖𝑛𝑓, para cada distribuidora, estão apresentados

no Anexo I.

25. A referência de eficiência (𝜃𝑟𝑒𝑓) é de 76%.

26. Os custos operacionais reais de cada empresa utilizados no cálculo de eficiência estão apresentados no Anexo II.




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3.2.2 FATOR DE ATUALIZAÇÃO

27. Para o cálculo do fator de atualização 𝛼, considera-se a seguinte equação:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 =

1

𝑢 (∑ 𝑣𝑗

𝑦𝑗

𝑚

𝑗=1

+ 𝜑 ) (17)

onde: 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓

: o custo eficiente estimado para a concessionária;

𝑦𝑗 : produto “j” da empresa;

𝑣𝑗 : “peso” atribuído ao produto “j”;

𝑢 : “peso” atribuído ao insumo;

𝑚: total de produtos; 𝜑 : “fator de escala” da empresa;

28. Os produtos utilizados 𝑦𝑗 bem como seus respectivos pesos por concessionária

foram obtidos do estudo de benchmarking realizado pela ANEEL e estão apresentados nos Anexos III e IV.

29. O fator de atualização será calculado conforme a equação a seguir.

𝛼 =𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓

𝑡+1

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡 ∙

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡 (18)

onde:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 𝑡+1: custo eficiente estimado na data base da revisão tarifária;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 𝑡 : custo eficiente estimado na data base do cálculo da eficiência;

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1: número índice do IPCA no mês anterior à data base da revisão tarifária;

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡: número índice do IPCA no mês anterior à data base do cálculo da eficiência.

30. Os dados que serão considerados e a data base dos produtos estão definidos a seguir.

3.2.3 BASE DE DADOS E DATA BASE

31. Os dados de produtos utilizados para o cálculo do fator de atualização serão baseados nas seguintes fontes:




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Tabela 9 – Fontes de dados para cálculo do fator de atualização.

Produto Fonte

Rede Subterrânea BDGD (SIG-R)

Rede de Distribuição Aérea

BDGD (SIG-R)

Rede de Alta Tensão BDGD (SIG-R)

Mercado Ponderado SAMP

Consumidores SAMP

Consumidor Hora Interrompido

INDQUAL

Perdas não técnicas SAMP

32. Caso se verifique a indisponibilidade ou inconsistência da informação nas bases de dados descritas na tabela acima, poderão ser utilizadas outras fontes para validação ou substituição dos dados existentes.

33. Para fins da atualização descrita na Eq. 7, serão utilizados os dados de extensão de rede encaminhados à Aneel na Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD. Será considerada, no cálculo, a informação de rede no sexto mês anterior à data da revisão tarifária.

34. O valor incremental de expansão da rede do último ano civil validado no BDGD até o sexto mês anterior à data da revisão tarifária será solicitado à concessionária.

35. Os dados de mercado ponderado e consumidores serão recebidos via Sistema de Acompanhamento de Informação de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. Para fins da atualização, será considerado o quantitativo de consumidores no sexto mês anterior à data da revisão tarifária e o mercado realizado no Ano Teste.

36. Os fatores de ponderação dos mercados de AT, MT e BT serão os mesmos utilizados no estudo de eficiência referente ao ano mais recente conforme Anexo V.

37. O produto CHI será calculado conforme expressão a seguir:

𝐶𝐻𝐼𝑎𝑗 = max ((𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙 − 𝐷𝐸𝐶𝑉8) ∙ 𝑐𝑜𝑛𝑠; 0) (19)

onde: 𝐶𝐻𝐼𝑎𝑗 : Consumidor Hora Interrompido ajustado;

𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙: DEC global médio realizado pela concessionária; 𝐷𝐸𝐶𝑉8: referência para o indicador DEC global da concessionária, obtido pela ponderação dos

benchmarks de cada conjunto da empresa; 𝑐𝑜𝑛𝑠: número de consumidores.




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38. Os dados de duração das interrupções serão coletados do Sistema de Acompanhamento de Indicadores de Qualidade – INDQUAL.

39. Para fins de atualização, será considerado o 𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙 médio dos três anos civis anteriores à data base da revisão tarifária.

40. O 𝐷𝐸𝐶𝑉8 considerado será o valor obtido no processo de definição dos limites do indicador DEC no momento da revisão tarifária da concessionária.

41. O produto “perdas não técnicas” será calculado conforme expressão a seguir:

𝑃𝑁𝑇𝑎𝑗 = max ((𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡 − 𝑚𝑒𝑡𝑎) ∙ 𝑚𝑏𝑡; 0) (20)

onde: 𝑃𝑁𝑇𝑎𝑗: perda não técnica ajustada;

𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡: indicador médio de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão;

𝑚𝑒𝑡𝑎: meta regulatória de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão; 𝑚𝑏𝑡: mercado de baixa tensão no ano teste.

42. Os dados de perdas não técnicas serão coletados via SAMP, considerando, para tanto, o referencial de perdas técnicas definido pela ANEEL no momento da revisão tarifária.

43. Para fins de atualização, será considerado o índice de perdas (𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡) médio dos três anos civis anteriores à data base da revisão tarifária.

44. A meta regulatória de perdas não técnica será a perda da empresa benchmark de perdas não técnicas ponderada pela probabilidade de comparação obtida a partir da metodologia descrita no Submódulo 2.6, na data da revisão tarifária.

45. Para as empresas situadas no topo do ranking, o índice de complexidade será utilizado como representação da parcela “não gerenciável” de perdas não técnicas.

3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X

46. A diferença entre os valores de meta regulatória e a receita de custos operacionais será deduzida ou acrescida às tarifas de forma gradual ao longo do ciclo de revisão da concessionária.

47. O valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária e o Componente T do Fator X serão calculados conforme as expressões a seguir.




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2.1

𝐶𝑂𝑝 = 𝐶𝑂𝐴𝑡 +

(𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 − 𝐶𝑂𝐴𝑡)

𝑁

𝑇𝑝 = (1 − √𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

𝐶𝑂𝑝

𝑁−1

) ∙𝐶𝑂𝑝

𝑉𝑃𝐵𝑝

(21)

Onde: 𝐶𝑂𝑝: valor de custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária em processamento;

𝑇𝑝: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para a revisão em processamento;

𝑉𝑃𝐵𝑝: valor de Parcela B da revisão tarifária em processamento.

48. No cálculo do componente 𝑇𝑝 , serão levados em consideração os ajustes

mencionados no item 14.

3.4. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – CUSTOS OPERACIONAIS 49. A metodologia de definição dos custos operacionais será revista com periodicidade

de quatro anos, com atualização dos parâmetros a cada dois anos.

50. A revisão metodológica é o momento em que são rediscutidos todos os aspectos da metodologia. Esse processo envolve a definição de qual método de estimativa deve ser utilizado, as variáveis que devem ser utilizadas, as premissas do cálculo, o tratamento dos dados e a regra de aplicação em todos os seus detalhes.

51. A atualização dos parâmetros representa uma etapa intermediária entre revisões metodológicas. Nesse momento, são mantidas todas as definições e premissas da metodologia, apenas os parâmetros associados ao cálculo da eficiência são atualizados objetivando refletir o desempenho mais recente das concessionárias.

52. Será considerado na revisão tarifária o regulamento vigente no momento da abertura da Audiência Pública que discutirá o processo.




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2.1

4. METODOLOGIA DE RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 53. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado nos processos de revisão e

reajuste tarifários das empresas que já passaram pela 4ª revisão tarifária periódica, inclusive, será calculado conforme segue:

𝑉𝑅𝐼 =𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 } (11)

Onde, 𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;

𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET

Submódulo 4; Receita de Bandeiras: receita faturada de bandeira tarifária nos últimos 12 meses; 𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatórias, relativo à classe C do grupo ao qual pertence a

empresa, conforme tabelas 2 e 3 deste Submódulo.

54. Os percentuais de receitas irrecuperáveis a serem considerados para cada empresa, por classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo.




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Empresas Grandes RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

CELPA 2,11% 1,78% 1,08% 2,53% 0,34% 0,35% 0,19%

LIGHT 2,00% 1,64% 1,03% 2,26% 0,31% 0,18% 0,13%

AMAZONAS ENERGIA 1,88% 1,50% 0,98% 1,98% 0,28% 0,05% 0,08%

CEMAR 1,88% 1,29% 0,98% 1,97% 0,28% 0,05% 0,07%

CELPE 1,88% 1,07% 0,98% 1,95% 0,28% 0,05% 0,06%

COELBA 1,66% 1,06% 0,85% 1,57% 0,24% 0,05% 0,06%

CEAL 1,44% 1,05% 0,72% 1,18% 0,23% 0,05% 0,06%

ELETROPAULO 1,29% 1,00% 0,64% 1,18% 0,22% 0,05% 0,05%

CEPISA 1,29% 0,94% 0,55% 1,18% 0,22% 0,05% 0,05%

COELCE 1,29% 0,86% 0,55% 1,13% 0,22% 0,03% 0,03%

ELETROACRE 1,14% 0,78% 0,55% 1,07% 0,20% 0,01% 0,02%

ESCELSA 0,99% 0,62% 0,55% 1,07% 0,20% 0,01% 0,02%

ESE 0,89% 0,54% 0,55% 0,89% 0,17% 0,01% 0,01%

AMPLA 0,89% 0,54% 0,55% 0,89% 0,17% 0,01% 0,01%

EPB 0,89% 0,54% 0,55% 0,89% 0,16% 0,01% 0,01%

CERON 0,86% 0,50% 0,48% 0,81% 0,11% 0,01% 0,01%

CEEE - D 0,72% 0,50% 0,47% 0,45% 0,11% 0,01% 0,00%

COSERN 0,56% 0,47% 0,42% 0,37% 0,11% 0,00% 0,00%

BANDEIRANTE 0,56% 0,43% 0,42% 0,37% 0,11% 0,00% 0,00%

CPFL PIRATININGA 0,55% 0,43% 0,42% 0,22% 0,07% 0,00% 0,00%

CEB 0,55% 0,43% 0,42% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CEMIG 0,52% 0,43% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CELTINS 0,52% 0,43% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CEMAT 0,51% 0,41% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

ELEKTRO 0,49% 0,39% 0,38% 0,17% 0,07% 0,00% 0,00%

COPEL 0,49% 0,39% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

RGE 0,49% 0,39% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

EMG 0,49% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

AES SUL 0,49% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CPFL - PAULISTA 0,47% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CELESC - D 0,46% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CELG - D 0,46% 0,37% 0,36% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

ENERSUL 0,46% 0,37% 0,36% 0,16% 0,06% 0,00% 0,00%

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55. Os valores de faturamento não recebidos da CEA e a CERR não foram considerados no cálculo das receitas irrecuperáveis por não terem contrato de concessão. Caso essas empresas assinem o contrato de concessão, os seus valores regulatórios serão calculados mediante análise específica a ser realizada em seus processos de revisão tarifária.

Demais Empresas RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

EBO 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

SULGIPE 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

ELFSM - SANTA MARIA 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

COCEL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

UHENPAL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

EFLUL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

FORCEL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

CHESP 0,09% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

INERGIA 0,09% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

EEB - BRAGANTINA 0,08% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

BOA VISTA 0,08% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

CPEE - PAULISTA 0,08% 0,00% 0,05% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

CSPE 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

EFLJC 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CLFM - MOCOCA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

ELETROCAR 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

ENF 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CFLO 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

MUX ENERGIA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

HIDROPAN 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CLFSC - SANTA CRUZ 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CAIUÁ 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

DEMEI 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

EDEVP 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

COOPERALIANÇA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CNEE - NACIONAL 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

DMEPC 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CJE - JAQUARI 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

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2.1

56. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado nos processos de reajuste tarifário das empresas que não passaram ainda pela 4ª revisão tarifária periódica será calculado conforme segue:

𝑉𝑅𝐼 =𝑅𝑅 +𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 } (11)

onde, 𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;

𝑅𝑅: receita requerida (Parcela A + Parcela B), sem incluir os valores correspondentes à RI; 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜𝑠: Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, conforme definidos no PRORET

Submódulo 4;

𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; 𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C do grupo ao qual pertence a

empresa, conforme tabelas 3 e 4 do Submódulo 2.2 Revisão 1.1.

ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – RECEITAS IRRECUPERÁVEIS 57. A revisão dos percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis ocorrerá em quatro anos, sendo considerados os dados mais recentes das distribuidoras, que serão solicitados anualmente pela ANEEL. Já a revisão geral da metodologia deve ser efetuada após oito anos, assim que tiver sido estabelecido o novo índice de complexidade das áreas de concessão, se for o caso.

58. A revisão metodológica é o momento em que são rediscutidos todos os aspectos da metodologia. Esse processo envolve a definição de qual método de estimativa deve ser utilizado, as variáveis que devem ser utilizadas, as premissas do cálculo, o tratamento dos dados e a regra de aplicação.

59. Será considerado, na revisão tarifária, o regulamento vigente no momento da abertura da Audiência Pública que discutirá o processo.

5. ANEXOS 60. Acompanham, este Submódulo, os seguintes anexos:

Anexo I – Intervalos de eficiência. Anexo II – Custos operacionais usados no cálculo de eficiência. Anexo III – Produtos usados no cálculo de eficiência. Anexo IV – Pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência. Anexo V – Fatores de ponderação de mercado.




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2.1

ANEXO I

Intervalos de eficiência.

Empresa Limite inferior

Centro Limite

superior


MUXFELDT 87% 100% 100%

JAGUARI 93% 100% 100%

RGE 94% 100% 100%

COELCE 92% 100% 100%

NOVA PALMA 92% 100% 100%

ELEKTRO 92% 99% 100%

ETO 93% 98% 100%


JOAO CESA 79% 93% 100%

EMT 85% 92% 94%


EMS 78% 85% 89%

MOCOCA 78% 84% 88%

REG SUL 79% 84% 88%

CPEE 77% 83% 86%

CSPE 78% 83% 87%


CEMAR 74% 81% 90%


ESCELSA 76% 80% 83%

EPB 71% 78% 85%


VALE PARANAPANEMA

72% 77% 80%

COSERN 68% 75% 80%

EBO 67% 74% 79%

LIGHT 68% 73% 76%

CELESC 67% 73% 77%

COELBA 63% 71% 75%

EMG 64% 71% 76%


CFLO 65% 70% 75%

CAIUÁ 65% 70% 72%




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2.1

COPEL 65% 69% 75%

CEMIG 63% 69% 75%

CHESP 64% 68% 74%

CELG 61% 67% 69%

CEPISA 61% 67% 69%

CELPE 59% 66% 69%

ESE 58% 64% 69%


CELPA 54% 60% 64%

AMPLA 53% 59% 61%

SULGIPE 52% 56% 62%


CEB 50% 55% 59%



FORCEL 46% 54% 63%

DEMEI 48% 53% 57%

IGUAÇU 48% 53% 55%

COCEL 48% 52% 54%

CEAL 45% 51% 52%


ENF 44% 48% 51%

CERON 43% 47% 50%


CEEE 42% 44% 45%


DMED 27% 29% 31%

BOA VISTA 26% 28% 29%




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2.1

ANEXO II

Custos operacionais usados no cálculo de eficiência (R$ mil).

Empresa 2014 2015 2016 MÉDIA

REG SUL 327.552,57 339.185,04 311.200,64 325.979,42

AMAZONAS 462.399,95 475.190,79 466.771,32 468.120,69

AMPLA 582.787,35 701.342,86 690.641,74 658.257,32

BANDEIRANTE 343.607,75 361.112,77 351.913,76 352.211,43

BOA VISTA 108.841,58 105.823,89 60.304,69 91.656,72

CAIUÁ 70.356,05 62.631,84 67.358,62 66.782,17

CEAL 327.446,23 327.032,06 317.785,81 324.088,03

CEB 389.583,60 352.346,87 402.542,48 381.490,99

CEEE 717.305,65 623.601,22 589.641,02 643.515,96

CELESC 871.692,03 831.163,68 809.879,98 837.578,56

CELG 934.736,77 987.745,00 922.730,06 948.403,94

CELPA 674.660,67 510.924,09 848.787,76 678.124,18

CELPE 824.799,22 872.115,41 886.436,98 861.117,20

ETO 275.517,11 250.586,78 225.597,63 250.567,17

CEMAR 487.077,06 495.551,25 509.399,42 497.342,58

EMT 578.826,46 524.564,42 493.310,89 532.233,92

CEMIG 2.627.626,95 2.151.619,69 2.002.204,09 2.260.483,58

CEPISA 385.314,98 382.184,19 412.259,40 393.252,86

CERON 348.169,34 317.759,85 292.586,80 319.505,33

CFLO 17.977,03 14.435,10 14.975,77 15.795,97

CHESP 16.163,07 15.897,30 14.791,23 15.617,20

JAGUARI 12.224,18 12.495,28 12.255,00 12.324,82

MOCOCA 12.585,31 12.288,65 11.036,90 11.970,29

SANTA CRUZ 52.577,67 51.586,86 51.940,35 52.034,96

NACIONAL 35.900,19 31.202,82 31.052,18 32.718,40

COCEL 20.456,97 19.606,61 21.551,08 20.538,22

COELBA 1.254.978,06 1.304.407,67 1.464.440,87 1.341.275,53

COELCE 578.719,88 581.065,68 556.192,92 571.992,83

COOPERALIANÇA 12.590,85 13.738,08 13.220,02 13.182,98

COPEL 1.364.399,62 1.311.662,19 1.304.327,09 1.326.796,30

COSERN 292.597,57 285.126,80 305.614,24 294.446,20

CPEE 17.473,27 17.118,22 17.500,51 17.364,00

PIRATININGA 293.046,71 298.680,47 310.717,11 300.814,76

CPFL PAULISTA 769.053,10 791.414,36 820.695,17 793.720,88




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2.1

CSPE 21.564,40 21.833,79 20.410,08 21.269,42

DEMEI 11.402,71 11.100,35 11.665,02 11.389,36

DMED 54.048,68 43.238,35 43.246,76 46.844,60

EBO 45.837,13 44.909,75 43.595,29 44.780,72

VALE PARANAPANEMA 52.652,81 45.585,12 45.707,00 47.981,65

BRAGANTINA 54.064,28 43.731,49 46.180,11 47.991,96

JOAO CESA 2.292,53 2.276,26 2.315,81 2.294,87

URUSSANGA 5.974,16 6.271,73 6.367,18 6.204,36

ELEKTRO 541.715,49 529.942,84 497.315,59 522.991,31

ELETROACRE 126.450,07 111.667,48 106.548,47 114.888,67

ELETROCAR 16.156,93 15.760,40 16.714,99 16.210,77

ELETROPAULO 1.365.680,44 1.623.284,10 1.384.515,77 1.457.826,77

SANTA MARIA 34.253,34 35.336,03 34.779,09 34.789,49

EMG 126.963,68 126.786,49 125.226,28 126.325,48

EMS 342.848,20 350.992,87 341.380,08 345.073,72

ENF 37.481,54 35.416,76 34.329,00 35.742,43

EPB 307.311,39 304.549,32 302.038,66 304.633,12

ESCELSA 343.283,28 337.555,11 327.835,22 336.224,54

ESE 210.657,24 177.118,76 169.886,20 185.887,40

FORCEL 4.383,32 3.938,21 4.534,70 4.285,41

HIDROPAN 8.050,85 7.481,80 7.173,46 7.568,70

IGUAÇU 17.302,97 16.837,41 18.678,66 17.606,35

LIGHT 920.439,89 931.403,84 916.803,24 922.882,32

MUXFELDT 2.502,89 2.015,83 2.395,52 2.304,75

RGE 310.268,61 296.952,48 304.868,72 304.029,94

SULGIPE 44.334,60 43.026,35 41.721,96 43.027,63

NOVA PALMA 5.834,54 5.565,65 5.887,58 5.762,59



CUSTOS OPERACIONAIS 2.2A 2.0 xx/xx/2017

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ANEXO III

Produtos usados no cálculo de eficiência10.

Empresa rsub rdist ralta cons mponderado PNTaj CHIaj

RGE SUL 4,64 71.159,28 2.008,08 1.307.968,33 3.842.151,05 -201.114,85 -11.059.230,45

AMAZONAS - 43.673,42 310,20 902.270,00 2.707.020,59 -2.395.257,62 -26.761.367,06

AMPLA 0,00 52.846,51 2.228,81 2.593.174,67 5.265.492,55 -1.250.356,85 -39.576.353,43

BANDEIRANTE 115,20 29.930,45 2.540,87 1.770.094,67 5.069.423,32 -395.785,11 -1.727.693,51

BOA VISTA - 3.396,87 70,59 107.168,00 450.442,24 -54.855,59 -782.528,75

CAIUÁ 0,01 9.429,28 208,30 238.874,00 687.178,75 -17.716,37 -915.905,37

CEAL - 39.995,45 1.835,25 1.058.793,67 1.684.999,39 -428.692,70 -18.153.758,55

CEB 1.823,73 14.830,86 521,25 1.009.716,00 3.754.964,79 -53.942,03 -7.704.064,78

CEEE 358,71 54.913,43 1.781,91 1.628.651,67 4.138.242,19 -767.258,08 -20.371.013,78

CELESC 555,96 121.775,32 4.457,68 2.760.333,67 9.049.775,15 - -14.941.115,07

CELG 386,02 207.133,41 5.629,22 2.784.800,33 6.206.654,42 -356.407,47 -76.130.243,15

CELPA - 118.909,78 3.944,34 2.312.302,33 4.406.722,69 -26.550,48 -43.396.079,90

CELPE 24,20 138.173,35 4.369,17 3.516.292,67 6.266.417,60 -196.008,02 -27.595.435,50

ETO 0,05 87.275,45 2.568,08 560.028,33 1.125.542,53 -21.330,21 -9.718.375,10

CEMAR 0,43 122.497,07 4.640,97 2.272.727,00 3.653.943,01 -24.832,07 -5.563.012,13

EMT 0,07 169.475,47 5.824,37 1.298.040,33 3.881.345,83 -235.079,87 -14.695.791,35

CEMIG 687,00 485.796,75 16.525,16 8.100.571,00 16.716.478,79 -1.363.470,23 -15.578.098,48

CEPISA - 86.321,85 2.702,06 1.181.602,67 2.001.777,35 -392.843,69 -12.040.022,46

10 Os produtos relacionados a perdas não técnicas e qualidade foram introduzidos no modelo como produtos negativos.




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CERON - 52.622,70 692,20 593.161,33 1.751.597,34 -644.706,38 -4.860.913,60

CFLO - 1.798,56 - 56.780,00 151.238,46 -1.207,09 -

CHESP - 3.270,78 62,95 34.917,67 75.456,66 -750,69 -125.203,99

JAGUARI 4,61 1.031,91 28,63 39.145,00 230.479,09 -4.293,57 -58.379,46

MOCOCA - 2.313,16 - 45.590,00 134.430,86 -4.216,10 -63.372,84

SANTA CRUZ 0,00 10.002,42 475,07 204.248,67 500.963,56 -20.043,94 -194.088,55

NACIONAL - 4.047,98 188,96 114.130,00 341.645,93 -9.181,55 -167.248,51

COCEL 0,30 2.301,36 - 48.304,33 144.163,86 -4.015,45 -

COELBA 357,97 266.332,80 9.806,46 5.709.211,67 8.870.759,93 -176.210,35 -62.402.676,53

COELCE - 173.246,94 5.080,46 3.363.609,67 5.951.321,24 -33.007,08 -6.755.363,00

COOPERALIANÇA - 1.510,50 8,41 35.728,67 95.873,42 -2.764,59 -

COPEL 237,51 236.718,66 6.551,52 4.408.476,33 12.540.769,28 -99.162,10 -21.039.283,84

COSERN 55,33 52.078,25 2.362,56 1.343.688,00 2.507.846,99 -7.327,90 -7.946.155,17

CPEE 0,01 3.766,65 3,05 56.426,00 192.197,94 -8.328,75 -104.608,45

PIRATININGA 528,89 25.020,83 1.388,28 1.624.808,67 5.244.574,48 -30.468,90 -2.998.877,25

CPFL PAULISTA 412,48 122.255,89 7.042,27 4.159.625,67 11.993.496,03 -327.115,84 -8.449.212,27

CSPE - 4.720,75 21,12 82.295,67 229.504,80 -13.157,16 -326.249,89

DEMEI 0,14 504,88 0,11 31.735,00 94.315,57 -2.899,40 -35.711,27

DMED 0,75 1.461,44 40,68 72.434,00 214.651,25 -6.648,26 -

EBO 0,05 5.253,71 40,87 203.170,00 353.069,63 -42,32 -

VALE PARANAPANEMA - 8.665,78 81,83 178.185,67 493.034,31 -9.656,17 -130.309,80

BRAGANTINA - 6.922,30 94,83 152.184,00 427.097,93 -7.951,73 -635.538,95

JOAO CESA - 56,82 - 3.594,67 9.975,32 -274,23 -




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URUSSANGA - 378,23 - 6.516,67 39.488,39 -289,50 -

ELEKTRO 51,63 121.348,92 9.970,96 2.497.236,33 6.783.701,60 -162.032,99 -1.830.870,29

ELETROACRE - 18.000,00 410,00 243.843,67 590.320,80 -90.140,21 -7.401.656,55

ELETROCAR - 2.299,92 124,54 36.079,33 103.989,13 -3.319,99 -65.535,54

ELETROPAULO 3.582,74 57.701,19 1.666,70 6.800.583,33 20.975.413,83 -97.877,16 -64.813.602,58

SANTA MARIA 11,29 7.665,54 102,62 105.817,67 349.807,73 -6.489,83 -

EMG - 26.557,48 1.091,68 432.820,00 801.694,52 -486,05 -

EMS 702,68 96.518,42 4.027,34 966.664,00 2.397.035,96 -53.829,63 -3.411.744,83

ENF - 1.979,91 20,74 102.496,00 218.823,66 -1.740,08 -6.152,16

EPB 10,66 71.938,83 2.314,00 1.348.936,67 2.155.883,15 -28.067,83 -7.196.792,07

ESCELSA 2,28 58.192,03 2.643,98 1.471.364,33 3.567.611,93 -319.086,55 -918.029,53

ESE 14,48 25.628,04 1.326,79 729.525,33 1.353.489,39 -2.104,55 -2.700.236,66

FORCEL - 14,45 - 7.295,00 25.419,86 - -

HIDROPAN - 492,17 40,80 17.721,67 54.780,84 -551,76 -

IGUAÇU - 2.255,96 - 33.611,00 124.370,23 -8.217,51 -8.282,33

LIGHT 705,60 67.378,20 0,62 3.812.497,67 11.631.789,37 -1.721.525,94 -25.140.948,71

MUXFELDT - 183,33 - 10.847,00 31.693,03 -1.352,40 -3.208,36

RGE 71,81 82.411,00 1.846,59 1.433.042,33 4.193.765,81 -59.643,07 -6.140.016,02

SULGIPE - 6.397,86 189,11 139.314,00 171.108,95 -11.166,58 -

NOVA PALMA - 1.653,86 - 15.332,00 41.854,97 -199,42 -




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ANEXO IV

Pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência.

Empresa v_rsub v_rdist v_ralta v_cons v_mpondera

do v_PNTaj v_CHIaj Phi u

REG SUL 0,0000026819

0,0000026819

0,0000026819

0,0000002049 0,0000000987

0,0000000000

-

0,0012786924

0,0000030677

AMAZONAS 0,0000020180

0,0000020180

0,0000008072

0,0000000787 0,0000000881

0,0000000256

-

0,0009433160

0,0000021362

AMPLA 0,0000010361

0,0000010361

0,0000004144

0,0000001313 0,0000000413

0,0000000182

-

0,0006031658

0,0000015192

BANDEIRANTE 0,0000019363

0,0000019363

0,0000019363

0,0000002577 0,0000000770

0,0000000341

0,0024000000

0,0010220691

0,0000028392

BOA VISTA 0,0000103511

0,0000103511

0,0000041404

0,0000003819 0,0000004559

0,0000001309

-

0,0041520343

0,0000109103

CAIUÁ 0,0000131590

0,0000131590

0,0000052636

0,0000010116 0,0000004798

0,0000001797

-

0,0061615775

0,0000149741

CEAL 0,0000042087

0,0000021044

0,0000021044

0,0000004063 0,0000000037

0,0000000370

-

0,0022513988

0,0000030856

CEB 0,0000035754

0,0000017877

0,0000007151

0,0000000917 0,0000001128

0,0000000315

-

0,0009598223

0,0000026213

CEEE 0,0000027477

0,0000013739

0,0000005495

0,0000001047 0,0000000497

0,0000000186

-

0,0006438923

0,0000015540

CELESC 0,0000024863

0,0000012432

0,0000012432

0,0000000418 0,0000000502

0,0000002101

-

-

0,0000011939

CELG 0,0000053842

0,0000026921

0,0000010768

0,0000000369 0,0000000013

0,0000000127

-

-

0,0000010544

CELPA 0,0000014600

0,0000014600

0,0000014600

0,0000000817 0,0000000531

0,0000002595

-

0,0009128129

0,0000014747

CELPE 0,0000015840

0,0000007920

0,0000003168

0,0000001006 0,0000000315

0,0000000139

-

-

0,0000011613

ETO 0,0000199845

0,0000099923

0,0000099923

0,0000001397 0,0000000048

0,0000000479

-

0,0041399238

0,0000039909

CEMAR 0,0000100684

0,0000050342

0,0000050342

0,0000000704 0,0000000024

0,0000000241

-

0,0020857434

0,0000020107

EMT 0,0000094084

0,0000047042

0,0000047042

0,0000000658 0,0000000023

0,0000000225

-

0,0019490096

0,0000018789




Página 70 de 74

CEMIG 0,0000022898

0,0000011449

0,0000011449

0,0000000155 0,0000000007

0,0000000053

0,0024000000

-

0,0000004424

CEPISA 0,0000127334

0,0000063667

0,0000063667

0,0000000890 0,0000000031

0,0000000305

-

0,0026378169

0,0000025429

CERON 0,0000159477

0,0000079738

0,0000031895

0,0000001095 0,0000000038

0,0000000376

-

0,0030191371

0,0000031298

CFLO 0,0000735863

0,0000735863

0,0000294345

0,0000028817 0,0000025166

0,0000111421

0,0024000000

0,0369547221

0,0000633073

CHESP 0,0001603188

0,0001603188

0,0001603188

0,0000022411 0,0000000768

0,0000007684

-

0,0664222253

0,0000640320

JAGUARI 0,0001848858

0,0000924429

0,0000924429

0,0000028398 0,0000033418

0,0000009736

0,0024000000

0,0352797341

0,0000811371

MOCOCA 0,0001299338

0,0001299338

0,0000519735

0,0000029239 0,0000027744

0,0000010025

0,0024000000

0,0510730447

0,0000835402

SANTA CRUZ 0,0000199967

0,0000199967

0,0000199967

0,0000010744 0,0000006930

0,0000002306

0,0024000000

0,0074686463

0,0000192178

NACIONAL 0,0000318025

0,0000318025

0,0000318025

0,0000017088 0,0000011021

0,0000003668

0,0024000000

0,0118780492

0,0000305638

COCEL 0,0000526223

0,0000526223

0,0000210489

0,0000019757 0,0000019852

0,0000005843

0,0024000000

0,0193875535

0,0000486897

COELBA 0,0000010169

0,0000005085

0,0000005085

0,0000000983 0,0000000009

0,0000000089

-

-

0,0000007456

COELCE 0,0000023846

0,0000011923

0,0000011923

0,0000002306 0,0000000021

0,0000000210

-

-

0,0000017483

COOPERALIANÇA 0,0000793409

0,0000793409

0,0000317364

0,0000043107 0,0000027243

0,0000009103

0,0024000000

0,0289972564

0,0000758554

COPEL 0,0000007482

0,0000007482

0,0000007482

0,0000000415 0,0000000273

0,0000001327

-

-

0,0000007537

COSERN 0,0000046324

0,0000023162

0,0000023162

0,0000002907 0,0000000957

0,0000005977

-

0,0020251640

0,0000033962

CPEE 0,0000895730

0,0000895730

0,0000358292

0,0000020157 0,0000019126

0,0000006911

0,0024000000

0,0352084143

0,0000575904

PIRATININGA 0,0000073099

0,0000036549

0,0000014620

0,0000001164 0,0000001407

0,0000000399

0,0024000000

0,0007757345

0,0000033243

CPFL PAULISTA 0,0000013130

0,0000013130

0,0000013130

0,0000000702 0,0000000456

0,0000000151

0,0024000000

-

0,0000012599

CSPE 0,0000770383

0,0000770383

0,0000308153

0,0000016456 0,0000013170

0,0000005642

-

0,0354110808

0,0000470159

DEMEI 0,0000598805

0,0000598805

0,0000239522

0,0000080519 0,0000023641

0,0000010536

0,0024000000

0,0312181506

0,0000878013




Página 71 de 74

DMED 0,0000145588

0,0000145588

0,0000058235

0,0000019577 0,0000005748

0,0000002562

0,0024000000

0,0075900902

0,0000213472

EBO 0,0000304595

0,0000152298

0,0000060919

0,0000030968 0,0000000268

0,0000039303

0,0024000000

0,0197226931

0,0000223310

VALE PARANAPANEMA 0,0000217990

0,0000217990

0,0000087196

0,0000011844 0,0000007485

0,0000002501

0,0024000000

0,0079670116

0,0000208413

BRAGANTINA 0,0000183112

0,0000183112

0,0000073245

0,0000014077 0,0000006677

0,0000002500

-

0,0085740100

0,0000208368

JOAO CESA 0,0002971850

0,0002971850

0,0002971850

0,0000152514 0,0000005229

0,0000766929

0,0024000000

0,8748930060

0,0004357551

URUSSANGA 0,0002269159

0,0002269159

0,0000907663

0,0000056412 0,0000061972

0,0000283672

0,0024000000

0,1118799953

0,0001611771

ELEKTRO 0,0000019927

0,0000019927

0,0000019927

0,0000001065 0,0000000692

0,0000000229

0,0024000000

-

0,0000019121

ELETROACRE 0,0000221753

0,0000221753

0,0000088701

0,0000003046 0,0000000104

0,0000001044

-

0,0083962185

0,0000087041

ELETROCAR 0,0001310501

0,0001310501

0,0001310501

0,0000021591 0,0000009428

0,0000007402

0,0024000000

0,0663250112

0,0000616874

ELETROPAULO 0,0000009356

0,0000004678

0,0000001871

0,0000000593 0,0000000193

0,0000001207

-

-

0,0000006860

SANTA MARIA 0,0000895752

0,0000447876

0,0000179150

0,0000010061 0,0000009522

0,0000003449

0,0024000000

0,0176336247

0,0000287443

EMG 0,0000409735

0,0000204868

0,0000204868

0,0000002771 0,0000000185

0,0000013932

0,0024000000

0,0069912575

0,0000079161

EMS 0,0000149997

0,0000074998

0,0000074998

0,0000001014 0,0000000035

0,0000000348

0,0022039212

0,0026022225

0,0000028979

ENF 0,0000190810

0,0000190810

0,0000076324

0,0000025615 0,0000007803

0,0000049241

0,0024000000

0,0153451888

0,0000279780

EPB 0,0000164377

0,0000082188

0,0000082188

0,0000001149 0,0000000039

0,0000000394

-

0,0034051747

0,0000032826

ESCELSA 0,0000030947

0,0000030947

0,0000030947

0,0000001663 0,0000001072

0,0000000357

0,0024000000

0,0011558666

0,0000029742

ESE 0,0000073378

0,0000036689

0,0000036689

0,0000004604 0,0000001516

0,0000009468

-

0,0032078660

0,0000053796

FORCEL 0,0003182895

0,0001591448

0,0001591448

0,0000081673 0,0000002800

0,0000410696

0,0024000000

0,4685116786

0,0002333501

HIDROPAN 0,0001554493

0,0001554493

0,0001554493

0,0000046243 0,0000056484

0,0000232537

0,0024000000

0,0793018487

0,0001321231

IGUAÇU 0,0000883400

0,0000883400

0,0000353360

0,0000019879 0,0000018863

0,0000006816

0,0024000000

0,0347237809

0,0000567977




Página 72 de 74

LIGHT 0,0000007390

0,0000007390

0,0000002956

0,0000000936 0,0000000295

0,0000000130

-

-

0,0000010836

MUXFELDT 0,0002959109

0,0002959109

0,0001183643

0,0000374945 0,0000117950

0,0000052066

-

0,1722697225

0,0004338869

RGE 0,0000028905

0,0000028905

0,0000011562

0,0000002222 0,0000001054

0,0000000395

-

0,0013534309

0,0000032891

SULGIPE 0,0000317006

0,0000158503

0,0000063401

0,0000031870 0,0000000279

0,0000002789

0,0024000000

0,0157619163

0,0000232409

NOVA PALMA 0,0007437531

0,0003718766

0,0001487506

0,0000105558 0,0000002082

0,0000020824

0,0024000000

0,2148280042

0,0001735331




Página 73 de 74

ANEXO V

Fatores de ponderação de mercado.

Empresa BT MT AT

REG SUL 67,6% 31,0% 1,4%

AMAZONAS 70,2% 26,7% 3,1%

AMPLA 71,3% 24,7% 4,0%

BANDEIRANTE 69,4% 23,2% 7,3%

BOA VISTA 72,4% 26,3% 1,4%

CAIUÁ 84,3% 15,5% 0,2%

CEAL 78,4% 19,5% 2,1%

CEB 90,9% 8,5% 0,7%

CEEE 77,8% 21,4% 0,8%

CELESC 62,7% 33,7% 3,6%

CELG 75,8% 22,4% 1,8%

CELPA 79,4% 19,6% 0,9%

CELPE 79,2% 19,5% 1,3%

ETO 76,6% 22,7% 0,7%

CEMAR 85,2% 14,3% 0,5%

EMT 72,7% 25,4% 1,8%

CEMIG 80,2% 17,1% 2,7%

CEPISA 88,4% 11,2% 0,4%

CERON 82,2% 17,8% 0,1%

CFLO 83,0% 17,0% 0,0%

CHESP 87,3% 12,7% 0,0%

JAGUARI 47,7% 49,6% 2,7%

MOCOCA 82,5% 17,5% 0,0%

SANTA CRUZ 64,6% 30,9% 4,5%

NACIONAL 78,0% 20,9% 1,1%

COCEL 66,7% 33,3% 0,0%

COELBA 74,3% 23,5% 2,2%

COELCE 85,0% 13,7% 1,3%

COOPERALIANÇA 73,1% 26,9% 0,0%

COPEL 72,2% 25,4% 2,4%

COSERN 73,5% 23,7% 2,8%

CPEE 77,1% 22,9% 0,0%




Página 74 de 74

PIRATININGA 65,2% 31,2% 3,6%

CPFL PAULISTA 61,1% 33,1% 5,8%

CSPE 77,3% 22,6% 0,1%

DEMEI 93,1% 6,9% 0,0%

DMED 73,0% 27,0% 0,0%

EBO 82,3% 17,7% 0,0%

VALE PARANAPANEMA

81,5% 17,4% 1,1%

BRAGANTINA 73,7% 25,3% 0,9%

JOAO CESA 79,9% 20,1% 0,0%

URUSSANGA 58,6% 41,4% 0,0%

ELEKTRO 75,3% 23,4% 1,2%

ELETROACRE 86,3% 13,7% 0,0%

ELETROCAR 82,7% 17,3% 0,0%

ELETROPAULO 76,8% 20,3% 3,0%

SANTA MARIA 86,3% 13,7% 0,0%

EMG 82,0% 16,5% 1,4%

EMS 70,9% 26,5% 2,7%

ENF 87,7% 12,3% 0,0%

EPB 82,7% 15,3% 1,9%

ESCELSA 66,2% 25,6% 8,2%

ESE 75,8% 18,1% 6,1%

FORCEL 67,7% 32,3% 0,0%

HIDROPAN 85,7% 14,3% 0,0%

IGUAÇU 68,1% 31,9% 0,0%

LIGHT 74,7% 20,1% 5,2%

MUXFELDT 74,2% 25,8% 0,0%

RGE 63,5% 34,6% 1,9%

SULGIPE 83,4% 13,7% 2,9%

NOVA PALMA 83,5% 16,5% 0,0%

Documents

Nota Técnica no 162/2017-SRM/ANEEL › aplicacoes › audiencia › arquivo › 2017 › 052 › ...(Fl. 3 da Nota Técnica no 162/2017–SRM/ANEEL, de 25/9/2017) * A Nota Técnica