Nota Técnica nº 268/2010-SRE-SFF/ANEEL

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A – S R E

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E F I S C A L I Z A Ç Ã O E C O N Ô M I C A E F I N A N C E I R A – S F F

Nota Técnica nº 268/2010-SRE/SFF/ANEEL Brasília, 25 de Agosto de 2010

M E T O D O L O G I A E C R I T É R I O S G E R A I S P A R A D E F I N I Ç Ã O D A B A S E D E R E M U N E R A Ç Ã O R E G U L A T Ó R I A

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A

E L É T R I C A

AUDIÊNCIAPÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica SGAN 603 / Módulo “J” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8814 Fax: + 55 61 2192-8679

índice I. DO OBJETIVO ............................................................................................................................................................ 1 II. DOS FATOS .............................................................................................................................................................. 1 III. PROPOSTAS PARA O TERCEIRO CICLO .................................................................................................................... 4

III.1. AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO ............................................................................................ 4 III.1.1 – ABRANGÊNCIA DA AVALIAÇÃO ..................................................................................................... 4 III.1.2 – DATA-BASE DA AVALIAÇÃO ............................................................................................................ 6 III.1.3 – PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO .................................................................................................. 7

III.2. CRITÉRIOS GERAIS PARA DEFINIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO................................................ 8 III.2.1 – COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO ................................................................................. 8 III.2.2 – O MÉTODO DE VALORAÇÃO ............................................................................................................ 9 III.2.3 – A FORMAÇÃO DO BANCO DE PREÇOS .......................................................................................... 10 III.2.4 – LEVANTAMENTO E VALORAÇÃO DOS GRUPOS DE ATIVOS .................................................... 11

III.2.4.1 – Máquinas e Equipamentos .............................................................................................................. 11 III.2.4.2 – Terrenos e Servidões ...................................................................................................................... 13 III.2.4.3 – Edificações, Obras e Benfeitorias.................................................................................................... 14

III.3. TRATAMENTO DOS ATIVOS DA BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA ............................................ 14 III.3.1 – MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS....................................................................................... 17 III.3.2 – VEÍCULOS .......................................................................................................................................... 17 III.3.3 – SISTEMAS DE INFORMÁTICA ......................................................................................................... 18

III.4. AÇÕES COMPLEMENTARES .................................................................................................................... 18 III.5. CAPITAL DE GIRO ..................................................................................................................................... 19 III.6. DEPRECIAÇÃO ........................................................................................................................................... 20 III.7. ATIVOS DO PROGRAMA LUZ PARA TODOS .......................................................................................... 21 III.8. RESULTADOS PROVISÓRIOS x DEFINITIVOS ........................................................................................ 21

IV. CONCLUSÃO ......................................................................................................................................................... 22 V. RECOMENDAÇÃO ................................................................................................................................................... 23

Nota Técnica no 268/2010–SRE/SFF/ANEEL

Em 25 de Agosto de 2010.

Processo n.º 48500.002478/2010-40 Assunto: Metodologia e Critérios Gerais para Definição da Base de Remuneração Regulatória (BRR) e Base de Anuidade Regulatória (BAR) para o Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica (3CRTP).

I. DO OBJETIVO O objetivo da presente Nota Técnica é apresentar os aperfeiçoamentos da metodologia e

critérios gerais para definição da base de remuneração, visando o terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica (3CRTP), conforme proposto no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET). 2. A seção II apresenta uma contextualização e conceituação da metodologia. Na seção III é apresentada a proposta metodológica. Por fim, a seção IV apresenta as conclusões. 3. Com o objetivo de ressaltar os principais pontos de discussão e aperfeiçoamento, diversas questões são elaboradas ao longo do texto, permitindo apresentar as propostas e destacando os aspectos centrais da metodologia. II. DOS FATOS 4. Por diversas ocasiões a ANEEL manifestou seu entendimento sobre a necessidade de uma atenção especial quanto à correta definição da base de remuneração para que os objetivos da revisão tarifária possam ser alcançados a contento. A seleção do método mais apropriado para a definição da base de remuneração é complexa e envolve diversos aspectos, sendo uma questão crítica a definição do que é o investimento.

5. Assim, é preciso definir se o “investimento” a ser remunerado está ou não relacionado com os ativos existentes e necessários para a prestação do serviço regulado, pois a opção resultará num valor diferente para a base de remuneração e, conseqüentemente, em valores diferentes para as tarifas que serão cobradas dos consumidores.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, de 25/08/2010).

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

6. Outra ordem de consideração diz respeito à definição do que se considera “investimento prudente” – que se trata de preocupação fundamental do órgão regulador no cumprimento de seus principais objetivos, quais sejam: i) zelar pelo equilíbrio nas relações entre consumidores e concessionárias; ii) garantir tarifas justas; iii) garantir a continuidade da prestação dos serviços; iv) zelar pela qualidade do serviço; e v) atrair investimentos. 7. Assim, a avaliação da base de remuneração deve perseguir alguns objetivos:

i. Promover a eficiência econômica; ii. Incentivar investimentos de forma prudente; iii. Utilizar abordagem que seja robusta, transparente e simples.

8. A noção de eficiência econômica nem sempre é utilizada de forma rigorosa e pouquíssimas vezes é explicitada em seu significado preciso. Sua discussão rigorosa requer uma análise detalhada dos teoremas da Economia do Bem-Estar, tarefa que escapa ao alcance desta Nota Técnica. Para os propósitos desta Nota, é suficiente recorrer a uma discussão intuitiva. Dada a estrutura (composição) da demanda social e um conjunto de recursos produtivos (mão de obra, recursos naturais, máquinas, edifícios, infra-estrutura) afirma-se que a alocação dos recursos entre as atividades produtivas é eficiente se a demanda é atendida ao menor custo possível. Para que a situação de eficiência econômica seja alcançada, se requer que os recursos sejam alocados entre as diferentes atividades produtivas de acordo com o retorno proporcionado por cada atividade, ou seja, atendendo ao valor relativo que os consumidores atribuem aos distintos bens e serviços produzidos – situação definida como eficiência alocativa. Além disso, eficiência econômica significa também que os preços não divirjam significativamente dos custos de uma produção eficiente, levando-se em conta as potenciais reduções de custo, por redução de escopo, escala ou densidade – o que se define como eficiência produtiva. 9. No segundo ciclo de revisões tarifárias foi definido que a base de ativos avaliada na primeira revisão tarifária de cada empresa seria “blindada”. Essa blindagem envolve a não reavaliação desses ativos tanto nas quantidades quanto nos preços. A atualização dos preços se daria apenas pela aplicação do índice IGP-M. No entanto, a blindagem não se refere apenas a um montante financeiro e sim a ativos que continuam a depreciar normalmente e sofrendo as devidas baixas. 10. Já para os novos ativos que entraram em operação entre a primeira e segunda revisão tarifária, chamada de “base incremental”, foi proposta a valoração segundo a mesma abordagem adotada no primeiro ciclo, ou seja, pelo Custo de Reposição Depreciado Otimizado – CRDO. No entanto, conforme a Resolução ANEEL n.º 234, de 31 de outubro de 2006, foi proposta a adoção de um “banco de preços referenciais”. O custo de reposição não seria então obtido individualmente para cada empresa e sim a partir de preços médios praticados pelas empresas, cujos valores seriam aprovados pela Agência.

11. Contudo, com base na Resolução Normativa nº 338/2008, que alterou a Resolução nº 234/2006, as revisões tarifárias ocorridas no 2º ciclo foram baseadas no banco de preços da própria concessionária por não dispor a ANEEL de preços referenciais. Dessa forma, o equipamento principal foi valorado com preços praticados pela empresa, sendo os percentuais de componentes menores e custos adicionais extraídos da contabilidade, conforme a prática de cada concessionária, após a crítica e validação pela ANEEL.



12. Assim, fez-se necessário o desenvolvimento e/ou o aprimoramento dos procedimentos e da metodologia de análise qualitativa e quantitativa dos ativos em serviço nas concessionárias, com o intuito de se determinar os custos médios dos sistemas de distribuição. 13. No entanto, a própria Resolução n.º 234/2006, definiu que o procedimento de avaliação completa da base de remuneração deverá ocorrer em períodos alternados de revisões tarifárias periódicas subseqüentes. No terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas todos os ativos imobilizados em serviço serão então avaliados conforme metodologia e critérios a serem estabelecidos. 14. Para isso, imediatamente após a aprovação e publicação da Resolução Normativa n.º 338/2007, a ANEEL iniciou os estudos destinados à composição de um Banco de Preços Referenciais, objetivando sua aplicação no terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas.

15. Assim, como parte inicial do desenvolvimento deste trabalho, a ANEEL contratou dois consultores especializados, no âmbito do Projeto PNUD – BRA/98/019 – Consolidação da Estrutura Técnica e Administrativa da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, para a elaboração de uma proposta de Catálogo Referencial de Módulos Construtivos do Sistema Brasileiro de Distribuição de Energia Elétrica – SBDEE. 16. Ressalta-se que o trabalho foi realizado de junho a dezembro de 2008, em parceria com os técnicos da ANEEL, sendo a Agência responsável pela definição das linhas gerais da metodologia. Assim, uma vez concluída esta etapa do projeto, a ANEEL disponibilizou uma consolidação dos produtos desse trabalho, por meio da Nota Técnica n° 409/2009-SRE/ANEEL, na Audiência Pública n° 052/2009, durante o período de 17 de dezembro de 2009 a 26 de fevereiro de 2010, para iniciar as discussões acerca do tema, entendendo ser um assunto de extrema complexidade e carente de uma ampla discussão, especialmente sobre os aspectos metodológicos. 17. Em paralelo ao desenvolvimento da consolidação destes produtos na Nota Técnica supracitada, a ANEEL decidiu abrir um processo licitatório com o objetivo de contratar serviços de consultoria especializada para atividades de suporte técnico à ANEEL na elaboração da estruturação do Banco de Preços Referenciais, incluindo o desenvolvimento de todo o software necessário a ser utilizado na valoração da base de remuneração regulatória. 18. Os trabalhos da contratada tiveram início em 24 de fevereiro de 2010, sendo que os resultados do trabalho a ser desenvolvido deverão ser apresentados na forma de oito produtos ao longo de 12 meses de atividades, conforme a seguir:

Produto 1 - Complementação dos módulos construtivos de redes, linhas e subestações de distribuição a partir do Catálogo Referencial de Módulos Construtivos do Sistema Brasileiro de Distribuição de Energia Elétrica;

Produto 2 - Elaboração dos módulos construtivos de redes e linhas de distribuição de sistemas subterrâneos e submersos (circuitos submarinos e/ou sublacustres);

Produto 3 - Complementação da metodologia de cálculo das unidades de serviço e construção e do transporte de materiais e pessoal;

Produto 4 - Incorporação dos preços de equipamentos e materiais nos módulos construtivos, bem como proposta metodológica para tratamento estatístico dos preços que serão



adquiridos junto às empresas, e ainda metodologia de aplicação de índices revisionais desses preços (índices de correção e/ou atualização);

Produto 5 - Participação na Consulta Pública a ser conduzida pela ANEEL; Produto 6 - Elaboração dos módulos construtivos de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e

termelétricas (PCTs); Produto 7 - Incorporação da codificação das unidades construtivas de acordo com a proposta

do MCPSE; Produto 8 - Elaboração do modelo de entrada de dados, que contemple as informações

físicas e contábeis dos ativos da concessão. III. PROPOSTAS PARA O TERCEIRO CICLO 19. Os itens seguintes apresentam as discussões sobre os principais tópicos que envolvem a definição da base de remuneração regulatória para o 3CRTP. III.1. AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO

III.1.1 – ABRANGÊNCIA DA AVALIAÇÃO

20. A primeira discussão relevante sobre o tema para o 3CRTP diz respeito à abrangência da avaliação, ou seja, se deve ser feita uma reavaliação completa dos ativos em operação ou apenas dos investimentos realizados entre os dois ciclos, a exemplo do procedimento adotado no 2CRTP. 21. A Resolução Normativa n.º 234/2006, que tratou da metodologia aplicada ao 2CRTP, definiu que o procedimento de avaliação completa da base de remuneração deverá ocorrer em períodos alternados de revisões tarifárias periódicas. Dessa forma, no 3CRTP todos os ativos imobilizados em serviço deveriam ser avaliados.

22. Contudo, após o término do 2CRTP, é importante fazer uma reflexão sobre esse aspecto, tendo em vista a experiência já adquirida em dois ciclos de revisões, permitindo uma melhor análise dos impactos dessa diretriz. 23. A discussão sobre a necessidade de se reavaliar periodicamente toda a base de ativos ou apenas os ativos incrementais, ou seja, entre ciclos, é tema recorrente entre os diversos reguladores pelo mundo, onde se verifica que pela experiência internacional, a opção pela avaliação apenas dos ativos incrementais tem sido a preferida.

24. Particularmente no 2CRTP, a ANEEL não concordou com as propostas apresentadas pelas empresas de manter a base de remuneração blindada do segundo ciclo no terceiro, entendendo que a manutenção da blindagem da base e sua conseqüente atualização por meio de índices econômicos em longo

Deverão ser avaliados novamente todos os ativos ou apenas os investimentos incrementais?



período de tempo poderiam acarretar distorções entre os valores atualizados e os valores do mercado. De fato, essa é uma preocupação das mais relevantes, tendo em vista um passado não muito distante no Brasil em que os índices econômicos apresentavam grande volatilidade. 25. De fato, o procedimento de blindagem da base, com a avaliação apenas dos investimentos incrementais entre ciclos, equipara a mesma a um ativo financeiro, mantendo-se o valor do investimento no tempo, a partir da atualização por um índice econômico. 26. Contudo, cabe ao Regulador, nesse caso, avaliar se essas distorções realmente existiram em um determinado período de tempo. O compromisso da ANEEL é a correta valoração e justa remuneração dos ativos prudentemente investidos, o que não implica na adoção particular de um ou outro método. Aliás, a regulação é um processo necessariamente dinâmico e a estabilidade regulatória, que é um princípio seguido pela Agência, não implica em imutabilidade dos métodos utilizados. 27. Ressalta-se que a reavaliação de toda a base por preços médios seria como impor uma eficiência no passado, o que carece de sentido. Já a reavaliação pelo preço individual é equivalente a que foi feita no primeiro e segundo ciclos, não havendo razões que possam trazer algum benefício para refazer toda a avaliação. 28. Por essas razões, a opção que melhor atende os objetivos que se buscam é a avaliação dos ativos incrementais, blindando-se a base já valorada no 2CRTP. Ademais, essa metodologia permite também repassar aos consumidores os benefícios advindos do avanço tecnológico e das mudanças de preços, na medida da renovação e da expansão do sistema elétrico da concessionária, uma vez que os investimentos são incorporados ao preço de mercado e as baixas são deduzidas do AIS. 29. Dessa forma, propõe-se que o valor do AIS, ao início de cada período tarifário, seja determinado considerando 3 (três) componentes, a saber:

1) A atualização monetária (IGPM) do valor do AIS definido na Revisão Tarifaria Periódica

anterior menos as baixas ocorridas no último período tarifário; 2) O valor dos ativos incorporados durante o último período tarifário; e 3) A depreciação acumulada do AIS.

30. A base de remuneração será dada então por:

퐵푅푅 í , = 퐵푅푅 í , + ∑ 퐶푎푝푒푥 − ∑ 퐷푒푝푟푒푐 (1)

onde: 퐵푅푅 í : base de remuneração regulatória líquida; 퐶푎푝푒푥: investimentos anuais; 퐷푒푝푟푒푐: depreciação anual.



III.1.2 – DATA-BASE DA AVALIAÇÃO

31. A definição da data-base para a base de remuneração precisa estar harmonizada com o método utilizado para cálculo do reposicionamento tarifário. 32. Conforme proposto no Submódulo 2.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária, o reposicionamento tarifário será realizado considerando-se o mercado realizado nos 12 meses anteriores à data da revisão tarifária. 33. Assim, buscando equalizar receitas e custos ao longo do ano-teste realizado, entende-se que a base de remuneração deverá ter como data-base o sexto mês anterior à data da revisão tarifária, não devendo, neste caso, ter nenhum acréscimo pós-laudo até a data da revisão.

34. A base de cálculo das receitas corresponde aos mercados de fornecimento, de suprimento e de uso do sistema de distribuição nos doze meses anteriores à revisão. Os custos eficientes devem, portanto, corresponder aos custos operacionais e custos de capital (remuneração e depreciação) nos mesmos doze meses em que foi apurado o mercado de referência. Sob o ponto de vista teórico, deveriam ser calculados os custos eficientes para cada um dos doze meses e, em seguida, integralizá-los. No entanto, sob o ponto de vista operacional, não faria sentido definir a base de remuneração e os custos operacionais para cada mês do ano-teste realizado. O modo mais simples e que melhor aproxima o objetivo pretendido é a utilização do sexto mês anterior à revisão. A figura a seguir ilustra o procedimento.

Figura 1 – Custos Eficientes no ano-teste realizado

35. Os custos de capital variam à medida que a distribuidora faz novos investimentos e que o ativo imobilizado é depreciado, enquanto que os custos operacionais variam ao passo que a distribuidora atende maior número de unidades consumidoras, expande seu sistema de distribuição, etc. O custo eficiente para o ano-teste realizado é o somatório dos custos de capital e custos operacionais mês a mês, o que traz

Qual a data-base que deve ser considerada para efeito de base de remuneração?



uma dificuldade de implementação prática.1 Havendo impossibilidade de calcular os custos eficientes para cada um dos meses do ano-teste realizado e supondo estabilidade no ritmo de investimentos e de crescimento do número de clientes e de redes ao longo do tempo, o ponto médio do ano-teste realizado é a melhor aproximação de custos operacionais e de capital, médios, para o ano-teste realizado. 36. Portanto, a data-base para efeito de laudo de avaliação e determinação da base de remuneração deverá ser o sexto mês anterior à data da revisão tarifária, não devendo ter nenhum acréscimo pós-laudo até a data da revisão.

III.1.3 – PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO 37. Para a avaliação dos ativos que compõem a base blindada no terceiro ciclo de revisão tarifária, devem ser adotados, nesta seqüência, os seguintes procedimentos:

a) Devem ser expurgadas da base blindada (considera-se base blindada para o 3CRTP, a base

homologada pela ANEEL no 2CRTP) as baixas ocorridas entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária;

b) Após a exclusão dessas baixas, os valores remanescentes de cada bem da base blindada

devem ser atualizados, ano a ano, pela variação do IGP-M; c) O valor monetário referente às Obrigações Especiais da base blindada será obtido

atualizando-se o valor aprovado no segundo ciclo de revisão tarifária pela variação do IGP-M. Nenhum valor deverá ser deduzido das Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na base blindada;

d) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as

datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada.

e) As inclusões entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisões tarifárias, desde

que ainda em operação, serão avaliadas conforme metodologia definida no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação (PRORET).

38. A partir da homologação do Banco de Preços Referenciais, como resultado da Audiência Pública a se realizar, os ativos que tenham sido adicionados ao patrimônio, no período incremental, desde que ainda em operação, deverão ser valorados conforme os procedimentos que serão especificados e incorporados ao Submódulo 2.3 do PRORET.

1 Aqui se faz uma simplificação, calculando-se os custos de capital e operacionais para cada mês, utilizando o somatório das áreas para se definir o custo eficiente anual. No entanto, os custos operacionais e de capital variam a todo momento, tornando necessário se definir uma função contínua para os custos de capital e operacionais, para em seguida se calcular a integral da função definida no tempo, que resultaria nos custos eficientes. A implementação prática desse tipo de medida não é factível e desnecessária para a precisão que se pretende alcançar.



III.2. CRITÉRIOS GERAIS PARA DEFINIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO

III.2.1 – COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO 39. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens:

I – Ativo imobilizado em serviço, avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico); II – Almoxarifado de operação; III – Ativo diferido; e IV – Obrigações especiais.

40. São considerados os seguintes grupos de contas de ativos da concessionária:

I – intangíveis; II – terrenos; III – reservatórios, barragens e adutoras; IV – edificações, obras civis e benfeitorias; V – máquinas e equipamentos; VI – veículos; e VII – móveis e utensílios.

41. Dessa forma, quando da realização da revisão tarifária periódica é avaliado o conjunto de bens e instalações contabilizados nas contas do Ativo Imobilizado em Serviço - AIS, com vistas à composição da base de remuneração da concessionária. 42. Para determinação dos ativos que irão compor a Base de Remuneração Regulatória, são excluídos do Ativo Imobilizado em Serviço - AIS,, os bens e instalações referentes aos ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória. 43. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) contemplam os seguintes bens e instalações: softwares; hardwares; terrenos administrativos; edificações, obras civis e benfeitorias administrativas; máquinas e equipamentos administrativos; veículos; e móveis e utensílios. A remuneração, amortização e depreciação (exceto de terrenos) referentes a esses bens e instalações, são dadas em forma de anuidades.

44. Assim, para a definição da Base de Remuneração Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os seguintes grupos de contas:



Tabela 1: Resumo das Contas Contábeis

TIPOS DE ATIVOS BRR BAR Contas Subcontas Subcontas

INTANGÍVEIS Servidões Software Outros

TERRENOS Geração Distribuição Administração

RESERVATÓRIOS, BARRAGENS E ADUTORAS

Reservatórios, barragens e adutoras ---

EDIFICAÇÕES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS

Geração Distribuição Administração

MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS Geração

Distribuição (Subestações, Linhas e Redes)

Administração

VEÍCULOS --- Geração

Distribuição Administração

MÓVEIS E UTENSÍLIOS --- Geração

Distribuição Administração

III.2.2 – O MÉTODO DE VALORAÇÃO

45. Os métodos passíveis de aplicação para avaliação dos bens do ativo imobilizado, basicamente, são os seguintes:

Método do Custo de Reposição: determina que cada ativo seja valorado por todas as despesas necessárias para a sua substituição, que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. Esse método deve ser utilizado na avaliação de máquinas e equipamentos e edificações;

Método do Custo Histórico Corrigido: determina que cada ativo seja valorado pelo custo histórico de compra, aplicando-se os índices de atualização. Esse método deve ser utilizado na avaliação de terrenos, servidões, veículos, móveis e utensílios.

46. Para definição da Base de Remuneração adota-se o Custo de Reposição Otimizado e Depreciado e que envolve:

Levantamento de um inventário de todos os ativos, com a devida conciliação físico-contábil; Valoração dos ativos pelo seu custo de reposição, a preços de mercado;

Quais os métodos de valoração que devem ser aplicados para cada grupo de ativos?



Dedução da depreciação a partir das taxas contábeis acumuladas, definidas regulatoriamente;

Dedução de parcela não aproveitada dos ativos, a partir de um índice de aproveitamento. 47. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:

Valor Novo de Reposição (VNR): Quando aplicado à base incremental, refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do banco de preços da concessionária, ou do banco de preços referenciais, quando homologado, ou do custo contábil atualizado. Valor de Mercado em Uso (VMU): É o valor de um bem instalado, com as características técnicas em que se encontra, considerado que o mesmo esteja em operação, determinado a partir do valor novo de reposição, deduzindo-se as parcelas resultantes da depreciação, com base nas vidas úteis definidas no MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL n° 367/2009, considerando-se a data de imobilização do ativo. Valor da Base de Remuneração (VBR): É definido pela aplicação do Índice de Aproveitamento sobre o Valor de Mercado em Uso. O Índice de aproveitamento é definido como um percentual que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de energia elétrica.

III.2.3 – A FORMAÇÃO DO BANCO DE PREÇOS 48. A avaliação patrimonial não representa o valor de mercado, mas sim um valor referencial, oriundo da aplicação do aproveitamento e depreciação sobre os custos de reprodução ou substituição para equipamentos, benfeitorias e obras civis em operação (contemplados os gastos com instalações e outros custos adicionais e expurgados os gastos com impostos recuperáveis (ICMS); já os impostos não-recuperáveis são considerados na formação de custos). 49. Assim, os itens que compõem o valor final dos ativos fixos (valor novo de reposição – VNR) considerados na avaliação são descritos nas seguintes parcelas:

푉푁푅 = 퐸푃 + 퐶푂푀 + 퐶퐴 + 퐽푂퐴 (2)

EP – Equipamentos Principais – equipamentos representados pelas Unidades de Cadastro (UC/UAR), conforme o MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico como, por exemplo: disjuntor, chave seccionadora, transformador de corrente, transformador de potencial.

COM – Componentes Menores – conjunto de componentes fixos vinculados a um

determinado padrão construtivo como, por exemplo: cabos de controle, isoladores, etc., além de obras civis.



CA – Custos Adicionais – compreende os custos necessários para colocação do bem

em operação e deve ser composto dos custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete e aplicado sobre o valor do equipamento principal acrescido do componente menor.

JOA – Juros sobre Obras em Andamento – representa a remuneração da obra em curso e é aplicado sobre o total dos itens anteriores, para subestações, linhas e redes de distribuição.

III.2.4 – LEVANTAMENTO E VALORAÇÃO DOS GRUPOS DE ATIVOS III.2.4.1 – Máquinas e Equipamentos

50. Outra discussão relevante diz respeito a qual preço a ser adotado na valoração da base de remuneração. Com a aplicação do banco de preços referenciais, pode-se empregar, para avaliação de máquinas e equipamentos, um preço médio regional ou o preço individual da concessionária. 51. A utilização de um preço médio, em tese, poderia ter um poder de incentivo maior, premiando as empresas mais eficientes e penalizando as ineficientes na aquisição de equipamentos. Ou seja, o objetivo de se adotar um preço médio é estabelecer um mecanismo de incentivo que estimule as empresas a serem eficientes na aquisição dos equipamentos e materiais.

52. Contudo, enquanto não for homologado o banco de preços referenciais, será adotado o banco os preços praticados pela concessionária e fiscalizados pela Agência.

53. Ressalta-se que o preço médio diz respeito apenas aos equipamentos principais e componentes menores, já que para os custos adicionais, seja qual for o método empregado, este levará em conta as características da região, ainda que de forma regulatória.

54. Outra questão importante diz respeito à operacionalização do banco de preços. Para a aplicação de um preço médio faz-se necessário uma “carga” das informações de compra das empresas no início do ciclo tarifário, considerando todas as empresas. No entanto, esse procedimento não será possível no início desse ciclo, mostrando-se mais razoável que seja então aplicado no próximo ciclo tarifário.

55. Assim, de forma a manter um critério uniforme ao longo de todo o ciclo tarifário, propõe-se que o banco de preços utilize os preços individuais das concessionárias para a valoração dos equipamentos principais.

Qual preço deverá ser adotado: o médio regional ou individual?



56. Os itens a seguir descrevem o método proposto para valoração de máquinas e equipamentos. a) Método de Avaliação 57. O VNR para máquinas e equipamentos será dado pela somatória dos seguintes componentes: equipamentos principais (EP); componentes menores (COM); custos adicionais (CA); e juros sobre obras em andamento regulatório (JOA). 58. Os bens que não apresentam similaridade com aqueles relacionados no Banco de Preços devem ser avaliados por meio da atualização dos valores históricos contábeis pela aplicação dos índices Indústria de Transformação – Material Elétrico – Motores e Geradores, coluna 40 (transformador de força, incluindo de distribuição, de aterramento e de serviços auxiliares), e Indústria de Transformação – Material Elétrico – Outros, coluna 41 (para os demais bens pertencentes a linhas de transmissão, medidores, e equipamentos de subestação), apurados pela FGV e, na ausência destes (coluna 40 e 41), o índice Indústria de Transformação – Máquinas, Aparelhos e Materiais Elétricos, coluna 34, apurado pela FGV.

Equipamentos Principais 59. Os equipamentos principais são aqueles definidos como Unidades de cadastro – UC ou Unidades de adição e/ou retirada – UAR, pelo MCPSE. Para os equipamentos principais, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado é obtido a partir do Banco de Preços Referenciais. 60. O banco de preços deverá ser formado com base em informações de todas as compras efetivamente realizadas pela concessionária, sendo que para apuração do valor unitário médio ponderado na data-base do Laudo do 3º ciclo deverá ser considerada, por código de material, a aquisição dos bens ocorrida nos 2 (dois) últimos anos anteriores à data-base do Laudo do 3º ciclo. Para os bens que não tenham sido adquiridos neste período deverá ser considerado o período compreendido entre os ciclos (datas-base dos laudos). Deverá ser considerada a data de pagamento do bem e os valores deverão ser atualizados para a data base do Laudo. 61. Os impostos recuperáveis, conforme legislação em vigor, bem como os eventuais descontos ou benefícios para compra eventualmente identificados, ambos devem ser excluídos dos valores das compras praticadas pela concessionária.

Componentes Menores 62. Os materiais acessórios dos equipamentos principais, identificados como Componentes Menores (COM), terão seus custos agregados aos valores desses equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com os critérios definidos nas instruções do MCPSE ou em legislação subseqüente. 63. O custo do Componente Menor será definido a partir do Banco de Preços Referenciais, atribuída a cada equipamento principal. Para apuração do valor unitário médio ponderado dos materiais deverá ser considerada, por código de material, conforme padronização da ANEEL, a aquisição dos bens ocorrida nos 2 (dois) últimos anos anteriores à data-base do Laudo.



64. Excepcionalmente, enquanto a ANEEL não dispor do Banco de Preços Referenciais homologado, o custo do Componente Menor será definido através de percentuais obtidos a partir de análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI) executadas desde a última revisão tarifária de cada concessionária. Do total de ODI deverão ser expurgadas aquelas que contenham registros apropriados indevidamente.

Custos Adicionais 65. O Custo Adicional (CA) é o custo necessário para colocação do bem em operação, formado pelos custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete, sendo aplicado sobre o valor do equipamento principal acrescido dos componentes menores. 66. O Custo Adicional será definido a partir do Banco de Preços Referenciais, atribuída a cada equipamento principal. Para valoração serão utilizados dados da região em que se encontra os ativos da concessionária. 67. Excepcionalmente, enquanto a ANEEL não dispor do Banco de Preços Referenciais homologado, o Custo Adicional será definido através de percentuais obtidos a partir de análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI) executadas desde a última revisão tarifária de cada concessionária de distribuição. Do total de ODI deverão ser expurgadas aquelas que contenham registros apropriados indevidamente.

Juros Sobre Obras em Andamento – JOA 68. Os JOA são definidos regulatoriamente e calculados considerando-se o WACC após impostos, e aplicando-se a fórmula e condições, conforme proposto no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária. Ressalta-se que não houve alteração no método aplicado em relação ao segundo ciclo de revisões tarifárias. b) Índice de Aproveitamento 69. Deverá ser aplicado o índice de aproveitamento em máquinas e equipamentos de subestações sobre o VNR, conforme proposto no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária. Ressalta-se que não houve alteração no método aplicado em relação ao segundo ciclo de revisões tarifárias. III.2.4.2 – Terrenos e Servidões 70. Os ativos referentes a terrenos e servidões devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis, pelo IPCA. 71. Para os terrenos, deve ser indicado o percentual considerado para o índice de aproveitamento, para fins de sua inclusão na base de remuneração, a partir da verificação e análise qualificada do efetivo aproveitamento do ativo respectivo no serviço público de distribuição de energia elétrica.



III.2.4.3 – Edificações, Obras e Benfeitorias 72. Os ativos referentes a edificações, obras e benfeitorias devem ser avaliados conforme disposto no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária. Ressalte-se que não houve alteração em relação ao método aplicado no 2CRTP. 73. As benfeitorias e obras civis devem ser avaliadas por meio de orçamento sintéticos. 74. Deve ser verificado o aproveitamento do imóvel para cálculo posterior do índice de aproveitamento, que constará da avaliação, com a devida fundamentação. III.3. TRATAMENTO DOS ATIVOS DA BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA

75. Determinados ativos não são considerados diretamente no ativo imobilizado em serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são:

Edificações e terrenos administrativos; Móveis e utensílios; Veículos; e Sistemas de informática.

76. Esses ativos têm uma característica diferente dos demais que compõem o AIS, pois a empresa pode optar entre ter ativos próprios e alugados. Exemplo disso são os imóveis administrativos e veículos, onde é prática comum o aluguel. 77. Dessa forma, o tratamento mais adequado é tratá-los através de uma anuidade, de forma que é indiferente se tais ativos são da própria empresa ou alugados, cabendo a esta a análise da melhor opção a ser adotada.

78. No 1CRTP e também no 2CRTP essas anuidades compunham a Empresa de Referência, ferramenta utilizada pela ANEEL para a definição dos custos operacionais. Já para o 3CRTP a proposta é de que esses ativos sejam definidos em relação ao AIS avaliado.

79. Essa alteração decorre da mudança no método de cálculo dos custos operacionais, não sendo mais aplicada a Empresa de Referência, o que impossibilita a atualização das anuidades. Assim, para a definição do valor a ser reconhecido, apurou-se as anuidades calculadas no 2CRTP na empresa de referência e utilizando-se as fórmulas contidas na Resolução nº 234/2006, levantou-se os investimentos regulatórios para cada grupo de ativos, de forma a definir um referencial regulatório em relação ao AIS aprovado.

Como devem ser valorados e remunerados os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória?



80. Assim, para o cálculo dos investimentos utilizou-se a mesma formulação descrita nos itens seguintes, partindo-se das anuidades e obtendo-se os investimentos.

81. O gráfico abaixo apresenta o resultado, bem como a regressão utilizada na definição da base de remuneração para esses ativos.

Figura 2 – Relação entre o investimento em ativos não elétricos e AIS

82. A formulação então a ser adotada na determinação da base de anuidade regulatória (BAR) será:

퐵퐴푅 = 3,4837 ∙ 퐴퐼푆 , (3)

onde: 퐵퐴푅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não elétricos (instalações móveis e imóveis); 퐴퐼푆: Ativo imobilizado em serviço aprovado no 3CRTP.

83. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário segregar em 3 grupos de ativos, ou seja:

Aluguéis: esse grupo de ativos inclui os edifícios administrativos, gerências regionais,

almoxarifados e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios;

Veículos: esse grupo de ativos inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação; e

Sistemas: esse grupo de ativos inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores.

84. Para o cálculo, agrupou-se as empresas em dois clusters, sendo que o cluster 1 são empresas com total do AIS acima de 500 milhões e o cluster 2, empresas com AIS abaixo de 500 milhões.

y = 3,4837x-0,234

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

9,0%

10,0%

11,0%

- 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000

BRRa

dm (%

do

AIS

)

Ativo Imobilizado em Serviço - AIS (milhões)

Anuidades - Investimento



85. Assim, para a segregação adotou-se a média verificada em cada grupo, conforme as figuras abaixo e a tabela a seguir.

Figura 3 – Composição da base de anuidade regulatória por cluster 86. Assim, a segregação da base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as proporções definidas na tabela abaixo.

Tabela 2: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos Cluster Concessionárias Aluguéis

(푩푨푹푨) Veículos (푩푨푹푽)

Sistemas (푩푨푹푰)

Cluster 1

AES SUL, AMAZONAS, AMPLA, BANDEIRANTE, CEAL, CEB, CEEE, CELESC, CELG, CELPA, CELPE, CELTINS, CEMAR, CEMAT, CEMIG, CEPISA, CERON, COELBA, COELCE, COPEL, COSERN, CPFL PAULISTA, CPFL PIRATININGA, ELEKTRO, ELETROPAULO, EMG, ENERSUL, EPB, ESCELSA, ESE, LIGHT, RGE

18% 20% 62%

Cluster 2

BOA VISTA, BRAGANTINA, CAIUÁ, CFLO, CHESP, CNEE, COCEL, COOPERALIANÇA, CPEE, CSPE, DEMEI, DME-PC, EBO, EEVP, ELETROACRE, ELETROCAR, ENF, FORCEL, IGUAÇÚ, JAGUARI, JOÃO CESA, MOCOCA, MUXFELDT, SANTA CRUZ, SANTA MARIA, SULGIPE, HIDROPAN, UHENPAL, URUSSANGA

35% 20% 45%

87. Como exemplo, a base referente a sistemas (BARI) do cluster 1, será dada por 62% da base total apurada (BAR). 88. As anuidades desses ativos serão dadas por:

퐶퐴퐼푀퐼 = 퐶퐴퐿 + 퐶퐴푉 + 퐶퐴퐼 (4)

onde: CAIMI: Custo Anual de Instalações Móveis e Imóveis; CAL: Custo Anual de Aluguéis; CAV: Custo Anual de Veículos; CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.

Aluguéis35%

Veículos20%

Sistemas45%

Composição das AnuidadesCluster 2

Aluguéis18%

Veículos20%Sistemas

62%

Composição das AnuidadesCluster 1



89. O detalhamento de cálculo de cada parcela da anuidade é apresentado nos itens seguintes.

III.3.1 – MÓVEIS E IMÓVEIS ADMINISTRATIVOS 90. O investimento em móveis e imóveis administrativos é dado pela relação do investimento total de ativos não elétricos, para cada cluster, conforme a tabela 2. 91. A anuidade do investimento é calculada em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento. Assim, a anuidade referente às instalações de imóveis administrativos (CAL) é dada por:

퐶퐴퐿 = 퐵퐴푅 ∙ +∙

(5)

onde: BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativos; T: Alíquota tributária, conforme tratamento dado aos tributos; VU: Vida útil. Considera-se 20 anos.

III.3.2 – VEÍCULOS 92. O investimento em veículos é dado pela relação do investimento total de ativos não elétricos, para cada cluster, conforme a tabela 2. 93. Para a definição dos custos de transporte, deve ser considerada a amortização dos veículos, além dos custos de manutenção e de combustível. Os custos de manutenção são calculados como valor percentual do custo de investimento, enquanto os custos de combustível são calculados a partir de estimativas médias de deslocamento e custos associados em termos anuais. 94. A anuidade referente aos veículos (CAV) é dada por:

퐶퐴푉 = 퐶퐶 + 퐶푂&푀 (6)

퐶퐴푉 = 퐵퐴푅 ∙ +∙

+ 0,50 (7)

onde: CC: Custo de capital, calculado em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento; CO&M: Custos de combustível, manutenção e outros (impostos e seguros). Estima-se o custo anual em 50% do investimento; BARV: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos; VU: Vida útil. Considera-se 5 anos.



III.3.3 – SISTEMAS DE INFORMÁTICA 95. O investimento em sistemas de informática é dado pela relação do investimento total de ativos não elétricos, para cada cluster, conforme a tabela 2. 96. A anuidade referente aos sistemas de informática (CAI) é dada por:

CAI = CC+ CM (8)

CAI = BARI . [1/VU+rwacc/2.T+0,15] (9)

onde: CC: Custo de capital, calculado em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento; CM: Custos de manutenção. Estima-se o custo anual em 15% do investimento; BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de informática; VU: Vida útil. Considera-se 10 anos.

III.4. AÇÕES COMPLEMENTARES

97. Como parte do processo de permanente atualização e adequação dos regulamentos e normas do Setor Elétrico, entre eles o aperfeiçoamento do processo de revisão tarifária, e dando prosseguimento ao sentido de acompanhamento das modernidades tecnológicas, a ANEEL publicou a Resolução Normativa n° 367/2009, que revisou e atualizou os dispositivos da Portaria DNAEE n° 815/1994, mediante a instituição do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. 98. A instituição do MCPSE, que deve ser utilizado por concessionárias, permissionárias e autorizadas de energia elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da legislação vigente, são passíveis de reversão à União, visou atender principalmente aos preceitos de composição da base de remuneração regulatória e, conseqüentemente, a implementação do Banco de Preços Referenciais, partindo basicamente do princípio da definição de uma codificação padrão das unidades de cadastro de bens e instalações em serviço. 99. Em caráter inovador, o novo regulamento proporciona o estabelecimento de regras claras para o controle patrimonial e para o cadastro de bens e instalações do patrimônio do serviço outorgado, bem como possibilita o envio de dados e informações periódicas de controle patrimonial para o Órgão Regulador, permitindo o acompanhamento da evolução patrimonial e uma melhor avaliação dos ativos em serviço.

Quais os principais condicionantes para implementação do Banco de Preços Referenciais?



100. Não obstante e nem menos importante, estabeleceu-se em dezembro de 2009 a definição dos requisitos técnicos mínimos a serem exigidos nos sistemas de georreferenciamento das distribuidoras (GIS – Geographical Information System), por meio da republicação do Módulo 2 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST, aprovados pela Resolução Normativa n° 345/2008, em 16 de dezembro de 2008, o que possibilitará ao Órgão Regulador a condição de realizar as conciliações físico-contábeis de uma forma integrada às ferramentas computacionais mais modernas hoje disponíveis. 101. A integração das informações contábeis, do controle patrimonial e do sistema georeferenciado permitirá uma avaliação mais precisa da base de remuneração, o que representa um grande aperfeiçoamento no processo. 102. Por fim, vale ressaltar que a elaboração do banco de preços referenciais passará por Audiência Pública, cujo resultado, após as contribuições dos agentes e interessados, será incorpoado ao Submódulo 2.3 do PRORET. III.5. CAPITAL DE GIRO

103. O Capital de Giro não está relacionado diretamente com os ativos necessários à prestação do serviço. Sua origem está ligada ao fato de que haver defasagem no fluxo de caixa entre as despesas e receitas operacionais da concessionária. Esta defasagem pode, eventualmente, causar o surgimento de uma aplicação líquida de recursos decorrentes das operações da concessionária, com caráter de longo prazo. Esta aplicação líquida é denominada pela literatura de Necessidade de Capital de Giro (NCG), podendo ser tanto positivo (necessidade de uma aplicação de longo prazo), ou negativo (fontes operacionais de longo prazo). 104. A literatura destaca que a NCG deveria ser preferencialmente financiada pelo saldo líquido de fontes (Passivo Realizável a Longo Prazo e Patrimônio Líquido) e aplicações (Ativo Realizável a Longo Prazo e Ativo Permanente) de longo prazo. Este saldo líquido é comumente denominado de Capital de Giro (CDG).

105. A situação de liquidez da empresa poderá ser verificada pelo saldo de tesouraria, que seria a diferença entre o ativo circulante não operacional (caixa, aplicações financeiras de curto prazo) e o passivo circulante não operacional (empréstimos e financiamentos bancários de curto prazo). O saldo negativo desta conta indica uma empresa que atende as necessidades operacionais de capital de giro com fontes não operacionais de curto prazo, obrigando a empresa a negociações freqüentes com os bancos, expondo-a aos riscos relacionados com a liquidez do mercado.

106. A NCG depende da natureza operacional do ramo em que a empresa se insere, e seria justificável a adição na base referente ao capital de giro se fosse evidente que natureza do negócio obrigasse a empresa ter uma NCG positiva.

O capital de giro deve ter algum tipo de reconhecimento tarifário?



107. No entanto, no setor de distribuição, a análise empírica demonstra que nem todas as empresas demonstram a NCG positiva, indicando que este item é gerenciável pela empresa, não merecendo o reconhecimento para fins de avaliação da base líquida de remuneração.

108. Ademais, a mesma análise mostra que a situação de liquidez das grandes empresas de distribuição é bastante sólida, tendo em geral um saldo de tesouraria positivo, basicamente pelo fato de a empresa contar com um extensivo montante de empréstimos de longo prazo, debêntures e patrimônio líquido. Entre outras palavras, pelo menos pela análise contábil da liquidez, é improvável que as empresas de distribuição tenham problemas com o fluxo de caixa operacional, a menos que a empresa não tenha capacidade ou credibilidade para obter recursos de longo prazo e/ou não seja capaz de diminuir o Ciclo Financeiro (prazo médio decorrido entre as saídas e entradas de caixa operacionais), que são itens predominantemente gerenciáveis. 109. Deve-se considerar ainda que no setor de distribuição, tanto o fluxo de pagamentos quanto de recebimentos é contínuo, o que permite a concessionária o adequado gerenciamento de suas contas. Trata-se, portanto, de um item gerenciável que para uma distribuidora torna-se desnecessário o reconhecimento de uma parcela de capital de giro a ser remunerada. 110. Além disso, vale ressaltar que a concessionária também aufere receitas com multas por atraso de pagamento de contas e acréscimos moratórios, que também contribuem para equilibrar o fluxo de caixa de empresa. III.6. DEPRECIAÇÃO

111. Assim, como nas avaliações anteriores, para a determinação do valor de mercado, deverá ser utilizado somente o método da linha reta para a depreciação, considerando-se obrigatoriamente o percentual de depreciação acumulada registrado na contabilidade para cada bem do ativo considerado 112. Especialmente sobre esse tema, a ANEEL está conduzindo um trabalho de atualização das vidas úteis dos bens e instalações do setor elétrico, que atualizará as taxas de depreciação contidas no Anexo XVI do MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico. A previsão é que o trabalho esteja concluído antes mesmo do início do 3CRTP.

Quando ocorrerá a atualização das vidas úteis regulatórias dos bens e instalações do setor elétrico?



III.7. ATIVOS DO PROGRAMA LUZ PARA TODOS

113. No 2CRTP, o saldo dos investimentos realizados em ativos do Programa Luz Para Todos - PLPT a partir de financiamento com recursos da RGR foram remunerados em separado, considerando-se uma taxa específica. 114. Para o 3CRPT, tais investimentos incorporarão diretamente a base de remuneração, sendo que o montante de recursos da RGR será remunerado pelo saldo devedor apurado por concessionária, conforme detalhamento apresentado na Nota Técnica específica que trata o custo de capital.

115. Portanto, o saldo devedor dos recursos da RGR apurado deverá ser deduzido da base de remuneração líquida e remunerado pela taxa específica, conforme proposto no Submódulo 2.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET). III.8. RESULTADOS PROVISÓRIOS x DEFINITIVOS

116. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL é um projeto que está em execução, com previsão de conclusão ainda no primeiro ano do 3CRTP, em meados de 2011. Este projeto envolve o desenvolvimento de um sistema que fará a avaliação de máquinas e equipamentos que comporão a base de remuneração. 117. Contudo, há diversos condicionantes para sua aplicação, que envolvem ações da empresa como a implementação do MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico, atualização do sistema georeferenciado, entre outros de caráter operacional, que podem retardar sua aplicação ao longo do 3CRTP.

118. Neste caso, no Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) é previsto o método e como a empresa deve proceder para realização do laudo de avaliação. Entende-se, contudo, que não há razão para que os resultados sejam provisórios, o que traz uma série de inconvenientes e incertezas, tanto para a empresa quanto para os consumidores.

119. Ademais, embora o procedimento apresente diferenças, conceitualmente é similar, pois em ambos os métodos são usados os preços individuais para os equipamentos principais. A diferença reside nos componentes menores e custos adicionais que no banco de preços referenciais são regulatórios, a partir de

Enquanto não houver a aplicação do Banco de Preços Referenciais, os resultados deverão ser provisórios?

Qual o tratamento para remuneração dos investimentos com uso da RGR?



padrões definidos, e no método atual esses valores são avaliados a partir das obras imobilizadas, sendo que mesmo assim estão sujeitos à análise da ANEEL que define os valores finais para fins regulatórios.

120. Portanto, recomenda-se que os resultados apurados para a base de remuneração das concessionárias no 3CRTP, através do banco de preços da própria concessionária, enquanto a ANEEL não dispor do banco de preços referenciais homologado, sejam aprovados em definitivo, não ensejando novo cálculo. IV. CONCLUSÃO 121. Diante das análises apresentadas, propõe-se para o Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica (3CRTP), como aperfeiçoamento da metodologia e critérios gerais para definição da Base de Remuneração Regulatória:

a) Avaliação dos investimentos incrementais, com a “blindagem” da base de remuneração

avaliada no 2CRTP; b) Considerar como data-base, para efeito de laudo de avaliação e determinação da base de

remuneração, o sexto mês anterior à data da revisão tarifária, não devendo ter nenhum acréscimo pós-laudo até a data da revisão;

c) Adoção do método do custo de reposição para avaliação das máquinas e equipamentos, edificações, e do método do custo contábil corrigido para avaliação de terrenos e servidões, veículos, móveis e utensílios;

d) Adoção do preço individual da empresa para valoração dos equipamentos principais; e) Utilização do banco de preços da concessionária enquanto não for homologado o banco de

preços referenciais; f) Determinação do investimento associado à base de anuidade regulatória a partir da relação

com o AIS avaliado, conforme fórmula apresentada; g) Não reconhecimento tarifário do capital de giro no âmbito da revisão tarifária; h) Remuneração do saldo dos recursos de RGR pela taxa específica, deduzindo-se da base de

remuneração líquida, conforme proposto no Submódulo 2.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET).



V. RECOMENDAÇÃO

122. Recomenda-se a submissão ao processo de Audiência Pública da proposta de metodologia de definição da base de remuneração a ser aplicada no terceiro ciclo de revisões tarifárias das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

CLAUDIO ELIAS CARVALHO Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Energia Matrícula: 1496691

LUCIANO AUGUSTO DUARTE CHEBERLE Especialista em Regulação


SIDNEY MATOS DA SILVA Especialista em Regulação


MIGUEL DAS CHAGAS BRITO SOBRINHO Assessor

Matrícula: 228725

De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

ANTONIO ARAÚJO DA SILVA Superintendente de Fiscalização Econômica e Financeira

Documents

Nota Técnica nº 268/2010-SRE-SFF/ANEEL