Número: 48580.001461/2017-00 - aneel.gov.br · DAVI VIDAL ROLA ALMEIDA,EDUARDO HIROMI OHARA, ... o de menor tarifa, sem bonificação de outorga para o Tesouro Nacional, dado que

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

Nota Técnica nº 149/2017-SRM/SGT/SRD/SFF/ANEEL

Em 08 de stembro de 2017.

Processo: 48500.002667/2017-99

Assunto: Conclusão da Audiência Pública n° 32/2017 – Definição de parâmetros regulatórios para os processos tarifários das Distribuidoras Designadas, definidas nos termos da Resolução Normativa nº 748/2016, e de limites para os indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC até a primeira revisão tarifária ordinária do concessionário a ser contratado por meio de licitação.

I. DO OBJETIVO

1. Esta Nota Técnica tem por objetivo definir, considerando a análise das contribuições da AP 32/2017, os parâmetros regulatórios para os processos tarifários das Distribuidoras Designadas, definidas conforme Resolução Normativa nº 748/2016, e dos limites para os indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, até a primeira revisão tarifária ordinária do concessionário a ser contratado por meio de licitação.

II. DOS FATOS

2. A Resolução Normativa nº 748, de 29 de novembro de 2016, estabelece os termos e condições para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica por Distribuidora Designada, nos termos do art. 9º da Lei n. 12.783, de 11 de janeiro de 2013 e da Portaria MME nº 388, de 26 de julho de 2016 e dá outras providências (Processo nº 48500.004245/2016-77).

3. As Distribuidoras Designadas são: Amazonas Energia, Eletroacre, Ceron, Cepisa, Ceal, Boa Vista Energia e CEA, que são responsáveis pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica com vistas a garantir a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a assunção de novo concessionário, o que ocorrer primeiro. A Boa Vista Energia, a partir de 1º de janeiro de 2017 passou a atender os usuários da Companhia Energética de Roraima – CERR, cuja concessão extinguiu-se desde então.

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: BAB4ABDE0040FBC0 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA,TICIANA FREITAS DE SOUSA

DAVI VIDAL ROLA ALMEIDA,EDUARDO HIROMI OHARA, THIAGO ROBERTO MAGALHAES VELOSO

LEANDRO CAIXETA MOREIRA,DAVI ANTUNES LIMA, ROBSON KUHN YATSU

ASSINADO DIGITALMENTE POR CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR, JULIO CESAR REZENDE FERRAZ

Número: 48580.001461/2017-00

Fl. 2 da Nota Técnica nº 149/2017-SRM/SGT/SRD/SFF/ANEEL, de 08/09/2017.


4. Em atendimento ao art. 4º da Lei n. 13.299/2016, a Resolução Homologatória nº 2.184, de 29 de novembro de 2016, homologou limites regulatórios de perdas para processos tarifários até 2025 da CEA, CERR, Amazonas Energia e Boa Vista. Nos processos de revisão tarifária são definidos diversos parâmetros regulatórios para os processos tarifários subsequentes, bem como os limites de DEC e FEC.

5. A Portaria nº 23, de 24 de janeiro de 2017, revogou a realização das Revisões Tarifárias das Distribuidoras Designadas previstas para 2017, com exceção da CEA, tornando necessário discutir o procedimento a ser adotado com relação aos parâmetros que seriam definidos nas mesmas. 6. O Despacho nº 1.213 de 2 de maio de 2017 aprovou minuta de Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica para utilização nos processos de licitação das Distribuidoras Designadas. A minuta de Contrato de Concessão prevê a definição do componente Pd do Fator X e, caso necessária, a flexibilização dos custos operacionais e perdas não técnicas regulatórias para os processos tarifários entre a assinatura do contrato e a primeira revisão tarifária subsequente.

7. Em 07/06/2017 foi aberta a Audiência Pública 032/2017 com objetivo de obter subsídios para definição de parâmetros regulatórios para os processos tarifários das Distribuidoras Designadas bem como de limites para os indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC.

8. O Ministérios de Minas e Energia – MME encaminhou o Ofício nº 170/2017/SE-MME de 19/07/2017 solicitando contribuições acerca do equilíbrio econômico financeiro das áreas de concessão sob gestão das Distribuidoras Designadas considerando o cenário de necessidade de licitação para contratação de novo concessionário; o fato das distribuidoras terem desempenho aquém dos parâmetros regulatórios, além da elevada dívida contraída junto ao fundo de Reserva Global de Reversão – RGR durante o período de designação. No caso de desequilíbrio, o MME solicita que se avalie viabilidade técnica e operacional de reequilibrar os contratos de concessão antes do processo de venda ou licitação das áreas, de modo a reduzir a RGR necessária nos meses decorridos até a conclusão do processo de transferência das empresas e/ou das áreas ao novo concessionário e viabilizar essa nova operação.

9. A ANEEL emitiu o Ofício nº 271/2017-DR/ANEEL, de 24 de julho, no qual encaminha a Nota Técnica nº 351/2017-SGT-SRM-SCT/ANEEL, que contempla as análises solicitadas pelo Ofício nº 170/2017/SE-MME.

10. Em seguida, por meio do Ofício n. 296/2017-DR/ANEEL, a Agência se posicionou no sentido de prever em Decreto o reconhecimento tarifário da receita necessária ao pagamento dos empréstimos da RGR, além da necessidade de alterar o Contrato de Concessão para prever o mesmo reconhecimento entre os itens de Parcela A. Com relação ao momento de fazer as alterações tarifárias para reequilíbrio da concessão a ser licitada nos termos da Lei n. 12.783/2012, o posicionamento da Agência foi no sentido de que o Poder Concedente teria que decidir o momento de fazê-lo, se durante o ano de 2017 ou no primeiro processo tarifário posterior à assinatura do novo contrato de concessão. Por fim, o entendimento de que uma vez realizada a elevação tarifária, o critério da licitação deve ser o de menor tarifa, sem bonificação de outorga para o Tesouro Nacional, dado que o mercado pode revelar, por meio de competição, necessidade de elevação tarifária menor do que o estimado pela ANEEL.

11. Em 1º de setembro de 2017, foi publicada a Portaria MME n. 346/2017, que a altera a Portaria MME n. 388/2016 e prevê que no processo tarifário do ano de 2017, a ANEEL deverá flexibilizar, de forma transitória, os parâmetros regulatórios referentes aos custos operacionais e às perdas não técnicas, com o objetivo de permitir o






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equilíbrio econômico da Concessão a ser licitada nos termos do art. 8º da Lei n. 12.783/2013.

12. O MME realizou Consulta Pública entre 28/08/2017 e 06/09/2017 sobre propostas de alterações da Minuta do Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica referente às concessões de que trata o art. 8º §1º-A, da Lei nº 12.783/2013.

III. DA ANÁLISE

13. O MME solicitou contribuição, Ofício nº 170/2017, quanto ao equilíbrio das áreas de concessão sob gestão das Distribuidoras Designadas, considerando os desafios ao atendimento de parâmetros regulatórios e a elevada dívida contraída por estas Distribuidora com o fundo RGR durante o período de designação. Diante de uma configuração de desequilíbrio, solicitou avaliação quanto a viabilidade de se reequilibrar as concessões antes do processo de venda ou licitação das áreas, de modo a reduzir os empréstimos de recursos da RGR e viabilizar o próprio processo de transferência dessas empresas e/ou áreas para o novo concessionário.

14. A Nota Técnica nº 351/2017-SGT-SRM-SCT concluiu que as áreas de concessão sob regime de designação estão desequilibradas num contexto de necessidade de contratação de novo concessionário por meio de licitação. As principais razões apontadas foram os empréstimos da RGR que deverão ser assumidos pelo novo concessionário e os elevados valores atuais de perdas não técnicas e de custos operacionais. Ademais a NT nº 351/2017 entende plausível a antecipação da flexibilização de parâmetros regulatórios, perdas não técnicas e custos operacionais, de modo a reduzir os empréstimos da RGR, que inexoravelmente seriam custeados pelo consumidor em algum momento.

15. O MME, por meio da Portaria nº 346/2017-MME determina que no processo tarifário do ano de 2017, a ANEEL deverá flexibilizar, de forma transitória, os parâmetros regulatórios referentes aos custos operacionais e às perdas não técnicas, com o objetivo de permitir o equilíbrio econômico da Concessão a ser licitada nos termos do art. 8º da Lei n. 12.783/2013. 16. Diante das novas circunstâncias e determinação do MME, que surgiram após abertura da Audiência Pública nº 32/2017, as contribuições recebidas serão avaliadas sob a luz desse novo contexto.

III.1. Contribuições - Componente Pd do Fator X

17. Os grupos econômicos ENEL, Equatorial e Energisa e o fundo de investimento GP INVESTMENTS LTD defendem que o Componente Pd do Fator X assuma valor 0 (zero) a partir dos processos tarifários das Distribuidoras Designadas, ou seja, antes do processo licitatório porque não haveria ganhos de produtividade tendo em vista o caráter excepcional, precário e temporário na prestação dos serviços. A aplicação de um Pd diferente de 0 (zero) ainda agravaria a situação de desequilíbrio econômico-financeiro. 18. O grupo Energisa ainda defende que o Componente Pd do Fator X seja mantido igual a 0 (zero) por dois ciclos, ou seja, por 10 anos de modo garantir uma segurança maior aos novos controladores. Análise






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19. A definição de um componente Pd igual a 0 (zero) parte da premissa que o novo concessionário tenha que fazer elevados investimentos para recuperar a qualidade do serviço prestado, reduzir perdas, etc. Entretanto, esta não é a realidade das Distribuidoras Designadas devido à restrição de recursos que as impedem de investir nas mesmas condições do novo concessionário. Nesse sentido, as receitas dessas Distribuidoras tendem a crescerem acima dos seus custos o que justifica a manutenção do componente Pd vigente até a entrada de novo concessionário. 20. Com relação ao valor do Componente Pd igual a zero nos dois primeiros ciclos, é matéria a ser tratada no contrato de concessão, que está sendo discutido em Consulta Pública do MME. 21. Portanto, recomendamos não acatar os pleitos.

III.2. Contribuições - Componente T do Fator X

22. O GP INVESTMENTS solicita que a ANEEL mantenha valor igual a 0 (zero) para o componente T do Fator X para os processos tarifários das distribuidoras que vierem assumir as novas concessões. Segundo o GP, seria possível definir um valor para o componente T diferente de 0 (zero) a partir de uma revisão que poderia ocorrer até o terceiro processo tarifário pós assinatura do contrato, prevista pela Subcláusula Segunda da Cláusula Décima Nona da Minuta de Contrato de Concessão aprovado pela ANEEL no âmbito da AP 094/2016. Análise 23. Cabe ressaltar que o componente T do Fator X é aplicado à Parcela B para que a tarifa se eleve ou decresça de maneira que os custos operacionais regulatórios ali reconhecidos atinjam o patamar de eficiência definido pela ANEEL. Os custos operacionais regulatórios para o período entre a data de assinatura do contrato e a primeira revisão tarifária ordinária serão definidos conforme critérios contidos na Subcláusula Terceira da Cláusula Décima Nona da Minuta de Contrato. Como a Cláusula Décima Nona é transitória e as regras do PRORET não se aplicarão durante este período para os custos operacionais o que, na prática, significa que o Componente T do Fator X será zero durante este período. 24. Portanto, o pleito já tinha sido acatado.

III.3. Contribuições - Perdas Regulatórias

25. A ENEL, a Equatorial e o GP INVESTMENTS defendem o reconhecimento das perdas reais já no período de designação devido ao desequilíbrio econômico-financeiro enfrentado pelas empresas e de forma a viabilizar o processo de licitação. 26. O grupo Energisa recomenda utilizar a mediana das perdas não técnicas dos últimos 4 anos para excluir possíveis outliers bem como estabelecer uma meta para 20 anos até o nível de saturação de 7,5%. Também defende que se realize a flexibilização já no período de designação para viabilizar o processo licitatório e diluir o impacto tarifário que medidas adicionais de flexibilização podem ocasionar após assunção do novo controlador.






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Análise 27. O serviço de distribuição de energia elétrica deve ser prestado por meio de concessão ou diretamente pela União. O período de designação significa prestação direta pela União até que seja contratado novo concessionário, por meio de licitação. Não há outra alternativa, portanto, que não seja licitar uma concessão equilibrada, ou seja, que permita que o novo concessionário tenha adequado retorno sobre o capital investido, desde que se torne eficiente. Por essa razão, ao aprovar a minuta do contrato de concessão a ser utilizado pelo MME no processo de licitação, a ANEEL entendeu oportuno permitir a flexibilização temporária dos parâmetros de perdas não técnica e os custos operacionais. A razão da flexibilização é que qualquer novo concessionário, por mais eficiente que seja, precisará de algum tempo para ajustar o nível de perdas e custos operacionais aos referenciais regulatórios da ANEEL. Com isso, a perda de valor nos primeiros anos poderia inviabilizar o processo de licitação. 28. No entanto, o momento de realizar a flexibilização tarifária não depende somente da ANEEL. Importante resgatar que o regime de designação (equivalente ao contrato de concessão de uma concessionária) é definido pelo Poder Concedente, inclusive a regra tarifária (Portaria MME n. 388/2016). Nesse sentido, o equilíbrio econômico financeiro da Distribuidora Designada ocorre se aplicadas as condições da referida Portaria. O modelo econômico empregado na versão original da Portaria n. 388/2016 foi de aplicação das regras usuais de reajuste tarifário, com o restante da receita necessária para se atingir a condição mínima de sustentabilidade sendo auferida por meio de empréstimos de recursos da RGR. A composição entre tarifa e empréstimos durante o período de designação, portanto, depende de decisão do Poder Concedente.

29. Por meio da Portaria MME n. 346/2017, a decisão do Poder Concedente de flexibilizar os parâmetros regulatórios referentes aos custos operacionais e às perdas não técnicas afeta a composição entre tarifas e empréstimos a ser utilizada no restante do período de designação. Elevam-se as tarifas com o objetivo de reequilibrar a concessão para a viabilidade da licitação e, por consequência, resta reduzida a necessidade de empréstimos de recursos da RGR.

30. Conforme demonstrado na Nota Técnica n. 351/2017-SGT-SRM-SCT/ANEEL, um dos itens de receita que há grande diferença entre os referencias regulatórios e os realizados pelas distribuidoras designadas são os níveis de perdas não técnicas. Para três das distribuidoras designadas (ED Amazonas, ED Roraima e CEA), independentemente de qualquer ação da ANEEL ou do Poder Concedente, houve alteração legislativa (Lei n. 13.299/2016) para permitir o repasse tarifário do nível realizado de perdas, com trajetória para os referenciais regulatórios em 10 anos. Tal alteração legislativa foi regulada pela ANEEL e a REH nº 2.184/2016 homologa os referenciais regulatórios de perdas técnicas e não técnicas de tais distribuidoras até o ano de 2025. Por essa razão, entendemos que não cabe qualquer alteração adicional dos níveis regulatórios para ED Amazonas, ED Roraima e CEA na presente Audiência Pública.

31. A Figura 1 ilustra a diferença entre as perdas não técnicas reais e regulatórias das outras quatro distribuidoras designadas. Nota-se grande distanciamento entre o desempenho real e a eficiência regulatória. Seja qual for o vencedor da licitação, serão necessárias melhorias dos processos comerciais e investimentos para que o nível regulatório de perdas seja reduzido e esteja compatível com os referenciais regulatórios de perdas. Para uma dimensão da perda de valor decorrente do desempenho no combate às perdas, a Figura 2 ilustra a relação entre o custo decorrente do não reconhecimento das perdas realizadas1 e a remuneração do capital reconhecida nas tarifas.

1 Quantidade de energia efetivamente perdida deduzida da quantidade de energia repassada para as tarifas valorada pelo preço médio de compra de energia de cada distribuidora.






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No caso da Cepisa, por exemplo, o valor perdido em um único ano equivale ao retorno sobre o capital de 6,3 anos. No caso menos grave, da Eletroacre, o investidor perderia metade da remuneração sobre seu capital somente com a ineficiência de perdas não técnicas. Não se vislumbra, portanto, possibilidade de licitação de uma concessão sem o ajuste dos referenciais regulatórios.

Figura 1 – Perdas Não Técnicas sobre o Mercado de Baixa Tensão: Reais, Regulatórias e Flexibilizada

Figura 2 – Relação entre o custo não reconhecido de perdas e a remuneração do capital regulatória

38,7%36,9% 37,9%

26,3%

15,7%13,9%

8,3%11,3%

27,2%25,4%

23,1%

18,8%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

CEAL CEPISA CERON ELETROACRE

Perdas Não Técnicas sobre BT

Realizado 2016 Regulatória Média

1,7

6,3

2,8

0,5

0,0%

100,0%

200,0%

300,0%

400,0%

500,0%

600,0%

700,0%


Perda de Receita Perdas / Remuneração do Capital






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32. Por outro lado, também não seria necessário o reconhecimento integral das perdas reais, dado que implicaria em elevado impacto tarifário inicial para os consumidores. Como alternativa, sugere-se que o nível regulatório de perdas não técnicas permaneça fixo até a primeira revisão tarifária ordinária e seja definido como o ponto médio entre a perda real e a perda regulatória. A premissa empregada é que o novo concessionário levaria cinco anos, ou um ciclo tarifário, para convergir para os referenciais regulatórios. Nos dois primeiros anos, portanto, ainda teria perdas não técnicas maiores do que o reconhecimento tarifário. No terceiro ano os referenciais se equivaleriam, e nos dois últimos anos do ciclo o novo concessionário teria perdas inferiores às regulatórias, compensando as perdas que obteve nos dois primeiros anos. Os impactos tarifários médios estimados decorrentes da flexibilização dos níveis regulatórios de perdas são apresentados no gráfico a seguir.

Figura 3 – Impacto Tarifário da flexibilização das perdas regulatórias

33. Utilizou-se na presente Nota Técnica um cenário apenas. Cada investidor interessado no leilão pode ter uma estratégia e, consequentemente, um cenário distinto daquele utilizado pela ANEEL em suas simulações. Daí a importância de que o critério de escolha do novo concessionário seja o de menor tarifa (ou menores flexibilizações tarifárias) de modo que a competição do mercado revele essa informação em benefício dos consumidores locais. Nesse cenário, a entrada de um novo concessionário, além de fazer cessar a necessidade de empréstimos da RGR, também poderia reduzir a tarifa dos consumidores locais. 34. Diante disso, recomendamos acatar parcialmente as contribuições pois vão no sentido da flexibilização das perdas não técnicas já no período de designação, porém em uma menor intensidade que o solicitado.

III.4. Custos Operacionais

35. Não houve contribuições relativas aos custos operacionais. Entretanto, é importante destacar a mudança de contexto decorrente da publicação da Portaria n. 346/2017-MME, que determina que no processo tarifário de 2017 a ANEEL flexibilize os parâmetros de perdas e custos operacionais com vistas ao equilíbrio da concessão a

2,74%

3,33%

4,36%

1,75%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%


Impacto Tarifário Perdas (%)






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ser licitada nos termos da Lei n. 12.783/2013.

36. Utilizando as mesmas premissas já discutidas na Nota Técnica n. 351/2017-SGT-SRM-SCT/ANEEL e na seção anterior da presente Nota Técnica, a perda de valor decorrente da diferença entre os custos operacionais regulatórios e os custos operacionais reais é de tal monta que pode inviabilizar a contratação de novo concessionário. A Figura 4 ilustra a diferença entre custo operacional real e o regulatório, todos a preços da data do processo tarifário de 2016. Aqui há ligeira alteração com relação à NT n. 351/2017-SGT-SRM-SCT/ANEEL, dado que os valores realizados apresentados naquela oportunidade estavam a preços de julho de 2015.

Figura 4 – Custos Operacionais Reais, Regulatórios e Flexibilização

37. A primeira barra é o custo operacional regulatório no processo tarifário de 2016. A segunda barra apresenta os custos operacionais realizados no ano civil de 2015. Trata-se do mesmo valor utilizado para conceder os empréstimos da RGR (REH 2.184/2016) atualizados pelo IPCA entre julho de 2015 e a data do processo tarifário de 2016. Para se ter uma dimensão da perda de valor associada à diferença, a Figura 5 apresenta a relação entre a perda de receita de custos operacionais e a remuneração de capital regulatória. No caso da Amazonas Energia, por exemplo, a perda de receita decorrente da diferença entre os custos operacionais reais e os regulatórios, em um único ano, é proporcional a 35 anos do nível atual de remuneração sobre o capital reconhecido nas tarifas. Em outras palavras, mesmo que do segundo ano em diante o novo concessionário conseguisse obter remuneração sobre o capital compatível com a remuneração sobre o capital regulatória, os 30 anos de concessão não seriam suficientes sequer para compensar a perda do primeiro ano. Para as outras distribuidoras designadas, o cenário é menos impressionante, mas mesmo nos casos menos graves a perda de receita em um único ano consumiria pelo menos três anos de remuneração sobre o capital. Num cenário como esse, é improvável que a concessão se reequilibre a ponto de, ao final dos trinta anos, o concessionário ter remuneração compatível com o risco do capital investido. Há, portanto, necessidade de flexibilização dos referenciais regulatórios de custos operacionais.

349

38

272

361

234

93 68

953

197

423

505

343

172 191

906

187

402479

326

164 182

627

112

337

420

280

129 125

-

200

400

600

800

1.000

1.200

AMAZONAS BOA VISTAENERGIA

CEAL CEPISA CERON ELETROACRE CEA

Milh

ões

PMSO Regulatório PMSO Anual Real a preços do IRT 2016PMSO Anual Meta a preços do IRT 2016 PMSO Flexibilizado 2016






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Figura 5 – Relação entre os custos operacionais não reconhecidos e a remuneração do capital regulatória2

38. Para definição dos níveis de custo operacionais a serem reconhecidos nos processos tarifários de 2017, buscou-se empregar as mesmas premissas utilizadas nas flexibilizações dos níveis de perdas não técnicas. Durante o período de designação, no entanto, está sendo exigida melhora nos índices de custos operacionais, de modo que, como custo operacional realizado será utilizado aquele resultante da meta de redução de 5% ao ano, em termos reais. Tais valores também constam da REH 2.184/2016 e foram atualizados pelo IPCA para a data do reajuste tarifário de 2016. Os resultados são as barras cinzas da Figura 4. A média entre a meta de redução de custos operacionais e os custos operacionais regulatórios seriam os valores a serem utilizados no processo tarifário de 2017. 39. Assim como nas perdas não técnicas, a premissa empregada é que o novo concessionário levaria cinco anos (um ciclo tarifário) para convergir para os referenciais regulatórios. Nos dois primeiros anos, portanto, ainda teria custos operacionais maiores do que o reconhecimento tarifário. No terceiro ano os referenciais se equivaleriam, e nos dois últimos anos do ciclo o novo concessionário teria custos operacionais inferiores aos regulatórios, compensando as perdas que obteve nos dois primeiros anos. Os impactos tarifários médios estimados decorrentes da flexibilização dos níveis regulatórios de custos operacionais são apresentados no gráfico a seguir.

2 Por não ter passado por revisão tarifária, a CEA não tem remuneração sobre o capital regulatória calculada

35

7

4

10

3 3

0

5

10

15

20

25

30

35

40








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Figura 6 – Impacto Tarifário da Flexibilização dos Custos Operacionais3

40. Avaliando-se os resultados, nota-se que o impacto tarifário para a Boa Vista Energia destoa bastante das demais distribuidoras designadas. Avaliando-se as metodologias de cálculo dos custos operacionais nas revisões tarifárias (Submódulo 2.2 do PRORET) nota-se que a Boa Vista Energia é a empresa com menor nível de eficiência entre todas as concessionárias de distribuição. Haveria, portanto, possibilidade de redução mais rápida de custos operacionais, sem a necessidade de reconhecer a média entre os custos reais e os regulatórios. Como alternativa, sugere-se que a ineficiência considerada para a Boa Vista Energia, medida pela relação entre o PMSO Real e o Regulatório, seja a maior entre as demais distribuidoras designadas4, que é a CEA (268%). Assim, seria reconhecida a média entre o custo operacional realizado ajustado e o custo operacional regulatório, reduzindo o impacto tarifário de Boa Vista para 10,1%, conforme figura a seguir.

3 Para CEA, para fins de simulação, foi estimado que 70% da Parcela B atual são custos operacionais 4 Ineficiência sendo mensurada como a razão entre o Custo Operacional Real e o Custo Operacional Regulatório

9,8%

23,9%

4,8% 4,2%3,5%

8,7%

11,8%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%



Impacto Tarifário PMSO






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Figura 7 - Impacto Tarifário da Flexibilização dos Custos Operacionais, Boa Vista ajustado

41. Assim como no caso de perdas não técnicas, utilizou-se na presente Nota Técnica um cenário base apenas. Cada investidor interessado no leilão pode ter uma estratégia e, consequentemente, um cenário distinto daquele utilizado pela ANEEL em suas simulações. Por isso a importância de que o critério de escolha do novo concessionário seja o de menor tarifa (ou menores flexibilizações tarifárias) de modo que a competição do mercado revele essa informação em benefício dos consumidores locais. Nesse cenário, a entrada de um novo concessionário, além de fazer cessar a necessidade de empréstimos da RGR, também poderia reduzir a tarifa dos consumidores locais.

III.5. Impacto Tarifário Consolidado e Critério de Licitação

42. A figura a seguir consolida os impactos tarifários decorrentes das flexibilizações de custos operacionais e perdas. Importante esclarecer que aqui se avalia, somente, o impacto tarifário das flexibilizações avaliadas na presente Nota Técnica, sem qualquer simulação a respeito dos processos de reajuste ou revisão tarifária ordinários do ano de 2017. Ceal, Cepisa e Ceron teriam um incremento tarifário da ordem de 7% a 8%, Boa Vista Energia (capital somente) e Amazonas Energia teriam uma elevação tarifária entre 9% e 10% e Eletroacre e CEA teriam elevação tarifária da ordem de 10% a 11%.

9,8%10,1%

4,8%4,2%

3,5%

8,7%

11,8%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%



Impacto Tarifário PMSO






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Figura 8 – Impacto Tarifário Consolidado de Perdas Não Técnicas e Custos Operacionais

43. A tabela a seguir ilustra os referencias regulatórios originais do processo tarifário de 2016, os valores flexibilizados e a diferença entre ambos para que se possa definir com clareza a metodologia a ser empregada nos processos tarifários de 2017 até o último reajuste anterior à primeira revisão tarifária ordinária do novo concessionário. Com relação às perdas, os referencias regulatórios definidos na terceira coluna da tabela seriam utilizados nos processos tarifários, sem trajetória. No que se refere aos custos operacionais, no reajuste de 2017 seria adicionada à receita de Parcela B a diferença entre o nível regulatório flexibilizado e o reconhecido no processo tarifário de 2016 (última coluna da tabela), atualizada pelo IPCA entre a data do processo tarifário de 2016 e a data do processo tarifário de 2017. A partir de então, a Parcela B do processo tarifário de 2017 seria reajustada normalmente. Como a CEA passará por revisão tarifária no ano de 2017, basta que seja considerando como PMSO regulatório o nível regulatório flexibilizado atualizado pelo IPCA.

Tabela 1 – Flexibilização dos Parâmetros Regulatórios

Empresa

Perdas Não Técnicas % Mercado de Baixa Tensão Custo Operacionais (R$)

Processo Tarifário de 2016

Nível regulatório flexibilizado

Diferença Processo

Tarifário de 2016

Nível regulatório flexibilizado

Diferença

AMAZONAS REH 2.184/2016 REH 2.184/2016 348.814.032 627.198.364 278.384.333

BOA VISTA REH 2.184/2016 REH 2.184/2016 37.541.148 69.062.498 31.521.350

CEAL 15,67% 27,18% 11,51% 271.691.345 336.655.364 64.964.020

CEPISA 13,93% 25,41% 11,48% 360.719.593 420.070.979 59.351.386

CERON 8,33% 23,09% 14,76% 234.012.852 279.853.142 45.840.291

ELETROACRE 11,28% 18,79% 7,51% 93.484.480 128.543.635 35.059.155

CEA REH 2.184/2016 REH 2.184/2016 67.812.050 124.750.303 56.938.252

2,7% 3,3%4,4%

1,7%

9,8% 10,1% 4,8% 4,2%3,5% 8,7% 11,8%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

13%



Impacto Tarifário Perdas (%) Impacto Tarifário PMSO






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44. Conforme já detalhando no Ofício n. 296/2017-DR/ANEEL, na Nota Técnica n. 351/2017-SGT-SRM-SCT e na presente Nota Técnica, a flexibilização dos parâmetros regulatórios parte da constatação de que não há valor na concessão sem as flexibilizações, ou seja, nenhum investidor estaria disposto a adquirir uma base de ativos, dado que o retorno sobre o capital investido não compensaria o investimento feito. Como o Poder Concedente está ofertando uma outorga que sem a flexibilização dos referencias regulatórios não possui valor, não há que se falar em pagamento por tal outorga. Nesse sentido, o critério da licitação deve ser de menor tarifa. Por exemplo, poderia ser utilizado como critério a menor flexibilização necessária dos referencias regulatórios, ou seja, o investidor revelaria o nível de flexibilização necessária entre zero e os valores das colunas 4 e 7 da tabela anterior. Lembrando que os valores da coluna 7 seriam posteriormente atualizados pelo IPCA até o processo tarifário subsequente à assinatura dos contratos de concessão. 45. Havendo na licitação flexibilização menor do que a proposta na presente Nota Técnica, o consumidor se beneficiaria por uma redução tarifária no primeiro processo posterior à assinatura do novo contrato de concessão e as flexibilizações definidas na licitação prevaleceriam sobre as aqui definidas. Poderia ser um lance único, considerando um percentual das flexibilizações propostas, ou lances sequenciais. Tal decisão cabe ao Poder Concedente. Importante reforçar que além das flexibilizações de perdas não técnicas e custos operacionais, o deságio também deveria considerar o reconhecimento dos empréstimos da RGR, conforme Nota Técnica nº 351/2017-SGT-SRM-SCT. Não está sendo tratado na presenta Audiência Pública porque o impacto tarifário somente seria percebido após a primeira revisão tarifária ordinária do novo concessionário.

III.6 Redução dos Empréstimos da RGR e custo evitado com a contratação de novo concessionário

46. Como forma de preservar a continuidade do serviço prestado, foi definido que durante o período de designação seriam utilizadas as tarifas anteriormente aplicadas pela concessionária local, atualizadas conforme regra de reajuste, e a diferença para se atingir a condição mínima de sustentabilidade seria assegurada por meio de empréstimos da RGR. Com a mudança prevista na Portaria 346/2017-MME e a flexibilização dos parâmetros regulatórios, há que se reduzir os empréstimos da RGR correspondente ao acréscimo de receita que passará a ser faturada dos consumidores por meio das tarifas. 47. A tabela a seguir ilustra os valores estimados a serem deduzidos dos empréstimos. A segunda coluna apresenta a elevação de receita decorrente da flexibilização dos Custos Operacionais regulatórios. Somada com a majoração da receita decorrente do maior reconhecimento de perdas obtém-se a majoração total da receita requerida anual. Como os empréstimos são feitos em bases mensais, basta dividir a receita anual por doze para se obter o valor a ser deduzido dos empréstimos, ajustados de forma pro rata à data do reajuste. O valor referente à flexibilização dos custos operacionais deverá ser atualizado pelo IPCA desde junho de 2015 até o mês anterior ao do reajuste tarifário de 2017, a partir do qual permanecerá constante.

Tabela 2 – Redução dos Empréstimos da RGR

Empresa Elevação

Anual PMSO (R$)

Elevação Anual

Perdas (R$)

Elevação Anual

Consolidada (R$)

Redução Mensal dos

Empréstimos da RGR (R$)

Data Base

Valor Mensal Atualmente Emprestado

(R$)

Redução (%)

AMAZONAS 278.384.333 - 278.384.333 23.198.694 nov/16 68.188.825 34%






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Empresa Elevação

Anual PMSO (R$)

Elevação Anual

Perdas (R$)

Elevação Anual

Consolidada (R$)

Redução Mensal dos

Empréstimos da RGR (R$)

Data Base

Valor Mensal Atualmente Emprestado

(R$)

Redução (%)

BOA VISTA 31.521.350 - 31.521.350 2.626.779 nov/16 17.885.981 15%

CEAL 64.964.020 36.732.508 101.696.528 8.474.711 set/16 26.658.844 32%

CEPISA 59.351.386 46.987.751 106.339.138 8.861.595 set/16 39.326.152 23%

CERON 45.840.291 56.616.468 102.456.759 8.538.063 nov/16 23.985.177 36%

ELETROACRE 35.059.155 7.050.742 42.109.897 3.509.158 nov/16 8.948.741 39%

CEA 56.938.252 - 56.938.252 4.744.854 nov/16 17.349.718 27%

Total 572.058.787 147.387.470 719.446.256 59.953.855 202.343.438 30%

48. Nesse ponto, cabe chamar a atenção para a importância de se efetivar no menor tempo possível o processo de licitação diante do ganho decorrente da contratação de novo concessionário. Atualmente, a cada mês são emprestados mais de R$ 200 milhões de reais dos recursos da RGR para manter a continuidade do serviço prestado em tais concessões. O valor dos empréstimos decorre do fato de o prestador atual do serviço não ter eficiência compatível com os níveis exigidos pelo regulador para o repasse tarifário, sobretudo com relação às perdas não técnicas e os custos operacionais. 49. Em função do volume de empréstimos concedidos que, conforme demonstrado na Nota Técnica n. 351/2017-SGT-SRM-SCT/ANEEL em diversos casos serão maiores do que a própria base de remuneração, deverá haver o reconhecimento tarifário para o pagamento de tais empréstimos. Nesse sentido, a conclusão do processo licitatório, de uma só vez, retira a necessidade de fazer empréstimos com recursos da RGR, o que reduzirá as cotas da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, e fará com que os consumidores das áreas atualmente atendidas por distribuidoras designadas tenham menor impacto tarifário decorrente do pagamento dos empréstimos concedidos.

50. A título de simulação, importante alertar para alguns cenários. Possivelmente, os recursos da RGR não serão suficientes para que o regime de designação perdure por muito mais tempo do que a data atualmente prevista na Portaria do MME, de 31 dezembro de 2017. Independentemente dos recursos da RGR, é obrigação da União a continuidade do serviço prestado. A diferença entre as receitas tarifárias e os custos para a prestação do serviço poderiam passar a ser cobertos, por exemplo, com recursos do Orçamento Geral da União – OGU. Dada a situação fiscal do país, parece uma solução pouco provável. Outra alternativa, seria elevar as tarifas locais para suportar os custos das distribuidoras designadas. A figura a seguir ilustra o impacto tarifário de alocar todos os recursos que estão sendo emprestados pela RGR nas tarifas dos consumidores locais.






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Figura 9 – Impacto de substituir os empréstimos da RGR por tarifas

51. Em média, o impacto tarifário seria de 30%, chegando a 69% no caso da Boa Vista Energia. A simulação é muito similar ao regime pelo custo do serviço no qual as tarifas são definidas a partir dos custos realizados pelo prestador de serviço. Não havendo outra fonte de recursos, é uma solução que pode ser imposta ao consumidor local. Pior, sem incentivos adequados à eficiência, a tendência é que os custos aumentem e, consequentemente, as tarifas. A falta de incentivos corretos à eficiência foi a principal razão pela qual os modelos de regulação evoluíram para a regulação por incentivos. No caso das distribuidoras designadas, portanto, a regulação por incentivos aplicada pela ANEEL mantém a tarifas, em média, 30% menores do que as tarifas decorrentes da aplicação da regulação pelo custo do serviço. 52. Nesse ponto, importante marcar a diferença entre os cenários com e sem a conclusão do processo de licitação. Com a conclusão do processo de licitação, imediatamente são interrompidos os empréstimos da RGR, o que gera redução das cotas da CDE e menor necessidade de elevação das tarifas dos consumidores das distribuidoras designadas a partir da primeira revisão tarifária5. Haverá flexibilização das tarifas da ordem de 9% durante os 5 primeiros anos da concessão. Em seguida, a flexibilização é retirada das tarifas. Como a tendência é que o novo concessionário tenha eficiência compatível com os referencias regulatórios, haverá ganhos de produtividade que serão refletidos em tarifas menores para os consumidores.

53. Enquanto o novo concessionário não for contratado por meio de licitação, permanecem os empréstimos da RGR, na ordem de R$ 200 milhões a cada mês, até dezembro de 2017. Os mesmos serão pagos pelos consumidores das distribuidoras designadas a partir da primeira revisão tarifária periódica. Encerrando-se os

5 O Ofício n. 296/2017-DR/ANEEL sugere ao MME a possibilidade de incorporar nas tarifas o pagamento dos empréstimos obtidos ao longo do período de designação somente após o 5º do novo Contrato de Concessão.

28,7%

68,8%

23,9%

33,5%

22,1%26,6%

43,0%

30,0%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%






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recursos da conta, pode ser necessária elevação das tarifas da ordem de 30%, enquanto perdurar o período de designação, com tendência de elevação ainda maior. A Tabela 3 compara os dois cenários.

Tabela 3 – Cenário com e sem licitação

Item Com licitação Sem licitação

Concessionário sim não

Incentivos à eficiência forte fraco

Empréstimo da RGR (R$.milhões por mês) 0 202

Flexibilização Tarifária (até a primeira revisão) (impacto tarifário) 9% -

Flexibilização Tarifária (pós primeira revisão) (impacto tarifário) 0% -

Flexibilização Tarifária (tempo indeterminado) se não houver empréstimo da RGR (impacto tarifário)

- 30%

54. O regime de prestação temporária do serviço prestado por Distribuidoras Designadas é condição sem precedente e precária, não podendo se estender por muito tempo. É necessário ter senso de urgência para a conclusão do processo de licitação e contratação de novo concessionário para que a prestação do serviço volte a ser sustentável. Ainda que seja necessária alguma flexibilização tarifária para o reequilíbrio da concessão a ser licitada, o custo de tal alternativa é muito menor se comparado com o custo de não concluir o processo de licitação e, por consequência, dar continuidade ao modelo de prestação direta pela União, por meio de designação.

III.7. Contribuições – Limites para os Indicadores de Continuidade Coletivos DEC e FEC

55. Os grupos Enel, Equatorial, Energisa e o GP Investments solicitaram um novo ponto de partida para os limites globais de DEC e FEC das distribuidoras, o qual deveria corresponder ao valor entre o apurado e o limite do ano de 2016. Dentre as diversas justificativas apresentadas pelas contribuições, destacam-se como principais:

a) os limites atuais das distribuidoras foram definidos no ano de 2013, com base em dados pouco

confiáveis dos atributos dos conjuntos; e b) a delicada situação econômico-financeira das distribuidoras, a deterioração das redes atuais e o

caráter precário da designação podem levar à degradação da qualidade até a assunção de um novo controlador.

56. O GP Investments propôs que a trajetória de limites parta do valor apurado em 2016 e atinja o limite de 2017 em 8 anos, com trajetória semelhante à adotada nos aditivos contratuais de prorrogação das concessões. Já o Grupo Energisa propôs que a trajetória da metodologia de DEC e FEC seja atingida em 10 anos, com possibilidade de ser revista ao término do segundo ano de vigência do novo contrato. 57. A Enel propôs que o edital de privatização estabeleça os limites a serem observados após a assinatura do contrato, de modo que os limites agora em discussão vigorem apenas até a assunção da concessão por um novo controlador. 58. O Grupo Eletrobras apresentou contribuição específica para as distribuidoras Eletroacre, AmE e






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Ceron. Em resumo, a Eletrobras apresentou as particularidades dessas áreas de concessão, tais como dificuldades de acesso, grandes extensões de redes rurais, condições climáticas, etc. O Grupo solicitou a flexibilização de limites de diversos conjuntos dessas três distribuidoras.

59. O Conselho de Consumidores da Área de Concessão da Celpa - Concelpa solicitou que a ANEEL considere as diferenças regionais para o estabelecimento dos limites de DEC e FEC, devendo ficar atenta para as concessionárias que se encontram bastante desniveladas em relação as outras, citando em primeiro lugar Amazonas Energia e Boa Vista Energia, e posteriormente Ceron, Eletroacre, Cepisa e Ceal. 60. A IBS-Energy solicitou que a ANEEL altere o critério de cômputo das interrupções de longa duração, reduzindo-o de 3 para 1 minuto. A IBS- Energy entende ser muito longo esse período, fazendo com que muitas quedas de energia não sejam contabilizadas, de forma que muitos prejuízos aos clientes não são considerados com os parâmetros atuais de qualidade do serviço. Também propõe a criação de multa a ser paga pela distribuidora aos consumidores em caso de falta de energia. Análise 61. Com relação ao pleito de flexibilização do ponto de partida dos limites, entende-se que os argumentos apresentados são relevantes. De fato, desde 2011, quando a ANEEL passou a estabelecer os limites de DEC e FEC com base em atributos mais detalhados, há dificuldade para obtenção de dados confiáveis das distribuidoras em tela. Também não se pode negar a precariedade da situação atual dessas concessões, tanto no aspecto econômico-financeiro quanto no aspecto da conservação das redes elétricas e gestão da qualidade do serviço. 62. Desse modo, concorda-se que para algumas dessas concessões há um risco elevado de não atingimento dos limites nos patamares em que estão atualmente definidos nos cinco primeiros anos do contrato, período em que as compensações pela violação dos limites individuais poderão ser convertidas em investimentos para melhoria da qualidade do serviço.

63. Deve-se levar em consideração também as novas diretrizes estabelecidas pelo MME, que solicitou avaliação quanto à viabilidade de se reequilibrar as concessões antes do processo de venda ou licitação das áreas, de modo a viabilizar o próprio processo de transferência dessas empresas para o novo concessionário. Com relação ao tema, a Nota Técnica nº 351/2017-SGT-SRM-SCT concluiu que as áreas de concessão sob regime de designação estão desequilibradas num contexto de necessidade de contratação de novo concessionário por meio de licitação. Assim, considerando-se esses aspectos, entende-se também ser adequada a flexibilização dos limites de continuidade DEC e FEC das distribuidoras previamente à licitação.

64. Inicialmente, um aspecto que deve ser avaliado para a flexibilização dos limites é o impacto do suprimento nos indicadores atuais dessas distribuidoras. A metodologia atual de definição de limites de DEC e FEC (aprovada em 2014) prevê a flexibilização da trajetória de redução de limites nos casos em que o suprimento possui participação relevante nos indicadores dos conjuntos. Quando os limites das distribuidoras do Grupo Eletrobras foram estabelecidos, em 2013, não havia essa previsão na metodologia. As Figuras 10 e 11 apresentam a situação atual das distribuidoras nos indicadores DEC e FEC, segregados em origem interna e externa ao sistema de distribuição. Os dados se referem à média móvel de julho de 2016 a junho de 2017.






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Figura 10 – Indicador DEC interno e externo – média móvel de jul/16 a jun/17.

Figura 11 – Indicador FEC interno e externo – média móvel de jul/16 a jun/17.

65. A metodologia atual de definição de limites de DEC e FEC estabelece que a situação do suprimento de um determinado conjunto de unidades consumidoras é considerada crítica se os indicadores externos superam 9% do limite de DEC ou 15% do limite de FEC. Com base nesse critério, verifica-se que apenas CEAL e CEPISA possuem suprimento adequado. Para as demais empresas, propõe-se que a parcela dos indicadores apurados que

37,18

8,8817,18

21,8430,69

55,60

7,05

17,30 0,250,32

2,84

3,82

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

AmE Boa Vista CEAL CEPISA CERON ELETROACRE

DEC Interno e Externo

DEC Interno DEC Externo

19,5212,11 15,36 15,26 18,23

35,82

8,77

42,50

0,37 0,273,03

7,47

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

AmE Boa Vista CEAL CEPISA CERON ELETROACRE

FEC Interno e Externo

FEC Interno FEC Externo






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supere o patamar aceitável de participação do suprimento (9% do limite de DEC ou 15% do limite de FEC) seja acrescida ao limite. As Tabelas 4 e 5 apresentam o cálculo do acréscimo aos limites de DEC e FEC em razão do suprimento deficiente.

Tabela 4 – Cálculo do acréscimo aos limites de DEC em razão do suprimento deficiente.

Distribuidora

DEC Interno

Apurado

DEC Externo Apurado

DEC Limite Proposto – AP 32/2017

DEC Externo / DEC Limite

DEC Externo Aceitável

(9% do DEC Limite)

DEC Externo Acima do Aceitável

DEC Limite Ajustado em

Razão do Suprimento

A B C D = B / C E = 0,09*C F = B - E G = C + F

AmE 37,18 7,05 45,58 15% 4,10 2,95 48,53

Boa Vista* 8,88 17,30 13,68 126% 1,23 16,07 29,75

CEAL 17,18 0,25 13,73 2% 1,24 0,00 13,73

CEPISA 21,84 0,32 19,17 2% 1,73 0,00 19,17

CERON 30,69 2,84 20,57 14% 1,85 0,99 21,56

ELETROACRE 55,60 3,82 27,58 14% 2,48 1,34 28,92

*Sem considerar os conjuntos da CERR, pois não há informação para os anos 2016 e 2017.

Tabela 5 – Cálculo do acréscimo aos limites de FEC em razão do suprimento deficiente.

Distribuidora

FEC Interno

Apurado

FEC Externo Apurado

FEC Limite Proposto – AP 32/2017

FEC Externo / FEC Limite

FEC Externo Aceitável (15% do

FEC Limite)

FEC Externo Acima do Aceitável

FEC Limite Ajustado em


A B C D = B / C E = 0,15*C F = B - E G = C + F

AmE 19,52 8,77 43,44 20% 6,52 2,25 45,69

Boa Vista* 12,11 42,50 14,29 297% 2,14 40,36 54,65

CEAL 15,36 0,37 10,38 4% 1,56 0,00 10,38

CEPISA 15,26 0,27 12,44 2% 1,87 0,00 12,44

CERON 18,23 3,03 15,89 19% 2,38 0,64 16,53

ELETROACRE 35,82 7,47 23,36 32% 3,50 3,97 27,33

*Sem considerar os conjuntos da CERR, pois não há informação para os anos 2016 e 2017.

66. Observa-se que as distribuidoras da região norte apresentam situação do suprimento acima do tolerável em ambos indicadores. Chama a atenção a situação da Boa Vista, que recebe suprimento da Eletronorte por meio de uma interligação com a Venezuela. A deterioração desse suprimento nos últimos anos é marcante, de forma que apenas as interrupções de origem externa já seriam suficientes para extrapolar os limites atuais, não restando à Distribuidora qualquer possibilidade de cumprimento desses limites. Portanto, fica clara a necessidade de ajuste dos limites de DEC e FEC em razão dos problemas de suprimento enfrentado pelas empresas da região norte. 67. Mesmo com o ajuste dos limites em razão dos problemas de suprimento (conforme Tabelas 4 e 5), os limites resultantes ainda se apresentam abaixo dos valores apurados para as distribuidoras CEAL, CEPISA, CERON e ELETROACRE.






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68. Para esses casos, as contribuições da Audiência Pública, em sua maioria, sugerem que os limites partam dos valores apurados pelas distribuidoras. Adicionalmente, houve contribuições para que seja estabelecida uma trajetória para atingimento dos limites regulatórios no prazo de 8 ou 10 anos. 69. Concorda-se que uma alteração de limites iniciais se faz necessária com a intenção de equilibrar as concessões visando a licitação. No entanto, sabe-se que essas distribuidoras, operando em situação financeira precária, possuem grande margem para melhora dos indicadores, caso seja implementada uma gestão mais eficiente por um novo controlador. As experiências de Celpa e Cemar, após a troca do controle dessas distribuidoras, mostram ser possível uma evolução rápida dos indicadores DEC e FEC, mesmo de concessões com elevada degradação da qualidade do serviço. Como exemplo, cita-se que a média móvel dos valores apurados de DEC e FEC da Celpa até junho de 2017 já indicam o cumprimento dos limites globais pela Distribuidora, apenas quatro anos após a troca do controle de uma concessão que se apresentava com indicadores DEC e FEC muito acima dos limites.

70. Desse modo, propõe-se que o ponto de partida seja a média entre o valor apurado (média móvel de julho de 2016 a junho de 2017) e o limite vigente em 2017, para as distribuidoras CEAL, CEPISA, CERON e ELETROACRE. Também se propõe que esses limites permaneçam inalterados até o quinto ano civil subsequente à assinatura dos novos contratos, de modo que na primeira revisão tarifária ordinária do novo contrato sejam estabelecidos os limites para o ciclo seguinte.

71. Entende-se que não é a melhor opção estabelecer uma trajetória de redução nesse momento (como proposto em duas contribuições), haja vista que as distribuidoras em tela não têm encaminhado os dados para o Sistema de Informações Geográficas Regulatório - SIG-R. Esses dados são fundamentais para aplicar a metodologia de definição de limites de DEC e FEC. A manutenção dos limites busca permitir ao novo controlador prazo suficiente para recuperar a concessão, de forma que na primeira revisão tarifária a empresa já opere dentro dos patamares regulatórios. Também será útil para que o novo controlador realize o levantamento dos dados georreferenciados dessas distribuidoras, para que a definição de limites de DEC e FEC para o ciclo seguinte seja realizada com maior precisão. A Tabela 6 apresenta a proposta de ajuste dos limites globais para as distribuidoras CEAL, CEPISA, CERON e ELETROACRE.

Tabela 6 – Ajuste dos limites de DEC e FEC para CEAL, CEPISA, CERON e ELETROACRE.

Distribuidora

DEC Apurado – jul/16 a

jun/17

FEC Apurado – jul/16 a

jun/17

DEC Limite Proposto – AP 32/2017

FEC Limite Proposto – AP 32/2017

DEC Limite Ajustado em


FEC Limite Ajustado em


DEC Limite Final - Média

FEC Limite Final - Média

A B C D E F G =

(A + E)/2 H =

(B + F)/2

CEAL 17,43 15,73 13,73 10,38 13,73 10,38 15,58 13,06

CEPISA 22,17 15,54 19,17 12,44 19,17 12,44 20,67 13,99

CERON 33,53 21,26 20,57 15,89 21,56 16,53 27,54 18,90

ELETROACRE 59,42 43,30 27,58 23,36 28,92 27,33 44,17 35,31

72. A Tabela 7 apresenta os limites globais propostos para as distribuidoras, de acordo com as análises apresentadas nas Tabelas 4, 5 e 6. Para o caso dos conjuntos da CERR (incorporada pela Boa Vista nesse ano), propõe-se a manutenção dos limites de 2017. Ressalta-se que a CERR deixou de encaminhar os dados de DEC e FEC para a ANEEL desde o final de 2015, de modo que as análises anteriores não puderam ser realizadas. A proposta de limites para Boa Vista é detalhada para a capital e o interior (antiga área da CERR).






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Tabela 7 – Proposta de limites globais de DEC e FEC para as concessionárias.

Distribuidora DEC Limite Global

Proposto FEC Limite Global

Proposto Número de Unidades

Consumidoras

AmE 48,53 45,69 938.633

CEAL 15,58 13,06 1.115.730

CEPISA 20,67 13,99 1.225.475

CERON 27,54 18,90 556.299

ELETROACRE 44,17 35,31 254.734

Boa Vista - Total 48,67 58,43 158.649 Boa Vista - Capital 29,75 54,65 115.822 CERR - Interior 99,84 68,65 42.827

73. Com relação à contribuição da Enel, que propôs que o edital de privatização estabeleça os limites a serem observados após a assinatura do contrato, entende-se que o MME, caso deseje, pode fazê-lo. No entanto, dado que a ANEEL já está apresentando proposta de limites nesse momento, considera-se desnecessário. Além disso, tem sido praxe da Agência não estabelecer limites de DEC e FEC de conjuntos nos contratos. Desse modo, entende-se que os limites devem constar apenas em resolução específica, conforme minutas em anexo a esta Nota Técnica. 74. Quanto à contribuição do Grupo Eletrobras, que apresentou sugestões de limites para considerar as particularidades das áreas de concessão das distribuidoras Eletroacre, AmE e Ceron, as mesmas foram incorporadas aos conjuntos quando possível, de modo a respeitar os limites globais propostos na Tabela 7. Na proposta de limites por conjunto, buscou-se também adequar, sempre que possível, os limites aos indicadores atualmente apurados nesses conjuntos.

75. Sobre a contribuição do Concelpa, ressalta-se que a ANEEL já considera as diferenças regionais para o estabelecimento dos limites de DEC e FEC, por meio dos atributos dos conjuntos, os quais capturam características como clima, vegetação, consumo, classe das unidades consumidoras, densidade, etc. Considera-se também que as flexibilizações ora propostas atendem aos anseios do Conselho quanto às concessões com grande discrepância entre valores apurados e limites. 76. Por fim, relativamente à contribuição da IBS-Energy, ressalta-se que se trata de proposta de alteração de resolução normativa, estando fora do escopo dessa Audiência. Destaca-se que recentemente a ANEEL aprimorou a regulação relativa aos fenômenos de curta duração (inferiores a 3 minutos), visando amparar o consumidor nessas situações (trata-se da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST). Cabe informar também que já existe compensação automática aos consumidores em caso de violação dos indicadores individuais de continuidade.

III.8. Contribuições - Componente Q do Fator X






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77. O GP INVESTMENTS sugere que o componente Q do Fator X tenha

(i) valor igual a 0 (zero) nos processos tarifários das Distribuidoras Designadas para o período de designação;

(ii) valor igual a 0 (zero) no primeiro processo tarifário após assinatura dos Contratos de Concessão; e

(iii) que entre o segundo processo tarifário após assinatura e a primeira revisão tarifária ordinária, no caso do novo Concessionário não atender os limites regulatórios de quaisquer indicadores utilizados para o cálculo do componente Q do Fator X, considerar a curva referente aos 75% das distribuidoras que atendem aos limites regulatórios para valoração dos indicadores de qualidade que não atendam os limites regulatórios.

78. Pois alega que as Distribuidoras Designadas não possuem as condições econômico-financeiras mínimas necessárias para realizar investimentos e implementar medidas de gestão para melhorar os indicadores de continuidade. Para o segundo processo tarifário pós assinatura a flexibilização da regra permitiria que o novo concessionário fosse premiado por um Q maior do que àquele proveniente da aplicação da regra original, caso desempenhe melhor que o ano anterior, e por outro lado seja penalizado por um Q menor do que a aplicação da regra original caso desempenhe pior que o ano anterior. Parte da premissa que nos primeiros anos a melhora dos indicadores de continuidade será de forma gradativa. Análise 79. Apesar das serveras condições econômico-financeiras, a ANEEL autorizou o repasse de recursos via empréstimos da RGR para que as Distribuidoras Designadas busquem a prestação adequada do serviço. E de fato observa-se que durante o período de designação houve melhora dos indicadores DEC e FEC entre os anos de 2015 e 2016 para a maioria das áreas atendidas (CEA, Cepisa, Ceal, Ceron), o que possibilita a premiação das distribuidoras por meio de elevação tarifária nos reajustes tarifários de 2017. Portanto, o incentivo regulatório contido na componente Q ainda é válido mesmo no período de designação.

80. Por fim, a flexibilização da regra de comparação dos indicadores de continuidade a partir do segundo processo tarifário após assinatura elevaria o potencial de aumento tarifário via componente Q por meio de uma melhoraria artificial da posição das novas concessionárias no ranking de continuidade.

81. No entanto, as flexibilizações dos indicadores de continuidade propostas no item III.7 já aumentam o potencial de aumento tarifário sem que haja flexibilização da regra de aplicação da componente Q do Fator X. Adicionalmente, já é prevista uma componente Pd=0 justamente porque que o novo concessionário precisará investir para recuperar a qualidade da rede sem a contrapartida de receita advinda do crescimento de mercado. Nesse sentido não há razão de se conceder um duplo benefício para o mesmo fim, que é a melhoria dos indicadores de continuidade. Cabe ressaltar também que os valore apurados para os indicadores de continuidade são elevados nessas áreas e consequentemente os potenciais de redução também são. Desta maneira, nos primeiros anos a melhora dos indicadores tende a ser elevada e não gradativa. 82. Pelas razões expostas, recomendamos não acatar os pleitos.






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III.9. Demais contribuições

83. O CONCELPA requer que os ganhos de produtividade advindos da redução das perdas pelo novo concessionário sejam transferidos obrigatoriamente ao consumidor e que a ANEEL deve definir com brevidade quando será realizada a revisão tarifária das Distribuidoras Designadas. 84. O Instituto de Engenharia do Paraná alega que os valores estimados pela ANEEL para aumento da base de remuneração regulatória superiores à quota de reintegração regulatória devem ser acompanhados antecipadamente para evitar aumentos elevados da tarifa. Também sugere que os planos de investimento sejam submetidos antecipadamente para a aprovação da ANEEL.

Análise

85. O benefício da redução das perdas será repassado ao consumidor a partir da primeira revisão tarifária pós assinatura do contrato. A próxima revisão tarifária das Distribuidoras Designadas ocorrerá sob gestão do novo controlador, sendo que a data dependerá da assinatura do contrato e consequentemente da data do processo licitatório. 86. Por fim, no modelo de Regulação adotado pela ANEEL, não se estima o aumento de base de remuneração. Os investimentos decorrem da necessidade de se buscar a qualidade na prestação do serviço, do atendimento ao mercado e de se atingir as metas regulatórias.

III.10. Estrutura Tarifária

87. Não foram recebidas contribuições associadas à estrutura tarifária. No entanto, é escopo deste processo a definição de parâmetros regulatórios para os processos tarifários das Distribuidoras Designadas. 88. Neste contexto, cabe analisar a alteração do rito processual que tais empresas sofrerão por estarem atualmente designadas nos termos da Portaria MME n. 388/16 e com a previsão de alteração do controlador. No cronograma anterior baseado no contrato de concessão existente, o ciclo tarifário previa uma revisão tarifária em 2017, oportunidade em que seria redefinida a estrutura tarifária conforme disposto no PRORET, Módulo 7. Estas revisões tarifárias não ocorrerão, salvo o caso específico da CEA.

89. A CEA terá aprovada sua revisão tarifária em 2017, onde será definida uma nova estrutura tarifária e novos parâmetros para cálculo do Encargo de Responsabilidade da Distribuidora – ERD e do ressarcimento pela migração para a rede básica.

90. Para as demais, a estrutura tarifária deverá ser redefinida somente na revisão tarifária prevista para ocorrer no 5º ano do novo contrato de concessão, mantendo-se, portanto, a aplicação das regras de reajuste tarifário no tocante a estrutura das tarifas. Da mesma forma, permanecem os postos tarifários (ponta, fora ponta e






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intermediário) aprovados na última revisão.

91. Adicionalmente deve-se avaliar a extinção da modalidade tarifária binômia convencional para o grupo A, pois o §6º, inciso II, art. 57 da REN nº 414/2010 prevê a sua extinção na quarta revisão tarifária, fato que não ocorrerá.

92. Assim, propõe-se definir especificamente para a AmE, Boa Vista, Ceal, Cepisa, Ceron e Eletroacre, a extinção da modalidade tarifária binômia convencional para o grupo A no reajuste tarifário de 2018, após a notificação dos consumidores durante o ano anterior a sua extinção, como já vem ocorrendo nas demais concessões.

93. Adicionalmente, quanto aos parâmetros para definição do ERD, de que trata o art. 43 da REN n. 414/2010 e do ressarcimento pela migração de unidade consumidora para a rede básica, conforme REN nº 473/2012, deve-se adotar as mesmas referências consideradas no cálculo da tarifa. Desta forma, não se alteram os parâmetros já empregados desde a última revisão, salvo aqueles que sofrem atualizações nos reajustes anuais.

IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

94. O inciso IV do art. 15 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece que as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica serão fixadas em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato.

95. O inciso X do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 06 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar nos processos de definição e controle de preços e tarifas. Já o inciso XVI determina que a ANEEL deve estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta e indiretamente, pela sua boa qualidade.

96. O inciso XI do art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 2004, estabelece incumbência da ANEEL para homologar as tarifas de energia elétrica na forma da mencionada Lei.

V. DA CONCLUSÃO

97. Esta Nota Técnica apresentou os parâmetros regulatórios que devem ser adotados nos processos tarifários e os limites de DEC e FEC das Distribuidoras Designadas, definidas nos termos da Resolução Normativa nº 748/2016, até o primeiro processo de revisão tarifária ordinária posterior à assinatura dos novos contratos de concessão. Na hipótese de o contrato de concessão prever parâmetro distinto do proposto na presente Nota Técnica, prevalece o disposto no contrato de concessão.

98. Conforme definição da Portaria n. 346/2017-MME propõe-se as flexibilizações necessárias nos parâmetros de perdas não técnicas e custos operacionais com vistas ao reequilíbrio da concessão a ser licitada nos termos da Lei n. 12.783/2013. A partir do momento em que as flexibilizações tarifárias forem procedidas, os empréstimos da RGR devem ser reduzidos.

99. Adota-se o procedimento ordinário de reajuste tarifário no tocante a estrutura tarifária, uma vez que






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não será realizada a revisão tarifária em 2017. Deve-se ainda extinguir a modalidade tarifária convencional para o grupo A nos reajustes tarifários de 2018.

100. VI. DA RECOMENDAÇÃO

101. Recomendamos a publicação de Resolução Homologatória que estabeleça, para as Distribuidoras Designadas, as flexibilizações tarifárias nos parâmetros de perdas não técnicas e custos operacionais a serem utilizadas desde o processo tarifário de 2017 até a primeira revisão tarifária ordinária do novo concessionário a ser contratado por meio de licitação. No entanto, a Resolução Homologatória deve estabelecer que na hipótese de o Contrato de Concessão, em razão do processo de licitação, prever flexibilização do nível regulatório de perdas não técnicas e custos operacionais distintos dos previstos para o processo tarifário de 2017 em diante, prevalecerá o valor definido em Contrato. 102. Além disso, recomendamos o ajuste, a menor, a ser feito nos empréstimos da RGR em razão das flexibilizações tarifárias e a publicação de Resoluções Autorizativas específicas com vistas ao estabelecimento dos limites de DEC e FEC das Distribuidoras Designadas, a serem observados até a primeira revisão tarifária ordinária do novo concessionário.

103. Recomendamos, por fim, a extinção da modalidade tarifária convencional para o grupo A nos processos de reajustes tarifários de 2018.

EDUARDO HIROMI OHARA

Especialista em Regulação

DAVI VIDAL RÔLA ALMEIDA


LEANDRO CAIXETA MOREIRA


ROBSON KUHN YATSU


THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO


VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA


De acordo,

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de

Distribuição

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária






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JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e

Estudos de Mercado

TICIANA FREITAS DE SOUSA Superintendente de Fiscalização Econômica e

Financeira






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Número: 48580.001461/2017-00 - aneel.gov.br · DAVI VIDAL ROLA ALMEIDA,EDUARDO HIROMI OHARA, ... o de menor tarifa, sem bonificação de outorga para o Tesouro Nacional, dado que