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1º REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Contribuição Formal Relativa à Proposta de Revisão Tarifária Periódica Apresentada para Audiência Pública. 14 de maio de 2010

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1º REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

Contribuição Formal Relativa à

Proposta de Revisão Tarifária Periódica

Apresentada para Audiência Pública.

14 de maio de 2010

AFLUENTE

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Conteúdo 1. Introdução......................................... ..................................................................... 3

2. Síntese............................................ ........................................................................ 4

3. Histórico dos Processos de Revisão Tarifária ....... ............................................ 6

4. Custos Operacionais................................ ............................................................. 9

4.1. Conclusão do Processo Desverticalização e Proposta de Custos

Operacionais da AFLUENTE........................... ............................................................. 9

4.2. Atualização Monetária de Componentes dos Custos Ope racionais .......... 11

4.3. Adicional de Custo das Instalações Cedidas......... ....................................... 12

4.4. Considerações Quanto a Definição de Custos Operacio nais Eficientes ... 13

4.5. Aplicação do Fator de Escala e Resultados para a AF LUENTE.................. 15

4.5.1. Metodologia para Cálculo do Fator de Escala........ ................................... 15

4.5.2. Resultados de Custo Operacional Eficiente para a AF LUENTE .............. 18

5. Outras Receitas .................................... ................................................... 21

6. Investimentos...................................... ..................................................... 21

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1. Introdução Este documento apresenta as contribuições da AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A1. em resposta a proposta de revisão tarifária periódica (RTP) da transmissora apresentada pela ANEEL para Audiência Pública no 006/2010, por meio da Nota Técnica ANEEL/SRE nº 112 de 07 de abril de 2010.

Entre os temas desta contribuição, destacam-se o reconhecimento do custo operacional eficiente requerido pela AFLUENTE para uma operação desverticalizada e do fluxo de investimentos em melhorias para o ciclo tarifário que se inicia.

São apresentados, também, pleitos adicionais relacionados à atualização monetária do PMSO contábil e reconhecimento dos custos de O&M das instalações cedidas (Resolução ANEEL nº 067/2007). Por fim, faz-se uma crítica à utilização dos custos reais como balizador dos custos operacionais eficientes dentro do arcabouço regulatório existente.

Esta contribuição contém ainda quatro ANEXOS. No ANEXO I, encontra-se uma síntese das contribuições apresentadas na Audiência Pública no 068/2008, às metodologias empregadas pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais eficientes. No ANEXO II são demonstradas as inconsistências metodológicas na aplicação da estrutura e custo de capital conforme proposto pela ANEEL na Nota Técnica no 395/2009. No ANEXO III é apresentada a relação completa dos projetos em melhorias com suas justificativas, para o período de jul/2010 a jun/2015, classificados por instalação. O ANEXO IV traz as informações utilizadas no cálculo do fator de escala da AFLUENTE.

A AFLUENTE reconhece o grande esforço e a evolução que vem sendo promovida pela ANEEL no que se refere à metodologia aplicável à revisão tarifária periódica das transmissoras. Entretanto, essa assertiva não invalida as críticas efetuadas pela AFLUENTE, conforme explicitadas neste documento, as quais devem ser interpretadas como contribuições com o intuito do aprimoramento metodológico.

Durante a fase da audiência pública, e porquanto esteja em curso o processo de revisão tarifária periódica, a AFLUENTE se reserva o direito de, sempre que julgar cabível, reavaliar conceitos e valores propostos, complementando e/ou retificando a argumentação aqui contida.

1 De acordo com a Resolução Autorizativa no 2219/2009 e Despacho no 694/2010, a AFLUENTE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A. sofreu cisão parcial com transferência de ativos para AFLUENTE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S.A.

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2. Síntese

Por meio da Nota Técnica nº 112/2010, a ANEEL reconheceu temas de grande relevância para operação eficiente da AFLUENTE tais como a composição de seus custos operacionais e o fluxo de investimentos em melhoria para próximo ciclo tarifário.

Esta contribuição traz novos pleitos referentes à atualização monetária dos componentes dos custos operacionais e ao reconhecimento de custo adicional de O&M das instalações cedidas no último ano.

A atualização monetária dos componentes dos custos operacionais fez-se necessária dado que o montante de custos operacionais contábeis (PMSO) e o acordo operativo com a UTE ITAPEBI, reconhecidos pela ANEEL, encontravam-se na data base de fevereiro de 2010, gerando um descasamento com a data base da RTP que é julho de 2010.

A AFLUENTE pleiteia também o reconhecimento de um adicional de RAP destinada à cobertura dos custos de operação e manutenção das instalações de conexão à Rede Básica cedidas por terceiros no último ano.

As concessionárias de transmissão de energia elétrica que possuem instalações cedidas, através de contrato de conexão ao sistema de transmissão (CCT) e termo de cessão não onerosa receberam um adicional de custo de O&M de 1,25% do investimento. Sendo assim, a AFLUENTE pleiteia tratamento isonômico ao concedido as outras transmissoras contempladas.

Ainda em relação aos custos operacionais, a AFLUENTE manifesta sua preocupação com os resultados desta RTP, que se mostraram inconsistentes, além de indicar o abandono dos preceitos da regulação por incentivo.

Numa análise comparativa do percentual de custos operacionais eficientes reconhecidos sobre a base de remuneração, para as empresas que, como a AFLUENTE, estão tendo uma RTP sobre o total dos ativos (RBNI+RBSE), verifica-se uma inconsistência dos resultados.

Espera-se que empresas de grande porte tenham uma relação de custos operacionais/BRR inferior àquela verificada para uma empresa de porte menor em função das deseconomias de escala. Contudo, conforme proposta em Audiência Pública, por exemplo, a CEMIG, apresenta um percentual de custos operacionais eficientes sobre base de remuneração maior do que àquele da AFLUENTE.

Também como parte dessa contribuição e, tendo por base a metodologia de custos operacionais eficientes da Nota Técnica nº 394/2009, foram estimados o

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fator de escala e os custos eficientes aplicados à AFLUENTE. Os resultados se mostraram significativamente maiores do que os custos operacionais propostos na Audiência Pública.

No entender da concessionária, o reconhecimento dos seus custos reais reduz os incentivos à busca contínua de eficiência e inibe seus efeitos positivos para modicidade no médio prazo. Em outras palavras, ao utilizar os custos reais para determinação dos custos operacionais eficientes que compõe a RAP, a ANEEL se distancia dos princípios inerentes a aplicação da regulação por incentivo.

Ao final desta contribuição, conforme explicitado no ANEXO I, é feita uma análise de robustez da aplicação da Análise Envoltória de Dados (DEA) para determinação dos custos operacionais eficientes das concessionárias de transmissão selecionadas no estudo de benchmarking apresentado na Nota Técnica nº 394/2009. Devido à utilização de outliers, uma amostra muito heterogenia e um número limitado de empresas, sugere-se que a aplicação do DEA seja complementada pelo emprego de outra metodologia. Como ferramenta de suporte propõe-se utilizar uma abordagem do tipo bottom-up como a Empresa de Referência para balizar a avaliação dos resultados encontrados com o DEA.

No ANEXO II, a AFLUENTE faz uma crítica a metodologia proposta pela Nota Técnica no 395/2009 que define a metodologia de estrutura ótima de capital em especial no que concerne a utilização da estrutura das empresas licitadas cuja alavancagem não pode ser alcançada pelas transmissoras com ativos existentes. Sendo preservada a amostra de empresas licitadas contempladas na definição da estrutura de capital ótima, a AFLUENTE sugere considerar o caráter diferenciado do regime fiscal aplicável a estas empresas para o cálculo do WACC. Ademais, solicita-se o reconhecimento no cálculo do WACC parcelas referentes aos riscos regulatório e cambial os quais afetam de maneira inequívoca os negócios das concessionárias de transmissão no Brasil.

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3. Histórico dos Processos de Revisão Tarifária

A AFLUENTE, sociedade por ações, controlada pela NEOENERGIA S.A., foi constituída em 31 de agosto de 2005, a partir da segregação de atividades na COELBA. Esta segregação obedeceu ao processo de desverticalização do setor elétrico brasileiro conforme estabelece o art. 8º da Lei nº. 10.848/2004 e a Resolução Autorizativa ANEEL nº 306, de 05 de setembro de 2005, que anuiu com a versão patrimonial e conseqüente transferência das concessões de geração e transmissão de energia elétrica para uma empresa subsidiária. Foi então criada a empresa AFLUENTE, responsável pelas atividades de geração e transmissão segregadas da COELBA.

Em 06 de março de 2007, a ANEEL publicou a Resolução Normativa ANEEL nº 257, que estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização da 1ª revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica.

Assim, ainda em 2007, a empresa iniciou o 1º processo de revisão tarifária periódica da Receita Anual Permitida (RAP) relativa às parcelas correspondentes às novas instalações autorizadas – RBNI e RPC - com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL no 167/2000.

Posteriormente, o processo nº 48500.001497/2006-56, referente à proposta de Audiência Pública para obter subsídios e informações adicionais visando o aprimoramento da 1ª revisão tarifária periódica da AFLUENTE, foi retirado da pauta da 7ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria da ANEEL, de 16.05.2007. Tal processo foi interrompido pela ANEEL, dado que a AFLUENTE não apresentava à época, Contrato de Concessão assinado com cláusula específica de revisão tarifária.

No final de 2008, a ANEEL iniciou discussões metodológicas para a realização do 2º ciclo de revisões tarifárias periódicas. Através da Nota Técnica ANEEL/SRE no 371/2008 fora colocado que:

“LIGHT e AFLUENTE, por sua vez, não possuem cláusula de revisão tarifária em contrato, motivo pelo qual não serão objeto dessa revisão.”

Em 30 de junho de 2009, a ANEEL colocou na pauta da 25ª Reunião Pública da Diretoria, através do Processo nº 48500.002801/2004-39, “a aprovação dos Contratos de Concessão de Serviço Público de Transmissão e de Geração de Energia elétrica a serem celebrados com a empresa Afluente Geração e Transmissão de Energia S.A. e Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 010/1997-ANEEL, em virtude

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da segregação de atividades da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA.”

Conforme pedido da AFLUENTE, o processo fora retirado da pauta da reunião, para que a empresa tivesse a oportunidade de analisar e contribuir com as minutas dos Contratos de Concessão propostos.

Em 28 de julho de 2009, a diretora Joísa Campanher aprovou, na 29ª Reunião Pública da Diretoria da ANEEL, a minuta do Contrato de Concessão de Transmissão da AFLUENTE. Conforme minuta de Contrato aprovada, é prevista na cláusula 7ª a realização de revisões da Receita Anual Permitida (RAP), a partir da data de sua assinatura e, a cada 5 anos, conforme regulamentação específica a ser editada após processo de Audiência Pública. Ainda de acordo com a primeira subcláusula, excepcionalmente, a 1ª revisão será realizada em 1º de julho de 2010.

Em 07 de agosto de 2009, a ANEEL reabriu a Audiência Pública no 068/2008 sobre o estabelecimento de metodologias e critérios gerais para o processo de 2º ciclo de revisão tarifária dos contratos de concessão de transmissão.

Nesta oportunidade a AFLUENTE apresentou sua contribuição que primordialmente tratou da metodologia dos custos operacionais eficientes no que tange a problemática da deseconomia de escala para transmissoras de pequeno porte e inconsistências sobre a aplicação do método do DEA. Também fora apresentado naquela oportunidade contribuição sobre a estrutura e custo de capital a ser utilizada no cálculo da remuneração das instalações de transmissão.

Após inúmeras contribuições dos agentes transmissores, a ANEEL publicou os resultados da referida audiência que culminaram na publicação da Resolução no 386/2009 que reúne os conceitos gerais e metodologias aplicáveis ao 2º ciclo de revisões periódicas das transmissoras.

Para a AFLUENTE, conforme previsto pela Resolução no 386/2009, estarão sujeitas a revisão tarifária as parcelas de RBSE, RBNI, RPC e RCDM. O resultado do reposicionamento tarifário terá efeito somente a partir de 01 de julho de 2010.

Em 23 de março de 2010, a AFLUENTE recebeu da ANEEL proposta preliminar de revisão tarifária periódica (RTP) conforme metodologia estabelecida através da Resolução Normativa no 386/2009.

Em 05 de abril de 2009, a concessionária encaminhou para a ANEEL manifestação com a análise da proposta preliminar de revisão tarifária. A manifestação da AFLUENTE enfatizou o esforço que a concessionária vem empreendendo para adequação dos seus custos operacionais, baseando-se na contratação com parte relacionada (no caso a NEOENERGIA SERVIÇOS), que

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visa tanto dotar a AFLUENTE dos recursos necessários para a operação eficiente como também contribuir com a modicidade tarifária.

Na Nota Técnica ANEEL/SRE nº 112/2010, atesta-se o reconhecimento do pleito realizado pela AFLUENTE quanto à adequação dos custos operacionais adotados pela ANEEL. Foram igualmente reconhecidos os pleitos relativos a mudanças nos fluxos de investimentos em melhorias e alteração do período tarifário de quatro para cinco anos nas planilhas de cálculo do reposicionamento.

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4. Custos Operacionais

Proposta ANEEL

Na Nota Técnica ANEEL/SRE nº 112/2010, a ANEEL reconheceu os custos operacionais apresentados pela AFLUENTE no valor de R$ 6,2 milhões. Tal montante é composto dos custos operacionais contábeis (PMSO) de R$ 2,9 milhões, do valor anual do contrato de prestação de serviços a ser firmado com a NEOENERGIA SERVIÇOS (R$ 4,1 milhões) e do acordo operativo de compartilhamento de infra-estrutura com a UHE ITAPEBI (R$ -0,9 milhões), conforme apresentado na Tabela 1.

Tabela 1 – Custos Operacionais Consolidados da AFLU ENTE

Considerações da AFLUENTE :

4.1. Conclusão do Processo Desverticalização e Prop osta de Custos Operacionais da AFLUENTE.

Como apresentado na Tabela 2, o processo de desverticalização da AFLUENTE conduziu a criação de uma empresa de escala muito reduzida, que limita sobremaneira a realização de ganhos de escala.

Neste sentido, observa-se uma enorme discrepância do seu porte em relação as 8 empresas transmissoras (FURNAS, CHESF, CTEEP, COPEL, ELETROSUL, ELETRONORTE, CEEE E CEMIG) que constam do estudo de benchmarking elaborado pela ANEEL para definição dos custos operacionais eficientes.

A desverticalização da AFLUENTE levou, também, a uma redução dos ganhos de eficiência advindos de operação conjunta de ativos (distribuição e transmissão) que usualmente geram as chamadas economias de escopo. Desta forma, a desverticalização impôs a empresa uma nova realidade de deseconomias de escala e de escopo.

Devido ao porte reduzido, a AFLUENTE apresenta, comparativamente as demais transmissoras, uma proporção dos custos fixos em relação ao valor da

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base de remuneração muito superior. Esta particularidade da concessionária exige quando da determinação dos custos operacionais eficientes, a consideração de um fator de escala, conforme discutido na Audiência Pública no 068/2008.

Tabela 2– Comparação AFLUENTE e Média das 8 Empresa s Benchmarking em 2008

Variáveis CEEE CEMIG CHESF COPEL CTEEPELETRO NORTE

ELETRO SUL

FURNAS

Rede 6.307,2 5.968,9 20.141,2 1.719,4 18.609,1 7.874,6 10.945,2 19.120,9MVA 7.524,9 14.644,3 32.149,0 9.938,0 53.225,4 16.088,9 23.559,8 56.530,1Trafos 178,0 126,0 411,0 76,0 649,0 182,0 169,0 346,0Módulos 966,0 573,0 1.813,0 319,0 2.204,0 635,0 643,0 801,0

VariáveisMédia das 8

empresasAFLUENTE

Relação 8 Empresas / AFLUENTE

Rede 11.335,8 671,4 16,9MVA 26.707,5 500,0 53,4Trafos 267,1 2,0 133,6Módulos 994,3 18,0 55,2

Além deste impacto negativo nos custos, o processo de desverticalização também se mostrou muito lento, prova disso é que apenas agora, 5 anos após a ANEEL ter aprovado a desvinculação dos ativos de transmissão da COELBA, está sendo assinado o Contrato de Concessão.

A demora da conclusão do processo desverticalização traduziu-se na dificuldade da AFLUENTE estabelecer custos operacionais compatíveis com a operação em uma escala reduzida. Neste contexto, a AFLUENTE busca incessantemente a manutenção do nível de eficiência e qualidade operacional da época em que seus ativos de transmissão eram integrados e geridos pela COELBA.

Para tanto, desde 2008, a AFLUENTE tenta viabilizar junto à ANEEL a contratação de técnicos qualificados da COELBA para realizar as atividades de transmissão. Mesmo sem a necessidade de investimentos adicionais, não houve anuência por parte da ANEEL na contratação pretendida, que alegou que essas atividades seriam estranhas ao contrato de concessão da COELBA.

Tendo em vista as negativas da ANEEL em viabilizar a contratação da COELBA, a alternativa encontrada pela AFLUENTE, para manter a eficiência e a qualidade da operação, foi a submissão em 02 de março de 2010, através da correspondência DRG 028/2010, de anuência para minuta de contrato a ser celebrado com a NEOENERGIA SERVIÇOS (contratada) e AFLUENTE (contratante). O contrato contempla um montante anual de custos de R$ 4,1 milhões e tem como objeto a prestação de serviços de engenharia e projeto, operação, gestão e assessoramento em temas de natureza jurídica e regulatória.

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Para obedecer à regulamentação existente referente à contratação entre partes relacionadas (Resolução nº 334/2008), a AFLUENTE demonstrou, através de cotações de preços junto a fornecedores, que os valores do referido contrato encontram-se compatíveis com aqueles prevalecentes no mercado, não havendo, portanto obstáculo para a presente contratação.

Atualmente a solicitação de anuência para contratação da NEOENERGIA SERVIÇOS pela AFLUENTE, está sob análise da área técnica da SFF/ANEEL, sob o número de documento no 48513.006.580/2010-00.

Além do contrato de prestação de serviços com NEOENERGIA SERVIÇOS, a composição de custo operacional proposto agrega também custos apresentados na contabilidade que totalizam R$ 2,9 milhões (a valores de fevereiro de 2010).

Os valores contabilizados refletem a utilização pela AFLUENTE de uma infra-estrutura compartilhada com a UHE ITAPEBI. Em 03 de março de 2009, com anuência da ANEEL através do Despacho SFF/ANEEL no 735, a empresa celebrou um acordo operativo com ITAPEBI Geração de Energia S/A.

Em função do alto grau de automação e das características da UHE ITAPEBI, a força de trabalho requerida para atender conjuntamente às atividades de operação da UHE e da AFLUENTE consiste de 12 operadores, formando 6 duplas em 3 turnos. Em virtude do compartilhamento de pessoal, UHE ITAPEBI arca com a metade dos custos que somam R$ 933 mil (a valores de fevereiro de 2010).

Para o balizamento destes custos, realizaram-se também cotações de preços para os serviços de operação e manutenção da UHE ITAPEBI, considerando operadores, infra-estrutura e logística para o período de um ano.

Somando ao valor do PMSO de R$ 2,9 milhões, o montante relativo à contratação com a NEOENERGIA SERVIÇOS (R$ 4,1 milhões), descontado o acordo operativo hoje vigente com a UHE ITAPEBI, encontra-se o montante aproximado de R$ 6,2 milhões, a valores de fevereiro de 2010.

Tal patamar de custos operacionais representa um esforço por parte da AFLUENTE de racionalizar suas operações através da contratação de serviços da NEOENERGIA SERVIÇOS.

4.2. Atualização Monetária de Componentes dos Cust os Operacionais

Observa-se que as cifras apresentadas para o PMSO Contábil e para o Acordo Operativo UHE ITAPEBI se encontram atualizadas monetariamente até fevereiro de 2010 e devem ser ajustadas até a data base da revisão tarifária da AFLUENTE (julho de 2010). Desta forma, visando considerar valores monetários do início do ciclo tarifário da AFLUENTE, os montantes foram

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atualizados em 1,72%, referente ao índice do IPCA para o período de fevereiro de 2010 a junho de 2010. Esta atualização monetária utilizou as projeções do índice do IPCA adotadas pelo Banco Central do Brasil2 para os meses de abril, maio e junho de 2010. Os valores atualizados dos custos operacionais totalizaram R$ 6.232.132 e são apresentados na Tabela 3.

Tabela 3 – Custos Operacionais da AFLUENTE (Data Ba se: julho/2010)

Itens R$

PMSO Contábil* 3.043.865

Contrato Neoserv 4.138.320

Acordo Operativo Itapebi* (950.053)

Total 6.232.132

* Atualizado pelo índice do IPCA para julho de 2010

4.3. Adicional de Custo das Instalações Cedidas

Para um conjunto de concessionárias de transmissão (FURNAS/ NT109/2010 , CTEEP/NT104/2010, ELETROSUL/NT099/2010, CEE/NT094/2010, ELETRONORTE/ NT102/2010, CHESF/ NT095/2010 e COPEL/ NT 105/2010), a ANEEL reconheceu nas Notas Técnicas em Audiência Pública uma parcela adicional de RAP destinada à cobertura dos custos de operação e manutenção das instalações de conexão à Rede Básica cedidas por clientes livres, centrais geradoras ou instalações de importação e/ou exportação de energia.

As concessionárias de transmissão de energia elétrica que possuem instalações cedidas, com contratos de conexão ao sistema de transmissão (CCT) e termo de cessão não onerosa receberam um adicional de custo de O&M estabelecido em 1,25% do investimento.

Embora o reconhecimento de um custo adicional para cobertura das instalações cedidas encontre abrigo na Resolução ANEEL nº 067/2007, o cálculo do percentual de 1,25% considerado, não foi apresentado nas Notas Técnicas.

Na Nota Técnica nº 112/2010, para a AFLUENTE, a ANEEL não considerou custo adicional de O&M referente a instalações cedidas neste último ano de 2009, embora a mesma atenda aos requisitos previstos na Resolução nº 067/2007, requeridos para auferir tal reconhecimento.

Sendo assim, a AFLUENTE pleiteia que seja dado tratamento isonômico ao das transmissoras citadas, através do reconhecimento de R$ 125.395,13 a

2 As projeções adotadas pelo BACEN baseiam-se nas estimativas do Top-5 curto (5 melhores instituições em função do grau de acerto de suas previsões no curto prazo) em 23/04/2010. Os índices mensais considerados foram 0,52%, 0,42% e 0,25% para os meses de abril, maio e junho de 2010, respectivamente.

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título de custo das instalações cedidas resultante da aplicação do percentual de 1,25% sobre o valor total dos ativos cedidos (R$ 10.031.610,08).

A Tabela 4 apresenta a relação das Ordens de Investimentos (ODI’s) constantes da conta de obrigações especiais que representam os investimentos realizados por terceiros e cedidos à AFLUENTE. Os valores apresentados para as ODI’s foram preliminarmente reconhecidos pela ANEEL na base de remuneração da AFLUENTE.

Os custos associados às referidas ODI’s não se encontram contempladas no PMSO da AFLUENTE dado que os CCT’s e os termos de cessão não onerosa foram firmados em abril/09, no caso da SE Polo, e setembro/09 no que se refere a SE Itagibá.

Tabela 4 – Cálculo do Custo das Instalações Cedidas da AFLUENTE

CONTA ODI VALOR (R$)2230211010 SE POLO 4.009.020,33 2230211010 SE ITAGIBA 6.022.589,75 TOTAL (R$) 10.031.610,08

O&M DAS INSTALAÇÕES CEDIDAS (% ) 1,25%

O&M DAS INSTALAÇÕES CEDIDAS (R$) 125.395,13

4.4. Considerações Quanto a Definição de Custos O peracionais Eficientes

A ANEEL, em conformidade com a Nota Técnica nº 394/2009, de 01/12/2009, segregou as transmissoras de energia elétrica em quatro grupos, considerando as características do contrato de concessão de cada empresa no que se refere à parcela dos ativos sujeita à revisão tarifária e o seu montante.

A AFLUENTE foi posicionada no grupo de transmissoras com poucos ativos e revisão sobre a RBNI e RBSE. Desta forma, seus custos deveriam ser definidos a partir da análise dos custos reais, ou seja, seu PMSO contábil, aluguéis e tributos e da equação apresentada na Figura 1.

Figura 1 – Custo Operacionais Eficientes

CAOMiEf: Custo Anual de Operação e Manutenção; δ: Fator de Escala. FC: Fração máxima do Custo de reposição dos ativos que se reconhece como gasto anual de administração, operação e manutenção; CRk: Custo de reposição da unidade modular k;

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Observa-se, no entanto, que a ANEEL não aplicou a metodologia prevista na Nota Técnica nº 394/2009 para a AFLUENTE. Tampouco, esta metodologia foi aplicada integralmente para as demais transmissoras com revisão tarifária em RBNI e RBSE (EVERECY e CEMIG). Para a AFLUENTE e EVERECY, a ANEEL considerou seus respectivos custos reais.

No caso da CEMIG, foi adotada uma média entre o custo reconhecido no primeiro ciclo de revisão (R$ 140 milhões), atualizado monetariamente e considerando um crescimento de ativo (2,74%), e o custo estimado no segundo ciclo (R$ 105,4 milhões), totalizando R$ 122,9 milhões. Acrescentou-se a este subtotal ainda uma parcela de custos referente às contribuições extraordinárias de fundos de pensão (R$ 8,9 milhões), anuidades referentes a veículos, informática e imóveis administrativos não reconhecidos na BRR (5%) e R$ 0,6 milhões a título de custo adicional (O&M) relacionado às instalações cedidas por clientes. Desta forma, os custos operacionais eficientes calculados para a CEMIG somam R$ 139,3 milhões.

Conforme apresentado no Gráfico 1, estes resultados conduzem a uma fração do custo de reposição dos ativos, que se reconhece como gasto anual de administração, operação e manutenção próximos para a AFLUENTE e EVERECY de 2,55% e 2,67%, respectivamente. No entanto, o indicador calculado para a CEMIG (4,34%) é cerca de 70% maior que o índice calculado para as outras duas empresas.

Gráfico 1 – Relação entre o Custo (CAOM) e o Custo de Reposição dos Ativos (AIS) da AFLUENTE, EVERECY e CEMIG

4,34%

2,67% 2,55%

CEMIG EVERECY AFLUENTE

Espera-se que empresas de transmissão de grande porte apresentem uma relação de custos operacionais/BRR inferior àquela verificada para uma empresa de porte menor, em função dos custos fixos inerentes a atividade proporcionarem as empresas menores, elevada deseconomia de escala. Logo, o percentual de custos operacionais/BRR reconhecido para a AFLUENTE deveria ser maior do que o observado para CEMIG e não o contrário.

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Ao perseguir custos reais para AFLUENTE, a proposta de revisão tarifária posta em Audiência Pública é inconsistente, quanto a sua aplicação às empresas de pequeno e grande porte, o que penaliza as primeiras.

Como demonstrado na seção seguinte, a aplicação da fórmula prevista na Nota Técnica nº 394/2009, com a estimação de um fator de escala (δ) para a AFLUENTE, conduz a um patamar de custo operacional eficiente consideravelmente maior.

4.5. Aplicação do Fator de Escala e Resultados para a AFLUENTE

4.5.1. Metodologia para Cálculo do Fator de Escala

A Nota Técnica nº 394/2009 define que os custos operacionais eficientes para a AFLUENTE são calculados através do produto: do fator de escala (δ), parâmetro FC e o custo de reposição das unidades modulares, conforme apresentado na Figura 1.

O parâmetro FC consiste da média da relação entre os custos operacionais eficientes e o custo de reposição dos ativos reconhecidos na RAP das oito transmissoras de grande porte selecionadas pela ANEEL para o estudo de benchmarking (CTEEP, COPEL, CEMIG, CEEE, ELETROSUL, CHESF, FURNAS e ELETRONORTE).

Esta relação não deve ser diretamente aplicada às empresas de menor porte que experimentam custos operacionais proporcionalmente maiores ao não se beneficiarem das mesmas economias de escala auferidas por transmissoras de grande porte.

Assim, deve-se ajustar o FC multiplicando-o por um fator de escala (δ). Para definição do referido fator, a Nota Técnica nº 394/2007 apenas indica que:

“O fator de escala δ deverá ser definido nos processos específicos e observará a experiência na definição dos custos operacionais no setor de distribuição.”

Seguindo a experiência das empresas do setor de distribuição, como assinala a ANEEL, e o objetivo de estimar este fator de escala, a AFLUENTE reuniu as informações de custos operacionais eficientes e de bases de remuneração regulatória reconhecidos pelo regulador para distribuidoras. As informações foram obtidas junto a ANEEL para 60 concessionárias de distribuição consideradas na Tabela 5.

Tabela 5 – Amostra das Distribuidoras Utilizadas na Estimativa do Fator de Escala

AES SUL CELPE COOPERALIANÇA ELETROCAR JAGUARI

AMPLA CELTINS COPEL ELETROPAULO JOÃO CESA

BANDEIRANTE CEMAR COSERN ENERGISA BORBOREMA LIGHT

AFLUENTE

16

BOA VISTA CEMAT CPEE ENERGISA

MINAS GERAIS MOCOCA

BRAGANTINA CEMIG CPFL-PAULISTA ENERGISA

NOVA FRIBURGO MUXFELDT

CAIUA CEPISA CPFL-PIRATININGA ENERGISA PARAÍBA NACIONAL

CEAL CERON CSPE ENERGISA SERGIPE RGE

CEB CFLO DEMEI ENERSUL SANTA CRUZ

CEEE CHESP DMEPC ESCELSA SANTA MARIA

CELESC COCEL EFLUL FORCEL SULGIPE

CELG COELBA ELEKTRO HIDROPAN UHENPAL

CELPA COELCE ELETROACRE IGUAÇU VALE DO

PARANAPANEMA

Com base nestas informações, buscou-se construir uma relação entre custos operacionais e base de remuneração que pudesse ser utilizada para encontrar o fator de escala a ser utilizado nos custos operacionais da AFLUENTE conforme a fórmula proposta pela ANEEL na NT no 394/2009.

Três premissas foram consideradas no tratamento dos dados. Dos custos operacionais eficientes definidos pela ANEEL foram subtraídos os valores de ganhos de holding e os custos de geração própria. Uma vez que nem todas as distribuidoras apresentam estes componentes, os mesmos foram retirados para homogeneizar a estrutura de custo das empresas amostradas.

Quanto ao valor da base de remuneração regulatória foi deduzido do ativo imobilizado em serviço (AIS), o valor do índice de aproveitamento integral (Ia) a fim de considerar apenas nestes montantes os ativos necessários à prestação eficiente da atividade de distribuição. Do valor da base de remuneração não foram descontados o valor das obrigações especiais, nem dos bens totalmente depreciados dado que tais ativos também geram custos operacionais para as concessionárias.

Por fim, todos os valores foram corrigidos para uma mesma data (Dezembro de 2009), pelos índices IPCA e IGP-M, permitindo a comparação dos valores de custos e base de remuneração para as 60 concessionárias de distribuição. Todos os dados utilizados encontram-se no ANEXO IV desta Manifestação. A partir dos pares ordenados de custo operacional e base regulatória para cada distribuidora, estimou-se uma relação estatística entre as duas variáveis. O formato da curva encontrado que melhor descreve os dados é apresentada no Gráfico 2.

AFLUENTE

17

Gráfico 2 - Relação Custos Operacionais Totais e Ba se Regulatória

y = b x0,8056

R² = 0,9746

-

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

- 5 10 15 20

Cu

sto

s To

tais

(C

orr

igid

o a

Dez

/09) B

ilh

õe

s

AIS-Ia(Corrigido a Dez/09)

Bilhões

Custos Totais(Corrigido a Dez/09)

Potência (Custos Totais(Corrigido a Dez/09))

Através de uma regressão simples3, foi possível verificar que o comportamento da variável y (custos operacionais) é explicado em mais de 97% pela variável x (base de remuneração regulatória). Com a aplicação do teste t, foi possível verificar a significância estatística da relação estimada conforme Tabela 6.

Tabela 6 – Resultado da Regressão Simples

Como mostra o Gráfico 2, os custos operacionais não crescem linearmente em relação ao tamanho da base da remuneração, o que corrobora a necessidade da utilização do fator de escala para ajustar a fórmula proposta pela ANEEL na NT nº 394/2009.

Com base na relação estimada, encontra-se o fator de escala, a partir da equação da curva. Supondo-se duas bases de remuneração regulatórias (BRR1 e BRR2), calculam-se os respectivos custos operacionais associados a essas bases (y1 e y2) e o Fator de Escala para BRR 2 em relação à BRR 1 como ilustrado abaixo:

1944,08056,0

8056,0

8056,0

1

2

1

2

2

1

1

2

2

1

)1(

1

2

)2(1

21

2

=

====BRR

BRR

BRR

BRR

BRR

BRR

BRRb

BRR

BRR

BRRb

Y

BRR

BRR

y

BRR

YBRR

y

δ

Para melhor ilustrar o resultado obtido, o Gráfico 3 mostra no eixo horizontal proporção BRR1/ BRR2, ou seja, ambas as bases são iguais em 1. O eixo vertical representa o Fator de Escala para cada proporção.

3 Para a regressão foi utilizado o software EViews.

AFLUENTE

18

Gráfico 3- Fator de Escala Em Função do Tamanho Rel ativo das Bases de Remuneração

1,00

1,141,24

1,311,37

1,42 1,46 1,50 1,53 1,56 1,59 1,62 1,65 1,67 1,69 1,71 1,73 1,75 1,77 1,79

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Fato

r d

e e

sca

la

Base 1= n vezes Base 2

Fator de escala

4.5.2. Resultados de Custo Operacional Eficiente pa ra a AFLUENTE

Para o cálculo do Fator de Escala, utilizou-se valores das bases (RBNI) reconhecidas pela ANEEL nesta RTP para as transmissoras FURNAS (NT 109/2010), CHESF (NT 095/2010), CTEEP (NT 104/2010), COPEL (NT 105/2010), ELETROSUL (NT 099/2010), ELETRONORTE (NT 102/2010) e CEE (NT 094/2010).

Destaca-se que não foi possível incorporar a CEMIG no cálculo, pois sendo sua RTP sobre as bases RBNI e RBSE, a ANEEL não apresentou a segregação desses valores. A Tabela 7 apresenta a média das bases RBNI das transmissoras de grande porte.

Tabela 7 – Média das Bases de Remuneração (RBNI) da s Transmissoras de Grande Porte

R$ BRR

FURNAS RBNI 3.098.707.755

CHESF RBNI 1.489.451.046

CTEEP RBNI 2.296.615.787

COPEL RBNI 948.464.621

ELETROSUL RBNI 1.964.386.738

ELETRONORTE RBNI 946.318.675

CEEE RBNI 544.603.696

Média 1.612.649.760

Conforme definição do Fator de Escala (δ), a RBNI1 é a média dos valores das bases das 7 empresas, que totaliza R$ 1.612,6 milhões. Já a RBNI2 representa a base da AFLUENTE, cujo montante é R$ 68,8 milhões, equivalente a 28% de sua base total (RBNI + RBSE) de R$ 242,6 milhões. Logo, a partir da utilização da fórmula proposta, calcula-se um Fator de Escala de 1,85.

Este valor é coerente com a experiência internacional, conforme citada na Contribuição da Afluente à Nota Técnica nº 274/2009, que trata do caso

AFLUENTE

19

panamenho da ETESA (Empresa de Transmission Elétrica S.A.). Para determinar os custos da transmissora ETESA (Empresa de Transmission Elétrica S.A.), o regulador panamenho ASEP (Autoridad Nacional de Servicios Públicos) ajusta o FC obtido para uma empresa benchmarking, que é a TRANSBA da Argentina, com o intuito de adaptá-lo e aplicá-lo para ETESA, que é de tamanho inferior. Conforme observado na Tabela 8, a TRANSBA é de 3 a 5 vezes maior que a ETESA dependendo da variável de comparação. Neste caso, o ajuste consistiu em multiplicar o FC da TRANSBA por um fator de escala de 1,54 para estabelecer o FC da ETESA.

Tabela 8 – Experiência da Transmissão no Panamá

Variável TRANSBA ETESA Relação

Linhas (km) 5.901 1.156 5,10

Circuitos (km) 5.901 2.194 2,69

Área de serviço (km 2) 282.000 75.500 3,74

No entanto, no caso da AFLUENTE, a diferença com as empresas benchmarking é muito superior ao observado no caso panamenho, como pode ser verificado na Tabela 9.

Tabela 9– Comparação AFLUENTE e Média das 8 Empresa s

Benchmarking

VariáveisMédia das 8

empresasAFLUENTE

Relação 8 Empresas / AFLUENTE

Rede 11.335,8 671,4 16,9MVA 26.707,5 500,0 53,4Trafos 267,1 2,0 133,6Módulos 994,3 18,0 55,2

O fator de escala acima apresentado também está em linha com os resultados de estudos apresentados em 2007, quando da RTP não concluída da AFLUENTE. Em maio de 2007, a AFLUENTE apresentou Manifestação à proposta preliminar de RTP, onde abordou o tema da relação entre custos operacionais eficientes (calculados a partir de uma Empresa de Referência) e a base de remuneração. O estudo apresentado concluiu que esta relação para a AFLUENTE era de 5,8% enquanto a média da relação calculada para as oito empresas benchmarking de grande porte era de 2,83%. Ou seja, a relação entre os dois percentual, que resultou no próprio fator de escala, se aproximava de 2.

Uma vez calculado o fator de escala para a AFLUENTE, aplicou-se a fórmula apresentada na Figura 1 para o cálculo dos custos operacionais eficientes.

AFLUENTE

20

Para este fim, utilizou-se o fator de escala calculado (1,85), a base total (RBNI + RBSE) da AFLUENTE (R$ 242,6 milhões) e o parâmetro FC (2,08%), determinado pela ANEEL na Nota Técnica nº 394/2007 para as transmissoras com poucos ativos e revisão sobre a base RBNI (ATE VII/NT108/2010, CELG/NT100/2010, EATE/ NT96/2010, ETAU/NT93/2010, ETES/NT92/2010, EXPANSION/NT91/2010, SC ENERGIA/NT113/2010, SMTE/NT97/2010, STC/NT106/2010, STE/ NT107/2010 e TSN/NT98/2010).

Considerando os parâmetros referenciados e a fórmula apresentada na Figura 1, os custos operacionais eficientes da AFLUENTE resultam em um valor de R$ 9,3 milhões, em conformidade com a metodologia definida pela ANEEL na Nota Técnica nº 394/2009, conforme apresentado na Tabela 10.

Tabela 10 - Resultado dos Custos Operacionais da AF LUENTE (NT 394/2009)

R$ MilhõesCustos Operacionais

Eficientes

Base RBNI +

RBSE FC Fator de Escala

Custos Operacionas AFLUENTE 9,32 242,6 2,08% 1,85

O resultado obtido evidencia que a aplicação da metodologia de custos operacionais eficientes da Nota Técnica nº 394/2009 conduz a um montante significativamente maior que os custos reais reconhecidos. Depreende-se assim que a prática regulatória está capturando toda eficiência operacional da AFLUENTE, o que no entender da concessionária reduz os incentivos a queda contínua dos custos operacionais e inibe seus efeitos positivos para modicidade no médio prazo.

Neste ponto é importante ressaltar que os ativos de transmissão da AFLUENTE não são originários de licitação por menor preço, ao contrário são derivados de processo de desverticalização da COELBA.

No caso da COELBA, os ativos estão submetidos à metodologia de determinação dos custos operacionais eficientes (tipo Bottom-up de Empresa de Referência) que aplica parâmetros médios de mercado, o que conduz a um referencial de eficiência operacional médio.

Esta particularidade dos ativos da AFLUENTE, frente a outras transmissoras que passam por este ciclo de transmissão, não foi considerada pela ANEEL, que não utilizou parâmetros de eficiência de custos médios e se limitou a reconhecer os custos reais da AFLUENTE nesta 1º RTP.

Em clara distinção com um regime tarifário baseado nos custos dos serviços, que visa reconhecer na tarifa, os custos incorridos pelo prestador, na regulação por incentivo as tarifas são definidas a partir da determinação dos custos eficientes, que não necessariamente se confundem com aqueles efetivamente realizados pela empresa regulada.

AFLUENTE

21

É precisamente através do compartilhamento dos ganhos de eficiência entre consumidor e empresa regulada que a regulação incentiva a melhora contínua da produtividade e assegura a modicidade tarifária ao longo dos ciclos revisionais.

Sendo assim, ao utilizar os custos reais para determinação dos custos operacionais eficientes que compõe a RAP, a ANEEL se distancia dos princípios inerentes a aplicação da regulação por incentivo.

5. Outras Receitas

Proposta ANEEL :

No cálculo do reposicionamento tarifário, as outras receitas são deduzidas das receitas requeridas para a comparação do montante resultante com a receita verificada. O Anexo V da Resolução Normativa no 386/2009 estabelece metodologia de apuração de Outras Receitas com regras específicas para atividades de compartilhamento de infra-estrutura e prestação de serviços a terceiros.

Considerações da AFLUENTE:

No caso da AFLUENTE, o montante de Outras Receitas é resultado do acordo operativo para compartilhamento de infra-estrutura celebrado com ITAPEBI Geração de Energia S/A, após anuência da ANEEL, obtida através do Despacho SFF/ANEEL nº 735, de 03 de março de 2009.

Este acordo operativo estabelece que a força de trabalho requerida para atender conjuntamente às atividades de operação da UHE e da AFLUENTE consiste de 12 operadores, formando 6 duplas em 3 turnos. Em virtude do compartilhamento de pessoal, UHE ITAPEBI arca com a metade dos custos que somam R$ 933 mil (a valores de fevereiro de 2010).

Destaca-se que este montante foi deduzido do custo operacional (PMSO) da AFLUENTE conforme mostra a Tabela 1, extraída da Nota Técnica nº 112/2010, e que resulta na proposta de custos operacionais regulatórios utilizados no cálculo da receita requerida.

Assim sendo, para que este valor não seja duplamente subtraído da receita requerida, é correto não incluí-lo no espaço para Outras Receitas na planilha anexa a Nota Técnica nº 112/2010 que traz o cálculo do reposicionamento, o que efetivamente foi feito pelo Regulador.

6. Investimentos Proposta ANEEL :

AFLUENTE

22

A ANEEL na Nota Técnica nº 112/2010 reconheceu a projeção dos investimentos em melhorias apresentada pela AFLUENTE em sua contribuição preliminar, para o período de julho de 2010 a junho de 2015, no valor de R$ 14,2 milhões. A Tabela 11 apresenta a distribuição anual dos investimentos pleiteados pela AFLUENTE e reconhecidos pela ANEEL.

Tabela 11 – Investimentos em Melhorias da AFLUENTE (R$ mil)

Jul/10 a Jun/11 Jul/11 a Jun/12 Jul/12 a Jun/13 Jul/13 a Jun/14 Jul/14 a Jun/15Investimentos em Melhorias 950 1.000 1.900 9.340 1.000 Investimentos Acumulados 950 1.950 3.850 13.190 14.190

Considerações da AFLUENTE:

A AFLUENTE considera que o montante de investimentos em melhorias reconhecidos pela ANEEL é fundamental para a prestação do serviço de forma eficiente e manutenção dos padrões de qualidade atuais.

Sua distribuição ao longo do ciclo tarifário, busca compensar a postergação na execução de obras de melhorias nos últimos anos, em função da morosidade do processo de desverticalização e da assinatura do Contrato de Concessão.

Dentre os projetos previstos para o atual ciclo tarifário, destacam-se dois projetos de instalação de fibra ótica, para os anos de 2012/2013 e 2013/2014 que totalizam R$ 10,5 milhões e representam 74,3% dos investimentos previstos para o período tarifário. A Tabela 12 apresenta a extensão (Km) e os valores dos projetos de fibra ótica previstos.

Tabela 12 – Projetos de Instalação de Fibra Ótica – R$ mil

Ano Projeto Valor (R$) Extensão (Km)

2012/2013 Funil - Itagibá F4 1.200 30

2013/2014 Itagibá - Brumado II 9.340 283

Total 10.540 313

Os projetos de fibra ótica permitirão um aumento da confiabilidade de telecomunicação do COS da AFLUENTE, trarão melhorias no sistema de proteção contra descargas atmosféricas e atenderão ao submódulo 2.4 dos procedimentos de rede. Além disso, reduzirão os custos na contratação de serviços de telecomunicações.

Ressalta-se que o montante de investimentos previsto para o atual período tarifário é inferior tanto a depreciação acumulada nos últimos 5 anos, como a depreciação prevista para ciclo atual.

O ANEXO III apresenta a relação completa dos projetos em melhorias com suas justificativas, para o período de julho/2010 a junho/2015, classificados por instalação.

AFLUENTE

23

AFLUENTE

24

ANEXO I

Síntese da Contribuição à Metodologia de Determinaç ão dos Custos Operacionais Eficientes Utilizando-se de Aná lise

Envoltória de Dados

A Nota Técnica nº 396/2009 apresenta aperfeiçoamentos significativos em relação a versões anteriores da metodologia. Contudo, existem ainda pontos críticos relevantes que interferem sobremaneira nos resultados obtidos tais como a utilização de valores considerados outliers, a utilização de amostra heterogênica e um número limitado de empresas na amostra.

Questão dos Outliers :

O método DEA (Data Envelopment Analysis), ferramenta escolhida para o benchmarking, é muito sensível a erros de medida, os quais podem alterar o cálculo das eficiências e inclusive a posição relativa das empresas da amostra. Além disso, a inclusão de valores extremos (outliers) tende a interferir nos resultados4. Portanto, a seleção das empresas da amostra deve ser cuidadosa.

Neste sentido, questiona-se a inclusão na análise da empresa CTEEP nos anos 2007 e 2008, período em que a empresa passou do controle público para o privado. Neste período, se verifica forte descontinuidade dos indicadores de custos operacionais e físicos. O Gráfico 4 apresenta a evolução da relação dos custos operacionais com variáveis físicas para a CTEEP e para o restante das empresas da amostra.

Gráfico 4- Relação entre custos operacionais e variáveis físic as das transmissoras da amostra

-

10

20

30

40

50

60

70

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Milh

ares

Custo Total Atualizado (R$) / Comprimento de Rede (km)

CEEE CEMIG CHESF COPEL

CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS

4 Vale ressaltar que a própria ANEEL exclui da análise a COPEL em 2008 devido ao processo de cisão da empresa neste ano.

AFLUENTE

25

-

5

10

15

20

25

30

35

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Milh

ares

Custo Total Atualizado (R$) / Capacidade Instalada de Transformação (MVA)

CEEE CEMIG CHESF COPEL

CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS

-

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Milh

ões

Custo Total Atualizado (R$) / Quantidade de Trafos

CEEE CEMIG CHESF COPEL

CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS

-

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Milh

ões

Custo Total Atualizado (R$) / Qtde. de Módulos

CEEE CEMIG CHESF COPEL

CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS

Entre 2002 e 2006, a CTEEP apresenta para as variáveis analisadas no Gráfico 4 valores intermediários aos das demais empresas. Em 2007 e 2008, esses valores caem passando a empresa a registrar os valores mais baixos da amostra. A solução desta inconstância não consiste em incluir mais variáveis dummy para a CTEEP em 2007 e 2008 no segundo estágio da análise DEA. Nestes casos, se recomenda eliminar tais observações, por se tratar de erros de medida ou de informações outliers, que afetam os demais resultados.

Questão da Heterogeneidade:

Outro fator crítico é a elevada heterogeneidade das empresas que compõe a amostra, o que é observável pela comparação de ativos físicos como comprimento das redes, capacidade instalada de transformação, quantidade de transformadores e quantidade de módulos como apresentados no Gráfico 5.

AFLUENTE

26

Gráfico 5- Comparação dos Ativos Físicos

6,31 5,97

20,14

7,25

18,61

7,87

10,95

19,12

-

5

10

15

20

25

2008

Mil

har

es

Comprimento de Rede (km)

CEEE CEMIG CHESF COPEL CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS*COPEL - valores de 2007

7,52

14,64

32,15

20,27

53,23

16,09

23,56

73,81

-

10

20

30

40

50

60

70

80

2008

Mil

ha

res Capacidade Instalada de Transformação (MVA)

CEEE CEMIG CHESF COPEL CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS*COPEL - valores de 2007

1,78 1,26

4,11

3,02

6,49

1,82 1,69

3,46

-

1

2

3

4

5

6

7

2008

Ce

nte

na

s Quantidade de Trafos

CEEE CEMIG CHESF COPEL CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS*COPEL - valores de 2007

0,97

0,57

1,81

1,12

2,20

0,64 0,64 0,80

-

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

2008

Mil

ha

res

Qtde. de Módulos

CEEE CEMIG CHESF COPEL CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS*COPEL - valores de 2007

Os custos de operação e manutenção das empresas transmissoras estão fortemente atrelados à extensão da área que ocupam e a sua localização geográfica, devido a especificidades de clima, relevo, vegetação, etc. Neste

AFLUENTE

27

sentido, a amostra é também heterogênica como demonstram o Gráfico 6 e a Figura 2.

Gráfico 6- Área

68,46

127,55

320,55

122,60

179,50

309,87

248,95

357,56

-

50

100

150

200

250

300

350

400 M

ilh

are

s K

m² ÁREA (Km²)

CEEE CEMIG CHESF COPEL CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL FURNAS

Figura 2 - Localização geográfica

A elevada heterogeneidade da amostra se reflete nos resultados do DEA, que apresenta valores muito díspares. No 1º estágio encontram-se valores de eficiência situados entre 21,7% a 100% enquanto no 2º estágio de 44% a 100% - vide Tabela 13.

Tabela 13 – Resultados DEA 1º e 2º Estágios

DEA 1º Estágio DEA 2º Estagio

2008 2008 CEEE 72,8% 73% CEMIG 70,1% 66% CHESF 54,9% 44% COPEL* 100,0% 95% CTEEP 100,0% 100% ELETRONORTE 21,7% 55% ELETROSUL 56,7% 68%

AFLUENTE

28

DEA 1º Estágio DEA 2º Estagio

2008 2008 FURNAS 50,8% 64%

* COPEL – Valores de 2007

Em teoria, o problema da heterogeneidade apresentada pela amostra poderia ser tratado pela clusterização da mesma, agrupando as distribuidoras mais similares. Contudo, dado ao tamanho reduzido da amostra (8 empresas) a análise de clusterização torna-se inviável. Uma alternativa para elevar a quantidade de elementos da amostra seria utilizar informações internacionais. Entretanto surgem problemas relacionados a fatores específicos associados a cada país como taxa de câmbio, taxação, legislações particulares, etc. Além do fato dos ativos que compõe a transmissão alterarem-se entre os países (Exemplo: Reino Unido - operações em 270 kV ou acima, EUA e França - operam até voltagens de 60 kV).

Proposta:

Como proposta ao tratamento da heterogeneidade sugere-se a normalização dos parâmetros de eficiência obtidos no 1º estágio do DEA, conforme apresentado pelo regulador na Resolução Normativa nº 257/2007. A normalização consiste em atribuir um limite mínimo para o valor do parâmetro de eficiência estimado. À época, a ANEEL sugeriu um limite mínimo de 80%. Desta forma, o valor resultante da normalização seria obtido pela fórmula:

%80+%20×

=MínimoMáximo

Mínimoi

oNormalizad θθθθθθθθ

θθθθθθθθθθθθ

Onde:

θNormalizado: parâmetro de eficiência normalizado;

θMínimo: parâmetro de eficiência mínimo do 1º estágio do DEA;

θMáximo: parâmetro de eficiência máximo do 1º estágio do DEA.

O uso de benchmarking para estimar custos de transmissão requer cautela. A composição das redes é dependente de inúmeras variáveis como: distribuição espacial dos geradores e da demanda, densidade populacional, topologia, níveis de tensão, estado dos ativos e limitações ambientais. Por sua vez, as amostras de empresas tendem a ser limitadas. Logo, a análise estatística ganha complexidade dado o reduzido grau de liberdade para as estimações.

Considerando este contexto, sugere-se que a utilização do DEA seja complementada pelo emprego de outra metodologia. Como ferramenta de

AFLUENTE

29

suporte propõe-se utilizar uma abordagem do tipo bottom-up como a Empresa de Referência para balizar a avaliação dos resultados encontrados com o DEA.

AFLUENTE

30

ANEXO II

Análise da Metodologia de Definição da Estrutura Ót ima de Capital e WACC

a) Estrutura Ótima de Capital Proposta ANEEL :

De acordo com o estabelecido na Nota Técnica no 395/2009, na estrutura ótima de capital, a participação da dívida no capital total das empresas transmissoras, é de 63,55%, calculado através da média aritmética dos valores de alavancagem do terceiro ano de operação das empresas licitadas.

Considerações e Proposta da AFLUENTE

Conforme Nota Técnica no 395/2009, a AFLUENTE, para a definição da estrutura ótima de capital, deve ser comparada às empresas licitadas em seu terceiro ano de operação. Em primeiro lugar, é inadequado pretender que uma empresa existente tenha a mesma estrutura de capital de um projeto novo, em seu terceiro ano. Ainda que a recomendação desta estrutura de capital fosse aceita, seria muito difícil obter financiamento, para um projeto já pronto, da magnitude 63,55% do capital total por meio de operações regulares no mercado financeiro.

A utilização da estrutura de capital das empresas licitadas como proxy para a remuneração das empresas existentes, implica, no caso da AFLUENTE, necessariamente na redução de sua rentabilidade, o que deverá gerar maiores custos de uma possível captação, gerando assim um ciclo vicioso.

Mesmo que a ANEEL pretenda estimular a otimização das estruturas de capital que financiam o segmento, ignorar os limites impostos pela realidade é um excesso de abstração, e certamente nocivo à atração e manutenção de investimentos.

Pelo que se observa no parágrafo 95, da Nota Técnica no 396/2009 compõem a amostra para a determinação dos custos operacionais eficientes, por exemplo, as empresas CTEEP e COPEL que por sua vez apresentam uma participação do capital de terceiros de 26,9% e 32,6% respectivamente em 2008, valores muito diferentes dos 63,55% recomendados à AFLUENTE.

Diante do exposto, a AFLUENTE entende que a amostra das empresas licitadas não é adequada para definição da estrutura ótima de capital por

AFLUENTE

31

compreender empresas com projetos novos cuja alavancagem não pode ser alcançada pelas transmissoras com ativos existentes.

Além disso, a metodologia desta revisão se mostra inconsistente, uma vez que a amostra de empresas para a determinação do custo de capital eficiente é diferente daquela que produz a eficiência operacional. A ANEEL para definição dos parâmetros da revisão tarifária (WACC e custo operacional eficiente) está considerando amostras de empresas distintas, o que torna o seu alcance ainda mais difícil para a AFLUENTE.

Em vista das inconsistências na definição da estrutura de capital adotada no WACC a ser aplicado na revisão da AFLUENTE, solicita-se a aplicação dos mesmos princípios adotados na primeira revisão tarifária realizada em 2007 em relação à definição de faixas de endividamento admissíveis que incluíam na amostra tanto empresas existentes como licitadas.

b) WACC

i) Regime Fiscal

Proposta ANEEL

O cálculo do WACC na Nota Técnica no 395/2009, não considera o caráter diferenciado do regime fiscal brasileiro quanto a dedução das despesas financeiras da base de cálculo do Imposto de Renda (IR) e da Contribuição Social sobre Lucro Líquido (CSSL) aplicável as empresas licitadas que foram incluídas na amostra considerada para o cálculo da estrutura ótima de capital.

Considerações e Proposta da AFLUENTE

O cálculo do WACC não considera os benefícios diferenciados do regime fiscal no Brasil. As transmissoras com RAP até R$ 48 milhões de faturamento anual são induzidas pelo sistema tributário a adotar o regime de lucro presumido (em vez do lucro real). No regime de lucro presumido as alíquotas do Imposto de Renda (IR) e Contribuição Social (CS), são calculadas a partir da Receita Operacional Bruta e não do Lucro antes do Imposto de Renda (LAIR). Portanto, sob o regime de lucro presumido, as despesas operacionais e financeiras não reduzem a base de cálculo do IR&CS.

A ANEEL reconhece a possibilidade da aplicação do regime fiscal de lucro presumido, porém generaliza quanto a sua não aplicação as empresas transmissoras, conforme Nota Técnica SRE/ANEEL no 34/2010:

AFLUENTE

32

“Para o cálculo do montante referente ao IRPJ, deve-se considerar, nos termos da legislação vigente (Lei nº 9.249/95 e posteriores), as duas alíquotas: de 15%, incidente sobre a parcela do lucro real, presumido ou arbitrado, de até R$ 240.000,00, e a adicional de 10%, incidente sobre a parcela que exceder a R$ 240.000,00. Observa-se, contudo, que a maioria dos empreendimentos em trans missão de energia elétrica são de grande volume de investi mento, principalmente aqueles sujeitos ao processo licitat ório, sugerindo que a alíquota de incidência do IRPJ resu ltante esteja muito próxima do valor máximo de 25%, justificando, portanto, a adoção de uma alíquota única para simplificação dos cálculos .”

Para as empresas que adotam o regime do lucro presumido, a decisão de endividamento não esta relacionada com o benefício tributário das despesas financeiras. Na Tabela abaixo, estão apresentados o regime de apuração do lucro para as empresas licitadas que foram utilizadas na amostra para definição da estrutura ótima de capital.

Diferente, do que fora colocado pela ANEEL na NT no 34/2010, pelo menos oito, das 17 empresas de transmissão que compõe a amostra para a determinação da estrutura de capital ótima, adotam o regime de lucro presumido para cálculo do IR&CS (47% do peer group), e neste caso, as despesas financeiras não são dedutíveis do IR&CS a pagar.

Para que o WACC reflita a estrutura de capital das empresas consideradas na amostra, o mesmo foi recalculado, de forma a considerar a ausência deste benefício fiscal.

Foram alterados dois componentes do WACC: o custo efetivo do capital de terceiros e o custo do capital próprio.

Regime de apuração do Lucro

ETAU PresumidoETEO RealNOVOTRANS RealTSN RealBRASNORTE PresumidoATE Real CPTE PresumidoEATE RealECTE RealENTE RealERTE PresumidoETIM RealEXPANSION PresumidoPPTE RealSC PresumidoSTE PresumidoSTN Presumido

Regime de apuração do Lucro

ETAU PresumidoETEO RealNOVOTRANS RealTSN RealBRASNORTE PresumidoATE Real CPTE Presumido

Regime de apuração do Lucro

ETAU PresumidoETEO RealNOVOTRANS RealTSN RealBRASNORTE PresumidoATE Real CPTE PresumidoEATE RealECTE RealENTE RealERTE PresumidoETIM RealEXPANSION PresumidoPPTE RealSC PresumidoSTE PresumidoSTN Presumido

EATE RealECTE RealENTE RealERTE PresumidoETIM RealEXPANSION PresumidoPPTE RealSC PresumidoSTE Presumido

EATE RealECTE RealENTE RealERTE PresumidoETIM RealEXPANSION PresumidoPPTE RealSC PresumidoSTE PresumidoSTN Presumido

AFLUENTE

33

(i) o custo efetivo do endividamento (parágrafo 130 da NT395/2009) deve ser igual ao custo do capital de terceiros, ou seja, 12,25% em termos nominais ou 9,29% em termos reais, sem aplicar a estes o redutor (1-T); (ii) o custo de capital próprio deve ser ajustado para a ausência do benefício tributário sobre o beta. Conforme descrito no parágrafo 109, o beta alavancado para a amostra de empresas brasileiras é, em média, 0,627, para uma carga tributária de 34%. Para uma carga de 0%, o beta alavancado é de 0,799 como mostra a Tabela a seguir.

Empresas Similares

B Ala. EUA

D/V EUA D/E EUA IR EUA

B D. EUA

D/V Br D/E Br IR Br

B Ala. Br

AEP 0,779 75,21% 303,39% 40% 0,28 63,55% 174,35% 0% 0,758

Allegheny Power 0,930 77,63% 347,03% 40% 0,30 63,55% 174,35% 0% 0,828

Ameren 0,839 65,85% 192,83% 40% 0,39 63,55% 174,35% 0% 1,067

Duke 0,641 62,88% 169,40% 40% 0,32 63,55% 174,35% 0% 0,872

Exelon 0,951 77,72% 348,83% 40% 0,31 63,55% 174,35% 0% 0,844

FirstEnergy 0,731 72,03% 257,53% 40% 0,29 63,55% 174,35% 0% 0,788

FPL 0,749 73,38% 275,66% 40% 0,28 63,55% 174,35% 0% 0,774

ITC 0,899 75,89% 314,77% 40% 0,31 63,55% 174,35% 0% 0,854

Northeast Utilities 0,654 76,93% 333,46% 40% 0,22 63,55% 174,35% 0% 0,598

Pepco Holdings 0,940 74,30% 289,11% 40% 0,34 63,55% 174,35% 0% 0,943

PG&E 0,608 77,02% 335,16% 40% 0,20 63,55% 174,35% 0% 0,554

PSE&G 0,712 76,54% 326,26% 40% 0,24 63,55% 174,35% 0% 0,660

Vermont Electric Co. 0,603 61,00% 156,41% 40% 0,31 63,55% 174,35% 0% 0,853

Média 0,772 72,80% 280,76% 0,291 0,799

Com base em (ii) o (Rm – Rf)*β passa a ser 4,36%, e não 3,42% como descrito no parágrafo 109. O custo do capital próprio é de 14,68% em termos nominais e 11,65% em termos reais, contra 13,74% e 10,74%, respectivamente, calculados no parágrafo 121. Assim, o custo de capital próprio e de terceiros foram recalculados e conclui-se que o WACC é 13,13% em termos nominais e 10,15% em termos reais, contra 10,14% e 7,24%, respectivamente:

AFLUENTE

34

Lucro Presumido Lucro Real

Prêmio Risco Mercado 5,45% 5,45%

Bx(Rm-Rf) 4,36% 3,42%

Rf 5,09% 5,09%

EMBI+BR 5,23% 5,23%

Inflação EUA 2,71% 2,71%

Re nominal 14,68% 13,74%

Re real 11,65% 10,73%

Rd nominal 12,25% 12,25%

Rd nominal efetivo 12,25% 8,09%

Rd real 9,29% 9,29%

Rd real efetivo 9,29% 5,23%

D/V 63,55% 63,55%

WACC nominal 13,13% 10,14%

WACC real 10,15% 7,24%

Diante do exposto, a AFLUENTE entende que, sendo preservada a amostra de empresas licitadas consideradas na definição da estrutura de capital ótima, deve-se considerar o caráter diferenciado do regime fiscal aplicável a estas empresas para o cálculo do WACC.

ii) Risco Cambial Proposta ANEEL

Conforme metodologia apresentada na Nota Técnica no 395/2009, não se considera o efeito do risco cambial no cálculo do custo ponderado de capital (WACC).

Considerações e Proposta da AFLUENTE

Segundo Finnerty “o risco cambial ocorre quando as receitas de um projeto ou seus custos estão expressos em moedas diferentes”.5 Já o risco país, como se lê no parágrafo 110 da NT 395/2009, “....pode ser entendido como o risco adicional que um projeto incorre ao ser desenvolvido em um determinado país de economia emergente”. Por outro lado, o risco país é um risco sistêmico, uma representação da estabilidade política e do desempenho histórico do país no cumprimento de suas obrigações financeiras. Não é, portanto, a mesma coisa que o risco cambial que se refere ao descasamento de receitas e despesas de um projeto. Conseqüentemente, os dois riscos não podem ser medidos por um único índice. O EMBI, que mede o risco Brasil, é uma média do risco de vários setores produtivos no país, com graus de alavancagem em moeda estrangeira distintos. 5 Finnerty, J. D. Project Financing, Wiley Frontiers, 1996, Nova Iorque.

AFLUENTE

35

Além disso, segundo Garcia e Didier (2003)6 apesar de no Brasil, com a flutuação do câmbio, o risco país ter caído significativamente, o mesmo não ocorreu com o risco cambial. Tal fato é explicado porque após o período de cambio controlado do Plano Real, as variações cambiais estão ligadas á sustentabilidade do balanço de pagamentos, em especial ao comportamento das contas correntes e dentro dessas, ao comportamento das importações e das exportações.

Também a alegação da ANEEL7 de que “o risco cambial é mitigável por meio de contratos futuros, ou similares instrumentos de proteção (hedge)...”, embora possível na teoria, não se verifica na realidade, posto que o mercado futuro de câmbio apenas existe para períodos muito curtos, como se pode observar no site da BMFBOVESPA, e as outras operações de hedge, como, por exemplo, a troca de moedas (swap) não estão disponíveis, ou só podem ser estruturadas a custos muito elevados.

Se por um lado, não existem hoje no mercado, instrumentos de hedge adequados, por outro lado, conforme Garcia, Chrity e Medeiros (2006)8 afirmam, apesar de freqüentemente as cotações do mercado futuro de dólar serem tratadas como se representassem a previsão do mercado para o valor do dólar spot no dia de vencimento do contrato, em geral esta afirmação não é correta. O preço que vai efetivamente vigorar no mercado futuro é resultante das ações especulação, proteção (hedge) e arbitragem o que por sua vez embute a existência de um prêmio de risco cambial.

Assim, a não cobertura do risco cambial é especialmente danosa nos setores onde se requer a participação do capital estrangeiro, como é o caso dos leilões de transmissão que podem ter seu interesse diminuído.

Diante do exposto, a AFLUENTE solicita que o risco cambial seja adequadamente mensurado e considerado no cálculo do custo ponderado de capital.

iii) Risco Regulatório Proposta ANEEL

Não se considera diretamente o efeito do risco regulatório no cálculo do custo ponderado de capital (WACC), conforme metodologia apresentada na Nota Técnica no 395/2009.

Considerações e Proposta da AFLUENTE

6 Garcia, Marcio G.P. e Didier, Tatiana. Taxa de juros, risco cambial e risco Brasil, 2003, PUC-Rio

7 Processo SRE 48500.006551/2008-38 8Garcia, Marcio, Chrity, Daniel e Medeiros, Marcelo, Tendenciosidade do Mercado Futuro de Câmbio: Risco Cambial ou Erros Sistemáticos de Previsão?, 2006, Rio

AFLUENTE

36

O risco regulatório refere-se a incertezas sobre a lucratividade das empresas devido ao comportamento do regulador.

O modelo CAPM assume que o risco sistemático a ser remunerado pelo mercado apresenta uma distribuição simétrica (retornos das ações apresentam distribuição normal) já que usualmente os riscos assimétricos podem ser eliminados através de uma estratégia racional de diversificação.

Entretanto, nos casos em que os riscos assimétricos não podem ser mitigados, existe um forte argumento a favor do estabelecimento de um prêmio de risco que compense os investidores desses riscos adicionais, mantendo a atratividade dos investimentos.

O risco regulatório é um exemplo típico de risco assimétrico. Ocorre porque o retorno positivo potencial gerado pela regulação é normalmente menor que o retorno negativo potencial para a empresa regulada.

Desde a 1ª revisão tarifária das transmissoras, a metodologia de cálculo, tanto do custo operacional como do WACC, passou por grandes alterações o que coloca em cheque o não reconhecimento de parcelas significativas de custos incorridos pelas empresas reguladas.

Este efeito evidencia os riscos regulatórios observados no regime de regulação por incentivo e que devem ser parte do custo de oportunidade de capital confrontado pelas concessionárias.

Diante do exposto, solicita-se que seja reconhecido no cálculo do custo de capital parcela referente ao risco regulatório que se manifesta de maneira inequívoca também na regulação das empresas de transmissão no Brasil.

iv) Novas Regras Contábeis e Impactos nos Riscos Cambial e Regulatórios

Proposta ANEEL :

Não menciona

Considerações e Proposta da AFLUENTE

Desde 2005, a Comissão Européia decidiu implantar integralmente as Normas Internacionais de Relatórios Financeiros (IFRS – International Financial Reporting Standards) definidas pelo IASB - International Accounting Standard Board. “Atualmente, cerca de 7.000 companhias listadas nas bolsas de valores européias adotam o IFRS (...) hoje, mais de 100 países já adotam o IFRS como

AFLUENTE

37

padrão contábil e, mais recentemente, países como Austrália, Canadá, China, Hong Kong, Noruega, Suécia, Brasil e Colômbia aumentaram essa lista9”.

As Leis no. 11.623 (2007) e 11.941 (2009) formalizaram o ordenamento da contabilidade societária brasileira aos padrões internacionais. O artigo 177 da Lei das S.A., no seu parágrafo 5, estipula que as normas expedidas pela CVM, de observância obrigatória para as empresas de capital aberto, deverão ser elaboradas em consonância como os padrões internacionais adotados nos principais mercados mobiliários.

O esforço da IASB, através do IFRS, tem sido o de reformular as normas contábeis para que os demonstrativos contábeis tenham uma função prospectiva que alimente o processo de decisão econômica. É uma visão voltada para o futuro das empresas, “o que minimiza a ótica antes prevalecente, de uma função antiga e erroneamente vista como essencialmente retrospectiva – mais e mais o processo de divulgação de informações financeiras nos demonstrativos contábeis vem sendo entendido como uma leitura mais do futuro do que do passado10”.

O IAS 36 (Impairment of Assets), parte do IFRS, “define a metodologia a ser aplicada por uma companhia para assegurar que seus ativos de longo prazo não estejam registrados contabilmente por um valor superior àquele passível de recuperação por uso nas operações da companhia (...)”. Para tal, o IAS 36 impõe o teste de impairment da participação no capital social de empresas.

No caso da AFLUENTE, tal teste é conduzido pela Neoenergia, Iberdrola, e no futuro próximo, deverá também ser conduzido pelo Banco do Brasil. “O objetivo do teste de impairment é assegurar que o valor contábil líquido de um ativo ou grupo de ativos de longo prazo não seja superior ao seu valor recuperável, sendo este último o maior entre o valor líquido de venda e o valor em uso”. Onde:

• Valor líquido contábil: “é o valor pelo o qual o ativo está registrado na contabilidade, líquido da depreciação acumulada e das provisões para perda registrada para esse ativo”;

• Valor em uso: “é o valor presente da estimativa de fluxos futuros de caixa descontados a valor presente, derivados de um determinado ativo ou unidade geradora de caixa”;

• Valor recuperável: “é o maior valor entre o valor líquido de venda e o valor em uso”.

9 Manual de Normas Internacionais de Contabilidade, Ernst & Young e FIPECAFI, Ed. Atlas, 2ª Ed., 2010, pág. 21. 10 Idem página 13.

AFLUENTE

38

Na estimativa do valor em uso, podemos destacar algumas recomendações de especialistas no tema11:

• “Projeções de fluxo de caixa devem ser consistentes e razoáveis, devendo estar suportadas por premissas que representem a melhor estimativa da administração, considerando as condições econômicas ao longo da vida útil do ativo”;

• “estimativas por período maior que cinco anos deverão representar uma extrapolação da projeção mais recente, considerando uma taxa de crescimento estável ou decrescente para além dos cinco anos (...). Nestas circunstâncias, a taxa de crescimento considerada não deverá exceder à taxa de crescimento de um produto, indústria ou país onde a companhia opera”;

• “a taxa de desconto deve refletir o valor do dinheiro no tempo e deverá considerar os riscos específicos do ativo”.

Tais recomendações implicam que, a cada ano, os acionistas da AFLUENTE (e, indiretamente, da Neoenergia) estimem o seu valor em uso, o que inclui modificações impostas pela ANEEL, dentre elas, as revisões tarifárias. Se o valor em uso da Afluente for inferior àquele contabilizado em seu balanço patrimonial, os acionistas terão de ajustar este último à nova estimativa. A contrapartida deste lançamento contábil deverá ser na conta resultado do exercício, o que diminuirá o patrimônio líquido dos Acionistas.

Portanto, as revisões tarifárias da AFLUENTE afetarão o patrimônio líquido de seus acionistas, tanto pela modificação no valor presente de seu fluxo de caixa em Reais, como conseqüência, por exemplo, da mudança no WACC, como por meras modificações da taxa de câmbio, no caso de empresas estrangeiras.

Estes fatos sugerem que tanto o risco cambial como o risco regulatório devam sejam considerados no cálculo do WACC.

11 Fonte: Manual de Normas Internacionais de Contabilidade, E&Y e FIPECAFI, E. Atlas, 2ª. Ed., 2010, páginas 351 e 352. Grifos nossos.

AFLUENTE

39

ANEXO III

Relação dos Investimentos em Melhorias

INSTALAÇÃO PROJETO VALOR

(R$) ANO JUSTIFICATIVA

SUBSTITUIÇÃO DO SERVIÇO AUXIILIAR CC (BANCOS DE BATERIAS, RETIFICADORES, PAINEL)

400.000 2010/ 2011

FIM DA VIDA ÚTIL DO SISTEMA CC

INSTALAÇÃO DE CIRCUITO FECHADO DE TELEVISÃO

300.000 2010/ 2011

AUMENTAR A SEGURAÇÃ FÍSICA E OPERACIONAL DA SUBESTAÇÃO

INSTALAÇÃO DE GRUPO GERADOR DE EMERGÊNCIA

200.000 2011/ 2012

ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO 2.3

DOS PROCEDIMENTOS

DE REDE

SUBSTITUIÇÃO REMOTA

100.000 2012/ 2013

MELHORIA DA SUPERVISÃO E CONTROLE DA SUBESTAÇÃO

RETROFIT PROTEÇÃO LT 230KV

200.000 2012/ 2013

ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO 2.6

DOS PROCEDIMENTOS

DE REDE

TOMBA

RETROFIT PROTEÇÃO TRAFOS 230KV

300.000 2012/ 2013

ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO 2.6

DOS PROCEDIMENTOS

DE REDE

INSTALAÇÃO PROJETO VALOR (R$)

ANO JUSTIFICATIVA

FORD INSTALAÇÃO DE GRUPO GERADOR DE EMERGÊNCIA

200.000 2011/ 2012

ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO 2.3 DOS PROCEDIMENTOS DE REDE

INSTALAÇÃO PROJETO VALOR ANO JUSTIFICATIVA

AFLUENTE

40

(R$)

INSTALAÇÃO DE CIRCUITO FECHADO DE TELEVISÃO

250.000 2010/ 2011

AUMENTAR A SEGURAÇÃ FÍSICA E OPERACIONAL DA SUBESTAÇÃO

INSTALAÇÃO DE GRUPO GERADOR DE EMERGÊNCIA

200.000 2011/ 2012

ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO

2.3 DOS PROCEDIMENTOS

DE REDE

SUBSTITUIÇÃO BANCOS DE BATERIAS

100.000 2011/ 2012

FIM DA VIDA ÚTIL DOS BANCOS

INSTALAÇÃO DE GRUPO GERADOR DE EMERGÊNCIA

200.000 2011/ 2012

ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO

2.3 DOS PROCEDIMENTOS

DE REDE

BRUMADO II

SUBSTITUIÇÃO REMOTA

100.000 2012/ 2013

MELHORIA DA SUPERVISÃO E CONTROLE DA SUBESTAÇÃO

INSTALAÇÃO PROJETO VALOR

(R$) ANO JUSTIFICATIVA

FUNIL

SUBSTITUIÇÃO BANCOS DE BATERIAS LT 230KV FUNIL-ITAGIBÁ F4

100.000 2011/ 2012

FIM DA VIDA ÚTIL DOS BANCOS

INSTALAÇÃO PROJETO VALOR

(R$) ANO JUSTIFICATIVA

LT 230KV FUNIL-ITAGIBÁ F4

INSTALAÇÃO DE CABO OPGW (FIBRA ÓTICA)

1.200.000 2012/ 2013

- ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO 2.4 DOS PROCEDIMENTOS DE REDE. - INTERCONEXÃO DE TELECOMUNICAÇÃO ENTRE AS SE ITAGIBÁ E FUNIL, POSSIBILITANDO 2º CANAL DE COMUNICAÇÃO SE FUNIL.

AFLUENTE

41

- MELHORA NO SISTEMA DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

INSTALAÇÃO PROJETO VALOR (R$)

ANO JUSTIFICATIVA

LT 230KV ITAGIBÁ-

BRUMADO II

INSTALAÇÃO DE CABO OPGW (FIBRA ÓTICA)

9.340.000 2013/ 2014

- ATENDIMENTO AO SUBMÓDULO 2.4 DOS PROCEDIMENTOS DE REDE. - INTERCONEXÃO DE TELECOMUNICAÇÃO ENTRE AS SE ITAGIBÁ E BRUMADO II, AUMENTANDO A CONFIABILIDADE DE TELECOMUNICAÇÃO COM O COS- AFLUENTE. - MELHORA NO SISTEMA DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

INSTALAÇÃO PROJETO VALOR (R$)

ANO JUSTIFICATIVA

CENTRO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA

- COS

ATUALIZAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE

1.000.000 2014/ 2015

ATUALIZAÇÃO/SUBSTITUIÇÃO DO ATUAL SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE, GARANTINDO DESEMPENHO, CONFIABILIDADE E ADEQUAÇÃO AOS REQUISITOS FUTUROS.

AF

LUE

NT

E

42

AN

EX

O IV

D

ados

Util

izad

os p

ara

Cál

culo

do

Fat

or d

e E

scal

a

IPCA IGP-M PESSOAL (R$) MAT. E SERV. (R$) PESSOAL (R$) MAT. E SERV. (R$) PESSOAL (R$) MAT. E SERV. (R$)

JOÃO CESA 30-mar-08 8,93% 6,47% 628.145 413.509 - - - - 1.448.012 105.624 1.124.517,68 1.429.231,40

EFLUL 30-mar-08 8,93% 6,47% 2.022.093 790.253 - - - - 6.998.326 - 3.044.107,45 7.451.069,21

MUXFELDT 29-jun-09 1,69% -0,33% 1.798.707 645.571 130.922,97 - - - 9.535.696 405.891 2.339.389,23 9.099.805,05

FORCEL 26-ago-08 5,63% -0,47% 2.094.031 761.541 98.603,48 - - - 14.156.316 - 2.865.743,49 14.090.371,81

HIDROPAN 29-jun-09 1,69% -0,33% 3.136.719 1.519.854 - 239.861,36 - - 20.719.033 - 4.465.458,70 20.650.951,19

UHENPAL 19-abr-09 2,66% -0,55% 2.314.719 1.549.593 - 149.326,10 - - 28.508.151 206.817 3.768.719,01 28.144.492,46

DEMEI 29-jun-09 1,69% -0,33% 5.610.073 2.284.374 468.686,03 - - - 30.793.382 1.847.594 7.505.049,94 28.850.673,62

COOPERALIANÇA 14-ago-09 1,08% 0,21% 4.687.681 2.673.201 - - - - 36.625.135 - 7.417.036,59 36.700.246,19

IGUAÇU 07-ago-08 5,63% -0,47% 6.746.993 3.491.755 - - - - 39.237.831 242.553 10.602.269,72 38.813.627,39

ELETROCAR 29-jun-09 1,69% -0,33% 7.772.332 3.731.644 - 428.171,01 - - 41.953.050 - 11.196.159,43 41.815.194,41

CFLO 03-fev-08 9,47% 7,03% 8.272.630 3.541.301 - - (981.116,87) (38.983,54) 47.713.097 76.176 13.961.888,92 50.987.220,32

CHESP 12-set-08 5,33% -0,14% 6.029.561 3.486.305 - 360.863,15 - - 50.761.615 - 9.472.165,08 50.689.246,50

MOCOCA 03-fev-08 9,47% 7,03% 8.242.362 4.175.552 - 243.731,66 (1.109.022,56) - 54.743.707 - 14.445.028,79 58.593.826,92

COCEL 24-jun-08 6,97% 3,30% 7.166.540 3.512.350 - - - - 68.120.310 - 11.294.636,13 70.368.360,41

JAGUARI 01-ago-07 12,35% 14,59% 7.170.487 3.221.176 - 225.623,24 (1.015.588,56) (35.799,26) 76.314.023 - 12.670.972,62 87.446.313,40

CSPE 03-fev-08 9,47% 7,03% 12.489.124 6.510.097 - 166.356,33 (1.050.574,10) (40.296,67) 112.706.038 - 21.654.533,04 120.632.643,04

NACIONAL 10-mai-08 7,82% 4,96% 15.839.958 8.286.948 - 83.033,09 (1.052.858,29) (44.448,74) 117.769.091 2.139.293 26.871.347,78 121.366.098,92

CPEE 03-fev-08 9,47% 7,03% 10.807.869 5.452.752 - 375.386,35 (1.096.227,15) (40.324,91) 130.123.006 2.136.804 18.508.678,65 136.987.459,28

BOA VISTA 01-nov-09 0,41% 0,10% 12.596.860 6.400.609 - - (735.040,97) (33.496,36) 135.505.064 2.618.330 19.826.893,56 133.024.170,08

ENERGISA BORBOREMA 04-fev-09 3,43% -1,03% 17.054.022 9.999.492 - - (712.587,54) (35.053,34) 133.417.426 50.613 28.306.435,03 131.988.823,64

ENERGISA NOVA FRIBURGO 18-jun-08 6,97% 3,30% 11.489.419 8.765.890 - 1.163.584,29 (1.179.459,78) (31.263,68) 144.892.859 1.518.775 21.437.962,07 148.105.599,01

SULGIPE 14-dez-08 4,21% -1,59% 14.546.267 8.826.712 - - (1.104.999,66) (40.173,69) 153.947.462 301.024 25.036.775,25 151.202.137,29

SANTA MARIA 07-fev-08 9,47% 7,03% 14.260.331 7.055.874 230.546,85 63.850,80 - - 180.082.117 - 22.841.760,76 192.747.274,71

BRAGANTINA 10-mai-09 2,17% -0,40% 21.291.999 10.899.107 - - (1.092.621,46) (47.346,49) 209.040.596 1.498.926 33.772.043,92 206.709.323,95

DMEPC 28-jun-08 6,97% 3,30% 10.015.575 8.226.108 - 3.324.017,25 - - 212.873.218 - 15.777.982,07 219.898.285,70

VALE PARANAPANEMA 10-mai-08 7,82% 4,96% 24.229.094 13.138.025 - - (1.024.641,50) (41.236,63) 226.663.167 - 41.061.584,84 237.907.743,29

CAIUA 10-mai-08 7,82% 4,96% 26.532.305 14.979.858 - - (1.052.821,18) (46.292,69) 292.060.226 6.873.077 45.513.796,35 299.335.053,34

SANTA CRUZ 03-fev-08 9,47% 7,03% 27.516.613 14.272.406 - - (983.465,53) (49.174,66) 296.696.630 6.790.603 46.527.009,51 310.295.089,49

ELETROACRE 30-nov-09 0,41% 0,10% 31.249.650 16.842.006 - - - - 413.715.374 244.638 48.236.194,37 413.898.363,84

ENERGISA MINAS GERAIS 18-jun-08 6,97% 3,30% 50.099.149 30.634.774 - - (1.758.706,68) (34.378,59) 672.765.725 4.081.246 87.155.979,09 690.751.856,65

CERON 30-nov-09 0,41% 0,10% 81.312.367 39.755.575 560.067,22 - (1.268.877,84) (58.313,14) 759.346.395 19.762.518 122.209.894,87 740.348.782,99

ENERGISA SERGIPE 22-abr-08 8,41% 5,69% 60.569.597 39.259.326 - - (1.085.258,59) (24.305,64) 777.416.928 4.078.426 108.358.773,62 817.306.609,76

CEAL 28-ago-09 1,08% 0,21% 93.152.011 54.533.531 - - (2.059.023,26) (90.261,83) 1.156.198.827 10.694.330 150.976.038,87 1.147.853.709,72

CEPISA 28-ago-09 1,08% 0,21% 112.609.087 63.903.520 - - (2.059.023,26) (88.136,98) 1.201.473.966 5.456.536 180.030.514,42 1.198.470.235,55

ENERGISA PARAÍBA 28-ago-09 1,08% 0,21% 114.428.957 77.341.007 - - (1.479.973,01) (24.022,58) 1.220.310.509 3.907.941 194.685.544,67 1.218.897.180,26

CELTINS 04-jul-08 6,19% 1,29% 70.151.729 49.472.929 - - (1.466.167,47) (77.625,09) 1.268.752.109 7.561.971 126.239.952,35 1.277.462.868,48

COSERN 22-abr-08 8,41% 5,69% 91.423.173 67.551.111 - - (1.861.732,50) (78.750,82) 1.487.035.414 5.538.405 172.607.607,41 1.565.727.420,52

CEB 26-ago-08 5,63% -0,47% 108.131.389 62.083.801 - - - - 1.814.621.348 37.394.532 176.012.688,65 1.768.947.985,09

CELPA 07-ago-07 12,35% 14,59% 176.609.250 154.708.492 4.212.695,69 49.806.128,16 (1.303.544,71) (24.866,89) 1.893.414.746 - 315.393.313,32 2.169.616.194,25

ENERSUL 08-abr-08 8,41% 5,69% 111.212.862 65.119.991 - - (2.332.699,58) (79.164,72) 2.106.142.269 6.187.137 192.003.821,33 2.219.347.939,48

CEMAT 08-abr-08 8,41% 5,69% 136.509.751 102.227.567 - 12.256.970,00 (2.091.431,13) (43.488,25) 2.149.112.047 - 245.393.068,45 2.271.299.667,24

ESCELSA 07-ago-07 12,35% 14,59% 134.473.476 74.867.150 - - (1.183.257,97) (80.549,05) 2.205.790.296 28.615.814 238.297.099,47 2.494.769.317,28

AES SUL 19-abr-08 8,41% 5,69% 127.850.537 87.643.860 - - (1.925.275,19) (59.898,73) 2.185.710.461 3.751.394 233.383.569,35 2.306.014.201,23

RGE 19-abr-08 8,41% 5,69% 140.753.101 96.882.347 - - (1.900.571,34) (65.462,98) 2.393.189.792 20.091.751 257.114.422,14 2.508.020.369,25

CPFL-PIRATININGA 23-out-07 11,63% 12,03% 139.710.726 79.210.870 - - (2.142.992,90) (50.378,79) 2.416.479.158 3.697.499 247.145.110,85 2.703.057.694,29

CEEE 25-out-08 5,06% -0,25% 145.929.616 95.813.734 - - - - 2.913.600.602 38.083.158 248.890.901,00 2.868.380.936,04

COELCE 22-abr-07 13,54% 15,31% 197.352.155 135.662.604 - - (1.051.661,42) (25.955,57) 2.969.193.987 4.603.145 381.721.192,92 3.418.327.481,46

BANDEIRANTE 23-out-07 11,63% 12,03% 156.702.881 90.473.690 - - (1.158.367,47) 8.287,11 2.991.126.970 10.013.471 277.566.057,16 3.339.764.189,14

CEMAR 28-ago-09 1,08% 0,21% 163.556.803 104.770.779 - - - - 3.104.837.787 7.824.826 270.310.423,50 3.103.364.348,04

CELPE 29-abr-09 2,66% -0,55% 246.194.591 167.167.339 - 1.226.467,76 (1.735.226,50) (45.089,36) 3.684.304.836 9.635.603 419.582.383,66 3.654.304.864,65

CELG 12-set-09 0,93% 0,57% 291.050.587 184.186.516 - - - - 3.795.716.671 31.357.944 478.990.973,44 3.785.782.507,08

ELEKTRO 27-ago-07 12,35% 14,59% 290.830.337 153.235.999 - - - - 4.644.030.479 34.275.021 502.350.185,35 5.282.202.493,30

CELESC 07-ago-08 5,63% -0,47% 273.581.907 162.941.878 - - - - 4.754.939.637 - 451.164.647,01 4.732.789.768,19

AMPLA 15-mar-09 2,86% -1,29% 234.134.933 157.965.056 - - (1.798.195,14) (28.734,27) 4.877.602.896 5.521.007 398.640.113,61 4.809.219.606,40

CPFL-PAULISTA 08-abr-08 8,41% 5,69% 319.734.345 222.967.490 - - (2.573.405,98) (142.553,81) 7.414.586.298 39.975.106 585.217.380,93 7.793.894.211,80

COELBA 22-abr-08 8,41% 5,69% 335.856.676 272.244.001 25.581,49 - (1.608.117,53) (22.153,94) 8.147.787.955 44.905.866 653.572.679,18 8.563.570.900,89

COPEL 24-jun-08 6,97% 3,30% 391.887.739 284.188.364 - - - - 9.335.168.119 223.965.517 712.787.066,36 9.411.883.056,29

LIGHT 07-nov-08 4,59% -1,21% 349.298.494 234.395.432 - - - - 9.856.186.079 148.167.876 596.886.043,28 9.590.346.402,28

ELETROPAULO 04-jul-07 12,62% 14,91% 497.932.498 288.233.624 - - (824.975,21) (31.214,11) 13.106.067.015 138.462.191 892.958.350,33 14.900.679.446,93

CEMIG 08-abr-08 8,41% 5,69% 743.535.426 465.715.776 - - - - 17.509.554.660 24.881.100 1.298.280.603,68 18.478.763.490,54

Ativo Imobilizado em Serviço

(Valor Novo de Reposição) (d)

Índice de

Aproveitamento

Integral (e)

Custo Total

(a)-(b)-(c)

(Dez 2009)

Base

(d)-(e)

(Dez 2009)

CUSTOS TOTAIS POR ANO (a) GERAÇÃO PRÓPRIA (b) Ganhos de Holding (c)Índices para

Dezembro de 2009Distribuidora

Data da

Revisão