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Diretoria de Regulação 1

COMENTÁRIOS DA EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A. PARA A AUDIÊNCIA PÚBLICA ANEEL 008/2006

A Energias do Brasil vem, respeitosamente, apresentar suas contribuições referentes ao processo de Audiência Pública ANEEL nº 008/2006, enaltecendo a oportunidade de discussão de processo tão relevante para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão no segmento de distribuição. Nesse intento, apresentamos sugestões e considerações a aspectos tratados nas Notas Técnicas e minutas de resolução especificadas abaixo, que compõe a parte documental da citada Audiência Pública: 1. NT nº 168-SRE - Fator X 1.1 – Considerações Gerais O incremento nas vendas de uma concessionária de distribuição durante o período tarifário, tanto pelo maior consumo dos clientes existentes (crescimento vertical) como pela incorporação de novos clientes na área servida (crescimento horizontal), é usualmente atendido pela concessionária com custos incrementais decrescentes com relação aos custos definidos no reposicionamento tarifário. Esse ganho de produtividade do negócio pode resultar ou de ganhos de escala originados pela intrínseca dinâmica do mercado ou de outros ganhos de escala ou escopo devidos a uma maior eficiência na gestão da concessionária distribuidora, o primeiro deve ser repassado aos consumidores mediante a aplicação de um redutor do índice que reajusta a Parcela B da receita (IGP-M), sendo esse redutor denominado de Fator X. Essa é a concepção original do Fator X, elemento basilar da Teoria de Regulação por Incentivo, que visava promover o estímulo à eficiência e à modicidade tarifária, através do compartilhamento dos ganhos de produtividade da distribuidora na prestação do serviço aos seus clientes. Instrumentos eficazes que admitam a apropriação temporária de ganhos em associação a instrumentos que promovam a transferência anual ou apenas nas revisões periódicas de outros ganhos: é o que distingue a maturidade de uma clara e moderna sistemática de Regulação por Incentivo. Entretanto, o atual cálculo do Fator X não considera somente o repasse, sob a forma do componente Xe, da totalidade dos ganhos de produtividade advindos da economia de escala da concessionária prevista para o período tarifário subseqüente. Além desse componente, conforme estabelecido na Resolução Normativa ANEEL 55, de 5 de abril de 2004, o Fator X é composto pelo componente Xc que reflete a avaliação dos consumidores sobre a concessionária, sendo obtido mediante a utilização do resultado da pesquisa Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC), e pelo componente Xa que reflete a aplicação do Índice de Preço ao Consumidor Amplo (IPCA) para a componente mão-de-obra da Parcela B da concessionária. A ANEEL está submetendo à Audiência Pública um conjunto de propostas para o aperfeiçoamento de metodologias para o segundo ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras (AP ANEEL 08/2006), e, através da Nota Técnica nº 168/2006–SRE/ANEEL, o Órgão Regulador apresenta a proposta de metodologia de cálculo do Fator X a ser considerada nesse segundo ciclo, da qual destacamos as seguintes alterações:


1.2 - Componente Xe O cálculo do componente Xe tem como finalidade repassar aos consumidores o efeito dos ganhos esperados da concessionária em virtude do crescimento do mercado, ou seja, por um incremento no consumo dos clientes já existentes (crescimento vertical) ou pela conexão de novos consumidores na área atendida (crescimento horizontal). Na proposta da ANEEL, o cálculo do componente Xe deverá ser realizado pelo método do Fluxo de Caixa Descontado (FCD), do tipo forward looking, que tem por objetivo valorar as receitas e despesas futuras da concessionária, dado um determinado crescimento de mercado. De acordo com esse método, o componente Xe é aquele que iguala a Taxa Interna de Retorno (TIR) do fluxo de caixa regulatório ao WACC regulatório. Além disso, os tributos (PIS/Cofins e P&D) são retirados do cálculo da componente Xe, adequando-se assim a formulação da referida componente aos aditivos dos contratos de concessão das distribuidoras, nos quais os tributos foram retirados da Parcela B.

Sugestões da Energias do Brasil Entende-se que o método utilizado pela ANEEL (FCD), para o cálculo do Fator Xe é pertinente, uma vez que tal metodologia constitui uma abordagem racional do problema e vem obtendo sucesso em diversos países onde foi aplicado. Apesar disso, entende-se que a metodologia proposta deva ser aperfeiçoada no tratamento dos aspectos que comprometam a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras de energia elétrica. Concessionárias que ou possuam periodicidade demasiado curtas ou requeiram investimentos de aperfeiçoamento com maturação demasiado longas, necessitam ter o Fator Xe ajustado de forma a permitir um adequado incentivo à busca pela eficiência econômica. Ademais, em casos de insuficiência tarifária motivada por descompasso de reconhecimento de incremento de custos não gerenciáveis, há razões para suspender a aplicação do repasse de ganhos, pois os mesmos não são efetivamente percebidos. Ao contrário do estipulado pela ANEEL, entende-se que parte dos ganhos de produtividade relacionados à escala, não deva ser repassada anualmente para a modicidade tarifária, uma vez que elimina os incentivos à eficiência, assim como devam ser preservados do repasse anual os demais ganhos de eficiência, indo ao encontro da moderna Teoria da Regulação por Incentivo. Abaixo, são destacados os principais impactos observados no cálculo do componente Xe. 1.2.1 - Receita Conforme a NT 168/06, a receita tarifária é determinada a partir do mercado de energia elétrica projetado para o período tarifário e pela tarifa média de Reposicionamento Tarifário. As projeções de mercado informadas pela distribuidora para a ANEEL, por meio dos Procedimentos de Distribuição (Prodist) serão analisadas pela Superintendência de Regulação Econômica (SRE), a fim de verificar se guardam consistência com os valores enviados individualmente pelas concessionárias ao Ministério de Minas e Energia (MME).

Sugestões da Energias do Brasil Entende-se que a receita tarifária é determinada a partir do mercado anual projetado, por categoria tarifária e pela tarifa média do Reposicionamento Tarifário de cada categoria. O impacto causado da receita advinda da evolução do mercado também deve ser capturado pela concessionária.


Vale ressaltar que as projeções enviadas pelas distribuidoras de energia elétrica ao MME conforme Decreto nº 5.163/04, que estabelece que os agentes de distribuição deverão informar, até 1º de agosto de cada ano, as previsões de seus mercados ou cargas para os cinco anos subseqüentes, só poderão ser analisadas para o mercado cativo. Por referir-se a mercado de consumo de energia, não atendem a esclarecer o mercado de demanda de potência, informação relevante para configurar a necessidade de esforço da distribuidora na prestação do serviço concedido. Ressalta-se também, que a declaração de mercado requerido pelo Decreto 5.163/04 reflete uma estratégia de compra, a qual insere riscos de exposição a sobre e subcontratação. Diferentemente de projeções ajustadas de mercado, a declaração referida indica o montante de energia requerido no início do ano, mesmo que já se prevejam a perspectiva de descontratação com eventual saída de consumidores livres ao longo do ano ou de entrada de outros aportes de contratos pré-existentes. 1.2.2 - Custos Operacionais Conforme NT 168/06, os custos de operação, manutenção, administração e gestão comercial são projetados para o período tarifário com base nos custos da “Empresa de Referência”, referenciados a data do Reposicionamento Tarifário. Para cada grupo de custo, adota-se uma regra para estimar o custo futuro relativo às parcelas mão-de-obra e material e serviços.

Considerações da Energias do Brasil Entende-se que grande parte dos dados que compõem o Fator Xe é retirada da ER, o que representa um risco para a concessionária na medida que os ganhos de produtividade são os da empresa de referência e não da empresa real. Se a condição inicial não garante o equilíbrio econômico e financeiro do contrato de concessão, são geradas dificuldades, por vezes incontornáveis, para a distribuidora. Para cada grupo de custo adota-se uma regra para estimar o custo futuro relativo às parcelas: mão-de-obra e material e serviços, considerando o crescimento diferencial entre o mercado urbano e rural. Este tipo de consideração é fundamental, uma vez que estes custos são definidos, basicamente, em função das distâncias onde estão localizados os clientes e das condições de acesso aos mesmos, sendo que o cliente localizado em área rural gera despesas mais elevadas para a distribuidora do que aqueles clientes localizados na área urbana. Entre as diversas áreas de concessão de distribuição de energia elétrica existem áreas, especialmente as rurais, com características muito distintas entre si, merecendo tratamento regulatório adequado a cada caso. Adicionalmente, há que ser considerado que a mudança da estrutura do mercado ao longo do período revisional não pode ser automaticamente fator de ajuste da estrutura de custos, demandando um certo tempo de adaptação. 1.2.3 - Depreciação De acordo com a NT 168/06 é a depreciação dos ativos físicos correspondentes às instalações de distribuição que formam a base de remuneração da concessionária. A taxa de depreciação é aquela estabelecida na revisão tarifaria periódica.

Sugestões da Energias do Brasil Entende-se que existem duas alternativas a serem propostas no item Depreciação, conforme descrito abaixo:


Opção 01: Para fins tributários a lei só considera os créditos da depreciação contábil e não da depreciação regulatória, sendo assim entende-se que a depreciação dos ativos físicos corresponde ao valor contábil do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS). Opção 02: Para garantir a compatibilidade da rentabilidade com o WACC regulatório, após os impostos, entende-se que deva ser incorporado um conceito de custo associado ao maior imposto gerado pela diferença entre a depreciação contábil e a regulatória. 1.2.4 - Investimentos Para o segundo ciclo de revisão tarifária, os investimentos em MT e BT serão definidos regulatoriamente com base na utilização de instrumentos como o Sistema de Planejamento Agregado de Investimentos (SISPAI) e o Plano de Desenvolvimento da Distribuição (PDD). Os investimentos em redes de AT serão analisados pela projeção de demanda por barramento da rede, associada à apresentação de um estudo de fluxo de carga por essas redes, bem como o plano de ampliação justificado.

Sugestões da Energias do Brasil Observa-se que este item ainda está com determinadas indefinições regulatórias, tais como:

• ferramentas a serem utilizadas para mensurar os investimentos da distribuidora; • critérios para validação do plano de investimento apresentado pelas distribuidoras; e • modelagem de características específicas de cada área de concessão (meio

ambiente). Sugere-se prever a participação da concessionária na estimativa de investimentos em MT e BT ao longo do período tarifário. Justifica-se a proposta, posto que a participação da concessionária é fundamental para que particularidades, que só a própria empresa conhece, possam ser consideradas, como, por exemplo, a existência de áreas de preservação ambiental e acidentes geográficos que impedem a passagem de rede. Ferramentas como o SISPAI, dependem de informações que exigem um bom conhecimento da geografia da área de concessão e do sistema elétrico existente. Adicionalmente, sugere-se definir, através de processo de audiência pública, as Ferramentas a serem utilizadas na estimativa de investimentos em MT e BT e os Critérios de Validação do plano de investimento em redes de AT apresentado pela distribuidora, de tal forma a permitir incorporar contribuições visando possíveis melhorias, bem como tornar o processo mais transparente aos interessados. 1.3 - Componente Xa De acordo com a proposta da ANEEL, o componente Xa do Fator X representa a aplicação do IPCA sobre a parcela mão-de-obra dos custos operacionais, enquanto que o IGP-M é aplicado sobre a parcela materiais e serviços dos custos operacionais e sobre a totalidade da remuneração de capital e depreciação.

Sugestões da Energias do Brasil A metodologia apresentada pela ANEEL representa uma mudança nas regras regulatórias, uma vez que tem como efeito principal a modificação do indexador (de IGP-M para um mix de IPCA e IGP-M). A definição do diferencial entre variação do IGP-M e variação do IPCA


como produtividade do mercado, implica na aplicação, a cada reajuste anual, de correção do IPCA sobre a parcela “mão-de-obra” dos custos operacionais, enquanto o IGP-M será aplicado sobre a parcela materiais e serviços dos custos operacionais e sobre a totalidade da remuneração de capital e depreciação. A utilização de índices diferentes, para corrigir parte da Parcela B da receita da distribuidora, não está prevista no contrato de concessão das distribuidoras ou em qualquer outro dispositivo a este relacionado. Além disso, o componente Xa está sendo recalculado a cada Reajuste Tarifário, alterando o constante na Sétima Subcláusula do Contrato de Concessão na qual é determinado o momento e a forma de cálculo do Fator X. Desta forma, uma vez que os valores do Fator X só deverão ser estabelecidos no processo de Revisão Tarifária das distribuidoras, a metodologia proposta pelo regulador não está adequada ao próprio contrato de concessão. Todo o conjunto de normas e regulamentações deve concorrer para que a concessão se mantenha dentro de padrões de desempenho adequados, fato que implica estabilidade nas premissas regulatórias e a não utilização do poder discricionário do Regulador para promover alterações unilaterais em cláusulas estabelecidas em Contrato. Ações no sentido da instabilidade das regras contratuais dão margem à percepção de crescimento do risco regulatório, com implicações inequívocas no custo de capital a investir, tendo como resultante a anulação ou até reversão do ganho de modicidade tarifária pretendido. Desta maneira entende-se que a Componente Xa deve ser eliminada do cálculo do Fator X. 1.4 - Componente Xc O Regulador está propondo a eliminação da componente Xc do cálculo do Fator X e a criação de instrumento de medida da percepção do consumidor em relação aos serviços prestados, cujos resultados ruins seriam convertidos em multas.

Considerações da Energias do Brasil A retirada do Xc do cálculo do Fator X irá corrigir um equívoco da atual regulamentação, considerando que este componente não tem natureza de “estímulo à eficiência”. Por outro lado, a criação de instrumento de avaliação da percepção do consumidor, em relação aos serviços prestados pelas distribuidoras, sinaliza um potencial incremento de multas, que julgamos inadequado e desnecessário. De fato, a contribuição se justifica de vez que a atual legislação já dispõe de instrumentos suficientes que penalizam as distribuidoras por serviços prestados de forma inadequada. A história de aplicações de soluções para o Fator X na ANNEL contempla a errônea associação desse Fator X com critérios de qualidade do serviço. Notoriamente esta associação se mostra inadequada por ser redundante com outros comandos regulatórios. Penalização excessiva de condições de qualidade indesejáveis comprometem a capacidade de reação e reorientação das atividades. Penalização insuficiente deveria ser objeto de ajuste da norma específica mais do que buscar redundância de penalização. Por fim, se a penalização é suficiente e adequada não há por que se inserir outro comando. 2. NT nº 166-SRE – Empresa de Referência Reiteramos a preocupação com uma regulação que se oriente pela Regulação por Incentivo. Esta preferência se explica pelo fato de que empresas com critérios de governança competitivos preferem atuar em ambiente onde suas melhores práticas se reflitam em apropriação de ganhos, ainda que temporariamente. Pela perspectiva do consumidor, há clareza de que empresas concessionárias com governança competitiva propiciam ao longo do tempo da concessão significativa melhora na eficiência com reflexos tarifários observados a cada revisão periódica.


No relacionamento das atuais empresas concessionárias com os demais agentes econômicos ocorrem suficientes pressões para: maior transparência, assim como, respostas tempestivas e consistentes a desafios do mercado. Difunde-se internacionalmente elevados padrões de qualidade da informação certificada de forma a conduzir uma paulatina eliminação de riscos de expectativas equivocadas. O reconhecimento a estas práticas de governança adequada ocorre de várias formas e já são de amplo conhecimento publico. Este cenário propicia ao regulador um novo ambiente de atuação, na qual a regulação caracterizada por Comando e Controle passa a ser um óbice à eficiência econômica e a Regulação por Incentivo encontra ambiente muito mais propício ao sucesso. A oportunidade de promover forte incentivo na busca de elevados padrões de governança corporativa pode estar associada à forma como será conduzida a fixação dos parâmetros para a Empresa de Referência, empresas com reconhecimento público de transparência e governança devem beneficiar-se de ter sua Empresa de Referência pautada em custos médios setoriais, enquanto que as demais deveriam ter sua respectiva Empresa de Referência pautada em Benchmarking apropriados. Desta forma, estimula-se uma aceleração no aprimoramento e busca de ganhos de produtividade, concilia-se o ajuste de empresas ainda defasadas em critérios de gestão e otimiza-se a orientação de análises da ANEEL àquelas empresas demandantes de suporte.

Texto proposto pela ANEEL Proposta Energias do

Brasil Justificativa

10. Além do objetivo de alcançar maior eficiência setorial, busca-se reduzir o risco de regulamentação, o que significa clareza da estrutura regulatória e consistência nas decisões tomadas pelo regulador. Esse é um aspecto que repercute tanto para as empresas quanto para consumidores. Para as empresas, a diminuição das incertezas leva a uma redução do custo do capital na medida em que os mercados financeiros reconhecem um menor prêmio de risco de regulamentação associado ao setor. Para os consumidores, o benefício é percebido quando da fixação das tarifas pelo Regulador em patamares inferiores. 65. Os gastos relativos às atividades de leitura, envio de faturas, documentos e cobrança foram valorados da seguinte forma: ENVIO DE FATURAS E DOCUMENTOS: Com base na produtividade média de países latino-americanos, com distinção para: a) clientes urbanos – 375 envios por jornada de trabalho; e b) clientes rurais – 50 envios por jornada de trabalho. Remuneração conforme atividade de baixo nível de especialização, contemplando

Analisar melhor esta questão no âmbito da Nota Técnica sobre remuneração de capital. A Empresa de Referência deverá considerar os custos de envio de faturas e documentos com base nos valores estipulados em contrato celebrado com a Empresa Brasileira de Correios e Telégrafos (EBCT), caso existam decisões judiciais sobre a matéria.

É salutar o reconhecimento do regulador de associação de incertezas com o custo de capital. Por outro lado, a correlação entre manutenção da metodologia da Empresa de Referência e redução do risco regulatório não é direta como anuncia o texto ANEEL, embora atue nesta direção. Existem concessionárias que foram obrigadas a executar a entrega de contas de energia elétrica em sua área de concessão por meio da Empresa Brasileira de Correios e Telégrafos (EBCT), ficando impedidas de fazê-lo através de empresa contratada ou diretamente por colaboradores do seu quadro de pessoal, sob pena de imposição de


custo de transporte relativo ao custo horário de uma motocicleta para cada funcionário. O cálculo do custo mensal de envio de faturas e documentos segue exatamente a mesma lógica que o cálculo do custo de leitura, considerando total de envios de faturas e documentos por mês, custo de pessoal e de locomoção. 70. Alguns custos não previstos inicialmente na Empresa de Referência foram incluídos durante o primeiro ciclo. Esses custos referem-se a particularidades do negócio de distribuição no Brasil e de regulamentação. 71. Com relação à inadimplência dos clientes (perdas de receita irrecuperáveis), adotou-se uma “trajetória regulatória” de acordo com o conceito de custo operacional eficiente da Empresa de Referência. Esse é visto sob a forma de um percentual do faturamento bruto (sem o ICMS) verificado no ano anterior ao da revisão tarifária periódica, cujo valor final é de 0,2%. [...] a partir do quarto ano posterior à revisão tarifária periódica, considera-se uma inadimplência “regulatória” permanente de 0,2%. 72. Dessa forma, será mantido, para o segundo ciclo de revisões tarifárias, o percentual de 0,2% como provisão de inadimplência regulatória calculada sobre o faturamento bruto (sem o ICMS).

Inclusão do custeio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Inclusão de custos para o combate às perdas comerciais. Inclusão de custos para as atividades voltadas à limitação da inadimplência ao patamar regulatório. Considerar o percentual aplicado sobre o faturamento bruto sem ICMS e sem PIS/Pasep e Cofins. Determinar um nível de inadimplência com base nos valores históricos da empresa e tratamento de repasse diferente do atual, conforme explicado em item específico a seguir (Tratamento da Inadimplência Regulatória). Desenvolver, ao longo do próximo ciclo, estudos sobre os fatores estruturantes da inadimplência, propondo referências regulatórias a serem adotadas para as empresas segundo suas especificidades.

multa e de caracterização de descumprimento de ordem judicial. Dada a obrigatoriedade de participação da distribuidora e após a consolidação das atividades da CCEE, agora sob autorização, regulamentação e fiscalização da ANEEL, entendemos ser o momento do reconhecimento tarifário da contribuição mensal à CCEE. Embora a ANEEL estabeleça metas para as perdas comerciais e PDD, e considere necessário combatê-las, não prevê recursos para estas atividades na ER. O valor estipulado de 0,2% não tem sustentação econômica frente à realidade da concessão. A atribuição de um patamar único de PDD para todas as distribuidoras não leva em consideração as condições sócio-econômicas de cada área de concessão.


75. A pesquisa de salários será, assim, item importante e será efetuada antes do começo do segundo ciclo de revisões, com suficiente nível de representatividade regional e observando amostras para vários portes de empresas que sejam consideradas concorrentes da mão-de-obra do setor elétrico. Toda a força de trabalho é considerada própria. Na prática, a decisão de estabelecer a melhor alocação entre funcionários próprios e terceirizados cabe ao prestador em sua área de atuação, considerando aqueles serviços em que seja desejável maior flexibilidade na contratação de pessoal. 76. Ao tratar dos dados sobre ativos, o regulador deve assegurar que haja coerência entre os ativos da Base de Remuneração Regulatória que foram considerados necessários para determinado nível de qualidade na prestação do serviço e os custos operacionais eficientes associados a essa prestação. [...] Por outro lado, nos custos operacionais eficientes são incluídos todos os itens (manutenção preventiva, substituição de componentes) necessários para que esses ativos mantenham inalterada sua capacidade para cumprir o serviço durante toda sua vida útil. 77. Com esse objetivo em mente, para o segundo ciclo serão utilizados dados dos ativos físicos validados da Base de Remuneração Regulatória, o que é uma questão essencial para a qualidade do cálculo dos custos operacionais e dos custos de distribuição em geral. 83. Para o segundo ciclo, será adequada a estrutura central padrão, uma vez que houve, nos últimos quatro anos, uma evolução permanente nas estruturas das concessionárias por exigências do regulador, por mudanças na gestão e até mesmo por exigências dos próprios consumidores. Para isso, será realizado um levantamento, com base em amostra das

A referência feita à realização de pesquisa considerando amostras para empresas que sejam concorrentes de mão-de-obra do setor elétrico precisa ser mais bem detalhada, sob risco de comparação entre empresas de estruturas e atuação díspares. Detalhar a forma de convergência entre as informações. Entendemos que em qualquer utilização, seja para fins de benchmarking ou de desenho da estrutura da ER, deve ser feita a consideração das empresas de forma isolada e não por grupos empresariais.

A Resolução ANEEL 493/02 tem uma itemização de ativos diferente do que a ER considera, podendo gerar um problema adicional para as distribuidoras ao terem que compatibilizar as informações.


concessionárias no Brasil, e o dimensionamento das estruturas padrões será equacionado levando em conta os resultados desse levantamento. 92. Todas as informações sobre custos e preços presentes na metodologia estarão referenciadas a uma data específica, no início do segundo ciclo, chamada de data base. Os custos calculados a partir de parâmetros físicos e de clientes devem ter atualização monetária, considerando o ano teste de cada concessionária. Essa atualização será feita através do IPCA, para custos de pessoal, e do IGP-M, para materiais e serviços. Dessa maneira, será feita uma atualização de parâmetros de custos e de preços para o segundo ciclo de revisões tarifárias periódicas.

Os custos da Empresa de Referência deverão ser referenciados a uma data no meio do Ano-Teste.

Com a blindagem da Parcela B esta é a forma de garantir o necessário equilíbrio econômico-financeiro.

2.1 - Tratamento da Inadimplência Regulatória Cada concessionária possui um histórico próprio de Perdas Irrecuperáveis, cuja conformação se definiu tanto pela situação socioeconômica da concessão, quanto pela incessante tarefa de coibir o evento da inadimplência. Por esta razão, é possível presumir, com razoável chance de acerto, que o histórico registrado representa uma tendência consistente que se observará no futuro. A Trajetória Regulatória proposta equivoca-se na definição da base de cálculo. A Receita, propiciada pelo faturamento, que foi escolhido como base de cálculo da inadimplência regulatória, possui destinações para a Parcela A e a Parcela B, cuja regulamentação sobre inadimplência causa dupla e injusta penalização. Em realidade as concessionárias são fortemente incentivadas a manterem-se adimplentes com relação à Parcela A, pois a ocorrência de inadimplência pode inviabilizar a continuidade da concessão, quer pela limitação a obter reajustes, quer pelo acesso a novos suprimentos de energia. Como conseqüência, extrapola-se esta exigência de adimplência para os componentes intrínsecos da tarifa, atingindo também aqueles componentes de faturamento agregados à tarifa quando da emissão do faturamento, como ICMS e outros impostos sobre o faturamento. Por conseguinte o mais adequado é restringir a aplicação do limitador de repasse da Trajetória Regulatória ao montante que se relaciona somente com a Parcela B, reconhecendo-se adicionalmente como custo pass-through, componente da Receita Requerida, um percentual histórico das Perdas Irrecuperáveis multiplicado pelo montante da


Parcela A, definindo-se assim, de maneira mais equilibrada o evento da inadimplência no modelo tarifário. Além de nossa proposta possibilitar um tratamento mais justo com relação ao tema, ainda preserva-se um incentivo regulatório para redução de níveis de inadimplência, seja pelo reconhecimento do esforço de adimplência com a Parcela A, seja pela limitação de repasse da inadimplência da Parcela B dado pela Trajetória Regulatória. 3. NT nº 26 SRD SRC SRE - Perdas Técnicas



73. Contudo, além de sua aplicação na obtenção do nível de receita, outro produto da metodologia proposta serão as perdas de potência por nível de tensão, permitindo, assim, considerar a influência da relação dessas perdas no cálculo das tarifas de uso dos sistemas de distribuição – TUSD, calculada por nível de tensão, conforme a teoria marginalista, que considera o impacto das cargas em cada nível. Ou seja, para atender 1kW de carga em um determinado nível de tensão do sistema de distribuição, necessita-se, além da demanda da carga, de um adicional referente às perdas nos níveis a montante (redes e transformações) da própria distribuidora, o que impacta na proporção de fluxo considerado na definição da responsabilidade de potência das cargas de cada nível de tensão e, conseqüentemente, impactará no montante de uso do sistema de transmissão contratado pela distribuidora para atender seu mercado. Portanto, a definição de indicadores de perdas de potência por nível de tensão permitirá também o correto rateio desse montante entre as cargas da distribuidora, proporcional à responsabilidade de cada carga do sistema.

Analisar melhor esta questão no âmbito da Resolução ANEEL 166/2005 e sob a ótica da perda comercial enquanto problema sócio-econômico da área de concessão.

Devem ser tomados cuidados com a alocação dos custos com as perdas comerciais: se para os usuários do sistema de distribuição em todos os níveis de tensão ou apenas para os usuários nos níveis de tensão nos quais as perdas são verificadas.


4. NT nº 164-SRE - Remuneração de Capital (WACC) e NT nº 188-SRE – Complementar à NT nº 164-SRE – Risco Regulatório Antes de apresentar nossa contribuição acerca deste item, cumpre observar que os resultados apresentados na Tabela A da citada Nota Técnica apontaram para um WACC real de 10,96%. O correto é um valor de 9,64%, mostrando a importância da possível exclusão desta relevante variável que é o prêmio de risco regulatório. 4.1 - Considerações Energias do Brasil A abordagem de cálculo da taxa de remuneração utiliza-se de informações de ambientes regulatórios distintos daquele efetivamente praticado para o serviço de distribuição no Brasil, denominado WACC-Global, este enfoque se justifica pela qualidade dos parâmetros que passam a ser aportados ao cálculo, porém implicam em proceder a um conjunto de procedimentos para a adaptações de forma a consistir o WACC Regulatório do SEB - Distribuição. Durante o primeiro ciclo de revisão tarifária, reconheceu-se necessário determinar, dentre os procedimentos de adaptação, o risco adicional derivado do regime regulatório brasileiro para a tarifa de distribuição. Esse risco adicional surge da comparação com o risco regulatório em mercados onde se aplica o regime de regulação “rate-of-return”, como nos Estados Unidos, origem de parâmetros de cálculo do CAPM-Global, e o regime de regulação caracterizado por “preços máximos”. Nesta linha, nossas contribuições discorrem sobre dois aspectos correlatos: reforçar o conceito de que risco regulatório e risco país são componentes distintos do modelo tarifário (contribuição 1); e mostrar o resultado incoerente que seria aceitar a hipótese de que o risco regulatório está embutido no risco país (contribuição 2). Contribuição 1: A literatura internacional identifica claramente a diferença entre o nível de riscos assumidos pelo investidor, conforme o regime tarifário adotado. Com base no trabalho de Alexander, Mayer e Weeds (1996),1 o quadro abaixo mostra os riscos cobertos pelo modelo tarifário e os assumidos pelo regulado.

Componente do modelo #

Regime regulatório Com cobertura

tarifária Sem cobertura

tarifária 1 Preço-teto (price-cap) P Q, Cx, Cn 2 Preço-teto com repasse de

custos exógenos P, Cx Q, Cn

3 Limite de receita (revenue cap) PQ Cx, Cn 4 Rate-of-return PQ, Cx, Cn - Sendo: P: preço unitário Q: quantidade vendida PQ: receita Cx: custos exógenos, em particular aqueles em função de Q Cn: custos endógenos, em particular aqueles em função de Q

1 ALEXANDER,I; MAYER, C.; WEEDS, H. Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms. Policy Research Working Paper, WPS 1698, The World Bank, dec. 1996.


Considerando o mainstream economics de que a remuneração do investidor, em geral, apresenta uma correlação positiva ao risco assumido no negócio, torna-se natural que a taxa de remuneração regulatória seja diferenciada conforme o modelo adotado e o nível de risco assumido pelo regulado. Assim, modelos como rate-of-return tendem a apresentar uma taxa de remuneração regulatória inferior a modelos como o price cap e o price cap with cost pass-through, conforme demonstrado no citado trabalho de Alexander, Mayer e Weeds (1996). Saliente-se, por oportuno, que a clara e definida alocação da responsabilidade pela assunção de um dado risco é elemento primordial de um processo de regulação conseqüente. A partir desta mencionada alocação torna-se possível o desenvolvimento de mecanismos e instrumentos para sua gestão e mitigação. Ademais, a maturidade de um sistema, ao reconhecer um dado risco, propicia seu tratamento e sua redução. Por outro lado a alocação da responsabilidade pelo carregamento de um dado risco deve ser consistente com a respectiva capacidade de gerenciá-lo. Curiosamente a proposta apresentada na Nota Técnica 188-SRE/06 reverte a lógica consolidada na literatura regulatória internacional. Mantido tudo mais constante, se admitirmos que o prêmio de risco regulatório está embutido no prêmio de risco país, sendo alterar o valor deste último, a taxa de remuneração de capital próprio para o segmento de transmissão apresentará um nível superior ao obtido pelo segmento de distribuição, conforme se aponta no quadro a seguir.

Distribuição Transmissão Transmissão Custo de capital próprio

Sem Risco

Regulatório Instalações Existentes

Instalações Licitadas

Taxa de retorno do ativo livre de risco 6,01% 5,24% 5,24% Beta do setor regulado 26,39% 55,30% 68,10% Prêmio de risco do mercado de referência 7,76% 6,47% 6,47% Prêmio de risco Brasil 4,08% 3,62% 3,62% Prêmio de risco cambial 2,00% 2,00% 2,00% Prêmio de risco regulatório 0,00% 0,00% 0,00% Inflação EUA 2,40% 2,40% 2,40% Custo de Capital próprio nominal 14,14% 14,44% 15,27% Interessante é observar que o próprio regulador reconhece que o regime da transmissão no Brasil se afasta bastante do regime price-cap da distribuição, envolvendo este último um nível de risco maior no negócio. Dentre as principais características que confirmam essa tese, o regulador, por meio da Nota Técnica 062/2006-SRT/ANEEL de 12/04/2006, destaca: a) a receita anual permitida de cada transmissora é fixada em função da disponibilidade das instalações e não do fluxo de potência, aumentando a previsibilidade do fluxo de caixa da empresa, o que se traduz em segurança para o negócio; b) o risco de inadimplência na transmissão é praticamente inexistente; c) não há a consideração do Fator X no setor de transmissão, sendo que os ganhos decorrentes de aumento de eficiência são capturados apenas no momento da revisão tarifária para serem compartilhados com o consumidor; e d) há previsibilidade e pouca variação nas rubricas investimento inicial e custos de operação e manutenção (O&M).


Desse modo, considerando que “o único risco que corre a transmissora é a perda de parte da receita por sua indisponibilidade”,2 a conclusão que se pode auferir é que, se o regulador mantiver o disposto na NT 188-SRE/06, significará reverter preceitos da Teoria da Regulação e da moderna Teoria de Investimentos. No longo prazo, considerando que o investidor almeja o maior retorno possível ao menor risco,3 alinhando-se aos pressupostos do CAPM-Global de que o mercado é líquido, sem imperfeições (impostos e custos de transação), 4 a taxa de remuneração no segmento de distribuição será incapaz de manter e atrair investimentos, vis-à-vis a taxa de remuneração regulatória praticada em segmentos semelhantes da própria cadeia produtiva do setor, como o de transmissão. Segundo Aguirre (2005), a idéia de equilíbrio institucional passa pela necessidade de estabilidade, condição essencial para a redução da incerteza, mas também pela necessidade de mudança imposta pela busca da eficiência adaptativa das estruturas regulatórias.5 Nesta ótica, para North (1968), mudanças institucionais são até mais importantes que mudanças tecnológicas, mas têm como limite a contribuição que possam trazer para a eficiência econômica.6 Considerando que o risco regulatório é um exemplo típico de risco assimétrico, aceitar a hipótese de que seu prêmio está incorporado no risco país, quando efetivamente não está, significa impingir ao regulado um risco de difícil (ou impossível) mitigação e uma mudança institucional que contraria à eficiência econômica. O CAPM-Global tem em sua simplicidade uma de suas principais vantagens, mas, considerando a importância do tema, acreditamos que a definição simplificada do parâmetro risco regulatório se configura imprópria, sendo um pressuposto que afeta negativamente (e não positivamente) a qualidade dos resultados do CAPM-Global quando aplicado ao segmento de distribuição. A simplificação é uma qualidade desejável de um modelo, desde que não se percam as qualidades de representação adequada da realidade, imprescindível em modelos tarifários. Dessa forma, considerando que: (i) o parecer referente à proposta exposta na Nota Técnica 188-SRE/06 foi emitido respaldado em somente um trabalho, de Estache e Pinglo (2004), no qual os autores apenas citam que o prêmio de risco regulatório estaria inserido na formação do country risk premium, sem comprovação teórica ou empírica robusta, de forma que há uma carência metodológica para a aceitação da hipótese proposta na NT 188-SRE/06; (ii) a aplicação dessa proposta significaria reverter os ditames da doutrina regulatória e da Teoria Moderna de Investimentos, permitindo, entre os segmentos regulados do setor elétrico, taxa de remuneração regulatória superior em regime do tipo revenue cap, comparativamente à praticada em price cap with pass-through, regime reconhecidamente incorporador de riscos maiores; e

2 Nota Técnica 062/2006-SRT-ANEEL, fl. 15. 3 “Todo analista de mercado de capitais tem como objetivo construir um portfólio que possua o maior retorno possível, tentando incorrer no menor risco possível para atingir esta meta.” (Kistler, H. E. S., 1994, p.1). 4 BRAGANÇA, G. F., ROCHA, K., CAMACHO, F. A taxa de remuneração do capital e a nova regulação nas telecomunicações. Revista do BNDES Setorial, RJ, n. 23, mar. 2006. 5 AGUIRRE, B. Mudanças institucionais in: Direito & Economia. Zylbersztajn, S. & Sztajn R., RJ: Elsevier, 2005. 6 North, D. C. Sources of Productivity Change in Ocean Shipping 1600-1850, Journal of Political Economy, Vol. 76, No. 5 (Sep. - Oct., 1968) , pp. 953-970.


(iii) a aplicação da proposta exposta na NT 188-SRE/06 não contribuirá para a evolução institucional do ambiente regulatório no setor elétrico, resultando em potencial efeito perverso sobre o setor e suas instituições, pois, no longo prazo, os custos impingidos serão superiores aos benefícios sociais “imediatistas” da proposta, com desestímulo ao investimento na distribuição e, por conseqüência, piora das condições de oferta em toda a cadeia produtiva do setor elétrico. Propomos desconsiderar o tratamento dado ao prêmio de risco regulatório proposto na Nota Técnica 188/2006-SRE/ANEEL, de 14 de junho de 2006. Reforçamos essa assertiva com nossa segunda contribuição ao tema, indicada a seguir. Contribuição 2: O prêmio de risco país (rb) é definido como sendo a diferença entre o prêmio de risco soberano do Brasil (rs) e o prêmio de risco de crédito do Brasil (rc), ou seja: rb = rs - rc (1) Sendo: rs = prêmio de risco soberano. Representando o spread que um título de renda fixa do governo brasileiro (trfBR), denominado em dólares, paga sobre a taxa livre de risco dos EUA relevante, ou seja: rs = trfBR - rf (2) rc = prêmio de risco de crédito Brasil. Representando o spread sobre a taxa livre de risco que estão pagando os bônus emitidos por empresas dos EUA (empUS), com mesma classificação de risco que o Brasil, ou seja: rc = empUS - rf (3) Substituindo (2) e (3) em (1), temos: rb = (trfBR - rf) - (empUS - rf) rb = trfBR - empUS (4) Da expressão acima, podemos observar que o prêmio de risco país (rb) é a diferença entre a remuneração do título de renda fixa do governo brasileiro e a dos bônus emitidos por empresas dos EUA, com mesma classificação de risco que o Brasil. Dessa forma, a diferença apresentada na expressão (4) mostra especificamente o spread que um título do governo brasileiro tem sobre um título privado brasileiro, tentando simular o risco próprio do país. Fica claro, pela expressão (4) que o investidor não observa, ex-ante, qual setor econômico do país está sendo analisado como opção de investimento: a análise está sendo implementada em função do país. O spread apresentado na expressão (4) seria um risco adicional a ser computado à remuneração do investidor para "trazê-lo" ao Brasil, independentemente do setor econômico escolhido. Além desse risco adicional, se “quisermos trazê-lo” ao setor de energia elétrica local, temos que remunerá-lo também pelo risco regulatório, devendo, assim, ser inserida mais uma parcela ao modelo CAPM-Global - o prêmio de risco regulatório.


5. NT nº 165-SRE - Estrutura Ótima de Capital A Estrutura Ótima de Capital resulta em um dos poucos contributos da Metodologia de Revisão Periódica para incentivar a boa gestão financeira. Atualmente, observa-se à luz do Novo Modelo Institucional, que impôs a desverticalização e o isolamento da atividade de distribuição, um baixo incentivo para as distribuidoras buscarem uma menor alavancagem, resultando em um comportamento sistemático de maior exposição ao capital próprio e conseqüente incremento do risco percebido pelos credores. Seria de todo conveniente que a Regulação por Incentivo acionasse ainda mais mecanismos de reconhecimento e recompensa pela boa administração financeira, sob pena de encarecimento dos recursos financeiros inicialmente, podendo evoluir no extremo para insolvência. Neste intento, propõe-se a adoção de uma “banda de aceitação” para o “nível de endividamento regulatório”, semelhante à praticada pela Comissão de Serviços Públicos de Energia (CSPE) na determinação regulatória do custo de capital em concessões de distribuição de gás canalizado no Estado de São Paulo.7 Considerando o benefício fiscal ao capital próprio no Brasil e, em consonância com o modelo praticado pela CSPE, sugere-se um intervalo de endividamento (relação D/V) razoável ou aceitável de 40% a 50% do total do capital. Se o nível de endividamento atual da Concessionária for um valor dentro dessa banda, seria adotado esse valor atual para o cálculo do custo de capital. Se essa condição não for cumprida, seria considerado o valor limite da banda mais próximo ao do nível de endividamento atual da empresa: p.ex., se o nível de endividamento for superior a 50%, seria adotado o limite de 50% e, sendo inferior a 40%, adotar-se-ia o limite inferior para o nível de endividamento, ou seja, 40%. Dessa forma, propomos as seguintes alterações no texto da referida Nota Técnica:



VI. DA RECOMENDAÇÃO

50. Diante dos fatos e da análise apresentados, recomenda-se a manutenção da metodologia de definição da estrutura de capital ótima. Entretanto, para a definição de seu valor para o segundo ciclo de revisão tarifária, propõe-se a atualização da base de dados de forma a considerar o atual ambiente institucional e econômico-financeiro.

VI. DA RECOMENDAÇÃO

50. Diante dos fatos e da análise apresentados, recomenda-se a manutenção da metodologia de definição da estrutura de capital ótima. Entretanto, para a definição de seu valor para o segundo ciclo de revisão tarifária, propõe-se a atualização da base de dados de forma a considerar o atual ambiente institucional e econômico-financeiro.

Será adotado um intervalo de endividamento regulatório (relação D/V) razoável ou aceitável de 40% a 50% do total do capital. Se o nível de endividamento obtido da

Considerando o benefício fiscal dado ao capital próprio no Brasil, a proposta configura de forma mais adequada a “estrutura de capital ótima” para as concessionárias do segmento brasileiro de distribuição. Tal proposta já vem sendo praticada por outros reguladores em setores de infra-estrutura semelhantes ao de distribuição de energia elétrica (conduta regulatória da CSPE no segmento de distribuição de gás canalizado). A proposta de uma “banda de aceitação”

7 Nota Técnica n. 01 – GN SPS – Cálculo do Valor Inicial da Margem Máxima da Gás Natural SPS (dezembro de 2004).


análise for um valor dentro dessa “banda de aceitação”, será considerado esse valor para a definição da estrutura de capital ótima. Se essa condição não for cumprida, será considerado o valor limite da “banda de aceitação” mais próximo ao do nível de endividamento da Concessionário, obtido da análise dos dados históricos pelo Regulador.

permite minimizar eventuais efeitos negativos proporcionados por uma definição estática e genérica da estrutura regulatória de capital ótima. Definição esta que vale para todo o período tarifário. Pode-se citar o exemplo do efeito sobre a série de dados que tem trazido a aplicação do Art. 8º da Lei 10.848/04, que restringe o desenvolvimento de outras atividades pelas concessionárias de distribuição. A desverticalização compulsória conduzirá a uma estrutura de capital não tão alavancada em comparação ao período do 1º ciclo tarifário. Dessa forma, uma amostra com dados passados capturará estruturas de capital que não serão representativas para o ciclo futuro.

6. NT nº 183-SFF SRE - Base de Remuneração – BRR e Anexo IV da Minuta de Resolução 6.1 – Considerações Gerais No presente tópico, objetiva-se apresentar as sugestões/contribuições do Grupo Energias do Brasil à definição e metodologia de cálculo da BRR, tomando como balizamento para formulação das propostas de aprimoramento a experiência vivenciada pelas Distribuidoras do Grupo durante o primeiro ciclo de revisão tarifária, recentemente encerrado.

Por oportuno, frise-se de início que o conjunto das propostas para implementação de uma nova filosofia de avaliação para a BRR, sem perder de vista a linha conceitual básica da Resolução ANEEL 493/2002, atende em vários aspectos os anseios do Grupo, por diversas vezes externado ao Regulador durante os trabalhos de revisão tarifária de cada uma de suas empresas, representando efetivamente uma evolução ao estado da arte vigente no primeiro ciclo de revisões. No entanto, subsistem ainda determinados aspectos centrais que não foram adequadamente contemplados na Proposta ora em processo de Audiência Pública, os quais motivam a elaboração de um conjunto de sugestões que, acreditamos, possam agregar valor ao louvável esforço de aperfeiçoamento já desenvolvido pela própria ANEEL.

6.2 – Linhas Gerais da Proposta da ANEEL No item 1.1 do Anexo IV da minuta de Resolução sobre o tema, fica estabelecido que a Base de Remuneração Regulatória (BRR) será composta por:

a) Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) avaliado e depreciado; b) Almoxarifado de Operação (AO);


c) Ativo Diferido (AD); e d) Obrigações Especiais (OE).

A ANEEL propõe no item 1.2 do Anexo IV que, quando da realização da revisão tarifária periódica, o conjunto de ativos componentes da BRR será avaliado utilizando-se a metodologia do custo de reposição, de tal modo a considerar o valor novo do ativo como base para determinação do seu valor de mercado em uso. Adicionalmente, no item 1.8, indica-se que o procedimento de avaliação completa deverá ocorrer em períodos ímpares de revisões tarifárias periódicas subseqüentes. Em complemento, o item 1.7 estabelece os procedimentos a serem adotados para avaliação da BRR apenas para o segundo ciclo de revisão tarifária, sendo bastante lacônico em relação aos critérios aplicáveis nos períodos pares subseqüentes. Com relação à proposta da ANEEL, convém observar de início que:

a reavaliação completa do AIS a valores de mercado, em períodos ímpares de revisões tarifárias subseqüentes, impõe à concessionária um nível de adaptação tecnológica e de preços que é incompatível com as características do setor de distribuição de energia elétrica, posto que terá ativos que se encontram em serviço há muito tempo e que se justificavam no momento de sua incorporação, sendo avaliados por comparação com ativos recentes, que incorporam aprimoramentos tecnológicos e eventuais ganhos de escala na indústria e que, portanto, podem dar origem a substanciais reduções de custo (e de preços), capturadas no Banco de Preços Referenciados, em prejuízo do acervo mais antigo, mesmo que prudentemente investido à época de sua formação;

a reavaliação do AIS, em revisões tarifárias ímpares, gera a possibilidade de que,

dentro de um mesmo ciclo de revisões tarifárias, a BRR das distribuidoras seja determinada com critérios diferentes, uma vez que a duração do período tarifário não é o mesmo em todas as concessões;

em conseqüência, poderá acontecer que um mesmo ciclo de revisões tarifárias inclua

revisões “pares” de algumas distribuidoras e “impares” de outras; e existe uma inconsistência entre as periodicidades de reavaliação do AIS, a custo de

reposição, estabelecidas no item 1.2, com previsão de execução a cada revisão, e aquela constante do item 1.8, com ocorrência em períodos ímpares de revisão.

Considerando as características do setor de distribuição de energia elétrica, de uso intensivo do capital, longa maturação dos investimentos, além do notório caráter de especificidade e irreversibilidade dos investimentos envolvidos, entendemos como fundamental que se deva estabelecer uma metodologia de avaliação do AIS, a cada período tarifário, que permita preservar os valores financeiros dos investimentos realizados, quando da incorporação destes ativos à base. Desta maneira, evita-se o risco de sub-reconhecimento do capital prudentemente investido por conta de mudanças, tanto de natureza tecnológica quanto de preço de mercado, impossíveis de serem gerenciadas pela concessionária no médio e curto prazo. 6.3 – Determinação do Ativo Imobilizado em Serviço Pelos motivos antes indicados, propõe-se que o valor do AIS, ao início de cada período tarifário, seja determinado considerando três componentes, a saber:

a atualização monetária do valor do AIS definido na Revisão Tarifária Periódica anterior menos as baixas acontecidas no último período tarifário;

o valor dos ativos incorporados durante o ultimo período tarifário; e


a depreciação acumulada do AIS. Nessa perspectiva, o valor bruto do AIS, ao início de cada período tarifário, pode ser determinado pela soma de:

o valor bruto do AIS, determinado na revisão tarifária periódica precedente, menos o valor das baixas ocorridas no ultimo período tarifário, ambos atualizados pelo IGP-M até o início do novo período tarifário; e

o valor dos ativos incorporados durante o ultimo período tarifário, desde que estejam

em operação. Estes ativos são avaliados com base no “Banco de Preços Referenciados da ANEEL” correspondente à data de sua incorporação, e indexados pelo IGP-M até o início do novo período tarifário.

O detalhamento dos critérios metodológicos que nortearão a elaboração anual do “Banco de Preços Referenciados da ANEEL” deverá ser submetido à Consulta Pública, dando oportunidade de manifestação das partes interessadas, a fim de avaliar a aderência e pertinência dos critérios que o Regulador venha a propor. O valor líquido do AIS, por outro lado, seria calculado como sendo a diferença entre o valor bruto do AIS e o valor da depreciação acumulada até o início do novo período tarifário. Para a determinação do valor líquido deve ser utilizado o método de depreciação linear, considerando o percentual de depreciação acumulada registrado na contabilidade para cada bem do AIS. Cumpre frisar que a metodologia aqui proposta permitirá repassar aos consumidores os benefícios advindos do avanço tecnológico e das mudanças de preços, conforme a renovação e expansão do sistema elétrico da concessionária, uma vez que os investimentos serão incorporados ao preço de mercado e as baixas serão deduzidas, do AIS, ao custo de aquisição indexado. Entende-se que a metodologia indicada no Anexo IV da minuta de Resolução, diferentemente da aqui apresentada, não é aderente com:

as características do setor de distribuição de energia elétrica, uma vez que estabelece de forma arbitrária dois períodos tarifários para adaptação total da rede elétrica aos padrões de eficiência técnica e aos preços de mercado no momento da avaliação. Exige-se deste modo, de forma implícita, a substituição intensiva de ativos a cada 8 ou 10 anos; e

a metodologia do calculo da taxa de remuneração regulada (WACC), dado que o

maior risco associado à reavaliação periódica do AIS não é considerado na mensuração do risco da atividade (beta: β), uma vez que este é determinado com base no mercado inglês, onde a base de ativos não é reavaliada de forma periódica.

A fim de garantir a consistência do arcabouço regulatório vinculado à determinação da BRR, entendemos que a metodologia aqui proposta também deverá ser utilizada na calculo do valor do AIS no momento da reversão da concessão. Desta maneira se garante a estabilidade do fluxo de caixa da distribuidora e a recuperação do capital financeiramente investido, uma vez que o valor do AIS utilizado na reversão seria idêntico ao valor considerado:

como base de saída do AIS no fluxo de caixa do Fator Xe, do último período tarifário anterior ao momento da reversão; e

no cálculo da BRR do novo período tarifário, caso a reversão não venha a ocorrer.


Qualquer outro critério de avaliação do AIS, no momento da reversão, que não o aqui proposto, geraria um risco de não recuperação do capital financeiro prudentemente investido, aumentando assim o risco regulatório associado ao desenvolvimento da atividade de distribuição de energia elétrica. 6.4 – Determinação do Ativo Imobilizado em Serviço para o Primeiro Ciclo de Aplicação da Nova Metodologia – Fixação do ”Ponto de Partida” No caso particular do segundo ciclo de revisão tarifária periódica, a ANEEL estabelece no item 1.7 do Anexo IV, que o valor do AIS será obtido pela soma do valor atualizado, da BRR aprovada no primeiro ciclo, com os ativos correspondentes às inclusões ocorridas, entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, precificados a custo de reposição, conforme os critérios metodológicos propostos na minuta de Resolução. Em complemento, indica que “os aperfeiçoamentos propostos na Resolução não se aplicam na BRR validada no primeiro ciclo, à exceção das baixas, depreciação e atualização monetária; ficam blindados os valores validados no primeiro ciclo de revisão tarifária”. O Grupo Energias do Brasil entende que o valor do AIS definido por ocasião da primeira revisão tarifária e que servirá de base para o cálculo da BRR do próximo período, deverá previamente incorporar os seguintes ajustes:

considerar os Juros sobre Obras em Andamento (JOA) na ótica regulatória;

eliminar o poder de compra da empresa em análise, ou grupo econômico a qual pertença, que tenha sido considerado na determinação dos preços dos bens que compõem o ativo físico da concessionária, refazendo a precificação dos ativos com base nos preços médios efetivamente praticados na região (incorporação da ótica do Banco de Preços Referenciados);

incorporar os custos associados a Componentes Menores e Custos Adicionais, com

base em critérios objetivos e aderentes à realidade das concessionárias; e

considerar a parte do ICMS não recuperável, segundo a legislação tributária vigente no ano da incorporação dos bens ao AIS (antes de outubro de 1996 não era recuperável e, após outubro de 1996, recuperável parcialmente).

A desconsideração de tais correções no valor do AIS “inicial”, conforme proposto pela ANEEL, implicaria em um sub-reconhecimento injustificável do valor da BRR por mais um período tarifário, comprometendo deste modo o equilíbrio econômico-financeiro da concessão e desestimulando os investimentos necessários para a continuidade da prestação dos serviços. De fato, os critérios de precificação utilizados na determinação do valor do AIS na primeira revisão tarifária mostraram-se inadequados para refletir o preço de mercado dos bens. Prova disto é que a própria ANEEL, com base no diagnóstico dos recursos administrativos apresentados pelas distribuidoras durante o primeiro ciclo de revisão tarifária, reconhece na minuta de Resolução submetida à Audiência Pública, a necessidade de ajustar os critérios de precificação dos bens.8 Para o Grupo Energias do Brasil, em particular, essa questão é absolutamente fundamental, na medida em que os itens de aperfeiçoamento presentes na proposta do Regulador tem potencial efeito sobre a BRR validada para as Distribuidoras do Grupo, particularmente no caso da Bandeirante Energia S.A., em que o montante de JOA calculado na ótica regulatória, equivalente à metodologia ora assumida pela ANEEL, atinge o montante de R$ 237 milhões na BRR Bruta, rebatendo em R$ 122 milhões na BRR Líquida.

8 À exceção do ICMS.


Assim também, nas rubricas de Componentes Menores e Custos Adicionais, como ainda Poder de Compra, a empresa foi fortemente atingida pela metodologia pouco transparente e de elevado grau de subjetividade aplicada no primeiro ciclo de revisões tarifárias, estando posicionada em patamar totalmente incompatível com a qualidade de seus ativos. Entende-se como completamente inadmissível, como atitude do Órgão Regulador, reconhecer as insuficiências e limitações da metodologia em vigor, propor melhorias e pretender manter o valor distorcido hoje vigente “blindado” por oito anos. Por tudo isso, entende-se como imprescindível que a ANEEL revisite a questão do “ponto de partida” para aplicação da metodologia em discussão pública, incorporando uma ampla revisão da BRR vigente, de tal modo a contemplar os pontos de aperfeiçoamento que constam de sua proposta já em 2007. 6.5 – Critérios para Avaliação dos Ativos Incorporados entre Processos de Revisão Tarifária Periódica Para as adições a serem consideradas para a BRR, propõe-se que para a avaliação dos ativos físicos incorporados, entre processos distintos de revisão tarifária, seja utilizado o método de custo de reposição, com base nos preços médios de mercado, do ano de sua incorporação, indexados pelo IGP-M até o início do novo período tarifário. Os preços médios levarão em conta os valores praticados pelas concessionárias, os tipos e características dos equipamentos e os pagamentos à vista, deduzida a parte dos impostos que são recuperáveis. Estes preços serão determinados por região e freqüência anual, através do Banco de Preços Referenciados da ANEEL, sendo os preços definidos de tal forma a eliminar a sinergia de grupo e incorporar o fator de escala da concessionária. Sugere-se que seja colocada em discussão a elaboração de critérios básicos para definição deste “Banco de Preços Referenciados”, uma vez que a ANEEL não apresentou o detalhamento dos critérios da pesquisa e de tratamento das informações. Para atualização e ou retroação, intra-anual, dos valores do Banco de Preços Referenciados, propõe-se utilizar os índices de preços indicados no item 1.6 do Anexo IV da minuta de Resolução. Uma vez definidos os critérios a serem aplicados na elaboração do Banco de Preços Referenciados, serão determinados os preços anuais históricos a serem considerados na precificação dos investimentos realizados entre a primeira e a segunda revisão tarifária. Com relação às incorporações físicas anuais, serão consideradas como válidas aquelas que resultem da conciliação entre os registros da contabilidade, o controle patrimonial e as adições, no ano, ao cadastro físico da engenharia. Adicionalmente, sugere-se que nas Revisões Tarifarias Periódicas impares seja realizado o levantamento dos ativos físicos, conforme os critérios estabelecidos na Resolução ANEEL 493/02, a fim de validar em campo, a veracidade do cadastro físico de engenharia. Caso não se verifique aderência entre o cadastro físico de engenharia e o levantamento em campo, as adições físicas a serem consideradas resultarão da diferença entre o cadastro físico validado no momento e aquele considerado na última revisão tarifária ímpar, menos as adições incorporadas na última revisão tarifária par. 6.6 - Obrigações Especiais A alteração introduzida na consideração de Obrigações Especiais, que transita por critérios de apropriação da respectiva Quota de Reintegração, configura-se em uma quebra de expectativa de retorno para os operadores do segmento de distribuição.


A adoção do ora proposto somente pode ser explicada pela aceitação passiva e acrítica de solução do problema de impacto tarifário de investimentos promovidos a título de universalização e, por semelhança, ao que se busca aferir em uma revisão tarifária, em detrimento de uma análise acurada do significado dessa proposta para o equilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição. Ainda mais grave assemelha-se que para solucionar os impactos daquele procedimento de compulsória orientação de investimentos criam-se procedimentos em uma regra mais ampla, destinada à Revisão Tarifária, de maneira a diluir a pretensa solução para aquele problema em uma problemática maior e mais complexa. A caracterização da criação de registro de Obrigações Especiais é inerente ao processo de desenvolvimento da capacidade instalada de cada concessão. Para ajustar a coexistência de ativos provenientes de aplicação de recursos da operação da concessão com ativos provenientes de recursos dos consumidores finais, criou-se o conjunto de regulamentos ora abordados, nomeados como regulamentação de Obrigações Especiais. O equilíbrio da concessão é propiciado pela interação de regulamentos, inclusive o de Obrigações Especiais, e formas consentâneas de administração. Novos dispositivos regulamentares, de ajuste da situação que se avizinha, devem necessariamente ser ativados com a antecedência prudente à conformação do ambiente sobre o qual os mesmos dispositivos irão atuar, sob pena de introduzir uma insegurança jurídica. O conjunto de distribuidoras desenvolveu seus ativos hoje constituintes dos seus Ativos Imobilizados em Serviço (AIS). Parte destes teve os recursos financeiros que suportaram os investimentos providos pelo operador, seja mediante de captação de recursos com terceiros, seja pela não distribuição ou captação de recursos junto a acionistas. Parte do AIS teve a origem dos recursos para investimentos nos próprios consumidores. Neste caso, os investimentos estão incorporados no AIS sem distinção acurada quanto a origem e o montante do recurso. Esta parte ainda que indistinta do AIS é, por simplificação, assumida como igual a Obrigações Especiais. Com justiça, sempre se considerou que o AIS que comporia a BRR Líquida deveria ser deduzido das Obrigações Especiais. Contestamos o fato de os consumidores terem comparecido, durante toda a existência das Obrigações Especiais, com suficiente contrapartida do retorno aos investimentos do operador. Em havendo insuficiência, justo seria um encontro de contas desta com o saldo de Obrigações Especiais. Da mesma forma por ser justo, o consumidor sempre compareceu com a Quota de Depreciação sobre as Obrigações Especiais, desta forma garantindo que o tratamento seria indistinto quanto a garantia de continuidade do serviço. Mantida a regulação atual de Obrigações Especiais, sustenta-se que o “contrato” entre regulador, regulado e consumidor, neste quesito, propicia equilíbrio entre a assunção de prestação de serviço continuado através de ativo recebido em doação, a conseqüente contratação de operação e manutenção, contratação de empréstimos-financiamentos e acesso a mercado de capitais, dentre outras condições para operação da concessão. Ressalte-se que as concessões, embora se constituam de ativos individualizados, ao final e ao cabo resulta em um conjunto a ser operado dentro de um equilíbrio econômico-financeiro geral. A aceitação da alteração proposta pela ANEEL é inaceitável para ativos já existentes e outros cuja decisão de investimento é irrecorrível. Para estes a alteração configura um rompimento de “contrato” cujas implicações devem ser adequadamente tratadas, sendo que o remédio mais óbvio é retroagir ao atual regulamento. Para novos investimentos, cuja decisão ainda está por ser tomada, caberia aprofundar a discussão de sua aplicação, em especial avaliando o desestimulo que significaria.


Sugere-se enfaticamente que se reflita sobre a adoção desta medida. Há concessões como é o caso da Enersul, em que os esforços de atingir audaciosas metas de universalização foram decididas à luz da regulamentação de Obrigações Especiais então vigentes, estimando-se agregação de significativo montante a esta rubrica. Obviamente, a decisão de alteração proposta retira do horizonte montante considerável de retorno de investimento, com reflexos no equilíbrio da concessão. 6.7 – Consideração sobre o Capital de Giro Na Nota Técnica 183-SFF-SRE/06, a ANEEL propõe excluir o Capital de Giro (CG) da composição da BRR, tendo em vista que o tratamento regulatório do mesmo estará contemplado no fluxo de caixa utilizado para o cálculo do componente Xe do Fator X. A proposta do Regulador, de incorporar a remuneração do CG no cálculo do componente Xe distorce o conceito deste último, uma vez que não refletirá apenas os ganhos de produtividade esperados, derivados da mudança da escala do negócio, como também incluirá a compensação da remuneração de um capital não considerado no cálculo da receita requerida do ano-teste. Entendemos que o tratamento adequado seria: a) incorporar o CG na BRR do ano-teste, pois este capital representa o ativo financeiro imobilizado necessário para o giro habitual do negócio, e b) considerar no fluxo de caixa do componente Xe apenas o acréscimo anual do CG derivado da mudança da escala do negócio. Desta forma, a receita requerida do ano-teste remuneraria a totalidade do capital necessário para prestação do serviço regulado, sendo que o Fator Xe refletiria somente os ganhos de produtividade associados à economia de escala. Nesse sentido, propõe-se que o Capital de Giro seja determinado regulatoriamente, através de um percentual médio regional, o qual será aplicado sobre a Receita Requerida com imposto (PIS/Cofins/ICMS) definida na oportunidade da revisão tarifária periódica da concessionária. Este percentual regulatório poderia ser obtido como a média ponderada regional da relação entre:

capital de giro operacional;9 e

a receita verificada com imposto (ICMS, PIS, Cofins). O capital de giro operacional, nesse contexto, é definido como a diferença entre o valor de:

ativo circulante operacional, somado aos créditos de longo prazo associados à recuperação do ICMS, menos o valor dos ativos regulatórios de curto prazo; e

passivo circulante operacional menos os passivos regulatório de curto prazo.

Tanto os ativos quanto os passivos regulatórios são desconsiderados do cálculo do capital de giro, uma vez que eles são regulatoriamente remunerados/penalizados à taxa SELIC. Em complemento, no cálculo do índice do reposicionamento tarifário, serão descontadas a fim de modicidade tarifária, as receitas “regulatórias” relacionadas a multas por atraso e juros de mora, uma vez que parte do ativo circulante (créditos por mora) gera receita que compensa parte do custo financeiro associado ao CG. A receita “regulatória” vinculada à multa por atraso e juro por mora também será calculada a partir de um percentual médio regional, o qual se aplicará sobre a Receita Requerida (com

9 Para efeito do cálculo do capital de giro são desconsiderados tanto os ativos quanto os passivos regulatórios, uma

vez que o custo financeiro associado está, regulatoriamente, compensado pela taxa SELIC.


impostos) da concessionária em questão. Este percentual será estimado a partir da relação entre:

o total anual de receitas por multas e juros de mora das concessionárias da região; e

a soma, no ano, das receitas totais – incluindo impostos – das concessionárias da região.

Entende-se que a proposta aqui detalhada apresenta uma série de vantagens, uma vez que:

respeita os princípios básicos da Regulação por Incentivo, caracterizando um estímulo à busca da eficiência;

captura as características de morosidade de curto prazo10 do mercado de atuação da

concessionária, que logicamente impactam no dimensionamento do capital de giro; e

é compatível com a metodologia proposta para o cálculo da inadimplência (impossibilidade de cobrança associada à morosidade estrutural maior que 13 meses).

7. NT nº 163-SRE - Parcela A A compra de energia para lastrear o consumo dos clientes ativos e as perdas observadas nos sistemas de distribuição e transmissão são o maior componente da Parcela A. As contribuições da Energias do Brasil sobre a Parcela A foram organizadas em três tópicos: Compra de Energia, Encargos Tarifários e Ativos Regulatórios. 7.1 - Compra de Energia O Decreto 5.163/04 introduziu várias regras de repasse à tarifa do consumidor final dos custos de aquisição de energia, como forma de incentivar a contratação de longo prazo (leilões A-5), que proporciona a expansão do sistema de geração, e desestimular que as distribuidoras fechassem suas posições contratuais em horizontes de curto prazo. Na Nota Técnica em pauta, a ANEEL cita tais regras de repasse. No nosso entendimento, o momento é oportuno para que sejam estabelecidas Regras Algébricas de Cálculo de Reajustes e Revisões Tarifárias, com formatação semelhante às Regras de Comercialização da CCEE, submetidas a Audiências Públicas e aprovadas pelo Órgão Regulador. Este conjunto explícito de Regras seria utilizado no cálculo das tarifas de todas as distribuidoras, estabelecendo um tratamento previsível e isonômico a todas as concessionárias de distribuição. Evitar-se-ia a situação atual, em que o Reajuste de cada distribuidora é realizado com premissas e formas de cálculo que podem eventualmente variar de acordo com a situação particular e específica de cada distribuidora ainda não prevista na regra geral e o entendimento da ANEEL, sem que se realimente a reconfiguração da regra geral. Adicionalmente, tal conjunto de Regras reduziria sensivelmente o Risco Regulatório e facilitaria em muito o processo de análise pelo Órgão Regulador quando da execução dos reajustes ou revisões tarifárias, criando um processo construtivo de aprendizagem e aperfeiçoamento metodológico. Adicionalmente, poderia ser introduzida a figura do agente independente certificador de forma a dinamizar ainda mais os trabalhos do Órgão Regulador. Obviamente, processos dinamizados com reduções de risco traduzem-se, em um horizonte de médio prazo, em modicidade tarifária.

10 Inferior a 12 meses.


Neste mesmo sentido, atualmente tem sido observado grande incerteza em relação à homologação das premissas de cálculo e publicação dos Valores Anuais de Referência (VRs) para os anos de 2007, 2008 e 2009, proporcionando margem à dúvida de que o atraso na definição desses valores deve-se à política de governo ou na indefinição dos agentes institucionais responsáveis sobre o tema. É de extrema importância que a ANEEL agilize este processo, uma vez que o VR estabelece o preço teto para as contratações de ajuste em A-1 e de geração distribuída (interferindo diretamente na estratégia de investimento das empresas, que não raro demandam clareza para horizontes de até 5 anos), além de determinar o repasse dos contratos dos leilões de energia nova durante os três primeiros anos de suas vigências. Quanto ao repasse da Sobrecontratação de Energia até 103% da carga verificada, a ANEEL tem adotado metodologia ainda não consistentemente promulgada que defina como se calcula os valores de sobrecontratação de cada mês do ano civil anterior ao reajuste. Ao atualizar os valores calculados para a data do reajuste, tem-se utilizado o IPCA, o que no nosso entendimento é incompatível com tratamento de questões correlatas, uma vez que se trata de um item da Parcela A, e deveria ser atualizado via SELIC, tal como todos os outros custos da compra de energia. 7.2 - Encargos Tarifários Nos últimos anos, os valores dos Encargos Tarifários têm aumentado sensivelmente, principalmente no que se refere à CCC e à CDE, contribuindo negativamente para a modicidade tarifária e, consequentemente, elevando as fraudes, a inadimplência e as perdas comerciais de forma geral. Configura-se um problema crítico de insuficiência de cobertura tarifária a coexistência de comandos para plena adimplência das concessionárias com relação a todos estes encargos tarifários e a pressão que o aumento destes provoca sobre as fraudes, a inadimplência e as perdas comerciais de forma geral. Uma das ações necessárias, mas não suficiente consiste em a ANEEL atuar de forma pró-ativa para redução dos encargos tarifários, tais como:

• CCC: fiscalização intensiva sobre os custos e volumes dos combustíveis utilizados nos Sistemas Isolados, além de criação de portal de acompanhamento deste encargo. Atualmente a Eletrobrás provê um portal desta natureza, porém os valores não são atualizados e tampouco há espaço para divulgação de ações de fiscalização;

• CDE: atuação de forma semelhante à da CCC, com foco nos subsídios dados ao carvão nacional;

• PROINFA: necessidade de transparência na publicação da geração de todas as usinas que pertencem ao programa, seus cronogramas de entrada em operação e situação atualizada. Destaca-se que a geração das usinas deveria ser em tempo hábil para que os distribuidores pudessem avaliar os impactos da geração do PROINFA (dentro e fora do MRE) sobre a modulação de seus contratos de energia. Adicionalmente, é necessário que seja estabelecido o tratamento contábil do PROINFA: se tratado como encargo, se tratado como compra de energia etc.; e

• Encargos de Serviços do Sistema – ESS: necessidade de fiscalização dos custos incrementais declarados pelos empreendimentos que sistematicamente recebem Encargos de Serviços do Sistema tanto na condição de constrained-on, quanto na situação de constrained-off.

Por outro lado, além da atuação pró-ativa para redução desses encargos tarifários, é necessário o reconhecimento do custo da contribuição à CCEE na Parcela A. Quando do início das operações do antigo MAE, este custo era reconhecido para fins de repasse à tarifa do consumidor final. Entretanto, a Resolução ANEEL 332, de 13 de agosto de 2001, retirou este item, condicionando seu retorno à tarifa após a operacionalização da contabilização e liquidação financeira das transações de compra e venda de energia elétrica no âmbito do mercado, bem como da aprovação da ANEEL, quando da análise da prestação de contas da então ASMAE. No presente momento, de total estabilidade de funcionamento da Câmara de


Comercialização de Energia, entendemos que tal contribuição deveria ser novamente repassada à tarifa do consumidor final, de forma semelhante ao que ocorre com os custos dos Leilões de Energia do Ambiente Regulado. 7.3 - Ativos Regulatórios Ao longo dos últimos anos a Parcela A estabelecida nos Contratos de Concessão foram sendo redefinidas para acompanhar a dinâmica evolução da realidade. Há alguns componentes desta parcela que teriam que ser reconhecidos integralmente e na constituição da Parcela A, porém deixaram de o ser passando a compor Ativos Regulatórios que irão ser incorporados à tarifa de forma gradual, dependendo subjetivamente da conjuntura econômica do momento da revisão ou reajuste. Nota-se que a regulação atua sobre o IRT como uma formulação característica do “preço máximo” e com os Ativos Regulatórios e CVA atua de forma a propiciar cobertura para custos cuja variação não compete à distribuidora mitigar. O conjunto da regulação resulta em dispositivos de características técnicas diferentes, nem sempre assim tratados pelo próprio regulador. Acrescente-se a isso o fato de incorrer-se no equívoco de fixar-se em resolução tarifária montantes a arrecadar, a título destes Ativos Regulatórios, quando nem todas variáveis que operarão esta arrecadação estão sob o controle do regulador: tarifas unitárias e mercado. Uma agravante decorrente é a ação da fiscalização, que busca identificar se o montante foi registrado contabilmente e sua realização se deu na exata dimensão. 8. NT nº 81-SRC SRE - Alteração do Artigo 14 da Resolução ANEEL 223/2003 (Universalização) 8.1 - Considerações Gerais A penalidade por descumprimento de meta colocada na Resolução ANEEL 223, de 29 de abril de 2003, não é representativa do esforço de uma concessionária em atingir esta meta. Ao simplesmente contabilizar o número de municípios onde a meta não foi cumprida, ela distorce o fato de que, o descumprimento pode ser de 1% ou 100%. O conceito de “meta de universalização” colocado na Resolução ANEEL 223 indica o ano de universalização como única variável a controlar, não importando o número de ligações relacionado. O conceito agora proposto coloca como meta o número de ligações em cada ano, tendo como máximo o ano de universalização do município/concessão. Desta forma a concessionária conseguiria se planejar para atender, a cada ano, a estimativa de número de ligações colocada em seu Plano de Universalização. Ocorre que existem fatores externos que distorcem os números colocados no Plano e pervertem sua execução:

número de pedidos de ligação não atinge o valor do Plano; fatores externos fazem com que o número de pedidos extrapole, em muito, o

número do Plano; número de pedidos esteja dentro do valor planejado e ano estimado, mas exigem

investimentos “absurdos” (como exemplo de caso extremo, porém real, R$ 2,5 milhões para atender 5 clientes);

contradição entre o atendimento de meta rural de número de ligações em uma região pouco densa e os parâmetros físicos do contrato de subvenção e financiamento da Eletrobrás (mesmo considerando que o contrato dispõe sobre parâmetros médios e que algumas ligações podem ser mais caras, existem casos em que atender uma região de baixíssima densidade significa descumprir o contrato, alocar imenso esforço para poucas ligações e não atingir números globais);

em 2004, o processo de estabelecimento das metas rurais foi baseado no Censo 2000, superestimadas em alguns casos e subestimadas em outros. O


documento que estabeleceu oficialmente estas metas foi constituído com esta estimativa. A evolução do cadastro de pedidos de novas ligações rurais diverge das estimativas iniciais e tem se mostrado extremamente dinâmico no tempo; e

indefinição quanto às responsabilidades das cooperativas de eletrificação rural. 8.2 – Meta O conceito de “meta” tem duas dimensões: número de ligações e ano de universalização. Existe pouca probabilidade de haver coincidência entre o cadastro de pedidos de ligação de um determinado município e o número de ligações previstas nos Planos de Universalização para este município, para um determinado ano. Por exemplo, um pedido colocado em 2005, oriundo de um município com ano de universalização em 2008 e que por motivos econômicos ou técnicos não pode ser realizado em 2006, não pode ser considerado para a fiscalização de 2007. Ou ainda, no momento das medições em campo e elaboração de projeto um pedido de ligação cadastrado não se confirma (mais de um pedido para o mesmo cliente, propriedade sem domicílio, domicílio abandonado, rede já existente, pedido não localizado apesar dos dados fornecidos no momento de registro da Solicitação de Serviço etc.) Ou seja, como “meta” devem ser considerados os montantes anuais globais colocados nos Planos de Universalização apresentados pelas concessionárias em resposta à Resolução 175, já com seu Anexo I devidamente revisado. 8.3 – Penalidade A nova metodologia proposta pela ANEEL, além de resultar em montantes exagerados (R$ 6 milhões para 10% de descumprimento em uma empresa de BRL R$800 milhões) mantém uma distorção: para um mesmo valor de base líquida, empresas com poucas ligações a realizar pagam multa muito maior, conforme pode ser notado no exemplo expresso na tabela abaixo. Cabe lembrar que não há correlação direta entre o fato de haver poucas ligações a realizar e a facilidade com que isto é feito. Pelo contrário, para empresas de mesmo porte, em geral, quando o número de ligações é pequeno significa que os clientes estão em regiões de difícil acesso dentro da concessão.

Premissas:

Base líquida: R$ 1.000.000.000 Rp%: 14.72% EOC: 50%

Custo unitário da penalidade (R$/cons.) pela metodologia da NT 081:

TNR/meta 10% 30% 50% 70% 100% Penalidade 7.360.000 22.080.000 36.800.000 51.520.000 73.600.000

20.000 368 1.104 1.840 2.576 3.680 50.000 147 442 736 1.030 1.472 70.000 105 315 526 736 1.051

100.000 74 221 368 515 736 150.000 49 147 245 343 491

Meta

200.000 37 110 184 258 368 Propõe-se calcular a penalidade em função do esforço financeiro que a concessionária deveria fazer para atender a meta, ou seja, utilizar como indicador uma “BRLuniv.” que reflete, em termos de base líquida, o que cada cliente da universalização representa.


metaNCBRLBRLuniv

BRLunivEOCRpmetaTNRPenalidade

∗=

∗∗∗= %

NC = número de consumidores da concessão 8.4 - Ligações de Custo Extremamente Alto Regiões com áreas geograficamente extensas, topografia peculiar (florestas, rios, pantanal etc.) e baixa densidade de consumidores podem ensejar custo de atendimento extremamente caro. Para consumidores cujo nível de carga permite, a alternativa tecnológica seria, por exemplo, sistemas fotovoltaicos. Nos outros casos a ANEEL deveria disciplinar o atendimento para não onerar sobremaneira a concessão. A título de ilustração do problema das ligações de custo extremamente elevado tem-se que, na Enersul, para realizar 11,4% das ligações tem-se de investir 42,5% do total de recursos previstos. A proposta seria, para os prazos oriundos da Resolução ANEEL 175/05, limitar o custo de atendimento a duas vezes o valor de um sistema fotovoltaico domiciliar de 13kWh/mês instalado. Ou seja, a rede iria até atingir este limite. Além disto, ou a carga permitiria o atendimento fotovoltaico, ou estaria sujeita a disciplina a ser promovida pela ANEEL. 9. NT nº 25-SRD - Investimentos x Qualidade 9.1 – Considerações Gerais As metas de DEC e FEC devem ser estabelecidas em cada revisão tarifária periódica. A metodologia para a fixação de metas, de cada conjunto de unidades consumidoras, está fundada no conceito de famílias que tenham atributos semelhantes (área, km de rede primária, consumo médio mensal, potência instalada, consumidores). A proposta estabelece que os referidos conjuntos, de uma mesma família, recebem receitas equivalentes, uma vez que a quota de reintegração regulatória e os custos operacionais dependem de tais atributos. Não haveria, portanto, necessidade de se estabelecer receita adicional, uma vez que as metas exigidas foram atingidas por outros conjuntos de uma mesma família. Para a relação entre os investimentos e a conformidade dos níveis de tensão será implantado sistema computacional que utilizará leis estatísticas dos alimentadores e dados do sistema elétrico da distribuidora, sendo possível estimar os investimentos nas redes de distribuição e o impacto na tarifa, em função da melhoria do nível de tensão e redução de perdas técnicas que venham a ser exigidas. No texto da Proposta consta ainda que na Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD) está em fase de implantação o SISPAI, que é um modelo desenvolvido pela Universidade de São Paulo (USP) e que estima os investimentos referentes às redes de distribuição primária, subestações de distribuição e às conexões das linhas de SE. O agrupamento é feito através do conceito de famílias.

Sugestões da Energias do Brasil A partir das linhas gerais da proposta submetida à presente Audiência Pública, no que tange à questão da qualidade de serviço a ser exigida das concessionárias e o correspondente rebatimento nos programas de investimento, podem-se delinear as seguintes sugestões para aprimoramento metodológico:


(i) Incorporar Atributos nas Análises, que mesmo sendo Determinantes da Qualidade de Serviço, Não Estariam sendo Considerados na Determinação das Metas: De fato, o aprimoramento se justifica posto que não existe um único critério de definição de Conjuntos de Unidade Consumidora. Dentre os atributos que a ANEEL sinaliza como passíveis de consideração, não estariam sendo ponderados fatores tais como:

a topologia e as características do sistema de subtransmissão (radial ou em malha); configuração do sistema de distribuição (possibilidade de recomposição, grau de

automação, comprimento dos alimentadores); características climáticas e geográficas; aspectos ambientais e de infra-estrutura da área de concessão;e o nível de conservação dos ativos e o correspondente patamar dos custos

operacionais. (ii) Analisar e Redefinir o Peso Outorgado aos Atributos na Formação dos Clusters: Entende-se que a proposta da ANEEL presume um mesmo peso para todos os atributos, porém se afigura recomendável analisar e ponderar por pesos eventualmente distintos os atributos a utilizar para a definição dos clusters. É igualmente importante considerar a evolução do mercado de cada conjunto e seu enquadramento em diferentes clusters na medida em que se alterem os atributos. As hipóteses implicitamente assumidas na formulação da proposta submetida aos interessados no processo de Audiência Pública podem ser resumidas em:

não há crescimento nos conjuntos; todos os conjuntos de um mesmo cluster tenham uma mesma configuração da

subtransmissão; e todos os conjuntos de um cluster apresentam o mesmo estado de conservação da

rede e receberam, ao longo do tempo, a mesma remuneração. Essas hipóteses precisariam ser aferidas e validadas quando da aplicação da metodologia de segmentação dos conjuntos em Clusters, sendo promovida uma adequação à realidade quando se registrar desvio importante. (iii) Analisar a Ferramenta Computacional a ser Utilizada: Considera-se muito relevante a necessidade de analisar, junto a ANEEL, a ferramenta computacional a ser aplicada, identificando os pontos fortes e fracos da metodologia. Deve ser discutido, ainda, o nível de simplificações que será necessário realizar naquelas empresas que não tenham implementado integralmente o sistema geo-referenciado. Dado que o SISPAI não avalia a qualidade de produto associada à subtransmissão, entende-se que os investimentos necessários para cumprir com os indicadores de conformidade formam parte do plano de investimento apresentado pela distribuidora.


Considerações Finais A louvável iniciativa da ANEEL de promover esta Audiência Pública, após a divulgação de 11 Notas Técnicas, denota a seriedade e preocupação com a gestão deste importante problema regulatório. Constitui em uma tarefa de reflexão profunda sobre matéria de significativo impacto para as concessões de distribuição diretamente e com reflexos em todos os demais agentes do sistema. Estas contribuições do Grupo Energias do Brasil seguem a linha de oferecer nossos préstimos para aprimorar o ambiente regulatório do qual dependemos. Refletem igual preocupação com a sanidade das empresas e suas respectivas concessões de distribuição, muitas vezes indistinguíveis entre si. Pela ótica das empresas ocorrem esforços de governança corporativa que convêm ao regulador considerar e incorporar em seu portfólio de instrumentos de ação e reconhecimento. Diversas empresas brasileiras, por força de ações em mercados de capitais, estão se subordinando a restrições de desvios da boa governança corporativa convergente com as mais precisas e acuradas preocupações regulatórias. Neste novo ambiente em que diversos agentes atuam como reguladores, combinando ações convergentes, obtêm-se como resultante empresas com padrões de administração superior. Legitimo e adequado supor que todo este esforço também proporcione oportunidade para auferir condições para manter-se e aprimorar-se esta evolução. Historicamente o Setor Elétrico Brasileiro atuava com tarifação calcada em Custo do Serviço, metodologia que alicerçou uma filosofia de regulação denominada Comando e Controle: a cada novo movimento do ambiente regulatório o Regulador emitia um novo Comando e imediatamente atuava para controlar todos os comandos vigentes. Mais recentemente com a nova política tarifária de Preço Máximo, esta filosofia de atuação deve dar lugar à Regulação por Incentivo, na qual o Regulador delimita os espaços de atuação e mantêm-se vigilante para que os desvios sejam corrigidos. O regulador deve perseverar em ajustar-se integralmente à Regulação por Incentivo, iniciativas de Comando e Controle não raro causam desconforto pela complexidade do comandos e pela insuficiência dos controles. Combinar o novo ambiente com ações convergentes à boa governança e Regulação por Incentivo propiciará vantagens competitivas, tanto pela redução dos custos de transação da atividade regulada como pela liberação de recursos do Regulador para atuar em frentes mais importantes.

Contribuição Energias do Brasil · A Energias do Brasil vem, respeitosamente, apresentar suas...

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