ANÁLISE DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA DA...ANÁLISE DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA DA AES...

ANÁLISE DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA DA

AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.

Audiência Pública AP 013/2008

2o Ciclo de Revisões Tarifárias

Associados:

Consultoria:

2

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO............................................................................................3

2 PARCELA B ...............................................................................................7

2.1 EFEITO DA ESTRUTURA EM HOLDING.................................................7

2.2 BASE DE REMUNERAÇÃO .................................................................9

2.3 ATIVOS FÍSICOS - EXTENSÃO DE REDE............................................15

2.4 CUSTOS ADICIONAIS PARA COMBATE ÀS PERDAS............................17

2.5 TAREFAS COMERCIAIS ...................................................................21

2.6 RECLASSIFICAÇÃO DOS CONSUMIDORES RURAIS .............................25

2.7 DIRETORIA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS.....................................27

2.8 CRESCIMENTO DOS PROCESSOS E ATIVIDADES ................................30

2.9 VIGILÂNCIA EM SE .......................................................................31

3 PARCELA A .............................................................................................32

3.1 PERDAS NÃO TÉCNICAS DE ENERGIA ..............................................32

3.2 PERDAS TÉCNICAS ........................................................................32

4 FATOR X ..................................................................................................36

4.1 TAXA DE CRESCIMENTO DO MERCADO ............................................37

4.2 INVESTIMENTOS EM EXPANSÃO NO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO..........40

5 FINANCEIROS .........................................................................................43

5.1 ANTECIPAÇÃO DOS DESCONTOS.....................................................43

6 REPOSICIONAMENTO FINAL.................................................................50

Análise da Proposta de Revisão Tarifária da AES SUL – 2o Ciclo

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1 INTRODUÇÃO

O presente relatório avalia, sob a ótica do consumidor, a proposta da 2a

revisão tarifária da concessionária de distribuição AES Sul, conforme a Nota Técnica

nº. 43/2008-SRE/ANEEL, constante da Audiência Pública nº. 013/2008. O índice de

reposicionamento tarifário preliminar é de menos 1,42%, sendo que a componente

econômica é de menos 1,29% e a componente financeira é de menos 0,12%.

Em linhas gerais, este cálculo é feito a partir da comparação entre a Receita

Verificada e a Receita Requerida, ambas associadas a um mercado projetado para o

período de abril de 2008 a março de 2009. Ou seja, para esse mercado projetado,

aplicam-se as tarifas atuais de modo que se obtém o que seria a receita verificada

para tal mercado se mantidas as tarifas vigentes. Em seguida, são estimados quais

os custos que a concessionária incorreria no atendimento ao mercado projetado

para o ano teste, sendo estes custos entendidos como a Receita Requerida.

Quando se compara as duas revisões da AES Sul, observa-se que a

diferença no reposicionamento é de 12,11 pontos percentuais, em grande parte,

explicada pelo incremento real na receita verificada de 6% e uma redução real na

Parcela B de 8%. A Tabela 1 compara os valores entre as revisões.


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Tabela 1 – Comparativo de Revisões

* preços e critérios de abril/08.

O processo de revisão tarifária consiste em uma série de metodologias

necessárias ao cálculo da receita requerida, representando uma reconstrução da

tarifa que assegura o equilíbrio econômico e financeiro da concessão. Portanto, os

índices negativos de reposicionamento tarifário significam que a concessionária tem

faturado de seus clientes valores acima do necessário para honrar suas despesas e

a remuneração de seus acionistas.

Para o ciclo de revisões tarifárias, que se iniciou em 2007, tem-se observado

a tendência a resultados com índices negativos, o que não pode ser, em princípio,

entendido como um erro das tarifas vigentes, porque o regime a que estão

submetidos os contratos de concessão é o chamado Regime de Regulação por

Incentivos. Isto significa que as tarifas estabelecidas pela ANEEL representam um

preço-teto que a concessionária pode aplicar, sendo que, no período entre revisões


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tarifárias os ganhos de eficiência (redução de custos) obtidos em seus processos

não implicarão redução imediata da tarifa praticada. Pelo contrário, a redução de

custos da concessionária representa maior margem de ganho para os acionistas, até

que a próxima revisão tarifária aconteça.

Para a concessionária, a possibilidade de se apropriar dos ganhos

decorrentes da redução de custos, entre duas revisões tarifárias, representa o

incentivo à eficiência inerente ao Regime de Regulação por Incentivos. A

contrapartida para o consumidor é a possibilidade de ter tarifas menores, quando a

Agência Reguladora realiza o novo cálculo da Receita Requerida, que deverá ser

menor por refletir uma empresa mais eficiente. Nesse sentido, espera-se que os

resultados desta Revisão Tarifária da AES Sul reflitam tarifas menores, em termos

reais, que aquelas estabelecidas no último reposicionamento tarifário.

Conforme apresentado na Tabela 1 acima, a proposta da ANEEL vai ao

encontro dessa expectativa, no que diz respeito a maior parte das despesas

gerenciáveis pela concessionária. Entretanto, ainda existem pontos importantes para

adequar a receita requerida calculada pela ANEEL ao nível real de eficiência

alcançado pela AES Sul.

Além dos ganhos decorrentes do incremento na eficiência dos processos, as

concessionárias podem obter ganhos em função do crescimento do mercado

faturado. Ou seja, as tarifas são calculadas tomando a premissa de que o “mercado

pagante” será aquele do ano-teste, projetado no momento da Revisão Tarifária.

Ocorre que este mercado tende a crescer ao longo dos anos e a tarifa inicialmente

estabelecida, quando aplicada ao incremento do mercado, poderá resultar em

receita adicional. Para capturar este ganho em favor da modicidade das tarifas, o

contrato de concessão prevê a existência do Fator X, que é calculado durante o

processo de Revisão e aplicado nos reajustes anuais subseqüentes.

Com base nesse contexto e nos conceitos acima apresentados, foram

realizadas análises pontuais nos itens de custo da AES Sul considerados pela

ANEEL no cálculo da Receita Requerida. Em seguida, foram analisados os

componentes financeiros adicionais ao reposicionamento, os quais representam


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ajustes nos cálculos tarifários de período anterior. A seguir, apresentam-se os itens

da Receita Requerida e dos Componentes Financeiros da AES Sul, com as

respectivas observações e pleitos acerca da proposta apresentada.


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2 PARCELA B

2.1 Efeito da Estrutura em Holding

A AES Sul é uma subsidiária da AES Corporation USA, que também tem

participação na AES Eletropaulo, bem como em outras empresas na área de

geração. Conforme a ABRACE já alertou em outras audiências públicas, deve-se

observar a existência de economias de escala obtidas através da estrutura em

holding, principalmente no que se refere às áreas centrais de administração.

Entende-se que o regulador deve promover a eficiência e traduzi-la em

modicidade das tarifas, a cada revisão tarifária, observando o setor de distribuição

regulado como um todo. No caso da AES Corporation, existe um quadro típico de

ganho, o qual deverá ser observado com atenção. Não se trata de criticar a iniciativa

do investidor em tornar seu negócio mais lucrativo, mas está evidente que é possível

compartilhar os ganhos das economias de escala dos monopólios naturais,

decorrentes da aquisição e da administração conjunta de outras concessionárias de

serviço público.

Dessa forma, a ABRACE não sugere que a ANEEL desencoraje essa busca

por eficiência, muito menos deseja que se puna a concessionária através de uma

redução arbitrária de tarifa. Trata-se apenas de reconhecer, no momento da revisão

tarifária, uma realidade do setor.

A ABRACE demonstrou, em outras audiências públicas, a dimensão

significativa da economia verificada na operação em holding .Em alguns casos,

como do grupo Energias do Brasil, a Empresa de Referência de três concessionárias

combinadas apresenta um excesso de pessoal de mais de 1.800 trabalhadores em

comparação com os dados da holding. De maneira similar, no grupo controlador da


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AES, também se verifica que grande parte da estrutura central é compartilhada com

a Eletropaulo.

Diante destas constatações, conclui-se que a representação da AES Sul no

modelo de Empresa de Referência é equivocada e prejudicial ao consumidor,

porque não prevê que esta concessionária tem uma estrutura de pessoal reduzida

em função da administração conjunta com outras empresas do mesmo grupo.

Deve-se destacar que a revisão tarifária é o único momento em que os

ganhos de eficiência operacional podem ser compartilhados com os consumidores

por meio das tarifas. Portanto, caso a estrutura eficiente não seja bem representada

nesse momento, esta falha irá se propagar nos próximos cinco anos, na base

tarifária da AES Sul, gerando ganhos excepcionais para a concessão de serviço

público em detrimento de tarifas justas para os consumidores.

2.1.1 Pleito ABRACE

A ABRACE solicita que se ajuste a Empresa de Referência em função da

realidade do setor elétrico brasileiro, no que se refere ao serviço público regulado de

distribuição de energia elétrica. Esse ajuste visa apenas a traduzir, na Empresa de

Referência, a economia de escala potencialmente lograda pelo arranjo em holding

das concessionárias do grupo AES. O ajuste deve-se ater apenas àqueles itens que

não são sensíveis ao número de consumidores ou aos dados físicos. Portanto, são

objeto da proposta da ABRACE as áreas centrais de administração:

• Os custos das áreas centrais podem ser compartilhados com um

ganho de eficiência em torno de 50% no que se refere à força de

trabalho.

• Os custos da diretoria de distribuição, dos processos e atividades e do

call center devem ser estimados regularmente pela metodologia da


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Empresa de Referência, pois se entende que esses custos dependem

do número de clientes e de ativos físicos.

2.1.2 Impacto Econômico

A proposta da ABRACE para este ponto reduz o custo da ER em R$

15.839.450, que reflete a redução pela metade do número de postos de trabalho

definidos para a estrutura central da ER, exceto para a Diretoria de Distribuição.

2.2 Base de Remuneração

A garantia da adequada prestação do serviço depende da determinação de

uma base de remuneração correta. O valor provisório determinado pela ANEEL,

para a Base de Remuneração Regulatória (BRR), encontra-se superior a outras

referências oficiais.

Tomando-se como exemplo as demonstrações financeiras da AES-SUL, de

setembro de 2007, publicadas pela Comissão de Valores Mobiliários, o ativo

imobilizado em serviço líquido1 apresenta o valor de R$ 676.191 milhões, enquanto

1 Esse valor considera a exclusão das contas do Ativo Imobilizado: veículos e móveis e

utensílios, bem como o desconto do índice de aproveitamento para os itens: terrenos e edificações e

benfeitorias, para tal desconto foi utilizado a mesma proporção utilizada pela ANEEL no Anexo II da

Nota Técnica 043/2008.


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a ANEEL apresenta, para o mesmo conjunto de ativos, um valor de R$ 782.592

milhões.

Tabela 2 – Estimativa da Base de Remuneração Bruta – ABRACE

Base Blindada do 1o.Ciclo 1.398.768.591Bens 100% depreciados (144.686.968)Base Blindada para correção 1.254.081.623Base atualizada IGPM 1.577.133.049

2003 57.464.7742004 57.053.0532005 62.956.7512006 33.974.3262007 38.099.932

Total de Investimentos 249.548.836

Base atualizada + investimentos 1.826.681.884

Bens 100% depreciados 144.686.968AIS bruto 2o. Ciclo ABRACE 1.971.368.852

AIS bruto 2o. Ciclo ANEEL 2.046.531.365

Diferença entre o valor Abrace/ANEEL (75.162.512)

Equivale ao percentual de -3,7%

Análise de Consistência da Base de Remuneração Regulatória

Investimentos ( Fonte: Demonstrações Financeiras)

Os valores demonstrados na tabela acima foram estimados com base nas

orientações do Anexo IV da Resolução 234/2006, em especial, os contidos nas

alíneas do item 1.7 – Critérios para Avaliação da Base de Remuneração no Segundo

Ciclo de Revisão Tarifária.

Foi encontrada uma diferença entre os valores do AIS bruto apurados pela

ANEEL e pela ABRACE de R$ 75.162.512,44, o que corresponde a uma variação

percentual de 3,7%.

Uma vez que o procedimento de cálculo efetuado pela ABRACE corresponde

ao estabelecido pela própria ANEEL, não se encontra justificativa para tal variação.


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A tabela a seguir demonstra como foram calculados os investimentos considerados,

na base incremental de ativos, no cálculo da ABRACE.

Tabela 3 - Investimentos do período tarifário (2003-2007) Balanço Patrimonial CVM 2003 2004 2005 2006 2007 Total

Investimentos (C. Historico) 45.694.000 46.408.000 76.697.000 87.341.000 95.253.000 351.393.000 Menos LPT 19.130.226 55.899.847 59.670.000

Total investido 45.694.000 46.408.000 57.566.774 31.441.153 35.583.000 216.692.926 Total com Correção (IGPM) 57.464.774 57.053.053 62.956.751 33.974.326 38.099.932 249.548.836

Para o cálculo dos investimentos incrementais referentes ao período de 2003

a 2007, foram utilizados os dados extraídos das Demonstrações Financeiras (item

11 das Notas Explicativas, composição do ativo imobilizado em serviço).

Foi considerada como investimentos do período, a variação anual no ativo

imobilizado em serviço bruto de distribuição (sem considerar o efeito da

depreciação), ou seja, o valor bruto acrescido ao imobilizado pelo custo histórico.

Desse valor foram excluídos os investimentos declarados no Anexo III da Nota

Técnica 43/2008 como investimentos do Programa Luz para Todos; o resultado total

investido foi atualizado pelo IGP-M do período.

Tabela 4 – Estimativa da BRR – ABRACE

Descrição ANEEL ABRACEAtivo Imobilizado em Serviço - Bruto 2.046.531.364,85 1.971.368.852,41Depreciação Acumulada (1.146.911.933,60) (1.146.911.933,60)Ativo Imobilizado em Serviço - Líquido 899.619.431,25 824.456.918,81Almoxarifado em Operação 298.415,14 298.415,14Ativo Diferido 0,00Obrigações Especiais 127.178.823,47 127.178.823,47Terrenos e Servidões 9.853.050,76 9.853.050,76Bens 100% Depreciados 144.686.967,97 144.686.967,97Base de Remuneração Bruta 1.774.665.573,41 1.699.503.060,97 Base de Remuneração Líquida 782.592.073,68 707.429.561,24 Quota de Reintegração 79.327.551,13 75.967.786,83Taxa de Depreciação média 4,47% 4,47%

Revisão 2008

A tabela acima apresenta uma análise de consistência que resultou no valor

esperado de R$707 milhões para a Base de Remuneração Líquida e em R$ 1.699

milhões para a Base de Remuneração Bruta, no cálculo efetuado pela ABRACE.


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Portanto, ambas inferiores aos valores propostos em audiência pública pela ANEEL,

e mais próximas das referências junto à Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

AIS x BRR (valores líquidos)

-100.000.000200.000.000300.000.000400.000.000500.000.000600.000.000700.000.000800.000.000900.000.000

2003 2004 2005 2006 2007

R$ m

i

AIS BRR ABRACE BRR ANEEL

Gráfico 1 – Comparativo histórico entre o AIS e a BRR

O gráfico acima demonstra que em 2003 a BRR líquida apurada pela ANEEL

era 22,5% superior ao montante do AIS líquido, enquanto a base apurada no ano de

2007 é superior em 15,7%. Constata-se uma proposta de redução de seis pontos

percentuais na relação BRR/AIS.

A Base Regulatória superior ao AIS apresentado no primeiro ciclo revisório

indica que a Base Blindada foi apurada com valores de mercado em uso e

metodologia do custo de reposição, os quais levaram a resultados muito superiores

aos valores contabilizados para o mesmo grupo de ativos.

Ressalta-se que para a análise de consistência feita pela ABRACE, no AIS

líquido foram considerados os mesmos agrupamentos de contas, e feitas as devidas

exclusões (móveis e utensílios, e veículos), bem como foram adotados os

percentuais de índice de aproveitamento utilizados para BRR líquida, no Anexo II, da

Nota Técnica 32/2008-SRE/ANEEL.

Para o segundo ciclo, a ANEEL propõe uma BRR líquida 15,7% superior ao

AIS líquido, refletindo uma redução em relação ao primeiro ciclo, onde a BRR estava


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22,5% do AIS extraído das demonstrações contábeis. No entanto, a redução ainda

não é compatível com a evolução do Ativo Imobilizado em Serviço verificado nas

demonstrações financeiras da AES-SUL, pelos seguintes motivos:

durante o ano de 2004, houve uma redução do ativo imobilizado líquido

demonstrando que os investimentos efetuados foram menores que a

depreciação do período, causando uma redução líquida de 1 ponto

percentual;

em 2005 os investimentos efetuados superam a depreciação, contudo o

resultado líquido só é suficiente para que os valores do Ativo Imobilizado

voltem a patamares de 2003, sem causar acréscimo;

somente em 2006 e 2007 verificam-se investimentos que resultam em

aumento de 12% nos montantes do ativo imobilizado. No entanto, esse

acréscimo não deve ser considerado na sua totalidade, uma vez que parte

deles diz respeito ao Programa Luz para Todos – PLPT, onde os projetos

são executados com recursos da CDE.

Dessa forma, a ABRACE entende que os investimentos que devem compor a

base incremental de ativos são aqueles efetivamente realizados e auditados

contidos nas demonstrações financeiras com a exclusão dos valores referentes ao

programa Luz para Todos – PLPT e às demais obrigações especiais.

Nesse sentido ressalta-se a importância de conciliação entre os valores aceitos

como investimentos históricos para cálculo do Xe e os aceitos como Base

incremental de ativos, pois no caso da AES-SUL, as informações não coincidem e

apresentam uma diferença muito significante de 32%.


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Tabela 5 – Comparativo entre os investimentos históricos do Xe e as demonstrações financeiras

Investimentos 2003 2004 2005 2006 2007 TotalAnexo III NT 43/2008Informados pela Aes-sul 54.876.702 62.149.588 68.035.895 83.503.834 100.819.596 369.385.615 Demonstrações Financeirascom exclusão LPT 57.464.774 57.053.053 62.956.751 33.974.326 38.099.932 249.548.836 Diferença R$ 119.836.779 Diferença % 32%

Diante das divergências encontradas, é possível construir o gráfico a seguir

onde se faz uma comparação entre avaliações de três fontes da mesma base de

ativos da AES-SUL:

676,19

707,43

782,59

620,00

640,00

660,00

680,00

700,00

720,00

740,00

760,00

780,00

800,00

BP setembro/2007 ABRACE ANEEL - AP 013/08

Gráfico 2 – BRL – comparação de estimativas (em R$ milhões)


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2.2.1 Pleito ABRACE

A ABRACE solicita que a ANEEL verifique a consistência dos valores da Base

de Remuneração Regulatória, quando da definição dos valores definitivos,

observando que o valor provisório encontra-se superestimado e inconsistente com

outras referências. Nesse sentido, a Associação solicita que a ANEEL não admita,

para fins de Base de Remuneração Líquida, valores superiores a R$ 707 milhões.

No que diz respeito à Base de Remuneração Bruta, solicitamos que a ANEEL não

considere valores superiores a R$ 1,699 bilhões.


O pleito ABRACE para a Base de Remuneração corresponde a uma redução

na receita requerida, tanto pelo efeito sobre a remuneração, como pelo efeito sobre

a quota de reintegração. Conjuntamente a redução deve ser de R$ 14,7 milhões.

2.3 Ativos Físicos - Extensão de Rede

O total dos quilômetros de redes de distribuição utilizada pela ANEEL, para a

composição dos custos operacionais da Empresa de Referência, foi de 75.966 Km.

No entanto, o relatório administrativo da AES Sul, publicado em março de 2007

(Ilustração 1), mostra que, em dezembro de 2006, a empresa possuía 58.385 km de

rede. Esse número é muito inferior ao valor considerado na Empresa de Referência,

mesmo se for considerado uma taxa de crescimento entre as datas de referência.


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Caso os quilômetros de rede informados pela AES Sul, para a data de

dezembro de 2006, fossem projetados para a data da Empresa de Referência, com

base no crescimento histórico médio verificado pela distribuidora, ter-se-ia uma

estimativa de apenas 61.298 km de rede. A diferença estimada é de 14.668 km

considerados a mais na Empresa de Referência.

Não é de se esperar que tamanha diferença seja considerada como

investimentos a serem efetivados entre dezembro de 2006 e novembro de 2007

(data da ER). Isto porque as metas dos planos de universalização, estabelecidas na

Nota Técnica 005/2008 SRC-ANEEL, Ilustração 2, mostram que a maior parte das

conexões de clientes sucedeu-se até 2006, deixando apenas um valor residual para

o ano-teste. Portanto, as informações do relatório administrativo de 2006

provavelmente já incluem a maior parte das linhas decorrentes dos programas de

universalização.

Ilustração 1 – Dados Físicos AES-SUL

Ilustração 2 – Dados da Nota Técnica 005/2008 SRC-ANEEL


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2.3.1 Pleito ABRACE

A ABRACE solicita que a ANEEL reconsidere a extensão de redes utilizada

na Empresa de Referência da AES Sul, uma vez a análise de consistência a partir

dos valores divulgados pela própria concessionária indica a existência de um

excedente de cerca de 14.668 km de redes.


A correção na Empresa de Referência da AES-Sul, por meio da dedução de

14.668 km de redes, resulta em redução de R$ 6.505.372 nos custos operacionais

repassados às tarifas dos consumidores.

Vale ressaltar que essa estimativa é bastante conservadora, pois considera

apenas o efeito isolado da extensão da rede. Mas ao se ajustar a extensão da rede

deve-se ajustar o quantitativo de postes e outros equipamentos e, logo, o impacto

total deve ser maior.

2.4 Custos Adicionais para Combate às Perdas

O novo mecanismo proposto pela ANEEL para o estabelecimento das perdas

não técnicas se destaca pelo uso de técnicas de comparação entre distribuidoras

que apresentem características sócio-econômicas semelhantes. Neste novo

contexto regulatório, a AES Sul sobressaiu-se dentre as demais distribuidoras

comparáveis pelo seu reduzido nível de perdas não técnicas. O bom desempenho

verificado é fruto de uma gestão eficiente da receita da concessionária.


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Dentro do arcabouço da regulação por incentivos, a AES Sul auferiu

benefícios econômicos uma vez que incorporou os ganhos advindos da redução dos

patamares históricos de perdas ao longo do ciclo tarifário iniciado em 2003. A partir

desta segunda revisão tarifária espera-se que esses ganhos passem a beneficiar os

consumidores. No entanto, a ANEEL propõe que sejam adicionados aos custos

operacionais R$ 4.733.929 relativos ao gerenciamento e à manutenção do atual

nível de perdas não técnicas da concessionária.

Na prática, isso significa que o ganho de eficiência obtido pela AES Sul não

será repassado para as unidades consumidoras e que, apesar da concessionária ser

considerada uma referência para as demais distribuidoras, no que tange ao patamar

de perdas não técnicas, os consumidores serão submetidos a uma elevação de

custos associados a estas perdas. Comparativamente aos percentuais regulatórios

praticados em 2003 esta elevação é da ordem de 64,0%.

Esse percentual foi obtido a partir da conversão em MWh do volume de

recursos destinado à manutenção do nível de perdas não técnicas, o detalhamento

dos cálculos encontra-se na tabela a seguir:

Tabela 6 - Impacto para o Consumidor dos Recursos para Combate as Perdas

Ano Mercado de Baixa Tensão MWh

Perdas Não Técnicas – PNT

MWh

Mix de Compra em

2008

PNT/Mercado BT

Custo de Energia com PNT

2003 3.199.785 88.755 92,49 2,77% R$ 8.208.657 2008 3.332.074 100.371 92,49 3,01% R$ 9.282.964

Impacto Aparente no % de

PNT 8,6%

Provisão para Combate a

PNT Mix de Compra

em 2008 Equivalente em MWh do

Combate a PNT R$ 4.733.929 92,49 51.185


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Impacto Equivalente em MWh para o Consumidor

Mix de Compra em 2008

Efeito no % de PNT/Mercado BT

Provisão para Combate a PNT

151.556 92,49 4,55% R$ 14.016.893

Impacto Final no % de

PNT em relação ao % de 2003

64,00%

Por fim, deve-se lembrar que diversas atividades consideradas na Empresa

de Referência já contribuem para o combate às perdas e que seus custos podem

estar sendo contabilizados em duplicidade, conforme destaca lista a seguir:

• Inspeção visual da rede;

• Tracionar e encabeçar condutor;

• Retirar objetos da rede;

• Manobras na conexão do consumidor;

• Tracionar e encabeçar cabo;

• Tracionar e encabeçar mensageiro;

• Verificação de corrente e tensão;

• Calibração e aferição de medidores de fronteira;

• Substituir medidor monofásico, bifásico e trifásico;

• Substituir ramal consumidor monofásico,bifásico e trifásico;

• Substituir conexão consumidor monofásico, bifásico, trifásico;

• Equilibrar Cargas;

• Substituir transformador de potencial do consumidor;

• Substituir transformador de corrente do consumidor.


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2.4.1 Pleito ABRACE

A ABRACE apóia a proposta de determinação de perdas por benchmark

dentro de grupos de comparação, mas não considera que a metodologia está

suficientemente madura para aplicação nesta Revisão Tarifária, ainda que em

caráter provisório. A análise feita pela ABRACE da metodologia proposta na AP

052/2006 indica que existem erros conceituais importantes.

Assim, a ABRACE entende que a meta de perdas para as distribuidoras

deverá ser estabelecida sem a necessidade de custos adicionais na Empresa de

Referência. No exemplo da AES-Sul, o nível de perdas foi alcançado por mérito da

distribuidora sem que os consumidores tivessem que pagar um custo adicional para

isso. Portanto, não há justificativas para que neste segundo ciclo os consumidores

tenham que pagar um custo adicional para a AES-Sul para que ela mantenha a

gestão de perdas realizada no primeiro ciclo.

Caso a ANEEL decida pela manutenção da metodologia proposta na

AP052/2007, A ABRACE solicita que, uma vez estabelecidos critérios de

comparação sólidos e justos, a meta de perdas deverá ser traduzida em real

incentivo, tanto para as distribuidoras eficientes como para as ineficientes.

Por se tratar de um assunto tão importante para o setor, a ABRACE também

solicita que a ANEEL torne a análise das perdas não técnicas o mais transparente

possível. Para isto seria necessário revelar os grupos de comparação e as perdas

verificadas de cada distribuidora, assim como divulgar os valores praticados por

empresas similares.


21/50


A ANEEL considera R$ 4.733.929 em adicional para manutenção das perdas,

além de R$ 1.587.151,69 para gerenciamento de perdas na Estrutura Central. Neste

caso o impacto econômico do pleito deve ser de pelo menos R$ 4.733.929.

2.5 Tarefas Comerciais

Para a o segundo ciclo de revisão tarifária da AES Sul, a ANEEL considerou,

na composição dos custos com a Empresa de Referência, R$ 12.274.580 como

recursos destinados às Tarefas Comerciais. Entendendo Tarefas Comerciais como

as atividades relacionadas aos antigos serviços taxados.


22/50

Tabela 7 – Elenco de Tarefas Comerciais2

Fonte: Empresa de Referência – AES Sul

Ao se comparar as tarefas listadas na Tabela 7 com os serviços taxados

estabelecidos pela Resolução ANEEL no. 457 de 2000, Tabela 8, constata-se que as

Tarefas Comerciais nada mais são do que a incorporação, na Empresa de

Referência, dos custos associados a estes serviços.

Tabela 8 – Serviços Taxados Resolução 457/2000

2 Item 51, Fls. 22 do Anexo I – Nota Técnica no 043/2008-SRE/ANEEL, de 11/02/2008


23/50

A questão da incorporação ou não dos custos associados aos serviços

taxados nas despesas da Empresa de Referência tem sido debatida entre as

distribuidoras e a ANEEL em Audiências Públicas promovidas pela Agência.

Na Audiência Pública 008/2006, que tratou da Nota Técnica no. 167

SRE/ANEEL de 2006, a ABRADEE propôs à ANEEL “a inclusão dos custos

associados aos serviços taxados na Empresa de Referência, revertendo as receitas

obtidas com sua execução em benefício da modicidade tarifária a título de outras

receitas”. Em resposta a essa contribuição, naquela oportunidade a ANEEL não

considerou o pleito apresentado, argumentando que:

“Os custos gerados pelos chamados serviços taxados ou serviços cobráveis estão

excluídos da Receita Requerida, pois tais custos não têm natureza tarifária, uma vez que

podem ser identificados com precisão quais são os clientes que geram e, portanto, os que

devem pagar à Concessionária. Portanto, “a socialização destes custos entre todos os

consumidores” não constitui o melhor procedimento regulatório, pois penaliza aqueles

consumidores que cumprem regularmente com suas obrigações.”

Posteriormente, no âmbito da Audiência Pública 052/2007, na Nota Técnica

nº. 352/2007, que trata da revisão dos critérios de cálculo dos custos operacionais, a

ANEEL estabelece no item 270, com referência a taxas recolhidas dos

consumidores:

“...a cobertura dos custos dos serviços cobráveis na empresa de referência, as taxas

recolhidas junto aos consumidores deverão ser revertidas para a modicidade tarifária”

.(Grifo nosso)

Conclui-se, pelo exposto que o posicionamento mais recente da Agência, no

que se refere à cobrança e alocação dos serviços taxados, é favorável à inclusão

dos custos na Empresa de Referência e consequentemente a favor da reversão dos

valores cobrados para a modicidade tarifária.

No entanto, na proposta para a segunda revisão tarifária da AES Sul, a

ANEEL não apresenta qualquer dedução da receita requerida referente aos Serviços

Cobráveis ou Taxados, embora os custos estejam considerados a título de Tarefas

Comerciais na Empresa de Referência. A própria Nota técnica nº 43/2008,

estabelece que:


24/50

“não serão considerados na apuração de outras receitas aquelas decorrentes de Serviços Cobráveis ou Taxados“.

2.5.1 Pleito ABRACE

Em princípio a ABRACE é contrária à inclusão das despesas com serviços

taxados na Empresa de Referência, pelo mesmo motivo apontado pela ANEEL em

resposta à contribuição da ABRADEE na AP 008/2006, qual seja: tais custos não

têm natureza tarifária, uma vez que podem ser identificados com precisão quais são

os clientes que geram e, portanto, os que devem pagar à Concessionária

Contudo, caso a ANEEL mantenha o posicionamento mais recente, a

ABRACE solicita que a incorporação dos custos dos serviços taxados na Empresa

de Referência tenha a devida contrapartida por meio da consideração dos valores

cobrados em “Outras Receitas” em benefício da modicidade tarifária.


Os serviços taxados, estabelecidos na resolução ANEEL 457/00, representam

na Empresa de Referência da AES Sul R$ 4.435.298.

Porém, vale ressaltar que existe entendimento de que o serviço de corte deve

ser coberto pelas taxas cobradas para religação, pois são de natureza comum.

Assim, caso o serviço de corte também seja considerado para a modicidade tarifária,

o impacto desse pleito seria incrementado em R$ 5.570.854.


25/50

2.6 Reclassificação dos Consumidores Rurais

A proposta de aprimoramento da Empresa de Referência apresentada na

Nota Técnica nº 352/2007-SRE/ANEEL, que se encontra em audiência pública e já

foi aplicada à AES Sul, fornece duas novas alternativas na classificação dos

consumidores rurais3. Tais alternativas foram originalmente propostas por

concessionárias de distribuição, de forma que a ABRACE entende ser necessário

avaliar o impacto dessas contribuições em termos de equilíbrio tarifário.

No caso da AES Sul, a nova forma de classificar os consumidores rurais

resultou para o segundo clico de revisão 181.131 unidades rurais, 120% a mais que

os 82.725 consumidores rurais da revisão anterior. Entre as revisões, a alteração de

critérios de classificação utilizados pela ANEEL elevou a participação dos

consumidores rurais no mercado total da concessionária de 9% para 16%

É interessante notar que a nova forma de classificação não foi fundamentada

por uma averiguação dos tempos de deslocamento, tampouco é mencionado o

impacto de tal reclassificação sobre o custo da distribuição de energia. No entanto,

para a AES Sul, essa classificação incrementou os custos repassados às tarifas,

sobretudo pela perda de produtividade nas tarefas de faturamento.

Caso o número de clientes em meio rural, segundo apresentado na revisão

tarifária anterior (82.725), fosse acrescido do número de consumidores rurais

verificados na análise da SRC/ANEEL4 (27.201), e mais um incremento natural do

mercado, ter-se-ia 111.395 para o número de consumidores rurais. Esse

3 Embora a ABRACE tenha comentários e algumas restrições quanto às metodologias

propostas na AP 052/2007 para classificação de consumidores, entende-se que estes não são objeto

da AP 013/2008 que trata da Revisão Tarifária da AES-SUL.

4 Nota Técnica 005/2008–SRC/ANEEL, de 20 de fevereiro de 2008, o número de

consumidores rurais apresentados nessa nota técnica inclui tanto o crescimento natural dos

consumidores rurais como os conectados pelo PLPT.


26/50

quantitativo, além de estar historicamente coerente com a proporção do mercado

total (10%), evidencia que a previsão de consumidores rurais considerada na revisão

(181.831) esta superestimada.

Caso os 70 mil consumidores superestimados na área rural fossem

classificados novamente como urbanos teríamos uma redução nos custos

operacionais da Empresa de Referência de R$ 2.265.176. Quase a totalidade

desses custos é explicada pela perda de produtividade nas tarefas de faturamento.

2.6.1 Pleito ABRACE

A ABRACE solicita que a ANEEL reconheça que o novo critério de

classificação de consumidores rurais não está necessariamente aderente aos

padrões de eficiência verificados e implica em ônus injustificado para os

consumidores. Assim, a ABRACE entende que seria adequado considerar 111.395

consumidores rurais, invés dos 181.831, sendo que a diferença deve ser classificada

novamente como consumidores urbanos.

Adicionalmente, a ABRACE solicita que seja esclarecido e detalhado o novo

critério de distinção entre consumidores urbanos e rurais, em função dos tempos de

deslocamento para atendimento.


Conforme mencionado, o impacto da reclassificação dos consumidores rurais

é de R$ 2.265.176, no sentido de reduzir os custos operacionais.


27/50

2.7 Diretoria de Assuntos Regulatórios

A ANEEL reconheceu na Empresa de Referência da AES Sul custos relativos

a uma diretoria de assuntos regulatórios. Essa diretoria é uma inovação da Empresa

de Referência apresentada na Nota Técnica nº 352/2007-SRE/ANEEL e está

atualmente em audiência pública. Sobre essa diretoria a nota técnica é breve em

esclarecer sua função: “Assuntos Regulatórios: co-responsável por toda a interlocução com o órgão regulador, exercendo atividades tais como: cumprimento de resoluções, elaboração dos relatórios de gestão para a direção e relatórios de comunicação institucional. Como poderá ser observado, algumas concessionárias possuem Diretoria específica para Assuntos Regulatórios.”

É importante criticar a relevância dessa diretoria e a necessidade de repassar

seus custos para a tarifa. A ABRACE entende que a Empresa de Referência deve

ter custos dimensionados para prover o serviço regulado de distribuição de energia

já considerados os parâmetros ambientais como número de consumidores, ativos

físicos, demandas regulatórias, qualidade mínima exigida etc. Quanto às funções

atribuídas à Diretoria de Assuntos Regulatórios, observa-se na passagem anterior

determinações muito vagas e que presumivelmente poderiam ser atribuídas a outras

áreas já consideradas na Empresa de Referência.

Por exemplo, as funções de “interlocução com o órgão regulador” e

“cumprimento das resoluções” devem ser exercida primariamente pela própria

direção geral e repassada a todos os setores da distribuidora com o apoio dos

diretores e gestores de áreas específicas. Esses diretores e gestores, nas premissas

da Empresa de Referência, recebem salários de profissionais seniores que já devem

ter conhecimento da regulação e do relacionamento institucional. Portanto, para

essa função, fica dispensada a existência de uma Diretoria de Regulação.

Também se observa que para a função de “elaboração de relatórios de

gestão e comunicação institucional” está sendo repassado um custo em duplicidade.


28/50

No caso da AES Sul, existe na Empresa de Referência um quadro completo de

Assessoria de Relações Institucionais, Comunicação e Qualidade” que

supostamente deveriam exercer tais funções. Deve-se lembrar ainda que a

Assessoria Jurídica também poderá contribuir para a aplicação e análise das normas

setoriais e para as relações institucionais.

Convém questionar a real função da Diretoria de Assuntos Regulatórios que

tantas distribuidoras gostariam que fosse reconhecida. Talvez, seja vantajoso do

ponto de vista estratégico-empresarial disponibilizar uma equipe exclusiva para criar

um relacionamento mais próximo com o órgão regulador, além de avaliar a melhor

forma de atender a exigências regulatórias e adequá-las ao serviço de distribuição

de forma financeiramente ótima. Entretanto, essa não é uma função que deva ser

paga pelos consumidores por tratar-se apenas de uma forma da concessionária

maximizar seu desempenho dentro de um modelo de regulação por incentivo, no

qual os ganhos são diretamente absorvidos pelos acionistas. Logo, os custos com

tais atividades devem ser arcados unicamente pelos acionistas.

Adicionalmente, tratando especificamente do caso em questão, a AES Sul

nem mesmo possui a Diretoria de Assuntos Regulatórios. De fato a distribuidora

possui apenas três diretorias contra cinco oferecidas pela Empresa de Referência.


29/50

Ilustração 3- Organograma da distribuidora AES Sul (Relatório Anual 2006)

2.7.1 Pleito ABRACE

A Diretoria de Assuntos Regulatórios apresenta funções sobrepostas com

outras áreas tradicionalmente já consideradas na metodologia da Empresa de

Referência e, portanto, seus custos devem ser desconsiderados.


O custo da Diretoria de Assuntos Regulatórios é de R$ 1.375.756.


30/50

2.8 Crescimento dos processos e atividades

Os custos adicionais referentes ao crescimento de processos comerciais e de

O&M são baseados na estimativa de crescimento do número de consumidores entre

a data na qual a Empresa de Referência foi calculada e a data em que a empresa

real tem revisão. Para o caso da AES Sul, o crescimento do número de clientes foi

estimado em 2% entre novembro de 2007 e abril de 2008, ou seja, um período de

cinco meses. Em termos anuais representa um crescimento de 4,87%.

O crescimento histórico de clientes da concessionária é de 17%, entre as

revisões. Replicando essa taxa para os cinco meses em questão ter–se-ia 1,1% de

crescimento de clientes.

Atualizando a tabela da ER com a taxa anual de 1,1%, ter-se-ia uma redução

de R$ 871.876.

2.8.1 Pleito ABRACE

A ABRACE solicita à ANEEL que verifique a premissa de crescimento de

clientes no contexto dos custos com crescimentos de processo dentro dos adicionais

da ER. No entendimento da ABRACE deverá ser considerada a perspectiva histórica

real da área de concessão que representa 1,1% em cinco meses.

2.8.2 Impacto Econômico do Pleito para crescimento de processos

Conforme mencionado anteriormente, esse pleito tem impacto de R$ 871.876.


31/50

2.9 Vigilância em SE

As premissas da atual Empresa de Referência apresentam um custo de

vigilância em subestações muito elevado em comparação ao ciclo anterior. No caso

da AES Sul, em 2003, nem mesmo foi considerado um custo adicional para tal

atividade. É importante revisar a necessidade real de que toda concessionária

necessita de uma vigilância presencial e qual o universo de subestações que deve

ser considerado. Para a revisão atual, a Empresa de Referência disponibilizada um

contingente de 48 vigilantes.

É preciso verificar a real necessidade de pessoal sob a perspectiva da

inovação e adoção de práticas mais eficientes que possam ser traduzidas por uma

redução no custo. Por exemplo, é de conhecimento comum que as concessionárias,

assim como a maioria das empresas, têm adotado a vigilância eletrônica como

alternativa mais econômica à mão-de-obra. Logo, a hipótese da Empresa de

Referência de que 25% do total das subestações necessitam da presença de

vigilantes 24 horas por dia está superestimando esses custos indevidamente.

2.9.1 Pleito ABRACE

A ABRACE solicita que a ANEEL revise os custos de vigilância em SE,

considerados na ER. De forma a corrigir os valores potencialmente superestimados

sugere-se um redução de 50% na necessidade de pessoal em vigilância.


A redução da despesa com vigilância em SE para um patamar solicitado

resultaria numa redução de custo na empresa de referência em R$ 689.761.


32/50

3 PARCELA A

3.1 Perdas Não Técnicas de Energia

No que diz respeito às perdas não técnicas, os valores apresentados estão

coerentes com a evolução dos sistemas de distribuição da AES Sul. Desta forma,

não há necessidade de encaminhar proposta alternativa quanto ao volume de

perdas não técnicas da AES Sul.

Tabela 9 – Evolução das Perdas Não Técnicas

2003

(ANEEL) 2008

(ABRACE) 2008

(ANEEL) Perda Não Técnica ( MWh ) 88.755 92.425 100.371 Mercado BT ( MWh ) 3.199.785 3.332.074 3.332.074 PNT/Mercado BT 2,77% 2,77% 3,01%

3.2 Perdas Técnicas

Em princípio, a ANEEL deveria incentivar a redução das perdas, porém

verifica-se que no caso da AES Sul a meta de perdas técnicas tem sido mais

permissiva do que o historicamente estabelecido. O montante de perdas técnicas

cresceu significativamente mais do que o mercado. A comparação das perdas

técnicas com o mercado agregado (cativo somado ao livre) mostra um incremento

significativo entre as revisões.

Claro que essa comparação deve considerar outros efeitos além do mero

crescimento de mercado, como: (i) a perda técnica pela incorporação de redes


33/50

particulares; e (ii) as mudanças nos pontos de medição para adequação às

exigências da regulatórias. Entretanto, mesmo considerando estes fatores, ao se

comparar com a revisão tarifária de 2003 as perdas técnicas continuam altas em

termos proporcionais.

As perdas técnicas na revisão de 2003 foram de 366.023MWh. Para se

comparar com o montante de perdas atual deve-se acrescentar os montantes

estimados para o efeito das perdas das redes particulares (73.789MWh) e para a

mudança do ponto de medição (70.000MWh)5.

Com estes acréscimos, obtém-se então a uma referência, em 2003, de

perdas técnicas de 509.812 MWh. Este valor representa 6,91% do mercado total

(cativo e livre) que na revisão tarifária anterior era de 7.378.881 MWh.

Na revisão atual são considerados 808.758 MWh de perdas técnicas que

representam 10,53% do mercado total (7.683.946 MWh).

Tabela 10 - Evolução das Perdas Técnicas

2003

(ANEEL) 2008

(ABRACE) em 2008 (ANEEL)

Perdas Técnicas 509.812* 530.467 808.758 Mercado (Cativo+Livre) 7.378.881 7.683.946 7.683.946

PT/Mercado CT+L 6,91% 6,90% 10,53%

*Inclui montantes estimados para efeito das redes particulares e mudança no ponto de medição

É interessante notar que o montante de perdas técnicas divulgados pela

concessionária no Relatório Anual de 2005 está coerente com o historicamente

estabelecido pelo regulador, conforme mostra a Tabela anterior. O valor de perdas

técnicas divulgados pela AES Sul em 20056, ajustado pela variação do mercado (-

5 Estimativa da própria AES-Sul

6 Considera-se que em dezembro de 2005 a maior parte das redes particulares já havia sido

incorporada.


34/50

5%) e agregado do montante estimado para a mudança do ponto de medição (70

GWh), resulta em um montante de perdas técnicas para o ano-teste de 530.467.

Este valor estimado com base nos dados divulgados pela concessionária é

consideravelmente inferior ao reconhecido pela ANEEL na atual revisão, de forma

que, não se pode concluir que a meta regulatória incentiva práticas mais eficientes.

Além do mais, o valor estimado com dados da concessionária é, em proporção ao

mercado, consistente com percentual da revisão de 2003.

Tabela 11- Evolução Conforme Divulgado pela AES Sul

Fonte: AES Sul, - Relatório Anual de Demonstrações Financeiras de 2005.

3.2.1 Pleito ABRACE

A ABRACE entende que a revisão tarifária deve incentivar a eficiência do

setor de distribuição e, desta forma, não pode estabelecer metas menos rígidas do

que o historicamente estabelecido ou do que o efetivamente praticado pela

concessionária. Assim, a ABRACE sugere que a ANEEL, pelo menos, mantenha o

percentual de perdas técnicas igual ao histórico da AES Sul, que é de 530.467 MWh,

número que já considera os efeitos peculiares do mercado da distribuidora.


35/50


Reduzir as perdas técnicas de 808.758MWh para 530.467MWh diminui a

despesa com compra de energia em R$ 22.254.843.


36/50

4 FATOR X

No primeiro ciclo de Revisão Tarifária Periódica, em 2003, o cálculo preliminar

do componente Xe do Fator X da AES Sul apresentado na Resolução Homologatória

ANEEL n.º 203, de 16 de abril de 2003, resultou em 1,82%. Em função das

alterações efetuadas na Quota de Reintegração e na Base de Remuneração

Regulatória, o componente Xe foi alterado para 1,07%, sendo este, o valor definitivo.

No atual processo de Revisão Tarifária, a ANEEL emitiu a Nota Técnica n°

043/2008-SRE/ANEEL, que apresenta a metodologia e os resultados preliminares

obtidos para a 2ª Revisão Tarifária Periódica (RTP) da empresa. Nesta análise

preliminar, estabeleceu-se um valor de 1,89% para o componente Xe do Fator X.

A análise da citada Nota Técnica e dos respectivos Anexos que tratam da

metodologia e determinação do Fator X para o novo período tarifário mostrou que

existem dois pontos determinantes para o resultado preliminar do componente Xe

calculado preliminarmente pela ANEEL:

• A metodologia empregada para a determinação do componente Xe do Fator

X já é a definida pela Nota Técnica nº 350/2007-SER/ANEEL, que se

encontra em processo de Audiência Publica n° 052. Nesta nova metodologia,

o Fluxo de Caixa Descontado (FDC) explicita os fluxos de receitas e despesas

ao longo do período tarifário, mantendo a igualdade entre receitas e

despesas;

• Taxas de crescimento do consumo de energia elétrica das classes

residencial, industrial e comercial estão aquém das perspectivas de aumento

do consumo de energia da região e;


37/50

• Elevados montantes de investimentos informados pela concessionária e

considerados pela ANEEL para o atendimento do crescimento da demanda

nas redes de Alta Tensão.

4.1 Taxa de Crescimento do Mercado

Conforme as diretrizes fornecidas pela Resolução ANEEL n.º 234/2006, que

determina a metodologia para o presente ciclo de Revisão Tarifária Periódica, as

projeções de mercado de energia, para fins de cálculo do componente Xe, devem

ser informadas pelas distribuidoras e encaminhadas à Superintendência de

Regulação Econômica – SRE da ANEEL, que tem a função de verificar a coerência

dos valores informados pela distribuidora.

A SRE/ANEEL considerou para o FCD que determina o componente Xe, as

seguintes taxas médias de crescimento de mercado para as diferentes classes de

consumo:

Tabela 12- Taxa de Crescimento de Mercado determinado pela SRE/ANEEL

Classes Taxa Média de Crescimento de Mercado

Residencial 3,98% Industrial 3,80%

Comercial 5,69% Rural 4,20%

Demais 3,48% Total 4,13%

De acordo com a Resenha Mensal do Mercado de Energia Elétrica -

dezembro 2007, emitida em 18 de janeiro de 2008, pela Empresa de Pesquisa

Energética (EPE), o crescimento de mercado esperado para toda a região Sul, deve

ser de aproximadamente 5,3%.


38/50

Abaixo se encontram as taxas estimadas para as classes residencial,

comercial e industrial:

Tabela 13 – Taxa de Crescimento de Mercado projetada pela EPE para a região Sul em 2008



Comercial 8,4%

Tendo em vista o exposto, a ABRACE entende que as projeções

consideradas pela ANEEL, no calculo do componente Xe, ficariam mais aderentes

com as perspectivas de crescimento do consumo de energia elétrica se para as

classes industrial e residencial fossem consideradas taxas de crescimento de

mercado, conforme tabela abaixo:

Tabela 14 – Taxas de Crescimento de Mercado consideradas pela ABRACE



Desta forma, para a determinação do componente Xe, deveriam ser adotadas

as projeções de mercado estimadas, conforme Tabela 15:

Tabela 15 – Projeção de Mercado proposto pela ABRACE

MERCADO (MWh) abr/08 a mar/09

abr/09 a mar/10

abr/10 a mar/11

abr/11 a mar/12

abr/12 a mar/13

Residencial 1.979.871 2.080.844 2.186.967 2.298.503 2.415.726

Industrial 2.898.234 3.037.349 3.183.142 3.335.933 3.496.058

Comercial 1.047.924 1.108.364 1.171.879 1.238.170 1.307.470

Rural 1.143.896 1.194.252 1.242.482 1.295.720 1.348.303

Demais 679.471 702.895 727.630 753.113 779.196

Total (MWh) 7.749.396 8.123.705 8.512.100 8.921.439 9.346.753


39/50

Caso consideradas as taxas indicadas na Tabela acima, o componente Xe da

AES Sul seria de 2,31%, contribuindo para o retorno de uma parte dos ganhos de

produtividade, em benefício dos seus consumidores.

4.1.1 Pleito ABRACE

Tendo em vista que as distribuidoras possuem um incentivo perverso a

subestimar as taxas de crescimento de mercado de energia elétrica, para se

beneficiarem de ganhos não declarados de produtividade, e dado que possuem

informações mais precisas quanto ao real crescimento de seu mercado consumidor,

a ANEEL deve buscar alternativas para a verificação da consistência das

informações fornecidas e, desta forma, reduzir o problema de assimetria de

informações.

Assim a ABRACE sugere que sejam utilizadas taxas médias de crescimento

de mercado, conforme indicadas na Tabela 14, de maneira a se obter um valor

aderente à tendência de crescimento das classes de consumo da AES Sul, e às

previsões de crescimento de consumo apresentadas pela Empresa de Pesquisa

Energética.


A utilização de uma taxa de crescimento adequada aos padrões de

crescimento de mercado, observados pela EPE, reduziria anualmente a Parcela B

em 2,31% que, comparado ao atual Xe de 1,89%, definido preliminarmente pela

ANEEL, pode representar em valores atuais, um benefício anual de até

R$ 1.778.935,48.


40/50

4.2 Investimentos em Expansão no Sistema de Distribuição

De acordo com a Resolução ANEEL n.° 234/2006, o procedimento para a

consideração dos investimentos em expansão para fins de cálculo da componente

Xe está descrito a seguir:

“As concessionárias informarão os planos de investimentos em distribuição e subtransmissão, que serão analisados pela ANEEL de acordo com o histórico de investimentos e com o auxílio de ferramentas específicas (...)”

E ainda:

“Os investimentos em redes elétricas de alta tensão, informados pelas concessionárias, são analisados com o auxílio da projeção de demanda por barramento da rede, associada à apresentação de um estudo de fluxo de carga para estas redes, bem como o plano de ampliação justificado, e por meio do histórico de investimentos.”

Verifica-se, portanto, uma preocupação do regulador com a veracidade das

informações encaminhadas pelas distribuidoras, tendo em vista que estas possuem

um maior conhecimento técnico de seu sistema e, conseqüentemente, do real plano

de obras necessário ao atendimento do crescimento de carga, podendo manipular

estas informações de modo a se favorecerem.

A ANEEL, então, avalia a consistência destas informações, principalmente

comparando-as com os valores históricos de investimentos e com as projeções de

demanda por barramento da rede.

Com base no exposto, a ANEEL considerou que para as projeções dos

investimentos em baixa e média tensão devem ser considerados os respectivos

valores médios anuais de investimentos históricos corrigidos pelo IGP-M.


41/50

Para os investimentos na Alta Tensão, a ANEEL considerou o próprio

planejamento informado pela distribuidora. No entanto, é notável que os valores

planejados pela AES Sul estão muito superiores àqueles observados historicamente.

Na medida em que a distribuidora esteja prevendo um crescimento de carga

da ordem de 30%, não é plausível se considerar um montante de investimentos

130% maior que o observado historicamente.

4.2.1 Pleito ABRACE

Os investimentos em Alta Tensão, contidos no Plano de Obras de Distribuição

da AES Sul, a serem realizados ao longo do período tarifário estão bastante

superiores à capacidade histórica de investimento da distribuidora. O investimento

médio previsto é cerca de 130% maior que o investimento médio realizado pela

distribuidora ao longo do ciclo anterior.

Uma vez que não existe nenhum dispositivo de incentivo que faça com que as

empresas distribuidoras informem o seu plano real de investimentos e, tendo em

vista, que estas, possuem um incentivo perverso em superestimar os investimentos

a serem realizados, a ANEEL deve ser criteriosa quanto aos montantes informados

pelas próprias distribuidoras.

No que diz respeito às redes de alta tensão, mesmo que existam

investimentos que devam ser realizados pontualmente, como reguladores de tensão,

bancos de capacitores, etc., é importante uma comparação com o montante

investido pela distribuidora em anos anteriores, pois a análise dos investimentos

históricos também é capaz de explicar a singularidade dos investimentos em Alta

tensão, uma vez que, no passado também foram necessários investimentos em

ativos específicos (reguladores de tensão, banco de capacitores, etc.).

Sob outra ótica, constata-se que existe uma previsão de crescimento de carga

nas redes de 69 kV a 138 kV, de modo que os investimentos passam a acompanhar


42/50

este incremento da carga. Nesse sentido, e com base nas previsões de aumento da

carga, entende-se que devam ser considerados investimentos em Alta Tensão não

superiores a 50% dos investimentos médios históricos.

Desta forma, a ABRACE sugere que sejam considerados os investimentos

conforme indicado na tabela a seguir:

Tabela 16 – Projeção de Investimentos em AT sugeridos pela ABRACE

INVESTIMENTOS Abr 2008 –

Mar 2009

Abr 2009 –

Mar 2010

Abr 2010 –

Mar 2011

Abr 2011 –

Mar 2012

Abr 2012 –

Mar 2013

ANEEL R$ 35.912.144 R% 35.912.144 R% 35.912.144 R% 35.912.144 R$ 35.912.144

ABRACE R$ 17.396.126 R$ 17.396.126 R$ 17.396.126 R$ 17.396.126 R$ 17.396.126


A utilização de uma projeção de investimentos aderentes ao histórico dos

investimentos realizados para as redes de Alta Tensão reduziria anualmente a

Parcela B em 2,52%, ante o valor de 1,89% calculado pela ANEEL. Isso pode

representar, em valores atuais, aproximadamente R$ 2.654.962,25 de redução na

receita anual dos anos seguintes ao da revisão tarifária.

A aceitação dos pleitos de crescimento de mercado e de investimentos

colocados pela ABRACE, levaria o Xe a 2,94%, o que poderia reduzir anualmente a

Parcela B da distribuidora em até R$ 4.428.719,05.


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5 FINANCEIROS

5.1 Antecipação dos Descontos

A ANEEL considera, em sua proposta inicial de revisão da AES Sul, três

passivos financeiros decorrentes de descontos legais. O primeiro, relativo aos

irrigantes (RES ANEEL 207/2006); o segundo, relativo àqueles que comercializam

energia oriunda de fontes alternativas (RES ANEEL 077/2004) e, finalmente, um

terceiro desconto concedido aos consumidores da subclasse residencial de Baixa

Renda (RES ANEEL 089/2004).

Os procedimentos para estabelecer o índice de reposicionamento tarifário são

executados a partir de formas paramétricas estabelecidas ou em contratos de

concessão ou em atos regulatórios. No conjunto de dados e informações utilizadas

para o cálculo deste índice a ANEEL solicita à concessionária que encaminhe a

receita de fornecimento utilizando um banco de dados denominado de GTF (banco

em MS Access disponibilizado pela ANEEL para obter junto à distribuidora,

informações de mercado).

Neste banco de dados a concessionária encaminha os mercados físicos

(potência e energia) e as receitas correspondentes para o período de referência.

Tais receitas por nível de tensão e classe de consumo são totalizadas e utilizadas no

processo de revisão tarifária, sob o título de Receita Verificada. Para fins de

informação à ANEEL, as distribuidoras são orientadas a calcular as receitas a partir

da aplicação das tarifas sem componentes financeiros conforme o Anexo II das

resoluções homologatórias.


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5.1.1 Duplicidade dos descontos

A ABRACE entende ser necessário descrever os processos de levantamento

de receita verificada, porque caso seja feita a partir das tarifas do Anexo II das

resoluções homologatórias, onde as tarifas são publicadas considerando os

descontos previstos em lei, então é possível que esteja ocorrendo cobrança em

duplicidade quando a ANEEL inclui um passivo referente aos descontos na tarifa.

Sabe-se que no processo de revisão ou de reajuste tarifário é necessário

apurar a receita para o mercado de cada grupamento tarifário através do GTF.

Como as receitas destes mercados informados são obtidas considerando todo o

universo de unidades consumidoras atendidas pela concessionária, as tarifas

médias para o Grupo A e B, obtidas a partir da razão entre a receita do grupo e o

respectivo mercados físicos , divergem das tarifas sem desconto vigentes. De modo

geral as tarifas médias são inferiores às tarifas sem descontos, isso significa que a

receita incorpora também faturamentos realizados com tarifas com descontos..

Essa receita verificada será posteriormente utilizada pela ANEEL para o

cálculo do índice econômico de reposicionamento tarifário.

A receita requerida, por sua vez, é estabelecida a partir de um processo de

empilhamento de custos, sendo que a mesma, uma vez estabelecida, será suficiente

para manter a empresa na condição de equilíbrio econômico. A razão entre a receita

Tarifa Média = (Receita Verificada/Mercado Verificado)

Receita Verificada é função de tarifas com e sem desconto,

logo a tarifa média é :

• Menor que a tarifa sem desconto.

• E maior que a tarifa com desconto.


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requerida e a receita verificada resulta no índice de reposicionamento tarifário. O

cálculo do índice de reposicionamento finaliza a primeira etapa do processo.

Uma vez calculado este índice, é iniciada a segunda e última etapa do

processo. Nesta ocasião a ANEEL precisa calcular as tarifas. Para tanto, sabe-se

que a Agência tem utilizado uma planilha de cálculo especifica para esse fim

(conhecida como planilha de “Realinhamento”)..

Para simplificar os procedimentos de cálculo das tarifas na segunda etapa, a

ANEEL realiza um ajuste nos mercados físicos verificados (potência e energia). Este

ajuste no mercado permite que a ANEEL trabalhe apenas com tarifas sem

descontos nas planilhas de cálculo. Portanto, o “mercado ajustado” é um mercado

fictício que tem a função de produzir receita equivalente à que seria auferida, caso a

distribuidora aplicasse sempre tarifas sem desconto. Assim, as tarifas obtidas de tal

procedimento,quando aplicadas aos mercados físicos “ajustados”,resultarão na

receita requerida estabelecida no reposicionamento tarifário.

Por outro lado, se forem considerados os mercados reais, ou seja, todo o

mercado físico verificado de fato, e todas as possibilidades tarifárias possíveis

(tarifas com desconto e sem desconto do Anexo II), também assim, os cálculos

resultarão na receita requerida estabelecida no reposicionamento tarifário..

5.1.2 Caso Hipotético

A título de exemplificar o procedimento de simplificação do cálculo das tarifas,

segunda etapa, será apresentado a seguir um caso hipotético:

Sejam os dois mercados físicos verificados listados a seguir:


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• X mercado físico (energia e potência) dos consumidores sem desconto na tarifa;

• Y mercado físico (energia e potência) dos consumidores com desconto na tarifa, por exemplo: consumidores de baixa renda, irrigante, etc.;

Sejam duas as possibilidades de tarifas possíveis:

• T1 tarifa sem desconto; • T2 tarifa com 50% de desconto em relação ao valor de T1;

Seja a receita obtida a partir da utilização destas tarifas e destes mercados

dada por:

Receita Verificada caso 1 = X*T1+Y*T2 = X*T1+Y*(T1/2)

Considerando os descontos existentes nas tarifas, também é possível se

ajustar os mercados físicos para que sejam utilizadas, nos cálculos da receita,

apenas tarifas sem desconto.

Sejam os dois mercados físicos ajustados da seguinte forma:

• X ajustado = X*(Tarifa utilizada/Tarifa sem desconto) =X*(T1/ T1) = X • Y ajustado = Y*(Tarifa utilizada/Tarifa sem desconto) =Y*(T2/ T1) = Y*(1/2)

Considerando os mercados físicos ajustados, a receita obtida a partir da

utilização das tarifas sem desconto e destes mercados seria definida da seguinte

forma:

Receita Verificada caso 2 = X ajustado*T1+Y ajustado*T1 = X*T1+Y*(1/2)*T1


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Comparando as receitas verificadas nos dois casos, caso 1 e 2, constata-se

que as mesmas são iguais.

Considerando um índice de reposicionamento hipotético de 10% estabelecido

a partir de formas paramétricas estabelecidas ou em contratos de concessão ou em

atos regulatórios (primeira etapa), seria esperado que a receita regulatória após o

reposicionamento fosse de:

Receita Regulatória = Receita Verificada * (1+10%) =1,1 Receita Verificada

Desta forma, as tarifas deveriam ser reposicionadas também em 10%, o que

resultaria em :

• T1 nova T1 *(1 +10%) = 1,1 T1; • T2 nova T2 *(1 +10%) = 1,1 T2;;

Assim, a receita obtida a partir da utilização destas tarifas e dos mercados

físicos verificados seria dada por:

Receita Esperada caso 1 = X*1,1*T1+Y*1,1*T2 = X*1,1*T1+Y*1,1*(T1/2)

No caso de se utilizar os mercados físicos ajustados e as tarifas sem

desconto a receita esperada seria dada por:

Receita Esperada caso 2 = X ajustado*1,1*T1+Y ajustado *1,1*T1 = X*1,1*T1+

Y*(1/2)*1,1*T1


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Como era de se esperar, mais uma vez as receitas são iguais, ou seja, a

receita esperada no caso 1 é igual à receita esperada no caso 2, e nos dois casos,

ambas receitas são iguais à receita requerida estabelecida no reposicionamento.

Isto significa que a aplicação das tarifas reajustadas aos mercados físicos

verificados, ou seja, mercados que possuem unidades consumidoras com e sem

descontos tarifários, já é suficiente para recuperar toda a receita estabelecida como

necessária na revisão tarifária. Assim, a consideração de receitas adicionais como

componentes financeiros, para fins de compensar os descontos concedidos, apenas

insere uma duplicidade na arrecadação dos montantes econômicos associados a

estes descontos.

5.1.3 Pleito ABRACE

Como a receita verificada já contempla todos os descontos tarifários, o índice

de reposicionamento do processo de revisão também refletirá esses descontos, haja

vista, que o mesmo é a razão entre a receita verificada e a receita regulatória

requerida.

Assim sendo, a ABRACE solicita que a ANEEL:

• não considere os descontos tarifários mencionados como passivos

financeiros, uma vez que, já considera tais descontos no âmbito

econômico das tarifas;

• torne público o mecanismo de quantificação dos subsídios referentes

aos descontos nas tarifas para que os mesmos possam ser verificados

e reproduzidos;


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• torne público os dados efetivamente utilizados para a quantificação da

receita verificada, explicitando os mercados físicos (potência e

energia), as respectivas tarifas e as receitas obtidas em cada

grupamento tarifário nos níveis de tensão considerados.


A desconsideração da antecipação dos descontos tarifários reduz o

componente financeiro em R$ 16.882.225.


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6 REPOSICIONAMENTO FINAL

Em razão dos pleitos apresentados acima, o reposicionamento final das

tarifas da AES Sul deverá ser ajustado. A tabela seguinte apresenta uma

comparação entre os cálculos propostos pela ANEEL e os valores considerados

adequados pela ABRACE.

Tabela 17 - Recálculo do Reposicionamento Tarifário

1.574.283.612R$ 1.482.511.210R$ PARCELA A 1.150.728.132R$ 1.110.892.134R$

Compra de Energia 792.552.430R$ 770.315.016R$ Encargos Setoriais 184.980.166R$ 167.430.671R$ Encargos de Transporte 173.195.536R$ 173.146.447R$

PARCELA B 423.555.480R$ 371.619.076R$ Remuneração 117.981.097R$ 106.649.835R$ Quota de Reintegração 79.327.551R$ 75.967.787R$ Custos Operacionais 214.088.859R$ 177.560.567R$ Perdas Irrecuperáveis 12.157.973R$ 11.440.887R$

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO -1,29% -7,10%Outras Receitas 16.582.065R$ 16.582.065R$ 90% de Outras Receitas para Modicidade 14.923.858R$ 14.923.858R$ Receita Verificada 1.579.774.109R$ 1.579.774.109R$ Percentual Revisão -1,29% -7,10%COMPONENTES FINANCEIROS -0,12% -1,28%Valores absolutos na data da Revisão (1.939.005)R$ (18.821.230)R$ Percentual Revisão -0,12% -1,28%PERCENTUAL FINAL -1,42% -8,38%

Receita Requerida

ANEEL 2008 ABRACE

Vale observar que, além dos pleitos apresentados nessa contribuição,

existem algumas pequenas diferenças nos encargos, como por exemplo, o cálculo

do P&D foi atualizado de acordo com a receita requerida calculada pela ABRACE.

Também o valor da quota da CCC para 2008 foi atualizado de acordo com os

valores definitivos recém divulgados.

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