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S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E

R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A E

E S T U D O S D E M E R C A D O – S R M

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E G E S T Ã O

T A R I F Á R I A – S G T

Nota Técnica nº 66/2015-SRM/SGT/ANEEL

Brasília, 24 de abril de 2015

M E T O D O L O G I A D E C U S T O S O P E R A C I O N A I S

AP 023/2014 - FINAL

Agência Nacional de Energia Elétrica

SGAN 603 / Módulo “J” – 1º andar

CEP: 70830-030 – Brasília – DF

Tel: + 55 61 2192-8814

Fax: + 55 61 2192-8679

Índice

I. INTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................... 1

II. METODOLOGIA DE ANÁLISE DE EFICIÊNCIA .............................................................................................. 2

II.1. ESPECIFICAÇÃO DAS VARIÁVEIS ................................................................................................................... 2

II.2. AMOSTRA UTILIZADA ..................................................................................................................................... 12

II.3. CORREÇÃO DE VIÉS ......................................................................................................................................... 13

II.4. RESULTADO ....................................................................................................................................................... 15

II.5. INTERVALOS DE CONFIANÇA ....................................................................................................................... 17

III. REGRA DE APLICAÇÃO ................................................................................................................................... 20

III.1. PONTO DE PARTIDA DOS CUSTOS OPERACIONAIS ................................................................................. 22

III.2. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES ............................................................................ 23

III.3. DEFINIÇÃO DA META E TRAJETÓRIA DE CUSTOS OPERACIONAIS .................................................... 28

III.4. REGRA DE ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA ........................................................................................... 32

IV. CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................................................................ 34

APÊNDICE A – CÁLCULO DAS DESPESAS OPERACIONAIS ................................................................................. 35

APÊNDICE B – METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ÍNDICE SALARIAL. ............................................................. 37

APÊNDICE C – MÉTODO DEA E ADAPTAÇÕES. ..................................................................................................... 46

ANEXO I – RESPOSTAS ÀS CONTRIBUIÇÕES DA AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 023/2014..................................... 50

ANEXO II – MINUTA DO SUBMÓDULO 2.2 DO PRORET ..................................................................................... 132

Nota Técnica nº 66/2015–SRM/SGT/ANEEL

Em 22 de abril de 2015.

Processo n.º 48500.002747/2014-00

Assunto: Metodologia para definição dos custos operacionais regulatórios.

I. INTRODUÇÃO

1. A Consulta Pública 11/2013 – CP11 – iniciou a discussão com a sociedade acerca das regras que serão aplicadas nos processos de revisão tarifária das distribuidoras de energia elétrica. A Nota Técnica nº 452/2013-SRE/ANEEL, de 14/10/2013, apresentou como sugestão a realização desse debate em três etapas. Na Etapa 1, inaugurada com a Consulta, foram discutidos aspectos conceituais da regulação econômica aplicados ao processo de revisão tarifária. Propôs-se ainda que na Etapa 2 fosse realizada uma Audiência Pública para se discutir os parâmetros a serem utilizados no processo de revisão tarifária. Por fim, propôs-se que na Etapa 3 fosse discutida a proposta consolidada das metodologias e sua aplicação, com todas as regras de cálculo a serem utilizadas nos processos de revisão tarifária.

2. A Audiência Pública nº 023, de 28 de agosto de 2014, – AP 023 – aprofundou a discussão nas metodologias específicas para tratamento dos diversos componentes da parcela B. Em relação aos custos operacionais a audiência foi dividida em duas etapas, sendo a primeira, dedicada a avaliar diferentes alternativas metodológicas de medida de eficiência no segmento de distribuição, passando pela identificação dos principais aspectos de relevância, variáveis representativas, métodos de cálculo, etc. A segunda etapa deu continuidade às discussões propondo uma regra geral para aplicação do resultado do estudo de eficiência nos processos tarifários, com ênfase nos aspectos balizadores da regra como incentivos à eficiência, assimetria de informação e heterogeneidades não observadas. As Notas Técnicas nº 192/2014-SRE/ANEEL, de 6/6/2014, e nº 407/2014-SRE/ANEEL, de 4/12/2014, trataram do tema custos operacionais nas duas etapas.

3. A presente Nota apresenta a proposta final para a metodologia de custos operacionais, obtida a partir da análise e consolidação das contribuições recebidas ao longo dessas diversas etapas de debate público.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 66/2015-SRM/SGT/ANEEL, de 22/4/2015).

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

Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado – SRM

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT

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4. Além da parte introdutória, esta Nota está dividida em duas seções principais: uma dedicada à metodologia usada na análise de eficiência e o seu resultado, e outra dedicada à consolidação da regra de aplicação. Dentro da cada uma será descrita a proposta final da área técnica acompanhada de uma análise das principais contribuições recebidas envolvendo os diversos aspectos da metodologia. Por fim, a Seção IV apresenta as considerações finais acerca do trabalho.

5. Ao final da Nota encontram-se os Apêndices A , B e C que detalham alguns pontos específicos que fundamentaram a definição da metodologia de cálculo de eficiência. O Anexo I traz a resposta às contribuições recebidas e o Anexo II a minuta do Submódulo 2.2 do PRORET.

II. METODOLOGIA DE ANÁLISE DE EFICIÊNCIA

6. Nesta seção será descrito o procedimento adotado para análise do nível de eficiência das distribuidoras e a análise a respeito dos principais pleitos sobre o tema na AP023.

7. Embora tenha sido precedida de uma etapa para discussão específica sobre a metodologia de cálculo, a segunda etapa da AP023 contou ainda com um volume considerável de contribuições relativas a esse assunto. A maior parte delas, contudo, caracterizam-se por pleitos reiterados com conteúdo muito semelhante ao encaminhado na primeira etapa.

8. Houve também algumas contribuições relativas a ajustes na base de dados que foram na sua maioria aceitas. A base ajustada está disponível para consulta na página da ANEEL conjuntamente com esta Nota.

II.1. ESPECIFICAÇÃO DAS VARIÁVEIS

II.1.1 Definição do Insumo

9. As contribuições trataram principalmente de quais rubricas contábeis deveriam ser consideradas como insumo adicionalmente àquelas consideradas e descritas na NT 407/2014. Dentre elas destacam-se as despesas com:

Condenações judiciais;

Compensações ambientais;

Valores não considerados na Base de Remuneração Regulatória – BRR.

10. No caso das condenações judiciais vale destacar que a proposta submetida na segunda fase da AP 023 propõe o reconhecimento parcial, referente apenas à parcela de despesas com condenações de origem trabalhista e que foram recebidas contribuições em ambos os sentidos, ou seja, pleiteando o reconhecimento das demais despesas, mas também o não reconhecimento de parcela alguma.





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11. De forma geral permanece o entendimento de que não devem ser considerados todos os custos registrados na contabilidade, mas apenas aqueles que atendam a determinados critérios.

12. O objetivo da revisão tarifária é estabelecer uma cobertura de custos eficientes associados a prestação do serviço de distribuição. No caso particular dos custos operacionais isso se dá por meio de um modelo de benchmarking. Logo, para uma correta comparação, devem ser considerados os custos associados a atividade operacional das distribuidoras. Nesse sentido, entende-se que os custos devem ter natureza operacional, devem ser comuns a todas elas, ou pelo menos a uma parcela representativa e devem ser recorrentes. A consideração de custos esporádicos no modelo resultaria em variações bruscas de eficiência para as empresas envolvidas em decorrência de um custo que não se perpetuaria nos anos que sucedem o estudo.

13. Permanece o entendimento de que os demais custos com condenações judiciais de natureza cível, ambiental e fiscal não devem ser incorporados uma vez que não necessariamente têm origem operacional nem tampouco são recorrentes em todas as concessionárias. A afirmativa de que tais custos fazem parte do cotidiano das distribuidoras é questionável haja vista que os dados coletados demonstram que grande parte das distribuidoras apresentam custo zero em muitas dessas rubricas. De fato, a grande maioria das empresas informou não ter havido despesas judiciais de natureza cível, ambientais e fiscais. Os valores são pontuais em determinados anos e claramente não recorrentes.

14. Da mesma forma as afirmações relacionadas à relevância desses custos não se confirmam a partir dos dados coletados. Novamente, o que se observa são custos pontuais localizados em anos específicos de algumas distribuidoras. Quando considerada a média dos valores informados constata-se que estes representam uma parcela pouco significativa nas despesas das distribuidoras.

15. Na mesma linha as compensações ambientais não se caracterizam por ter uma natureza operacional. Quando muito, deveriam ser consideradas como custos associados aos investimentos realizados. Portanto, não entendemos que deveriam ser consideradas nos custos operacionais. Frise-se, contudo, que os custos com pessoal e terceiros associados ao atendimento das demandas regulatórias e ambientais estão sendo considerados.

16. O mesmo não ocorre com custos decorrentes de condenações de natureza trabalhista, que possuem, em grande medida, natureza operacional, são recorrentes e comuns a praticamente todas as distribuidoras. Por isso, esse custo deve ser considerado na análise.

17. Em relação aos pleitos de se considerar as glosas da BRR do 3º Ciclo como custos operacionais, é importante primeiramente discutir a natureza do problema. Existe uma série de despesas1 realizadas pelas empresas cuja classificação como custos operacionais ou investimentos não é trivial. Para essas despesas é preciso definir critérios de rateio de custos. Por exemplo, há colaboradores que se

1 Não se está utilizando aqui a definição contábil de despesas.





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dedicam parcialmente às atividades de operação e manutenção e de realização de obras. Como esses recebem um único salário, é preciso critérios para definir quanto deste será contabilizado como investimentos e como custos operacionais.

18. O Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE não é capaz de listar de forma exaustiva os critérios a serem considerados em todos os lançamentos contábeis. Logo, é razoável esperar que existam diferentes critérios utilizados pelas empresas em parte de seus lançamentos contábeis. Ou seja, existe a possibilidade de haver tipos de despesas que algumas distribuidoras entendem como investimentos e outras como despesas operacionais.

19. Na fiscalização da Base de Remuneração, que se trata de uma fiscalização das despesas classificadas como investimentos, por vezes são identificados alguns lançamentos que estão em desacordo com o MCSE. Nesse caso, é determinado que as distribuidoras façam ajustes em sua contabilidade para refletir a forma correta de apropriar seus custos na contabilidade. Diversas contribuições na AP 23/2014 solicitaram que tais ajustes fossem incorporados aos custos operacionais na análise de benchmarking.

20. A análise no processo de fiscalização é feita sobre os investimentos contabilizados e não sobre os custos operacionais. Ou seja, não faz parte do objetivo da fiscalização identificar investimentos que tenham sido contabilizados equivocadamente como custos operacionais. Por isso, os ajustes são sempre no sentido de reduzir os investimentos contabilizados e raramente aumenta-los. Não existe a figura das “glosas” sobre custos operacionais.

21. Mas, se esse é o caso, os custos operacionais contabilizados podem, teoricamente, conter “erros” tanto a maior quanto a menor de contabilização. Ou seja, teoricamente, a menos que exista um viés sistemático de contabilização de despesas operacionais como investimento, não há razões para acreditar que os custos operacionais contabilizados estejam subestimados ou superestimados. Logo, se não existe viés, os erros médios esperados são nulos, não afetando a eficiência média esperada. Realizar os ajustes sugeridos, ou seja, somar aos custos operacionais as glosas podem ter um efeito contrário de superestimar os custos médios do setor.

22. Assim, a premissa quanto à existência ou não de viés por parte das distribuidoras na contabilização é fundamental. Como não há evidências de que as empresas estejam contabilizando sistematicamente de forma enviesada, entendemos que o ajuste das glosas não necessita ser implementado.

23. Além disso, nos casos em que se identifica contabilização de despesas como investimentos é exarada uma determinação para que os valores glosados sejam recontabilizados como despesas operacionais. Portanto, considerando que as concessionárias estão cumprindo tais determinações, os valores glosados devem ter sido reclassificados como despesa e já estão sendo contemplados no estudo de benchmarking. Aceitar o procedimento sugerido resultaria em dupla contabilização dos mesmos.





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24. Pelo exposto os valores dos insumos considerados foram mantidos com exceção dos ajustes referentes a inconsistência de dados.

25. Houve ainda algumas contribuições relativas ao tratamento de ajuste das despesas com base em um índice salarial. Sobre o tema, vale ressaltar que a inclusão do índice salarial não prejudica a competividade entre as empresas. Pelo contrário, corrige possíveis distorções na comparação em razão da notória diferença no custo de mão de obra entre as regiões. Apresenta a relatividade entre os salários das diferentes regiões do país, motivada por particularidades econômicas e sociais.

26. A base de dados utilizada consiste dos salários realmente praticados na região, não sendo utilizados fatores para induzir a alteração dos valores observados. Portando, os salários do setor não estão sendo regulados. O índice salarial é variável observada na região, assim como variáveis ambientais de precipitação ou de temperatura. Corrige as eficiências para influências do meio. Caso não se procedesse assim, empresas que operam em regiões onde o custo de mão de obra é mais barato teriam essa vantagem competitiva mascarando o seu escore de eficiência.

27. A tabela a seguir apresenta o índice salarial utilizado no trabalho.

Tabela 1- Índice normalizado.

Região Índice Salarial

ELETROPAULO 1.112

LIGHT 1.048

NORTE 1.031

SUL 1.026

SUDESTE 1.020

CEB 0.964

CENTRO_OESTE 0.921

NORDESTE 0.877

II.1.2 Tratamento diferenciado de custos

28. Além dos itens mencionados foram recebidas também contribuições sugerindo tratamentos específicos para alguns itens.

Custos com a CCEE;

Implantação do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE;

Custos específicos de algumas concessões.





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29. As contribuições tiveram diferentes enfoques, mas em linhas gerais sugerem que determinados itens tenham um reconhecimento específico no âmbito tarifário, de forma diversa a análise de benchmarking. Vale ressaltar, contudo, que tanto o custo custos de rateio da CCEE quanto o custo com implantação do MCSE estão sendo intrinsicamente considerados no rol de custos que compõem o insumo, não havendo razão para um tratamento à parte..

30. Os regulamentos a que estão submetidas as concessionárias estão em contínuo aprimoramento ao longo do tempo, podendo gerar impactos positivos ou negativos sobre seus custos. Tais efeitos são reflexo da atuação da concessionária e estão sendo considerados no histórico sem distinção. Não cabe a análise isolada de apenas um deles. Caso se adote esse procedimento teríamos, por coerência, que analisar todos os demais efeitos de regulamentos e decisões tomadas pela Agência quantificando-os individualmente a fim de retratá-los no processo tarifário.

31. Além disso, os custos operacionais pertencem a categoria de custos gerenciáveis e, portanto, estão sujeitos ao risco do negócio ao passo que os componentes financeiros têm caráter de ajuste voltados para correção de variações de itens da parcela A, subsídios, etc. Faz pouco sentido um ajuste sobre itens de custo gerenciáveis.

32. Com relação ao último item, as contribuições sugerem o reconhecimento de valores adicionais de custos a partir da definição de mecanismos regulatórios para tratar o problema de concessionárias que atendem áreas de concessão com particularidades que impactem substancialmente os custos, ou que detenham alguma particularidade não capturada pelo modelo de benchmarking utilizado. Pelas propostas seriam definidos componentes de custos operacionais tratados a parte e somados “por fora” em complemento ao resultado do benchmarking.

33. Essas contribuições remetem à discussão de heterogeneidades não capturadas e assimetria de informações, um tema discutido extensamente na NT 407/2014.

34. Frise-se que a formulação do modelo proposto decorre de um processo extenso de análise e discussão que se iniciou no 3CRTP. Os resultados têm se mostrado robustos e, como demonstrado nas NT 192 e NT 407, estão englobando os principais aspectos relacionados à atividade de distribuição de energia. Não obstante, sempre haverá imprecisões, seja em função da escolha do método, seja nas variáveis elencadas. Logo, todas as estimativas apresentarão alguma margem de erro associada. O caminho que a ANEEL tem adotado para tratar essas incertezas é o de ser conservador na aplicação dos resultados dos modelos. Isso está contemplado na metodologia pela introdução de i) Intervalos de confiança, ii) Trajetórias graduais e iii) eficiência média.

35. Vale destacar um trecho específico de uma das contribuições recebidas que a nosso ver remete ao o ponto central da discussão:

“Não proceder ao repasse às tarifas dos custos adequados significa impor à concessionária uma meta de eficiência que, na realidade, é inatingível.” (grifo nosso)





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36. O fato de se usar diversas medidas de conservadorismo na aplicação decorre do entendimento de que podem existir especificidades não capturadas no modelo. Portanto, não é possível afirmar que a cobertura tarifária não é adequada. Para chegarmos a tal conclusão, seria preciso fazer uma análise pontual do impacto de cada especificidade, descontada daquela parcela que eventualmente já esteja sendo considerada pelo modelo, e compará-la com a parcela de custos que está sendo considerada a mais nos custos operacionais em virtude do pressuposto de incertezas. Só assim teríamos uma medida exata da adequação das tarifas em relação à realidade enfrentada. Evidentemente tal procedimento seria extremamente complexo do ponto de vista operacional e não necessariamente resultaria em uma cobertura maior. Além disso, estaria sujeito a erros e assimetria de informação.

37. Assim, a combinação de conservadorismo na aplicação dos resultados, da forma como se propõe nesta Nota, não é compatível com o tratamento de especificidades caso a caso sugerido nas contribuições. Alternativamente, caso se entendesse que uma abordagem pormenorizada deveria ser adotada teríamos que considerar o resultado do modelo de eficiência sem conservadorismos, na sua forma clássica, com referência a eficiência máxima e sem intervalos de confiança. Então, a partir desse valor seriam discutidos componentes de custos adicionais, caso a caso, no âmbito dos processos específicos.

38. Adicionar custos em função do entendimento de que há especificidades não capturadas no modelo e, ao mesmo, considerar o tratamento dado para incerteza – média, intervalo de confiança, trajetória, etc. – é procedimento equivocado, trata-se de erro metodológico, pois implica considerar em duplicidade o mesmo efeito. Implica considerar um custo sem a correta fundamentação.

39. Entendemos que tal abordagem não é a mais adequada pelas diversas razões já discutidas ao longo desse processo. Mantemos, portanto, a proposta em linha com o que foi colocado na AP 023, de uma regra exaustiva para definição dos custos operacionais.

II.1.3 Definição dos Produtos

40. A primeira fase da AP 023 apresentou um conjunto amplo de modelos com diferentes especificações de produto. A ideia era avaliar prós e contras de cada alternativa e colher subsídios da sociedade para a escolha da especificação de variáveis que em conjunto melhor representem a atividade de distribuição quanto aos custos operacionais. Na segunda etapa foi proposto um modelo resultado da consolidação das análises e contribuições recebidas na etapa anterior. A tabela a seguir resume as variáveis consideradas.

Tabela 2 – Variáveis consideradas nos produtos.

Dimensão Variável Unidade

Rede Rede subterrânea Km





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Rede de distribuição aérea

Rede de alta tensão

Consumidor total de consumidores unid.

Mercado Mercado ponderado MWh

Perdas Perdas não técnicas MWh

Qualidade Consumidor Hora interrompido (CHI)

h

41. Com relação a esse aspecto da metodologia a discussão pode ser dividida em duas partes. Àquela relacionada aos produtos que chamaremos de “ordinários” como rede, consumidores, etc. e o segundo conjunto de produtos composto pelas dimensões de perdas e qualidade, que têm um tratamento diferenciado por serem considerados como produtos negativos.

42. Quanto aos produtos ordinários foram recebidas contribuições no sentido de considerar duas variáveis adicionais: transformadores de distribuição e MVA instalado. Foi recomendado ainda a não segregação da variável rede subterrânea.

43. Sobre as sugestões de inclusão de novas variáveis vale mais uma vez reforçar o entendimento já manifestado nas duas Notas Técnicas que precederam a esta, de que deve-se ter parcimônia na escolha do número de variáveis dentro do modelo sob o risco de obtenção de estimativas enviesadas de eficiência. Principalmente após a redução do tamanho da amostra com o uso de observações compostas por médias trienais. Dessa forma, a inclusão de uma variável adicional ao modelo só deve se dar em face de constatações claras de que essa variável irá trazer uma informação adicional relevante para o modelo que já não esteja representada pelas demais. Além disso, deve-se levar em conta também limitações de ordem prática uma vez que nem sempre é possível obter uma variável robusta para representar certas características. Nesse contexto, não se entendeu haver razões suficientes para a inclusão das variáveis sugeridas.

44. No caso dos transformadores de distribuição, a variável é uma proxy muito forte para rede. Por essa razão não haveria justificativa para a consideração de ambas em conjunto no mesmo modelo. A argumentação trazida reside fundamentalmente na necessidade de melhor caracterizar a dispersão presente em regiões rurais, tendo vista que não existe no modelo uma segregação entre redes rurais e urbanas. Se o objetivo é capturar especificidades das redes rurais, a melhorar alternativa seria considerar de fato as redes segmentadas em rural e urbano, mas como arguido na NT 407/2014, essa informação não está disponível para grande parte das empresas da amostra, nem tem a abrangência temporal necessária para utilização no estudo de eficiência.





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45. Contudo, apesar da ausência dessa informação não se pode afirmar que a especificidade associada à dispersão, que é a origem do problema nas áreas rurais, não esteja sendo levada em consideração pelo modelo. O método DEA buscará, por construção, definir um benchmarking virtual para cada empresa construído a partir da combinação linear de outras empresas da amostra, de tal forma que a empresa resultante seja a mais próxima possível da empresa sob avaliação. Em especial, no modelo com restrição de pesos, com não há slacks, as diferenças entre a empresa virtual e a empresa sob avalição são também valoradas. Portanto, conclui-se que a dispersão está sim sendo considerada no modelo a partir da relatividade entre rede e consumidores e o custo operacional resultante já reflete essa característica.

46. A inclusão da variável transformadores só se justificaria caso a mesma explicasse algum aspecto em particular da dispersão que a rede não estaria retratando, o que não ficou demonstrado. As duas variáveis expressam características muito semelhantes, ou seja, em áreas dispersas há a necessidade de mais transformadores por consumidor da mesma forma que há necessidade de mais rede por consumidor. Dada a semelhança entre as duas o que se poderia avaliar, em último caso, seria a substituição de uma pela outra, mas entendemos que rede é a variável mais relevante para representar a atividade de distribuição de energia elétrica. O anexo I traz mais detalhes sobre essa discussão.

47. Com relação à variável MVA instalado o argumento central é que essa variável refletiria no modelo os efeitos de sazonalidade da carga em algumas concessionárias, não capturada pela variável de mercado.

48. Primeiramente, entendemos que não há vantagem em se considerar no mesmo modelo as variáveis MVA e mercado ponderado, uma vez que ambas as variáveis procuram representar aspectos semelhantes. Assim, como no caso das variáveis rede e transformadores, deve ser feita uma escolha entre o uso de uma ou de outra. De fato, a primeira fase da AP023 apresentou modelos concorrentes com o uso dessas duas variáveis. Há prós e contras associados a escolha de cada uma e as contribuições da primeira fase trouxeram argumentos nos dois sentidos.

49. Existe o aspecto da sazonalidade alegado, mas como já discutido na NT 407/2014, existe também uma série de dificuldades associadas à variável MVA. A principal delas é o forte componente endógeno associado. A potência instalada é em última análise uma escolha da concessionária. Pode haver sobre(sub) investimento. Portanto, o escore de eficiência estaria contaminado por essa escolha. A sugestão de se considerar o índice de aproveitamento da Base de Remuneração Regulatória pode mitigar o problema, mas não resolvê-lo por completo.

50. Além disso, existem aspectos relacionados à configuração da rede como a presença das Demais Instalações de Transmissão – DITs, que são muito significativas em algumas concessões, ou a geração distribuída, que distorcem a comparação. Por essas razões se optou pelo mercado como melhor alternativa.

51. Por fim, foi feita uma análise complementar do fator de carga das concessionárias brasileiras, obtida da curva de carga agregada da última revisão tarifária de cada concessionária, calculado a partir





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dos dados da campanha de medidas realizadas no 3CRTP. Não se identificou um efeito de sazonalidade tão pronunciado como alegado por algumas empresas.

52. No caso de perdas e qualidade, na AP foi proposto considerar as variáveis que representam essas duas dimensões como produtos negativos no modelo DEA. A proposta baseou-se no tratamento de variáveis não discricionárias adotado em diversos trabalhos na literatura2.

53. Foram trazidos importantes argumentos a favor e contrários a essa proposta no que tange principalmente a necessidade de inclusão das duas dimensões no estudo de eficiência. A NT 192 traz uma discussão sobre pertinência de considerá-las no cálculo de eficiência dos custos operacionais bem como os prós e contras dessa abordagem.

54. Entendeu-se que, de fato, perdas e qualidade devem ser considerados, mas com alguns aprimoramentos na proposta original. A NT 407 consolidou esse entendimento incorporando à metodologia aspectos das contribuições que foram julgados relevantes.

55. Nessa segunda fase houve ainda discussão sobre esse tópico, muito embora a maior parte esteja centrada na forma de reconhecimento dentro do modelo DEA, do que na decisão de inclusão ou não das variáveis. Destaca-se:

Inclusão como produtos negativos;

Ajuste para a influência do meio;

Tratamento diferenciado para as empresas no topo do ranking de complexidade.

56. Quanto à forma de introdução das variáveis no modelo como produtos negativos, a principal vantagem dessa abordagem é preservar a função custo usando apenas as despesas operacionais como insumo. O escore de eficiência representa uma medida de quanto as despesas operacionais poderiam ser reduzidas como função dos atributos da concessionária, com aplicabilidade direta para fins regulatórios. Entendemos que a alternativa de monetizar as perdas e qualidade a fim de somá-las aos custos operacionais não é a mais adequada para essa aplicação. Perde-se o significado do resultado haja vista que o input utilizado já não é o custo operacional real da distribuidora. Além disso, a abordagem tem como desvantagem a necessidade de se arbitrar um custo para as duas dimensões no modelo, o que não é trivial, e introduz uma discricionariedade desnecessária na metodologia. Assim, mantém-se o entendimento que perdas e qualidade devem ser consideradas como produtos negativos no modelo.

57. A desconsideração da parcela regulatória associada às duas dimensões também representa um avanço em relação à proposta da primeira fase da AP 023. É incontestável que a adversidade enfrentada pelas concessionárias pode variar muito a depender das condições do ambiente em que elas se encontram. Descontar a parcela regulatória de perdas e qualidade é uma forma de introduzir essa

2 Ver, por exemplo, BOGETOFT, Peter; OTTO, Lars. Benchmarking with DEA, SFA, and R. Springer, 2010.





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informação no modelo para uma comparação mais adequada do desempenho entre as empresas. Pode-se advogar a favor de outras abordagens como o uso de dois estágios com variáveis ambientais, mas entendemos que essa abordagem tende a ser menos precisa na quantificação da influência do meio. Existem metodologias específicas para identificação da parcela aceitável de perdas não técnicas e interrupções (qualidade) que se dedicam a explorar em detalhe todos os efeitos associados a essas dimensões. Não aproveitar essa informação em favor de um método mais genérico não nos parece ser a decisão mais acertada. Além disso, há uma série de dificuldades que precisam ser superadas para considerar uma abordagem de dois estágio para tratar o problema, como resolver o problema da endogeneidade, especificação do modelo, entre outros.

58. No caso das empresas no topo do ranking de complexidade, pela forma como a metodologia foi estruturada, o número de empresas comparáveis decresce na medida em que se aumenta a complexidade. Logo, as empresas no topo do ranking podem ter metas muito próximas das suas próprias perdas. Isso não decorre do fato das empresas se encontrarem dentro de um limite técnico para a variável, mas sim de uma limitação metodológica que existe em função de haver poucas empresas comparáveis. Assim, para essa empresa o índice de complexidade foi usado como representação da parcela “não gerenciável” de perdas não técnicas.

59. Vale lembrar que, no que se refere a custos operacionais, o objetivo é identificar a parcela das perdas não técnicas decorrente da influência do meio, para a qual tomamos como proxy, as perdas regulatórias. Ignorar essa limitação implicaria em aceitar que níveis de perdas acima de 50% sobre BT seriam “não gerenciáveis” o que claramente não é razoável.

60. Por último cabe um esclarecimento adicional quanto a distinção entre a inclusão da dimensão de qualidade nas metodologias de custos operacionais e Fator X. A utilização da qualidade para definição de custos operacionais e Fator X não representa uma duplicidade, uma vez que os objetivos das duas aplicações são distintos. No primeiro caso, a introdução de qualidade visa aperfeiçoar a métrica de aferição da eficiência uma vez que qualidade representa um importante driver de custo na atividade de distribuição. Ou seja, trata-se de medir corretamente a eficiência das distribuidoras considerando todas as variáveis de relevância para o cálculo. No caso do componente de qualidade do Fator X, por outro lado, trata-se de um mecanismo de incentivo que visa estimular a melhoria contínua da qualidade. Portanto, as duas aplicações não se confundem.

61. Pelo exposto manteve-se a especificação originalmente proposta na segunda fase da AP 023, conforme apresentado na Tabela 2. Manteve-se também o tratamento para as dimensões de perdas e qualidade como produtos negativos no modelo DEA, com ajustes nas variáveis para representar a parcela de influência do meio nas duas dimensões, conforme apresentado nas equações a seguir.

𝐶𝐻𝐼𝑎𝑗 = max((𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙 − 𝐷𝐸𝐶𝑉8) ∙ 𝑐𝑜𝑛𝑠; 0)

(1)





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𝑃𝑁𝑇𝑎𝑗 = max((𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡 − 𝑚𝑒𝑡𝑎) ∙ 𝑚𝑏𝑡; 0)

Onde:

𝐶𝐻𝐼𝑎𝑗: Consumidor Hora Interrompido ajustado;

𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙: DEC global realizado pela concessionária;

𝐷𝐸𝐶𝑉8: referência para o indicador DEC global da concessionária, obtido pela ponderação dos benchmarks de cada conjunto da empresa;

𝑐𝑜𝑛𝑠: número de consumidores.

𝑃𝑁𝑇𝑎𝑗: perda não técnica ajustada;

𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡: indicador de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão;

𝑚𝑒𝑡𝑎: meta regulatória de perdas sobre o mercado de baixa tensão;

𝑚𝑏𝑡: mercado de baixa tensão.

II.2. AMOSTRA UTILIZADA

62. A amostra utilizada para o estudo de benchmarking dos custos operacionais consiste de um painel de 61 empresas para o período de 2011 a 2013. Originalmente cada observação era tratada independentemente no estudo. Porém, para a segunda fase da AP 023 passou-se a considerar os valores médios no período. Essa alteração foi fundamentada em argumentos trazidos nas contribuições recebidas na primeira fase. O objetivo, conforme argumentado, é evitar possíveis distorções dos resultados em razão da presença de erros nos dados e oscilações atípicas de curto prazo, que poderiam ser equivocadamente interpretados como eficiência ou ineficiência. É uma medida a mais de conservadorismo que traz mais robustez ao modelo e está sendo mantida.

63. Outra mudança relevante na segunda fase da AP refere-se ao agrupamento das concessionárias em clusters para cálculo. Historicamente havia alguma separação entre as empresas com relação ao porte nos estudo de eficiência. Na primeira fase da AP foi sugerido separar as concessionárias tendo por critério a energia entregue (1 TWh) com alguns ajustes.

64. Algumas contribuições foram contrárias a essa proposta argumentando que haveria prejuízo à comparabilidade de empresas com tamanho tão distinto e que empresas de menor porte não conseguem diluir seus custos, principalmente os fixos, de forma mais eficiente por conta da escala.

65. A esse respeito é preciso esclarecer que a união de todas as empresas em um único conjunto não significa assumir que não existam economias de escala do setor, mas que tais efeitos estão sendo tratados no âmbito do modelo a partir da premissa de retornos não decrescentes de escala (NDRS em inglês). A afirmativa de que concessionárias de menor porte não conseguem diluir seus custos é





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válida. Por essa razão a premissa de NDRS adotada que, na prática, limita a comparabilidade das empresas menores com outras de porte muito maior que o seu.

66. Partindo-se da premissa de NRDS, será sempre uma vantagem ter maior escala. Portanto, a restrição que se coloca é a de comparação de empresas pequenas contra grandes e não o contrário. Ademais, a premissa de retornos de escala no segmento de distribuição é amplamente aceita e observada empiricamente. Se a solução ótima fosse distribuir energia em pequena escala os incentivos econômicos induziriam as grandes empresas a se fragmentar em unidades menores e não se fundir em grandes grupos, como se observa na prática.

67. A justificativa inicial para separação das empresas era a presença de atividades adicionais nas empresas maiores não compartilhadas pelo universo das pequenas, como combate às perdas não técnicas, por exemplo. Portanto, seriam empresas com negócios ligeiramente distintos. Contudo, tal hipótese não se confirmou uma vez que a junção das empresas em um único grupo praticamente não afetou as eficiências das maiores, evidenciando que o problema que se procurava evitar na prática não está ocorrendo.

68. Como discutido na NT 192/2014, a separação gera alguns efeitos adversos em virtude das limitações do método DEA, principalmente para aquelas empresas situadas no limite entres os dois clusters. Foi necessário adotar um procedimento adicional a fim de evitar que o componente de escala estimado para essas empresas fosse enviesado. A junção de todas as empresas em um único grupo elimina a necessidade desse ajuste e aumenta o poder discriminatório do modelo.

II.3. CORREÇÃO DE VIÉS

69. Como proposta final mantém-se no modelo as medidas para mitigar viés nas estimativas de eficiência com base em limites de trade-offs entre variáveis. Os trade-offs são incorporados por meio de restrições nos pesos relativos entre insumos e/ou produtos no modelo multiplicativo conforme expressão a seguir.

𝛼 ≤𝑣𝑗

𝑢𝑖≤ β (2)

Onde,

𝑣𝑗 : “peso” atribuído ao produto “j”;

𝑢𝑖 : “peso” atribuído ao insumo “i”;

70. As restrições podem se dar pela relação de insumos e produtos ou produtos e produtos, a depender da necessidade e disponibilidade de informações. A fim de se estabelecer limites condizentes com a realidade do setor, foi feita uma estimativa dos custos unitários reais das distribuidoras com base





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em informações encaminhadas pelas concessionárias à ANEEL ao longo dos últimos anos, bem como nos custos por atividade considerados nas Empresas de Referência das revisões tarifárias de ciclos anteriores. As fontes foram as informações encaminhadas em resposta aos Ofícios Circulares nº 376-SRE/ANEEL, de 29 de outubro de 2009, e nº 20/2013-SRE/ANEEL, de 19 de julho de 2013, e as Empresas de Referência do 2CRTP. Todas as informações de despesa foram atualizadas pela variação da inflação de sua respectiva data base até janeiro de 2014.

71. Na construção das restrições buscou-se estabelecer intervalos amplos de forma a não restringir excessivamente a flexibilidade do modelo. É importante que o conjunto de restrições estabeleça uma fronteira de produção viável para todas as distribuidoras. Buscou-se ser conservador na aplicação dos limites, restringindo-os apenas a situações em que as relações apontadas pelo DEA se distanciassem muito do observado na prática. Assim, não foram atribuídas restrições a todas as variáveis, e sua aplicação se deu caso a caso dependendo da especificação de cada modelo.

72. A tabela a seguir resume as restrições utilizadas no modelo.

Tabela 3 – Restrições para trade-offs entre insumos e produtos.

Relação Limite Valor

Insumo vs Rede

distribuição

(R$/km rede)

𝒗𝒓𝒅𝒊𝒔𝒕𝒖

Mínimo 580,00

Máximo 2.200,00

Rede subterrânea vs

Rede convencional

𝒗𝒓𝒔𝒖𝒃𝒗𝒓𝒅𝒊𝒔𝒕

Mínimo 1,00

Máximo 2,00

Rede aérea vs Rede

convencional

𝒗𝒓𝒂𝒍𝒕𝒂𝒗𝒓𝒅𝒊𝒔𝒕

Mínimo 0,40

Máximo 1,00

Insumo vs

consumidores

(R$/Cons)

𝒗𝒄𝒐𝒏𝒔𝒖

Mínimo 30,00

Máximo 145,00

Insumo vs MWh

entregue

(R$/MWh)

𝒗𝑴𝑾𝒉

𝒖

Mínimo 1,00

Máximo 60,00

Insumo vs Perdas NT

(R$/MWh)

𝒗𝑷𝒖

Mínimo 10,00

Máximo 150,00

Insumo vs 𝒗𝑸

𝒖

Mínimo -





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Interrupções

(R$/hora) Máximo 2,00

73. A proposta de uso dessas medidas de correção se mostrou bem aceita tanto conceitualmente quanto na forma. As contribuições recebidas tiveram como objetivo trazer sugestões adicionais de métodos para a identificação dos limites. Resumidamente, o que foi proposto foi estabelecer intervalos com base na distribuição dos pesos de um modelo sem restrições ou a partir da construção de funções paramétricas de custo.

74. Conforme salientado o objetivo de se usar restrições de trade-off é minimizar o efeito de viés nas estimativas em decorrência das limitações do método DEA. Nesse sentido, a proposta de se utilizar os resultados do próprio modelo para derivar intervalos de confiança nos parece em princípio contraditória, pois estaríamos usando uma referência enviesada para estimar intervalos não enviesados. Não derivar resultados a partir de resultados processados pelo DEA nos parece mais razoável.

75. Nesse sentido, usar a própria base de dados do estudo de eficiência para derivar relações entre as variáveis pode ser uma alternativa viável na ausência de informações adicionais. Essencialmente o que se está fazendo é usar dois métodos de estimação distintos para estimar os pesos de cada variável no custo. Contudo, esse resultado deve ser confrontado com a observação da realidade.

76. A nosso ver introduzir informações externas ao modelo, quando disponíveis, é sempre uma alternativa mais interessante. Por essa razão optamos por usar dados contábeis e informações das Empresas de Referência do 2CRTP. Não obstante, as propostas trazidas parecem promissoras para aplicações onde não há disponibilidade de informações externas ou mesmo como ferramenta de análise complementar na definição das restrições dos pesos.

77. Endentemos que existe espaço para um maior aprofundamento nesse campo para as próximas revisões metodológicas. Contudo, para o presente estudo optamos por manter a proposta originalmente colocada em AP.

II.4. RESULTADO

78. A tabela a seguir apresenta o resultado de eficiência encontrado a partir do modelo proposto na abertura da 2ª fase da AP 023 e as alterações descritas nas seções anteriores. Vale lembrar que as eficiências apuradas foram obtidas a partir de observações ajustadas, onde cada distribuidora é representada pelos valores médios de três anos. Dessa forma, os parâmetros de eficiência apresentados na tabela abaixo têm como referência os custos operacionais médios observados no período 2011-2013.





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Tabela 4 – Parâmetros de Eficiências de Custos Operacionais Estimados

DISTRIBUIDORA EFICIÊNCIA DISTRIBUIDORA EFICIÊNCIA

JAGUARI 100% BRAGANTINA 69%

CSPE 100% CELG 69%

CELTINS 100% CEMIG 69%

RGE 100% CHESP 68%

COELCE 100% NACIONAL 68%

PIRATININGA 100% CFLO 67%

NOVA PALMA 100% ENERSUL 67%

MUXFELDT 100% SULGIPE 66%

COELBA 96% COPEL 64%

CPFL PAULISTA 95% COOPERALIANÇA 63%

ELEKTRO 94% CELESC 62%

ELETROPAULO 93% ESE 60%

COSERN 92% CEPISA 59%

MOCOCA 91% DEMEI 58%

CPEE 88% COCEL 57%

CEMAR 87% CELPA 56%

CELPE 86% IGUAÇU 56%

EMG 83% CEB 53%

AES SUL 83% ENF 53%

BANDEIRANTE 82% HIDROPAN 52%

EPB 82% ELETROACRE 52%

SANTA MARIA 81% ELETROCAR 52%

JOAO CESA 80% CERON 51%

LIGHT 78% URUSSANGA 45%

SANTA CRUZ 77% CEAL 44%

CEMAT 77% FORCEL 43%

CAIUA 74% DME-PC 42%

EBO 73% CEEE 42%

ESCELSA 72% AME 31%

AMPLA 70% BOA VISTA 23%

EDEVP 70%





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II.5. INTERVALOS DE CONFIANÇA

79. De forma semelhante às fases anteriores, para o resultado final manteve-se uma análise de sensibilidade dos escores de eficiência obtidos utilizado o método bootstrap3.

80. Por se tratar de um método determinístico, aplicações de bootstrapping associadas ao DEA são usualmente adotadas quando se busca identificar intervalos de confiança para as estimativas de eficiência encontradas.

81. A ideia central do método consiste em gerar subamostras aleatórias a partir de uma amostra de observações reais e com isso ampliar a base de observações. A partir dessa reamostragem é possível derivar estimativas de parâmetros da população que originou a amostra original.

82. Um aspecto interessante desse procedimento é o fato de se estar comparando cada empresa com outros conjuntos de empresas escolhidos aleatoriamente. Com isso, captura-se no intervalo de confiança os efeitos de especificidades que por ventura não estejam sendo contemplados no modelo. Partindo-se do pressuposto de que existam empresas “pouco comparáveis” na amostra em virtude de particularidades, na medida em que se realiza o procedimento para um número grande de subamostras distintas, é provável que em muitas delas estas empresas “pouco comparáveis” não estejam presentes. Portanto, o intervalo atenua a influência de fatores não considerados no modelo que estimou as eficiências.

83. Foi feita uma simulação para 2000 amostras bootstrap e obteve-se um intervalo de confiança para cada empresa. Cabe ressaltar ainda que o intervalo de confiança original do método se dá com base na estimativa de uma fronteira de eficiência teórica, descontando-se um viés amostral. Contudo, nosso objetivo é encontrar um intervalo de confiança em relação à fronteira estimada. Assim, o intervalo de confiança foi normalizado em torno da eficiência originalmente estimada conforme expressão a seguir:

𝜃𝑖𝑛𝑓𝑘 = 𝜃

𝑘 ∙𝜃2,5%𝑘𝑏

𝜃50%𝑘𝑏 𝜃𝑠𝑢𝑝

𝑘 = 𝜃𝑘 ∙

𝜃92,5%𝑘𝑏

𝜃50%𝑘𝑏

(3)

Onde:

𝜃𝑖𝑛𝑓𝑘 , é o limite inferior do intervalo de eficiência para empresa “k”;

𝜃𝑠𝑢𝑝𝑘 , é o limite superior do intervalo de eficiência para empresa “k”;

3 EFRON, Bradley; TIBSHIRANI, Robert J. An introduction to the bootstrap. CRC press, 1994.

.





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𝜃𝑘, é a eficiência estimada pelo modelo DEA para empresa “k”, conforme tabela 4;

𝜃92,5%𝑘𝑏 , é eficiência superior dentre as amostras bootstrap;

𝜃2,5%𝑘𝑏 , é eficiência inferior dentre as amostras bootstrap;

𝜃50%𝑘𝑏 , é eficiência mediana dentre as amostras bootstrap.

84. Se está considerando um intervalo de confiança de 95%. Foi sugerido reduzir o intervalo de confiança para 80%. Julgamos que a intenção de se usar intervalos de confiança, nesse contexto, é ser conservador frente a presença de possíveis efeitos de variáveis não capturados pela modelagem utilizada. Portanto, a escolha de intervalos mais amplos são preferíveis nesse caso.

85. A tabela a seguir apresenta os intervalos de confiança obtidos:

Tabela 5 – Intervalo de confiança das estimativas de eficiência.

DISTRIBUIDORA Limite

inferior centro

Limite superior

JAGUARI 94% 100% 100%

CSPE 94% 100% 100%

CELTINS 96% 100% 100%

RGE 95% 100% 100%

COELCE 94% 100% 100%

PIRATININGA 94% 100% 100%

NOVA PALMA 92% 100% 100%

MUXFELDT 86% 100% 100%

COELBA 88% 96% 100%

CPFL PAULISTA 90% 95% 99%

ELEKTRO 88% 94% 97%

ELETROPAULO 88% 93% 99%

COSERN 85% 92% 100%

MOCOCA 85% 91% 96%

CPEE 82% 88% 94%

CEMAR 81% 87% 94%

CELPE 77% 86% 90%

EMG 78% 83% 90%

AES SUL 78% 83% 89%

BANDEIRANTE 77% 82% 85%





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EPB 76% 82% 86%

SANTA MARIA 77% 81% 85%

JOAO CESA 63% 80% 87%

LIGHT 74% 78% 83%

SANTA CRUZ 72% 77% 82%

CEMAT 72% 77% 85%

CAIUA 70% 74% 76%

EBO 68% 73% 79%

ESCELSA 68% 72% 76%

AMPLA 64% 70% 72%

EDEVP 66% 70% 73%

BRAGANTINA 65% 69% 71%

CELG 65% 69% 74%

CEMIG 65% 69% 73%

CHESP 64% 68% 76%

NACIONAL 64% 68% 70%

CFLO 63% 67% 70%

ENERSUL 63% 67% 70%

SULGIPE 62% 66% 70%

COPEL 60% 64% 68%

COOPERALIANÇA 59% 63% 68%

CELESC 58% 62% 65%

ESE 55% 60% 63%

CEPISA 55% 59% 62%

DEMEI 53% 58% 61%

COCEL 53% 57% 60%

CELPA 52% 56% 58%

IGUAÇU 52% 56% 60%

CEB 50% 53% 56%

ENF 50% 53% 56%

HIDROPAN 46% 52% 57%

ELETROACRE 49% 52% 55%

ELETROCAR 48% 52% 55%

CERON 47% 51% 54%

URUSSANGA 38% 45% 50%





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CEAL 39% 44% 45%

FORCEL 35% 43% 49%

DME-PC 39% 42% 44%

CEEE 40% 42% 44%

AME 29% 31% 34%

BOA VISTA 22% 23% 24%

III. REGRA DE APLICAÇÃO

86. Uma vez escolhido o método que será usado para estimar a eficiência, bem como os parâmetros envolvidos no cálculo, o passo seguinte é definir como os resultados serão aplicados no cálculo tarifário.

87. A NT 407/2014 traz um debate acerca da regra de aplicação elencando possíveis alternativas metodológicas associadas à aplicação tais como:

Referência de eficiência a ser adotada;

Uso de intervalos de confiança;

O papel dos custos reais das empresas na definição da meta;

Aplicação de trajetórias graduais de custos regulatórios;

O prêmio de eficiência;

Regra de atualização metodológica.

88. A Nota traz ainda uma discussão sobre os princípios que devem balizar as escolhas do regulador e os desafios que devem ser superados.

89. A assimetria de informação entre regulador e regulado é um importante aspecto a ser considerado. Está no cerne da discussão dos regimes de regulação e um dos principais motivos para se adotar preferencialmente modelos comparativos e baseados em incentivos.

90. O problema da assimetria de informação decorre da incerteza envolvida na análise do regulador acerca da eficiência na prestação do serviço de cada concessionária. A grande dificuldade é identificar de forma precisa a parcela do custo decorrente de especificidades não observadas e de ineficiência gerencial. O regulador não detém informação completa sobre todos os fatores que afetam os custos das empresas e nem a dimensão da influência deles nesses custos.





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91. Sempre haverá imprecisões, seja em função da escolha do método, seja nas variáveis elencadas. Logo, todas as estimativas apresentarão uma margem de erro associada. Essa incerteza pode ser mitigada com uma investigação profunda do problema e sendo conservador na aplicação dos resultados com o uso, por exemplo, de intervalos de confiança, mas nunca poderá ser completamente anulada.

92. Ao mesmo tempo, a regra deve ser concebida de tal forma a estimular as distribuidoras a melhorarem continuamente a sua atuação de forma a tornarem-se mais eficientes e, assim, auferir ganhos adicionais.

93. A regulação por incentivos refere-se a um arranjo regulatório que possibilita as empresas mais eficientes perceberem benefícios na proporção do seu desempenho. Em contraposição ao regime de regulação pelo custo, é possível que as concessionárias tenham custos reconhecidos superiores aos que elas praticam de forma a premiar melhores resultados. Assim, uma propriedade central de um regime de regulação por incentivos é a desvinculação entres os custos reais das concessionárias e sua receita.

94. Assim, existe um trade-off entre o poder de incentivo e conservadorismo que permeia a decisão regulatória. Em um extremo pode-se a assumir que os percentuais estimados correspondem exatamente à realidade, ou seja, os custos eficientes estimados são perfeitamente alcançáveis. Isso implica em máximo incentivo a ganhos de eficiência. Contudo, corre-se o risco que parte dos custos que se inferiu como ineficientes sejam na verdade decorrente de fatores não observados pelo modelo. Por consequência, teríamos uma meta inalcançável e uma cobertura tarifária menor que a necessária naquela concessão, o que prejudicaria a prestação do serviço.

95. Alternativamente, ser conservador demais significa reconhecer uma parcela maior de custos sob o risco de que parte deles correspondam de fato à ineficiência da empresa. Quanto mais conservador menor o poder de incentivo. No limite, o conservadorismo máximo é reconhecer os custos reais de cada empresa, se aproximando de um regime de serviço pelo custo. Nesse caso não haveria incentivo algum para o ganho de eficiência.

96. Nesse contexto, foram apresentadas alternativas situadas entre esses dois extremos na AP 023. Houve um volume grande de contribuições sobre o tema, com posições muitas vezes contrárias entre os agentes. A partir dessas contribuições definiu-se uma regra de aplicação que, a nosso ver representa, uma postura de equilíbrio entre esses dois objetivos.

97. A seguir serão apresentados os pontos principais da regra de aplicação consolidada a partir das contribuições e análises realizadas. No âmbito de cada um se abordará de forma sucinta os principais pontos apresentados pelos agentes. Para um maior detalhamento recomenda-se a leitura do Anexo I.





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III.1. PONTO DE PARTIDA DOS CUSTOS OPERACIONAIS

98. A regra de aplicação para definição dos custos operacionais pode ser resumida em: i) identificar um ponto de referência para os custos operacionais de partida, ii) definir uma meta regulatória e iii) traçar uma trajetória para que essa meta seja atingida.

99. No caso do ponto de partida a única discussão conceitual diz respeito a escolha da referência. A NT 407/2014 propõe partir da cobertura tarifária que a concessionária possui no momento da revisão. Algumas contribuições sugeriram um ponto de partida teórico, construído a partir do custo operacional na última Revisão Tarifária, corrigido pelo crescimento dos produtos, inflação e produtividade.

100. A alternativa apresentada é, de fato, viável. A rigor, existem inúmeras alternativas possíveis na regra de aplicação dos resultados da análise de eficiência. Contudo, entendemos que ter como partida a cobertura tarifária que a concessionária de fato possui é mais realista e coerente no contexto de definição de uma trajetória. Além disso, contribui para uma transição gradual das tarifas ao longo do ciclo tarifário sem variações bruscas de parcela B.

101. As demais contribuições trataram da forma de apuração da cobertura tarifária no momento da revisão, ou seja, como estimar a parcela referente aos custos operacionais, haja vista que a parcela B permaneceu “blindada” ao longo dos reajustes tarifários. As contribuições foram parcialmente aceitas. A seguir descreve-se o procedimento a ser utilizado.

102. No momento da revisão apura-se a parcela de receita correspondente aos custos operacionais regulatórios na receita verificada no Ano Teste da revisão, calculada a partir proporção entre os custos operacionais e a parcela B definidos na revisão tarifária anterior da concessionária.

103. Os custos operacionais considerados para fins desse cálculo estarão deduzidos do ajuste de mercado e do desconto correspondente a outras receitas.

𝐶𝑂𝐴𝑡 =𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣 − 𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣(1 − (1 − 𝑇𝑅𝑒𝑣)

𝑁−1)

𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣(1 − 𝑇𝑅𝑒𝑣)𝑁−1∙ 𝑉𝑃𝐵𝐴𝑡

(4)

Onde:

𝐶𝑂𝐴𝑡, é a receita de custos operacionais no Ano Teste;

𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣, é o valor dos custos operacionais aprovado na última revisão tarifária com ajustes;

𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣, é o valor da parcela B na última revisão tarifária;

𝑇𝑅𝑒𝑣, é o componente T do Fator X definido na última revisão tarifária;

𝑉𝑃𝐵𝐴𝑡, é a receita de parcela B no Ano Teste;

𝑁, é o número de anos do ciclo tarifário da concessionária.





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104. Por sua vez, a receita de parcela B no Ano Teste é calculada a partir das tarifas de distribuição, decorrentes da abertura tarifária do último reajuste aplicadas ao mercado do Ano Teste.

III.2. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

105. O primeiro passo é identificar um intervalo de confiança para os custos operacionais, dado um nível de eficiência a ser exigido. Tais limites nada mais são que os intervalos de confiança obtidos na análise de sensibilidade descrita em II.5 ajustados para levar em consideração a variação temporal e normalizados de acordo com um critério de eficiência definido.

𝐿𝑆𝑘 =𝛼𝑘 ∙𝜃𝑠𝑢𝑝𝑘

𝜃𝑟𝑒𝑓∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑘

𝐿𝐼𝑘 =𝛼𝑘 ∙𝜃𝑖𝑛𝑓𝑘

𝜃𝑟𝑒𝑓∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑘

(5)

Onde:

𝐿𝐼𝑘, é o limite inferior dos custos operacionais regulatórios para a empresa “k”;

𝐿𝑆𝑘, é o limite superior dos custos operacionais regulatórios para a empresa “k;

𝜃𝑖𝑛𝑓𝑘 , é o limite inferior do intervalo de eficiência apurado para a empresa “k”;

𝜃𝑠𝑢𝑝𝑘 , é o limite superior do intervalo de eficiência apurado para a empresa “k”;

𝜃𝑟𝑒𝑓, é a referencia de eficiência;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑘, é o custo operacional real da empresa “k” usado no cálculo de eficiência;

𝛼𝑘, é o fator de atualização na data base da revisão tarifária da empresa “k”;

106. Novamente aqui as contribuições foram muito centradas na forma de cálculo. A discussão

conceitual ficou restrita a definição da referência de eficiência 𝜃𝑟𝑒𝑓.

107. A escolha da referência de eficiência determina o prêmio de eficiência que será recebido pelas melhores performances e, na outra ponta, qual o tamanho da parcela não reconhecida de custos para as empresas menos eficientes. Como já discutido, a disparidade no nível de eficiência das distribuidoras brasileiras é muito elevada e existe uma heterogeneidade muito grande de concessões. Nesse contexto, a escolha de uma referência de eficiência baseada nas empresas da fronteira de eficiência aumenta o risco de gerar tarifas artificialmente baixas, inviabilizando a concessão. Por isso, o uso de uma referência próxima da média parece mais razoável na medida em que minimiza o risco





Processo n.º 48500.002747/2014-00

associados a imprecisões no modelo de cálculo da eficiência. É importante enfatizar que o objetivo da escolha da média de eficiência como referência é o conservadorismo. A referência em si, seja a eficiência média, mediana, máxima, mínima, outra qualquer, não implica maior ou menor incentivo a ganhos de eficiência.

108. A proposta colocada na AP 023 foi usar como referência a mediana da amostra descontando o grupo de empresas com eficiência inferior a 50%. A principal crítica em relação a isso foi o fato de já se estar considerando na metodologia um limitador para o prêmio de eficiência, como será descrito mais adiante, de tal maneira que se estaria fazendo dois ajustes com o mesmo objetivo.

109. A esse respeito é preciso esclarecer que existem diferenças entre as duas abordagens, tanto em termos de efeito quanto no objetivo. A escolha da referência de eficiência define o nível de exigência do regulador em termos da eficiência operacional das distribuidoras. Como já mencionado é preciso ser conservador quanto a esse nível de exigência tanto em função das incertezas, mas deve ao mesmo tempo ser uma referência para o desempenho do setor. Nesse sentido, deve-se ter o cuidado para não estabelecer um padrão pouco exigente, daí a razão de se eliminar da amostra no momento do cálculo aquelas empresas consideradas muito ineficientes.

110. Por outro lado, o limite do prêmio de eficiência tem por objetivo limitar ganhos excessivos para as empresas muito mais eficientes que a média e, não menos importante, corrigir efeitos de variação de mercado sobre a parcela B ao longo do tempo. O efeito desse ajuste ocorre apenas nas empresas no topo do ranking de eficiência ao passo que a escolha da referência de eficiência impacta o nível de exigência para todas as empresas. Assim, enten demos que os dois ajustes são complementares e devem ser mantidos.

111. Houve ainda contribuições quanto à medida de tendência central utilizada. Optamos por

acatar a sugestão da média. Portanto, propõe-se usar como referência 𝜃𝑟𝑒𝑓 a média de eficiência das

empresas com eficiência superior a 50%, que resultou um valor de 76%.





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Figura 1 – Eficiências estimadas pelo modelo DEA no triênio 2011-2013.

112. O fator de atualização 𝛼𝑘 é fundamental para que o intervalo de confiança esteja aderente à realidade da empresa no momento da revisão. Para essa atualização propõe-se usar os próprios parâmetros estimados pelo modelo DEA para cada produto de modo que:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑘 =

1

𝑢𝑘(∑𝑣𝑗

𝑘𝑦𝑗𝑘

𝑚

𝑗=1

+ 𝜑𝑘) (6)

Onde:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑘 , o custo eficiente estimado da empresa “k”;

𝑦𝑗𝑘: produto “j” da empresa “k”;

𝑣𝑗𝑘: “peso” atribuído ao produto “j” da empresa “k”;

𝑢𝑘: “peso” atribuído ao insumo da empresa “k”;

𝑚: total de produtos;

𝜑𝑘: “fator de escala” da empresa “k”;

113. Foram recebidas muitas contribuições sobre esse ponto. A principal preocupação é que o modelo utilizado para estimação dos parâmetros de peso foi um método não paramétrico como o DEA,





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que não permite a estimação de intervalos de confiança dos resultados, como no caso dos modelos paramétricos.

114. Outro problema na aplicação dos pesos para atualização dos custos, em comparação com a aplicação dos modelos paramétricos, é que no DEA existe um peso para cada empresa, enquanto que nos modelos econométricos usuais existe apenas um único coeficiente para cada variável. Além disso, os pesos obtidos podem não ser únicos para a mesma empresa em alguns casos.

115. Pelas razões expostas algumas contribuições argumentaram que os pesos obtidos pelo método DEA não seriam adequados para explicar a variação dos custos pelos produtos. Foram sugeridos critérios distintos de atualização como o uso de pesos obtidos a partir de métodos paramétricos, a equação usada no 3CRTP ou a utilização de mecanismo similar ao da “supereficiência”, que consiste em calcular o índice de eficiência das empresas sem a participação delas na amostra.

116. Cabe esclarecer que embora seja um método não paramétrico, o objetivo do DEA é definir um fronteira de produção/custo viável como forma de identificação do nível de eficiência das empresas. Portanto, a equação resultante dos pesos é um modelo que relaciona os custos operacionais e as suas variáveis explicativas (os produtos entregues), da mesma forma que em métodos paramétricos. A diferença diz respeito a forma de estimação. A função objetivo do problema é diferente, mas em ambos os casos é possível derivar uma função de custo.

117. Nesse sentido, argumentar que os pesos encontrados não explicam a variação dos custos é admitir que a função de custo estimada pelo método DEA não modela adequadamente o problema. A consequência disso seria que as eficiências estimadas também não estariam corretamente estimadas. Tal hipótese implica desconsiderar a validade do modelo, o que não foi argumentado. Parece-nos contraditório aceitar os resultados do modelo e não concordar com os parâmetros internos que o compõem.

118. A ausência de inferência sobre o nível de significância dos pesos estimados é de fato uma limitação do método DEA. Contudo, entendemos que essa limitação é mitigada na medida em que se busca incluir nos produtos apenas variáveis que se mostram conceitualmente e empiricamente relacionadas aos custos operacionais. Todas as variáveis selecionadas decorreram de uma avaliação prévia e de contribuições dos agentes ao longo dos últimos três ciclos metodológicos como fatores preponderantes de influência dos custos operacionais, portanto, não se admite que tenham participação nula.

119. Adicionalmente, existe o risco de pesos desproporcionais à realidade. Esse é, em essência, o problema de viés das estimativas, já discutido nas NT 192/2014 e NT 407/2014, que se procurou minimizar com a adoção das restrições de pesos. Buscou-se introduzir no modelo restrições baseadas em informações reais das distribuidoras de tal maneira que não se espera que os pesos estimados estejam distantes da realidade do setor.

120. Com relação ao argumento de que os pesos serão distintos para cada distribuidora, entendemos que esse é um ponto positivo da metodologia proposta. Certamente a influência das diversas





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dimensões nos custos difere de concessão para concessão e o DEA busca sempre encontrar a melhor alternativa para cada uma. A título de exemplo concessões muito concentradas tendem a dar um peso maior para mercado ao passo que em concessões dispersas o peso tende a ser maior para as variáveis de rede. Portanto, o uso de pesos individualizados tende a ser uma medida de conservadorismo, se comparado à aplicação de um modelo paramétrico com parâmetros únicos.

121. O uso de métodos paramétricos para estimar pesos únicos a nosso ver não é uma boa opção pela dificuldade de se encontrar um modelo que consistente com todas essas variáveis. Corrobora para isso o fato de nenhum modelo paramétrico ter sido apresentado nas contribuições.

122. Por fim, com relação a existência de múltiplos pesos vale destacar que esse problema se restringe apenas às empresas 100% eficientes, que podem participar de mais de um “facet” na fronteira de eficiência. A melhor alternativa proposta para solução desse problema foi de se considerar um modelo de “supereficiência”. Contudo, o inconveniente dessa abordagem é introduzir complexidade ao processo de revisão tarifária na medida em que seria necessário executar um método complexo com o DEA em todos os processos específicos. Além disso, é importante lembrar que os parâmetros serão atualizados a cada dois anos, de forma que a equação de custos de cada concessionária permaneça aderente à realidade com pequenas variações em torno do ponto de estimação. Para pequenas variações dos produtos não é de se esperar grandes divergências entre essa proposta e a atualização com pesos fixos.

123. Além disso, vale lembrar que a fronteira de eficiência também muda ao longo do período. Via de regra, em direção de ganhos de eficiência. Então, se de um lado o uso de parâmetros fixos poderia, em alguns casos, subestimar o fator de atualização pela utilização sempre do mesmo facet, de outro, nada garante que os novos facets usados para atualização na proposta sugerida não tenham avançado em direção de uma maior eficiência.

124. Pelas razões expostas entendeu-se que a melhor opção a ser adotada deve ser a de maior simplicidade, qual seja, manter os parâmetros fixos.

125. Além da variação dos produtos deve-se levar em conta também a variação da inflação no

período. Portanto, propõe-se que o parâmetro 𝛼 seja calculado para cada empresa no momento de sua revisão conforme expressão a seguir. Por simplicidade de notação foi removido o índice “k”.

𝛼 =𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓

𝑡+1

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡 ∙

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡 (7)

Onde:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡+1, é o custo eficiente estimado na data base da revisão tarifária;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡 , é o custo eficiente estimado na data base do cálculo da eficiência ;

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1, é número índice do IPCA no mês anterior à data base da revisão tarifária;

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡, é número índice do IPCA no mês anterior à data base do cálculo da eficiência;





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126. O passo seguinte é determinar um valor de custo operacional eficiente para a distribuidora tendo como referência a cobertura tarifária e o intervalo de confiança obtido no passo anterior. Esse seria a representação de um custo que correspondente ao nível de eficiência exigido para a concessionária, dadas as suas características e o grau de incerteza do regulador.

𝐶𝑂𝑒𝑓 = min(max(𝐶𝑂𝐴𝑡; 𝐿𝐼) ; 𝐿𝑆) (8)

Onde:

𝐶𝑂𝑒𝑓 é o valor dos custos operacionais regulatórios eficientes;

III.3. DEFINIÇÃO DA META E TRAJETÓRIA DE CUSTOS OPERACIONAIS

127. Como discutido na NT 407/2014, além dos custos eficientes a meta de custos operacionais leva em consideração alguns parâmetros adicionais.

128. Propõe-se que os custos operacionais regulatórios convirjam gradativamente para a meta. Portanto, um ponto que deve ser considerado é a trajetória resultante da aplicação da meta no ciclo tarifário da concessionária.

129. A intensidade da trajetória está relacionada com a capacidade das concessionárias se ajustarem à meta de custos operacionais estabelecida pelo regulador. A meta deve sinalizar para aquelas mais ineficientes o objetivo que devem perseguir.

130. Esse procedimento minimiza oscilações bruscas nas tarifas como o “efeito gangorra” que se observa com certa frequência nos reajustes subsequentes às revisões tarifárias. Por fim, a adoção de trajetórias é mais uma medida de conservadorismo na aplicação dos resultados dos modelos.

131. Na segunda fase da AP 023 foi proposta uma limitação de variação dos custos operacionais regulatórios de 5% a.a. Diversas contribuições foram encaminhadas tratando especificamente do valor desse limite. As proposições foram diversas, com valores variando a depender da métrica sugerida. Em comum, todas alegaram que o patamar de 5% a.a. estaria excessivo dado a observação de determinados conjuntos de empresas em um histórico recente.

132. Sobre esse ponto entendemos que o limite de 5% a.a. está adequado para o que se propõe. As contribuições parecem, em alguns casos, terem sido motivadas por entendimento equivocado de que as trajetórias deveriam ser construídas como o objetivo de não gerar impacto sobre a rentabilidade das empresas, o que não é o caso.





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133. Vale lembrar que o objetivo principal ao se introduzir esse mecanismo é evitar variações bruscas na tarifa em decorrência da mudança no patamar de custos operacionais. Adicionalmente, essa é mais uma medida de conservadorismo presente na metodologia.

134. Nesse contexto, não nos parecem razoáveis as contribuições trazidas. No momento da revisão se estará estabelecendo um novo patamar de receita regulatória via um processo de transição gradual. Em última análise essa variação poderia ser repassada integralmente no reposicionamento tarifário, tal como foi feito no 1CRTP, 2CRTP e 3CRTP. Essa alternativa seria igualmente válida e não caberia nesse caso a discussão se aquele “degrau” seria compatível com a variação de custos das concessionárias em um ano. Isso porque se está definindo um patamar de custos compatível com o nível de eficiência exigido e não o patamar mais conveniente para as empresas.

135. Contudo, optou-se por uma transição gradual da cobertura na tarifa. As concessionárias podem usar esse período de transição para ajustar seus custos de forma a mitigar os efeitos dessa redução na sua rentabilidade, mas, em momento algum, se entendeu que essa transição deveria ser “calibrada” de tal maneira que fosse neutra para elas. Face ao exposto, propõe-se manter o limite em 5%.

136. O passo seguinte é verificar se o valor de 𝐶𝑂𝑒𝑓 está compatível com a restrição de

trajetória. Caso afirmativo o valor da meta deve ser ajustado

∆𝐶𝑂 = min(| √𝐶𝑂𝑒𝑓

𝐶𝑂𝐴𝑡

𝑁

− 1| ; 5%)

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 = 𝐶𝑂𝐴𝑡(1 ± ∆𝐶𝑂)𝑁

(9)

Onde:

∆𝐶𝑂, é a variação anual dos custos operacionais regulatórios;

5%, é a variação máxima admissível;

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 , é a meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação anual;

137. A última etapa na definição da meta consiste da avaliação do prêmio de eficiência. Para tanto foi proposto na NT 407/2014 um critério objetivo que compara o valor de custos operacionais regulatórios resultante da aplicação da regra face ao custo operacional efetivamente praticado pela concessionária. Nos casos em que a aplicação direta da metodologia resultar em uma meta de custo operacional superior a 120% do custo real da empresa o excedente desse valor será compartilhado em 50% com o consumidor.

138. Entendeu-se que essa análise é interessante por duas razões. Primeiramente, tem se observado que os níveis de eficiência das distribuidoras brasileira vêm se distanciando bastante ao longo





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do tempo. O conjunto das empresas consideradas mais eficientes vem ganhando produtividade a um ritmo maior que o grupo das empresas menos eficientes. O resultado desse efeito são prêmios muito altos para as empresas mais eficientes, uma vez que o prêmio é tanto maior quanto maior a eficiência em relação à média. O problema é que a eficiência média do setor se mostra muito baixa, devido a presença de empresas que não respondem a incentivos.

139. Em segundo lugar está o efeito decorrente da “blindagem” da parcela B ao longo dos reajustes. É sabido que existem inúmeros fatores que podem contribuir para que a receita de parcela B cresça a uma taxa maior que os custos reais ao longo dos reajustes, como ganhos de escala, variações na estrutura tarifária ou mesmo ganho de eficiência da distribuidora. Tais efeitos combinados podem conduzir a um “descolamento” muito grande entre a cobertura tarifária de custos operacionais e o custo real da distribuidora.

140. Dentre as contribuições a principal crítica ao mecanismo proposto diz respeito à dinâmica de incentivos. Argumentam algumas concessionarias que com a adoção dessa medida se eliminará a indução ao aumento de produtividade das distribuidoras e desconsidera o mérito das empresas mais eficientes, o que contraria o regime de regulação por incentivos.

141. Analisando esse ponto, discordamos do entendimento de que esse mecanismo elimina completamente os incentivos ao ganho de eficiência. Os incentivos permanecem, porém, em menor intensidade para uma determinada faixa de premiação. Mas isso tem uma fundamentação clara: o entendimento de que o prêmio pode em algumas situações ficar excessivo. Além disso, entendemos que essa medida contribuiu em determinados casos para reforçar o critério de mérito para as empresas mais eficientes em razão dos efeitos de mercado sobre o crescimento da parcela B ao longo dos reajustes.

142. Frise-se que ganhos com o crescimento de mercado ao longo dos reajustes fazem parte de um regime de price cap. O risco de mercado é da distribuidora, para mais ou para menos. Desse aspecto decorrem os incentivos para que as concessionárias reduzam seu custo no tempo na expectativa de maiores retornos e tornem-se cada vez mais eficientes.

143. Por outro lado, a revisão tarifária é o momento em que se reposicionam as tarifas e esses ganhos de eficiência são repassados para os consumidores. Portanto, é importante que a cobertura tarifária seja reposicionada para um novo patamar incorporando o avanço ao longo desse período de ganho de eficiência. Pela regra de aplicação proposta os custos operacionais regulatórios partem da cobertura tarifária no momento da revisão, que contempla todos os efeitos de variação da parcela B ao longo do período. Não considerar um limitador implicaria em perpetuar esses ganhos para o ciclo tarifário seguinte, o que a nosso ver seria um equívoco.

144. Pelo exposto, entendemos que a regra de limitação proposta tem um efeito de “realinhamento” da cobertura de custos operacionais no momento da revisão de forma adequada e alinhada às premissas que balizam a metodologia. Permanece o claro incentivo para que as concessionárias persigam ganhos de eficiência adicional, mesmo no caso das mais eficientes.

145. Outro aspecto alegado nas contribuições seria quanto a forma de avaliação proposta, que considera como denominador os custos operacionais reais das distribuidoras no ano da revisão. O





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principal questionamento quanto a essa abordagem é o incentivo para que a distribuidora aumente o seu custo na proximidade da revisão tarifária na expetativa de aumentar sua cobertura tarifária.

146. Entendemos que de fato esse deve ser um ponto de atenção do regulador. A avaliação com base em um valor pontual pode favorecer comportamentos oportunistas de agentes no sentido de “jogar” com a regra. Por outro lado, o cálculo do compartilhamento busca avaliar o resultado da aplicação da metodologia frente aos custos reais das distribuidoras no momento da revisão. Portanto, é fundamental usar sempre a informação mais recente. Por essa razão entendemos pertinente acatar parcialmente o pleito no sentido de usar a média dos custos dos dois últimos anos anteriores a revisão, considerando a informação mais recente disponível à época. Esta seria uma solução de compromisso entre os dois objetivos, atualidade dos dados e a correta sinalização dos incentivos.

147. Portanto, o valor final da meta de custos operacionais deve levar em consideração o

compartilhamento do prêmio de eficiência. Nos casos em que 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 /𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 for maior que 120%:

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎′ =

1,2 ∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 + 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

2 (10)

Onde:

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎′ , é a meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜, média dos custos operacionais reais.

148. Vale ressaltar que a trajetória resultante da meta descrita pela Equação 10, quando aplicável, poderá exceder o limite de 5% a.a. Nesses casos específicos prevalece o efeito do mecanismo de compartilhamento em relação a limitação uma vez que a intenção com o mecanismo, como já descrito, é corrigir efeitos acumulados do ciclo anterior.

149. Por fim, identificada a meta de custos operacionais, a proposta é que a variação entre a mesma e os custos operacionais de partida seja repassada gradualmente na tarifa via fator X. No entanto, como o fator X tem efeito apenas a partir do primeiro reajuste propomos que no momento da revisão o valor dos custos operacionais regulatórios homologados já incorpore o primeiro “degrau” dessa trajetória, a exemplo do procedimento adotado na construção das trajetórias de perdas não técnicas regulatórias. A parcela remanescente da diferença para a meta será repassada via componente T do fator X conforme detalhado nas equações a seguir.

𝐶𝑂𝑝 = 𝐶𝑂𝐴𝑡 +

(𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 − 𝐶𝑂𝐴𝑡)

𝑁

(11)





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𝑇𝑝 = (1 − √𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

𝐶𝑂𝑝𝑁−1

) ∙𝐶𝑂𝑝

𝑉𝑃𝐵𝑝

Onde:

𝐶𝑂𝑝: valor de custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária em

processamento;

𝑇𝑝: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para a revisão em

processamento;

𝑉𝑃𝐵𝑝: valor de Parcela B da revisão tarifária em processamento.

III.4. REGRA DE ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA

150. No caso de custos operacionais percebe-se bastante dinamismo na variação dos custos no tempo. Assim, entende-se que a avaliação de eficiência deve ocorrer com frequência curta o suficiente para que os intervalos de eficiência usados para definição dos custos no momento da revisão sejam um reflexo da realidade da empresa e do setor. Por outro lado, não são desejáveis mudanças metodológicas com muita frequência, pois tendem a gerar incerteza.

151. A proposta de atualização metodológica para o tema de custos operacionais é uma atualização em duas etapas. Os parâmetros serão recalculados a cada 2 anos de tal forma que o espaço de tempo máximo entre o cálculo e a aplicação fique sempre limitado a um período curto. Já que o processo de discussão metodológico é extenso e, com frequência, envolve mais de uma fase de discussão, entende-se preferível uma reavaliação da metodologia a cada 4 anos. Os procedimentos executados em cada etapa estão resumidos a seguir:

i. Recálculo dos parâmetros: Ocorre 2 anos após a revisão metodológica. Nessa etapa são mantidos todos os aspectos da metodologia como método, variáveis, clusters, etc, bem como a regra de aplicação. Apenas são atualizados os dados e o resultado;

ii. Revisão metodológica: Ocorre dois anos após o recálculo dos parâmetros. É o momento em que se rediscute a metodologia como um todo.

152. Foram recebidas algumas contribuições contrárias a essa proposta, sugerindo que eliminar a etapa intermediária de recálculo dos parâmetros. Haveria, portanto, apenas a revisão metodológica a cada 4 anos. Os principais argumentos em favor dessa abordagem são risco de distorções em razão do descasamento temporal, qualidade dos dados e instabilidade regulatória.

153. De forma contrária ao alegado, o objetivo de se introduzir um recálculo a cada 2 anos é justamente o de mitigar o efeito de descasamentos temporais na definição de custos operacionais. Caso





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não se proceda ao recálculo corremos o risco de aplicar no momento da revisão tarifária um custo operacional definido a partir de uma situação observada muitos anos antes, que pode não estar mais aderente à realidade da empresa. Esse descasamento temporal seria muito acentuado para as empresas que passaram por revisão ao final do período de vigência da metodologia.

154. Também não cabem os argumentos de instabilidade regulatória e falta de isonomia. A estabilidade regulatória é preservada na medida em que se mantém fixa a metodologia ao longo de todo período. As concessionárias já sabem de antemão qual regra será aplicada. O que não está previamente definido é o seu resultado haja vista que as condições podem mudar e novas empresas podem se tornar benchmarks do setor. Esse efeito é salutar na medida em promove a competição entre as empresas, que no fim é o objetivo por trás do yardistick competition. Uma maior frequência no cálculo é preferível para emular o efeito de concorrência de mercado sobre as concessionárias reguladas. Tampouco se justifica o argumento de falta de isonomia. A sinalização é a mesma para todas as distribuidoras e vai em direção redução de custos, melhoria da qualidade e redução de perdas.

155. Com relação à qualidade dos dados vale lembrar que os dados encaminhados configuram uma obrigação contratual das distribuidoras e no caso de prestação de informação incorreta a concessionária estaria sujeita às penalidades cabíveis. Além disso, o resultado do cálculo de eficiência será amplamente divulgado o que gera uma pressão “não econômica” para que as concessionárias prestem informações precisas.

156. Por fim, optamos por acatar uma contribuição recomendando o deslocamento da janela temporal para o processo como um todo, tendo em vista que a discussão metodológica já avançou no ano de 2015. Dessa forma, o cronograma originalmente ficará deslocado em um ano conforme figura a seguir.

Figura 2 - Cronograma de revisão da metodologia de custos operacionais.





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IV. CONSIDERAÇÕES FINAIS

157. A proposta contida nesta Nota Técnica representa a consolidação de toda a discussão metodológica e das contribuições recebidas ao longo de um período extenso de debate com a sociedade, que compreendeu uma Consulta Pública e duas etapas de Audiência Pública.

158. Houve avanços importantes com relação a desafios históricos no contexto dos custos operacionais regulatórios como a discussão salarial, o tratamento para perdas e qualidade e o uso de restrições nos pesos no método DEA, dentre outros. Não obstante, reconhecemos que ainda existem importantes desafios a serem vencidos em diversos aspectos.

159. O processo de construção metodológico está em constante evolução. Foram recebidas contribuições muito bem fundamentadas que influenciaram a metodologia propostas, e outras que, certamente merecem ser aprofundadas em discussões futuras. Modelos serão sempre simplificações da realidade e existem inúmeros aspectos que devem ser considerados quando se busca retratar algo complexo como a atividade de distribuição em uma realidade tão heterogênea como a brasileira.

Cientes dessa limitação o que apresentamos é uma proposta considerada a melhor dentre as diversas alternativas discutidas. Pautada na evolução de uma discussão acumulada de 4 ciclos de revisão metodológica, marcada pelo conservadorismo e cujo objetivo final é estabelecer um critério adequado para a definição dos custos operacionais regulatórios que esteja alinhado com um objetivo de longo prazo de promover incentivos para eficientização do setor como um todo.

De Acordo:

HERMANO DUMONT VERONESE

Especialista em Regulação

HÁLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA


MÁRCIO ANDREY ROSELLI


DAVI ANTUNES LIMA

Superintendente de Gestão Tarifária

RUI GUILHERME ALTIERI

Superintendente de Regulação Econômica e Estudos de Mercado





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APÊNDICE A – CÁLCULO DAS DESPESAS OPERACIONAIS

1. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com (a) Pessoal, (b) Materiais, (c) Serviço de Terceiros, (d) Outros Custos Operacionais, (e) Tributos e (f) Seguros relativos à atividade de Distribuição e Comercialização. No Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE correspondem às subcontas 615.03.X.X.X e 615.05.X.X.X. Os dados foram atualizados para janeiro de 2014. Foi utilizado o IPCA para os custos com Pessoal e Serviço de Terceiros. Para os demais custos foi considerado o IGPM.

2. Foram feitos ajustes nas contas de Pessoal e Outros Custos Operacionais. Quanto aos custos com Pessoal, não são considerados Déficits ou Superávits Atuariais e Programa de Aposentadoria e/ou Demissão Voluntária. Quanto aos Outros Custos Operacionais (subcontas 615.03.X.X.99 e 615.05.X.X.99 do MCSE), foram considerados os custos descritos na tabela abaixo:

Tabela 6 – Itens da conta “Outros” considerados.

Itens considerados em Outros Custos Operacionais

Indenização por Perdas e Danos

Consumo Próprio de Energia

Despesas com Estagiários e Programa de Iniciação ao Trabalho

Despesas com Conselho de Consumidores

Despesas com Comunicação Interna e Reprografia

Taxa de Arrecadação

Taxas Bancárias

Condenações judicias - trabalhistas

3. Os dados de 2003 a 2008 são baseados no BMP. Os ajustes mencionados no parágrafo anterior foram feitos a partir das informações encaminhadas pelas Distribuidoras como resposta ao Ofício Circular 351/2009 SRE-SFF-SRD/ANEEL, de 15 de setembro de 2009. Os dados de 2009 a 2013 se basearam no Relatório de Informações Trimestrais – RIT.

4. Os dados de condenações judicias foram encaminhados pelas concessionárias em resposta ao Ofício Circular nº 21/2014-SRE/ANEEL.





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5. Por fim, foram incluídos os custos de rateio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e os custos com serviços prestados a terceiros





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APÊNDICE B – METODOLOGIA DE CÁLCULO DO ÍNDICE SALARIAL.

1.1 Base da Rais

1. A Relação Anual de Informações Sociais – RAIS constitui base de dados com informação sobre os trabalhadores, incluindo os salários percebidos. A RAIS é de gestão do Ministério do Trabalho e Emprego, possuindo função fiscalizadora e estatística. Dada sua abrangência e fiabilidade, foi a base utilizada para a construção da variável de salário regional do setor elétrico.

2. São obrigados a entregar a declaração da RAIS, entre outros:

inscritos no CNPJ com ou sem empregados - o estabelecimento que não possuiu empregados ou manteve suas atividades paralisadas durante o ano-base está obrigado a entregar a RAIS Negativa;

todos os empregadores, conforme definidos na CLT;

todas as pessoas jurídicas de direito privado, inclusive as empresas públicas domiciliadas no país, com registro, ou não, nas Juntas Comerciais, no Ministério da Fazenda, nas Secretarias de Finanças ou da Fazenda dos governos estaduais e nos cartórios de registro de pessoa jurídica;

órgãos da administração direta e indireta dos governos federal, estadual ou municipal, inclusive as fundações supervisionadas e entidades criadas por lei, com atribuições de fiscalização do exercício das profissões liberais;

3. Devem ser relacionados:

empregados contratados por empregadores, pessoa física ou jurídica, sob o regime da CLT, por prazo indeterminado ou determinado, inclusive a título de experiência;

servidores da administração pública direta ou indireta, federal, estadual ou municipal, bem como das fundações supervisionadas;

diretores sem vínculo empregatício, para os quais o estabelecimento/entidade tenha optado pelo recolhimento do FGTS (Circular CEF nº 46, de 29 de março de 1995);

servidores públicos não-efetivos (demissíveis ad nutum ou admitidos por meio de legislação especial, não-regidos pela CLT);

4. Integram as remunerações mensais informadas na RAIS, entre outras: salários, vencimentos, adicionais extraordinários, bonificações, gratificações, participações, produtividade, porcentagens, comissões, função ou cargo de confiança, adicionais de tempo de serviço, adicional de serviços perigosos ou insalubres, etc.





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1.2 Classificação Brasileira de Ocupações - CBO

5. A RAIS utiliza a CBO – Cadastro Brasileiro de Ocupações para a identificação das atividades. A CBO é o documento que reconhece, nomeia e codifica os títulos e descreve as características das ocupações do mercado de trabalho brasileiro. A codificação tem uma dimensão estratégica importante na medida em que, com a padronização de códigos e descrições, pode ser utilizada pelos mais diversos atores sociais do mercado de trabalho, com relevância para a integração das políticas públicas.

1.3 Indicadores de Tendência Central

6. A média, mediana e a moda são medidas de tendência central com a função de resumir em apenas uma informação a característica de todo conjunto de dados, de modo que seja representativo de toda a série. 7. A moda é a medida de tendência central que representa a maior frequência em uma base de dados. Possui problemas insuperáveis, pois não pode ser calculada caso não haja repetição de valores. Além disso, o valor é diretamente influenciado pela quantidade de algarismos significativos utilizados na base. Também é altamente influenciada pela precisão da informação, característica indesejável para o cálculo salarial. Ademais, a distribuição dos valores pode ser bimodal, trimodal, etc. Possui a vantagem de poder ser utilizada para variáveis qualitativas. 8. As medidas de tendência central mais utilizadas são a média e a mediana. A mediana representa a observação que ocupa a posição central de todas as observações ordenadas. No caso de número de informações par utilizam-se as médias dos dois valores centrais. A média é a soma dos dados divididos pela quantidade total de valores observados. 9. A média aritmética é, possivelmente, a medida mais usada. Contudo, ela pode conduzir a erros de interpretação e em muitas situações pode ter sua aplicação prejudicada. A média é afetada de forma exagerada por valores extremos na amostra e pode não ser a medida adequada para representar um conjunto de dados com tal característica. Uma alternativa nesses casos pode ser utilizar a média aparada, que envolve calcular as médias das observações centrais, desprezando um percentual dos valores iniciais e finais. A mediana por sua vez é uma medida resistente4 em particular para distribuições muito assimétricas ou contendo valores atípicos.

4 Quando for pouco afetada por mudanças de uma pequena porção de dados.





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10. Quando se está trabalhando com variáveis sujeitas a grandes variações, como tipicamente salários, outras medidas têm de ser considerada, tal como a mediana e percentis da série de dados. O problema da média de tendência central para salários é discorrido por McCLAVE5:

[...] outro exemplo de dados para os quais a tendência central é melhor descrita pela mediana do que pela média é o dos salários dos atletas profissionais (por exemplo, jogadores de basquete da NBA – National Basketball Association ). A presença de poucos atletas (como Labron James) com salários extremamente altos afeta a média, elevando-a muito acima do valor da mediana. Assim, a mediana proporcionará uma ideia mais acurada do salário típico da liga profissional. A média poderia exceder a ampla maioria de medições da amostra (salários), fazendo com que seja uma mediada enganosa de tendência central.

11. Uma forma de mitigar os problemas da média é utiliza-la na forma aparada. Todavia, o valor seria influenciado pela decisão arbitrária do percentual de valores extremos a serem desprezados, variando de 0% a 50%. A figura a seguir ilustra o valor da média salarial dos eletricistas, considerando a exclusão de valores extremos. Observe que os valores notáveis são a média e mediana, sendo os valores intermediários a média aparada, com arbítrio de percentual de exclusão de valores extremos.

5 McCLAVE,James T., BENSON, P. George, SINCICH, Terry, Estatística para Administração e Economia. 10 ed. São Paulo: Pearson Prentice Hall, 2009. p.57.





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Figura 3– Média do salário do eletricista em função do percentual de descarte de dados extremos. Curva Viesada a Esquerda.

1.4 Regiões Consideradas

12. Considerar as regiões na forma mais desagregada reduz a quantidade de dados por CBO e região. Por exemplo, áreas de concessão que representam municípios ou estados menos populosos não possuem dados em quantidade suficiente para um cálculo de salário representativo por CBO.

13. Dessa forma, sugere-se o agrupamento 1 para cálculo do índice de salários.

Tabela 7 – Regiões a serem consideradas.

Agrupamento 1 Área Original

CENTRO OESTE

CHESP

CELG

ENERSUL

CEMAT

DISTRITO FEDERAL CEB

SUL

NOVA PALMA

AES SUL

CEEE

IGUAÇU

EFLUL

COOPERALIANÇA

CELESC

RGE

MUXFELDT

HIDROPAN

ELETROCAR

DEMEI

FORCEL

COPEL

COCEL

CFLO

JOÃO CESA





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SUDESTE

EMG

DMED

CEMIG

ESCELSA

ELFSM

ENF

AMPLA

EDEVP

CPFL PAULISTA

CNEE

CAIUÁ

BANDEIRANTE

CPFL PIRATININGA

ELEKTRO

EEB

CSPE

CPEE

CJE

CLFM

CFLSC

RIO LIGHT

SÃO PAULO ELETROPAULO

NORDESTE

SULGIPE

ESE

CEAL

CELPE

CEPISA

CEMAR

COELBA

COELCE

EPB

COSERN





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EBO

NORTE

CELPA

ELETROACRE

CERON

CER

AMAZONAS

BOA VISTA

CEA

CELTINS

14. O critério de agrupamento é o de áreas geminadas ou áreas de concessão circunscritas, respeitado as diferenças de renda e concentração populacional.

1.5 Das Ocupações do Setor de Distribuição de Energia Elétrica

15. Para o cálculo dos salários médios foram utilizados os CBO´s mais significativos, representando 75,7% do total de trabalhadores no setor de distribuição de energia elétrica, conforme tabela a seguir6.

Tabela 8 – Composição dos CBO´s do Ofício 376/2009- SRE/ANEEL.

DESCRIÇÃO RESUMIDA CBO PRÓPRIOS TERCEIRIZADOS TOTAL Fator

Ponderador%

Eletricista 951105 2.226 24.428 26.653 22,8%

Eletricista de alta-tensão 732120 8.129 7.193 15.322 13,1%

Agente administrativo 411010 6.034 3.755 9.790 8,4%

Auxiliar técnico de eletricidade de linhas de transmissão 732105 3.957 4.505 8.462 7,2%

Anotador de consumo de energia elétrica, água e gás 519940 972 5.551 6.523 5,6%

Auxiliar administrativo de pessoal 411005 3.747 1.883 5.629 4,8%

Auxiliar de eletrotécnico 313105 3.922 827 4.749 4,1%

Atendente central telemarketing 422315 1.465 2.188 3.653 3,1%

Ajudante de eletricista 715615 671 1.586 2.257 1,9%

Técnico de eletricidade 313130 1.718 459 2.176 1,9%

Engenheiro eletricista 214305 1.695 93 1.788 1,5%

Operador de teleatendimento híbrido (telemarketing) 422310 25 1.451 1.477 1,3%

6 Dados conforme Ofício Circular 376/2009- SRE/ANEEL.





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1.6 Cálculo do Índice de Salário

16. O salário médio é obtido pela representação do total de trabalhadores por CBO, ponderado pela mediana do salário.

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒𝑠𝑎𝑙á𝑟𝑖𝑜𝑅𝑒𝑔𝑖ã𝑜 =∑ 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎𝑠𝑎𝑙á𝑟𝑖𝑜𝐶𝐵𝑂

𝑅𝑒𝑔𝑖ã𝑜× 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑜𝑛𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝐶𝐵𝑂

𝑛𝐶𝐵𝑂=1

∑ 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑜𝑛𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝐶𝐵𝑂𝑛𝐶𝐵𝑂=1 ×𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎𝑠𝑎𝑙á𝑟𝑖𝑜𝐶𝐵𝑂

(12)

Onde: n é o total de CBO´s consideradas, conforme Tabela 8.

17. Foram seguidos os seguintes passos para a obtenção do índice salarial:

i. Os salários da RAIS foram normalizados para 44h, dessa forma, quem trabalha 22h o salário registrado na RAIS será dobrado;

ii. Foram excluídos salários inferiores ao Salário Mínimo Vigente para cada ano; iii. Considerados somente CNAE´s de interesse do Setor Elétrico (Tabela 9); iv. Desconsiderados os CNAE´s das distribuidoras, geradoras e transmissoras (35115, 35123, 35140,

40142, 40126, 40118); v. Retirado a Administração Pública Direta, Autárquica e Fundacional; vi. Classificados cada salário por região (por meio do código do município); vii. Filtrado para os CBO´s que representam 75,7% dos cargos de todas as distribuidoras (Conforme

Tabela 13); viii. Calculado a mediana por Área e CBO de interesse; ix. Multiplicado pelos pesos (Conforme Tabela 8); x. Calculado a mediana por CBO de interesse (salário mediano Brasil); xi. Multiplicado pelos pesos (Conforme Tabela 8); xii. Normaliza-se resultado do passo 9 por 11, conforme expressão (12);

Tabela 9 – Composição dos CNAEs.

40118 45217 45438 74209 75116

40126 45225 45497 74306 75124

40134 45233 45500 74403 75132

40142 45250 45608 74500 75213

40207 45292 74110 74608 75221





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40304 45314 74128 74705 75230

45110 45330 74136 74918 75248

45128 45411 74144 74926 75256

45136 45420 74160 74993 75302

1.7 Resultados

18. A Tabela a seguir apresenta a evolução do índice salarial para o período de 2011 a 2013, para os anos consolidados da base de microdados da RAIS do Ministério do Trabalho e Emprego, conforme expressão (12).

Tabela 10 – Evolução do Índice Salarial.

Área 2011 2012 2013 Média

ELETROPAULO 114,74% 109,79% 109,39% 111,3%

LIGHT 103,47% 104,31% 106,84% 104,9%

NORTE 104,37% 103,08% 102,21% 103,2%

SUL 105,72% 103,41% 99,03% 102,7%

SUDESTE 101,58% 102,25% 102,54% 102,1%

CEB 95,32% 96,21% 98,00% 96,5%

CENTRO_OESTE 91,27% 91,10% 94,23% 92,2%

NORDESTE 86,36% 88,59% 88,31% 87,8%

19. Para representar o histórico recente optou-se em adotar valores médios dos anos de 2011 a 2013. Os valores apresentados na tabela anterior foram normalizados, de modo que a média entre as regiões em cada ano seja unitária, adequando a comparação dos indicadores para cada região.

20. Observa-se que a relatividade dos indicadores entre as regiões permanece razoavelmente semelhante ao longo do tempo. Ademais, a região Nordeste sempre permanece com os menores índices salariais, seguido da região Centro Oeste. Outro ponto a ser destacado é o crescimento do índice salarial da região Norte, aquecida pelos altos investimentos em usinas hidrelétricas e da Região da Light para o ano de 2013.

21. Considerando o exposto, permanece inalterada a proposta de cálculo do índice de salários da RAIS, exceto para a atualização do ano de 2013, e redução da média do período, adotando-se o triênio 2011-2013 de modo a considerar período aderente à atualidade. Ademais, ressalta-se que o expurgo das empresas concessionárias foi realizado pelo CNAE em substituição ao cadastro de CNPJ das

http://www.rais.gov.br/





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concessionárias, ocasionando menos dependência da base de cadastro das concessionárias (sistema SARI).





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APÊNDICE C – MÉTODO DEA E ADAPTAÇÕES.

1. Abaixo apresentamos o modelo Data Envelopment Analysis – DEA utilizado nessa Nota Técnica para a estimativa dos custos operacionais eficientes. A equação 13 a seguir apresenta a formulação do DEA na forma conhecida na literatura como modelo multiplicativo (multiplier problem) para o caso de retornos não decrescentes de escala (DEA-NDRS).

max𝑢,𝑣,𝜑

ℎ𝑜 =∑𝑣𝑗𝑦𝑗𝑜

𝑚

𝑗=1

+ 𝜑

s.a

∑𝑢𝑖𝑥𝑖𝑜

𝑛

𝑖=1

≤ 1

∑𝑣𝑗𝑦𝑗𝑘

𝑚

𝑗=1

+ 𝜑 −∑𝑢𝑖𝑥𝑖𝑘

𝑛

𝑖=1

≤ 0(𝑘 = 1,2,… , 𝐾)

𝑢𝑖, 𝑣𝑗 ≥ 0𝜑 ≥ 0

(13)

onde

ℎ0: parâmetro de eficiência da empresa sob análise;

𝑦𝑗𝑘: vetor de produto(s) da empresa “k”;

𝑥𝑗𝑘: o vetor de insumo(s) da empresa “k”;


𝑢𝑖 : “peso” atribuído ao insumo “i”;

𝑛: total de insumos;


𝜑: “fator de escala”;

2. O modelo proposto nesta Nota Técnica considera apenas um insumo, qual seja, custos operacionais. Em contrapartida são considerados uma série de produtos tipicamente recorrentes em estudos do gênero aplicados ao segmento de distribuição de energia elétrica. Assim, estamos, na prática, estamos estimando uma fronteira não paramétrica de custos.





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3. Como trata-se de uma função custo, é preciso fazer algumas considerações sobre o preço dos insumos. O principal insumo associado aos custos operacionais é o “insumo trabalho”. Os custos com materiais correspondem a uma pequena parcela dos custos operacionais e no custo com serviço de terceiros o insumo trabalho é bastante relevante. O preço do insumo trabalho foi considerado no modelo através de um ajuste direto dos custos operacionais. O objetivo foi neutralizar o efeito decorrente das diferenças salariais praticadas nas diferentes áreas ondem atuam as empresas.

𝑃𝑀𝑆𝑂𝑎𝑗𝑘 =

𝑃𝑘+𝑆𝑘

ISk+𝑀𝑘 + 𝑂𝑘 (14)

onde

𝑃𝑀𝑆𝑂𝑎𝑗𝑘 : custos operacionais ajustados da empresa “k”;

ISk: índice salarial da empresa “k”, conforme Tabela 1;

𝑃𝑘 : custos de pessoal da empresa “k”;

𝑆𝑘: custos com serviços de terceiros da empresa “k”;

𝑀𝑘 : custos com materiais da empresa “k”;

𝑂𝑘: custos da conta “outros” da empresa “k”.

Adaptações no modelo DEA:

4. Duas adaptações foram feitas ao modelo básico apresentado acima. A primeira adaptação foi a incorporação das variáveis de perdas não técnicas e qualidade no modelo. Essas variáveis impactam os custos eficientes, mas a relação com os custos é negativa. Considera-las diretamente como produto invalidaria uma hipótese básica do modelo, que assume uma relação positiva entre insumos e produtos ou, no nosso caso, custos e produtos. A solução adotada foi considera-las como produto negativo. Ou seja, multiplicamos ambas as variáveis por -1 e as inserimos como produto no modelo, conforme a seguir:

max𝑢,𝑣,𝜑


𝑚1

𝑗=1

+ ∑ 𝑣𝑗𝑛(−𝑦𝑗𝑛𝑜 )

𝑚2

𝑗𝑛=1

+ 𝜑

s.a


𝑛

𝑖=1

≤ 1

(15)





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𝑚1

𝑗=1

+ ∑ 𝑣𝑗𝑛(−𝑦𝑗𝑛𝑘 )

𝑚2

𝑗𝑛=1


𝑛

𝑖=1

≤ 0(𝑘 = 1,2, … , 𝐾)

𝑢𝑖, 𝑣𝑗 ≥ 0𝜑 ≥ 0

onde

𝒚𝒋𝒏𝒊𝒌: vetor de produto(s) da empresa “k” que apresenta(m) uma relação negativa com os

custos operacionais;

𝑚1: total de produtos;

𝑚2: total de produtos negativos.

5. Incluir um produto negativo no algoritmo de DEA equivale a introduzir variáveis não discricionárias de insumo ao problema. Do ponto de vista da solução do algoritmo seriam equivalentes a insumos sob os quais não há possibilidade de redução. Portanto, na pratica atuam simplesmente como uma restrição de comparação entre as empresas. A fundamentação teórica dessa proposta está descrita em Bogetoft e Otto (2010).

6. Outra adaptação que entendemos necessária foi a introdução de limites para a relação entre pesos no modelo. A abordagem utilizada neste estudo baseou-se na proposição de Podinovski (2004) de restrições com base em trade-offs de produção, conforme abaixo.

max𝑢,𝑣,𝜑


𝑚1

𝑗=1

+ ∑ 𝑣𝑗𝑛(−𝑦𝑗𝑛𝑜 )

𝑚2

𝑗𝑛=1

+ 𝜑

s.a


𝑛

𝑖=1

≤ 1


𝑚1

𝑗=1

+ ∑ 𝑣𝑗𝑛(−𝑦𝑗𝑛𝑘 )

𝑚2

𝑗𝑛=1


𝑛

𝑖=1

≤ 0(𝑘 = 1,2, … , 𝐾)

−𝑣𝑟 + 𝛼𝑟𝑢𝑖 ≤ 0, r = 1,...,R

𝑣𝑡 − 𝛽𝑡𝑢𝑖 ≤ 0, t = 1,...,T

(16)





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𝑢𝑖, 𝑣𝑗 ≥ 0𝜑 ≥ 0

onde

𝛼𝑟: limite inferior para o valor atribuído ao peso 𝑣𝑗 relativamente ao peso 𝑢𝑖 ;

𝛽𝑡: limite superior para o valor atribuído ao peso 𝑣𝑗 relativamente ao peso 𝑢𝑖 ;

𝑅: total de restrições de limite inferior;

𝑇: total de restrições de limite superior;

7. Cabe destacar que em (16) optou-se por simplicidade de notação por representar apenas restrições entre produtos e insumos (𝑣𝑗 , 𝑢𝑖), contudo, em alguns modelos foram inseridas também

restrições entre produtos (𝑣𝑗1, 𝑣𝑗2).





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ANEXO I – RESPOSTAS ÀS CONTRIBUIÇÕES DA AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 023/2014

RESPOSTAS E ESCLARECIMENTOS DA ANEEL ÀS CONTRIBUIÇÕES E COMENTÁRIOS RECEBIDOS NA AUDIÊNCIA PÚBLICA SOBRE A METODOLOGIA RELATIVA AOS CRITÉRIOS

GERAIS DE CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO.

O presente anexo apresenta as respostas e esclarecimentos da ANEEL referentes às contribuições recebidas na audiência para a metodologia de Custos Operacionais.

Em virtude do grande volume de contribuições recebido as mesmas estão apresentadas neste Anexo sob a forma de extratos retirados dos textos integrais apresentados na citada audiência pública, com o objetivo de apresentar sucintamente a mensagem principal do autor da contribuição. Cabe ressaltar que a contribuição em sua forma integral pode ser acessada no endereço www.aneel.gov.br no link Informações Técnicas->Audiências/Consultas->Audiências Públicas.

Ao início de cada comentário é identificado seu autor. As contribuições estão agregadas por temas. Para cada tema, são apresentadas todas as contribuições que o abordaram. A resposta da ANEEL será única por tema, e contemplará todos os pontos levantados pelas contribuições de forma direta ou indireta, explicitando, quando for o caso, sobre sua incorporação ou não na decisão final. Contribuições relacionadas a ajustes na base de dados utilizada, quando aceitas, foram respondidas mediante a correção do valor apontado. É importante ressaltar que boa parte das contribuições foram respondidas direta ou indiretamente no corpo desta Nota Técnica.





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I. METODOLOGIA DE ANÁLISE DE EFICIÊNCIA

a. EXPECIFICAÇÃO DAS VARIÁVEIS

Contribuição de BOEGETOFT&LOPES

“Conceptually and empirically, there seems to be missing a cost driver related to the transformation activities

(…)

The idea is very simple: We add the number of distribution transformer to the ANEEL model.

(…)

We have tried also to use total installed MVA instead of the distribution transformers. This leads to larger second stage problem. A total of 5 variables are significant in the Tobit regression based on this model.

(…)

The reason that the distribution transformers work well in the model may – in addition to the correlation with other transformer variables – be because this indicator captures some of the particular problems of very sparsely populated areas. In sparsely populated areas, it may be optimal to do the transformation to distribution level close to the households. The more dispersed the consumers are in the concession area, the more distribution transformers will the DSO therefore typically have. For isolated consumers, it may be optimal extend the medium voltage network all the way to the consumer, and only there make the

transformation from medium to low voltage.

It turns out that several of the deficiencies of the original ANEEL model can be remedied by simply including one extra cost driver, namely distribution transformers.”

Contribuição de CEMIG

“Como discutido pelo regulador, o uso do produto km de rede distribuição aberto em rural e urbano encontra sua limitação com respeito à disponibilidade dos dados até o momento. No entanto, um produto passível de ser utilizado para mensurar a característica do rural é o nº de transformadores de distribuição.

Para centros muito adensados, o transformador atende um conjunto grande de clientes. Assim, em ambientes urbanos, a empresa tem vários consumidores sendo atendidos por um único transformador. Já para as regiões da concessão onde há baixo adensamento, o transformador atende um conjunto limitado de clientes. No caso extremo de áreas de alta dispersão de consumidores, cada cliente é atendido por um transformador.





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Um segundo ponto importante com relação a transformadores, é que o quantitativo de transformadores primários presentes em uma área de concessão está diretamente relacionado com o tipo de construção de rede da concessão. O número de transformadores é mais elevado nas redes rurais monofásicas, outro importante atributo de custo que não está explícito no modelo, mas que poderia também ser recomendado como uma possibilidade de produto. A extensão monofásica tem uma maior frequência de manutenção que redes mais robustas como as construções trifásicas e bifásicas. Sua implantação é a solução de expansão de rede em áreas onde a carga está muito distante das subestações e o volume dessa carga não justifica a construção de redes robustas. Trata-se de atendimento a unidades de consumo construção de redes robustas. Trata-se de atendimento a unidades de consumo isoladas e de baixo consumo isoladas e de baixo consumo.

O terceiro ponto importante que justifica a inclusão do nº de transformadores de distribuição no modelo comparativo das empresas é sua correlação direta com as ocorrências de interrupções nas redes rurais.

A grande ocorrência de falhas em transformadores rurais de distribuição é motivada por questões ambientais, principalmente relacionadas à vegetação, animais e incidência de descargas atmosféricas nas redes, nas quais sobretensões transitórias podem provocar os desligamentos.

Por fim, uma importante constatação com respeito a variável nº de transformadores de distribuição é sua correlação com o custo operacional.


“A modelagem DEA construída por Charnes, Cooper e Rhodes em 1978 requer dados positivos para as entradas do modelo e para todas as empresas. Esta forte imposição significa que todas as empresas analisadas por DEA devem utilizar os mesmos insumos para produzir os mesmos produtos, para que sejam consideradas comparáveis. Thompson, Dharmapala e Thrall (1993) realizam uma discussão sobre a presença de zeros na base de dados. Os autores afirmam que frequentemente na literatura, dados zerados são substituídos por valores pequenos adicionados aos produtos ou insumos zerados.

Conforme destacado anteriormente, a variável rede subterrânea apresenta um número significativo de observações zeradas. Por isso, foi testado um modelo DEA similar ao sugerido pelo regulador, exceto pela utilização da variável Rede Subterrânea. O resultado da simulação mostra que essa variável tem impacto reduzido no resultado final do escore, já que apenas uma empresa apresentou variação significativa.





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Com relação à definição dos produtos, uma importante regra colocada pela ANEEL é a parcimônia da quantidade de produtos no modelo para evitar o viés de estimativas de eficiência. Assim, cabe a avaliação se um produto que não é comum para a maior parte das empresas, que tem menor correlação com o PMSO e que apresentou impacto reduzido no escore final das empresas, seria relevante no modelo.

Contribuição de ENDESA

“Constata-se uma lacuna não reconhecida na análise de eficiência dos custos, referente os diferentes níveis de sazonalidade da carga que impactam nos custos. Por exemplo, no caso da Ampla, nos meses de verão, o padrão de consumo se altera de forma significativa, tanto em um incremento geral no sistema, quanto na distribuição da carga ao longo da área de concessão. Isto ocorre, devido ao aumento da sensação térmica observadas nestes meses, em conjunto com a ocupação das casas de veraneio na região dos lagos, umas das principais regiões de praias do sudeste do país.

De modo a ilustrar o impacto na carga nos meses de verão, foram comparados os valores médios de 2011 a 2013 da sazonalidade da demanda mensal de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) em relação ao da Ampla. Para isso foram calculadas as taxas de variação mensal da demanda em relação a média anual. Os resultados são apresentados na figura abaixo.





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Pode-se observar que entre abril e setembro o sistema da Ampla tem uma redução da carga maior que o SIN. Em compensação, nos meses de outubro a março a demanda da Ampla chega a se elevar até 7,1% em relação a média anual, onde a máxima demanda do SIN se eleva até no máximo a 3,5%, em fevereiro.

Nesse sentido, a Ampla necessita de um sistema dimensionado para atender este pico de demanda. É importante a consideração que o sistema mesmo não sendo utilizado em sua plena capacidade durante todo o ano, implica em custos de operação e manutenção para mantê-lo. Esta dimensão, não consegue ser capturada somente com a utilização da variável de mercado ponderado no modelo proposto pela Aneel, uma vez que o mercado não representa o nível de sazonalidade que pode ser observado na carga.

Tanto é que, reguladores de outros países, como Austrália, Alemanha, Áustria, Bélgica e Holanda, utilizam em conjunto como produtos, variáveis que representam a potência instalada e o consumo.

Diante do exposto, propõe-se que seja adotado na análise de eficiência, um modelo DEA que considera o MVA instalado e o mercado ponderado como produtos, uma vez que ambos trazem dimensões diferentes que impactam os custos das concessionárias.”

Contribuição da LIGHT

“Na 2ª Fase da Audiência Pública, no entanto, a ANEEL optou por desconsiderar a variável de MVA instalado em prol do mercado ponderado. O principal motivo para essa opção, segundo a Agência, é que a variável de potência instalada, em alguns casos, poderia premiar uma gestão ineficiente por parte das distribuidoras

(...)

Assim, foi calculada a correlação entre a diferença das eficiências obtidas dos dois modelos e o percentual de perdas não técnicas gerenciáveis sobre o mercado de baixa tensão. Os resultados são apresentados no gráfico abaixo.





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Como é possível observar, a relação obtida foi insignificante. Este resultado indica que a inclusão da variável de MVA instalado no modelo não eleva a eficiência das distribuidoras com maior nível de perdas gerenciáveis.

Este resultado pode ser explicado pelo fato do modelo DEA proposto pela ANEEL já considerar como produto negativo a variável de perdas não técnicas gerenciáveis, fazendo com que o efeito das perdas sobre o MVA instalado seja neutralizado.

(...)

Com relação à preocupação da ANEEL para o eventual sobredimensionamento da potência instalada em função da execução de investimentos não prudentes, uma solução razoável seria tratar a variável utilizada na análise de eficiência, aplicando o índice de aproveitamento (IA) das subestações definido na avaliação da base de remuneração regulatória.

(...)

A variável de mercado ponderado, escolhida pela ANEEL, indica o montante de energia distribuída pela concessionária e assim caracteriza a escala do serviço necessária ao modelo DEA. Seu trade-off de eficiência com o número de consumidores retrata o consumo médio dos clientes, já com a extensão de rede equivale à densidade do consumo.

No caso do MVA instalado, há uma relação direta com o custo de disponibilidade do sistema para enfrentar picos de consumos. Essa variável também atua como uma proxy do porte da estrutura





Processo n.º 48500.002747/2014-00

operacional necessária para o atendimento nesses momentos de pico, em especial para concessionárias que apresentam forte consumo sazonal, como é o caso da Light.

(...)

Neste sentido, a variável de MVA instalado esta condicionada principalmente pelo nível de sazonalidade que o mercado da empresa apresenta, sendo a necessidade de se manter o sistema para atendimento ao pico uma dimensão dos custos que necessita ser capturada na análise de eficiência. Portanto, a consideração da variável de MVA instalado na análise DEA, em conjunto com o mercado ponderado se torna necessária. Como será visto na seção a seguir, reguladores de outros países têm utilizado estas variáveis em conjunto na análise de eficiência dos custos operacionais.”

Contribuição de CONCEN

“Ainda que não haja uma definição clara que caracterize a rede rural, o entendimento do CONCEN-MS é que existem diferenças para a rede urbana em nossa área de concessão, que, se ignoradas, comprometerão a qualidade do serviço prestado. Portanto deve se considerada na dimensão extensão de rede.”

Resposta da ANEEL

Conforme já tratado nas Notas Técnicas anteriores existe a preocupação em não introduzir um numero excessivo de variáveis no modelo a fim de evitar viés nas estimativas de eficiência. Assim, procuramos selecionar um conjunto de produtos que representassem as principais dimensões de custo relacionadas à atividade de distribuição.

A separação da rede em três segmentos decorre do entendimento de que os mesmos apresentam relações de custo distintas. A presença da rede subterrânea, embora tenha demonstrado pouco impacto, traz conceitualmente uma informação adicional para o modelo que não está retratada pelas demais variáveis de rede. Modelos paramétricos com estimadores únicos para todas as empresas, como regressões lineares tradicionais, dificilmente encontrarão significância estatística para essa variável uma vez que apenas três distribuidoras da amostra apresentam redes subterrâneas em volume relevante, porém isso não significa que a variável não gere impacto nas mesmas. Dessa forma, entendemos que a variável “redes subterrâneas” deve ser mantida no modelo.

Uma segmentação ainda maior que considere também redes rurais e urbanas é uma alternativa interessante. Contudo, essa opção tem restrições de ordem prática nesse momento no que diz respeito a





Processo n.º 48500.002747/2014-00

disponibilidade de dados consistentes para todas as concessionárias do país. Não obstante, um avanço nesse sentido pode ser estudado no futuro.

Outra alternativa que se está propondo é a introdução da variável “transformadores de distribuição” como uma forma de capturar indiretamente o efeito de custos decorrente da dispersão da carga, característica predominante das redes rurais. Contudo, o contraponto a esse argumento é que a dispersão já esta considerada no cálculo de eficiência na medida em que o DEA leva em consideração a relatividade das variáveis de rede, consumidor e mercado no momento da definição da empresa benchmark. Portanto, comparação já leva em consideração a diferença de dispersão(densidade) entre as empresas na construção da meta de custos de cada uma. Isso fica bem ilustrado na figura trazida na contribuição de BOEGETOFT e LOPES, reproduzida a seguir.

Percebe-se que a empresa sob avaliação A tem sua eficiência avaliada em relação a uma fronteira formada por uma combinação linear de C e B, que tem densidades diferentes da sua. No entanto, a proporção de contribuição de cada peer na formação do benchmark leva em consideração essa relação de densidade de forma que, como ilustrado na figura, o peso da empresa C é maior que o da empresa B.





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Trazendo essa discussão para o caso concreto, a CEMIG possui uma relação de 0,066 km de rede por consumidor7. O custo eficiente para a CEMIG é obtido a partir da combinação linear de três empresas conforme apresentado na tabela a seguir.

Empresa Peso Rede (km) consumidores rede/cons

Empresa 1 2.26 80,383.78 499,118.67 0.161 Empresa 2 1.67 81,296.38 1,337,437.00 0.061 Empresa 3 1.34 134,134.32 3,077,745.00 0.044

497,251.36 7,482,055.33 0.066

Percebe-se que as empresas usadas como referência possuem densidades distintas. Algumas são mais e outras são menos densas que a CEMIG. Contudo, a empresa “virtual” formada pela combinação linear de cada uma delas ponderado pelo respectivo peso, que representa o benchmark a ser atingido, apresenta a mesma densidade da empresa sob avaliação, no caso, a CEMIG.

Apesar da ausência da informação sobre redes urbanas e rurais não se pode afirmar que a especificidade associada a dispersão, que é a origem do problema nas áreas rurais, não está sendo levada em consideração pelo modelo. Por construção o método DEA buscará sempre definir um benchmark virtual para cada empresa construído a partir da combinação linear de outras empresas da amostra de tal forma que a empresa resultante seja a mais próxima possível da empresa sob avaliação. Em especial no modelo com restrição de pesos, com não há slacks, as diferenças entre a empresa virtual e a empresa sob avalição são também valoradas. Portanto, conclui-se que a dispersão está sim sendo considerada no modelo a partir da relatividade entre rede e consumidores. A inclusão da variável transformadores só se justificaria caso a mesma explicasse algum aspecto em particular da dispersão que a rede não estaria retratando, o que não ficou demonstrado. As duas variáveis expressam aspectos muito semelhantes, ou seja, em áreas dispersas há necessidade de mais transformadores por consumidor da mesma forma que há necessidade de mais rede por consumidor. Dado à semelhança entre as duas o que se poderia avaliar, em último caso, seria a substituição de uma pela outra, mas entende-se que rede é a variável mais relevante para representar a atividade de distribuição de energia elétrica.

Portanto, mantém-se o entendimento que a densidade (dispersão) já está implicitamente considerada no modelo a partir da relação entre os produtos.

7 Relação com base nos dados médios usados no cálculo da eficiência, considerando a versão final da base de dados.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Com relação a variável MVA entendemos que não há vantagem em se considerar no mesmo modelo MVA e mercado ponderado uma vez que ambas as variáveis procuram exprimir no modelo aspectos muito semelhantes. Assim, como no caso das variáveis de rede e trafos, nesse caso a escolha deve ser entre o uso de uma ou outra. De fato, a primeira fase da AP023 apresentou modelos concorrentes com o uso de uma ou outra variável. Há prós e contras associado a escolha de cada uma e as contribuições da primeira fase trouxeram argumentos nos dois sentidos. Existe o aspecto da sazonalidade alegado, mas como já discutido na NT 407/2014 existe também uma série de dificuldades associadas a variável MVA. A principal delas é o forte componente endógeno associado. A potência instalada é em última análise uma escolha da concessionária. Pode haver sobre(sub) investimento. Portanto, o escore de eficiência estaria contaminado por essa escolha. Além disso, existem aspectos de configuração de rede como a presença de DITs que é muito expressivo em algumas concessões ou geração distribuída que, de forma semelhante, distorce a comparação. Por essas razões se optou pelo mercado como melhor alternativa para representação dessa dimensão.

Além disso, foi feito uma análise complementar do fator de carga das concessionárias brasileiras, obtida da curva de carga agregada da última revisão tarifária de cada concessionária, calculado a partir dos dados da campanha de medidas. Como pode-se observar o fator de carga aferido para as duas concessionárias não se distancia muito do praticado pelas demais distribuidoras. Em ambos os casos estão acima da média nacional.

Pleito negado.

b. INCLUSÃO DE PERDAS E QUALIDADE

Contribuição de ACENDEBRASIL





Processo n.º 48500.002747/2014-00

“A introdução da qualidade no cômputo das tarifas é uma evolução importante. A qualidade tem custo e precisa ser incorporada ao processo tarifário. A inclusão de indicadores de qualidade no benchmarking dos Custos Operacionais é mais um importante passo nesse processo. Causa preocupação, no entanto, a calibragem das penalidades e premiações por qualidade. Há uma duplicidade de mecanismos empregados para ajustar as tarifas em função da qualidade auferida.”

Contribuição de Presset Consistência

“De fato, enquanto para as Interrupções sugeriu-se incluir o custo das multas e indenizações nos Custos Operacionais, ou seja, contemplando apenas as Interrupções além da meta regulatória, para as PNT sugeriu-se a inclusão integral de seus custos, não levando-se em conta que parte deles já estão considerados na energia comprada contemplada via Parcela A.

Além do mais, já que a PNT que extrapola a meta regulatória não é objeto do contrato de concessão, ou seja, não é contemplada na Parcela A, pode então ter um tratamento específico.

Por outro lado, a PNT que extrapola a meta regulatória está, conceitualmente, fora do âmbito explicativo do Índice Sócio-Econômico, ou seja, este não vem ao caso.

Assim, gostaríamos de reformular nossa sugestão para as Perdas Não Técnicas, do seguinte modo:

Sugere-se que o custo da energia comprada para cobrir as Perdas Não Técnicas além das metas regulatórias, seja acrescentado aos Custos Operacionais.

(...)

...pelo preço da energia que não é contemplada na Parcela A, estimado em R$ 150,00/MWh, e as horas de Interrupção, em R$ 0,57/hora, com base nas indenizações pagas em 2012 e 2013, conforme observação constante da tabela.

(...)

Diante do exposto, sugere-se que tanto os custos decorrentes das PNT quanto das Interrupções, referentes às parcelas que ultrapassam as respectivas metas regulatórias, sejam acrescidos aos Custos Operacionais, sendo as PNT valoradas pelo preço da energia que não é contemplada na Parcela A, e as horas de Interrupção valoradas com base nas indenizações pagas no mesmo triênio de apuração do valor médio das variáveis.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Contribuição de ENERGISA

“...na premissa de que tanto a diminuição das perdas não técnicas de energia quanto a melhoria do DEC4 elevam os custos operacionais tem-se caracterizado um “trade-off”, ou seja, um conflito de escolha, entre a redução dos custos de operação e a melhoria das perdas não técnicas e qualidade.

Para empresas ineficientes em relação aos produtos “negativos”, PNT e CHI, é imputado, além do risco de “trade-off”, o risco sobre o desempenho (ou estabelecimento) do benchmark. Assim o risco da aplicação de estimadores “viesados” sobre estas empresas é maior. Em relação a empresas ineficientes nos produtos “positivos”, apenas é incluído o conceito de comparação frente aos retornos de escala, ou, mais precisamente, a infraestrutura física (mercado, redes, consumidores) que precisa ser atendida, sendo, portanto, uma medida livre do viés de capacidade gerencial.

Fica caracterizado desta maneira que o “desempenho” que passa a ser considerado com a inclusão dos produtos negativos pode causar ineficiência na estrutura de incentivos quando da aplicação dos modelos. É relevante manter no curto prazo um patamar de custos operacionais reconhecidos mais elevados para melhoria dos indicadores de qualidade e perdas não técnicas, para que haja uma melhoria mais rápida nesses indicadores, preservando o equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias. Caso isso não ocorra concessões “menos maduras” ficarão comprometidas pela metodologia.

Dependendo do objetivo do regulador, fica claro que a redução dos custos operacionais é incompatível com o aumento da qualidade e a redução das perdas não técnicas no curto e médio prazos para distribuidoras de alta complexidade. O aumento no montante de compartilhamento tarifário no curto prazo pode comprometer o desempenho das empresas no longo prazo, ou até mesmo tornar as trajetórias de redução de perdas e aumento da qualidade incompatíveis com a atração de investimentos para o setor de distribuição de energia em períodos mais longos, especialmente em concessões em que estes são necessários.

(...)

O argumento da inércia de custos no cutro prazo para distribuidoras com perdas altas e baixa qualidade é uma especificidade não observada pelos modelos de eficiência, demonstrando o “trade-off” entre na redução de custos e o avanço dos indicadores de qualidade. Em tempos longos, é esperado que as empresas com baixas perdas e qualidade alta possuam receitas maiores como recompensa pelo serviço melhor prestado. O problema, no caso do Brasil, é a grande diferença entre as concessionárias “maduras” e aquelas “em amadurecimento”, sendo que o fato de se observar apenas o argumento da eficiência gera riscos de curto prazo para as distribuidoras que ainda não conseguiram atingir as melhores práticas.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Duas escolhas concorrentes existem dado o “trade-off” entre a redução de custos operacionais e os produtos negativos: uma visa incentivar as melhores práticas na prestação do serviço no curto prazo; outra, pelo oposto, precisa contemplar com os recursos necessários a execução do atingimento das metas de perdas não técnicas e qualidade (DEC) por parte das distribuidoras que possuem trajetória para estes indicadores. Com efeito, este é um ponto de escolha discricionária imposto pela metodologia.

1. Fomentar a redução de custos operacionais e a modicidade tarifária, sem observar as dificuldades de curto prazo e o “trade-off” entre o OPEX regulatório e os produtos negativos. Neste caso opta-se pela diferenciação entre as melhores práticas, incentivando apenas quem já as executa.

2. Fomentar a redução de custos e a modicidade tarifária, preservando um nível maior de custos operacionais reconhecidos para distribuidoras com trajetória de perdas e qualidade, mitigando o “trade-off” de curto prazo entre a redução do OPEX e os produtos negativos. Esta ação mitiga o risco regulatório.

A sugestão 2 é a proposta defendida pelo Grupo ENERGISA e não é rival a metodologia aplicada na proposta da segunda fase da AP 023/2014, uma vez que parte do problema em relação ao CHI é resolvida pela componente Q do Fator X. A reflexão que se segue baseia-se na melhor forma de aplicar um incentivo regulatório no curto prazo – durante o ciclo – para diminuir os riscos das concessões que possuem trajetórias para o CHI e as PNT nesse período.

A melhor forma de contemplar a sugestão II, mantendo o que foi definido em I e corroborando os resultados da 2ª fase da AP 023, é propor um limite para a redução de custos que não penalize, no curto prazo, as distribuidoras com perdas elevadas e baixa qualidade. Sugere-se que este fator tenha o mesmo limite para todas as distribuidoras. Uma forma de calcular este limite é torná-lo equivalente a produtividade média dos custos operacionais.”

Contribuição de EQUATORIAL

“De acordo com a proposta, observa-se que o avanço no entendimento quanto à questão de PNT abrange um grupo específico de empresas. Esse grupo é formado por empresas com probabilidade baixa de comparação, com PNT real maior que a regulatória, ou aquelas em que houve piora das condições socioeconômicas. Consequentemente, tais empresas terão um tratamento específico, o que pode levar a uma revisão das metas que haviam sido estabelecidas no 3CRTP.

(...)

Para os custos operacionais, o modelo de comparação de eficiência utiliza como produto negativo não discricionário a diferença entre PNT real, do período de 2011 a 2013, e a PNT regulatória estabelecida no 3CRTP. A inconsistência está nessa PNT regulatória.

(...)





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Assim, a proposta da concessionária é alinhar os conceitos regulatórios tanto em PNT quanto nos custos operacionais, por meio do seguinte procedimento:

Para empresas que apresentam PNT muito maiores que aquelas praticadas pelo benchmark ou que possuam uma probabilidade pequena de comparação ou que houve piora na complexidade entre o 3CRTP e 4CRTP, ao invés de utilizar a PNT regulatória do 3CRTP, utilizar a meta obtida no 3CRTP pela aplicação da equação derivada do ranking de complexidade, mostrada abaixo:”

Contribuição de ELEKTRO

“Entende-se que o mais adequado é utilizar os valores reais de qualidade e perdas não técnicas por (i) apresentar maior equidade no tratamento das distribuidoras, (ii) estar em linha com a prática de regulação internacional e (iii) ser a recomendação da literatura especializada.

(...)

É sabido que se uma distribuidora possui um indicador real de qualidade e/ou perdas não técnicas relativamente elevado, ela terá menos dificuldade para reduzi-lo, em comparação com uma distribuidora que possua tal indicador com nível relativamente menor.

Por este motivo, a proposta presente na Nota Técnica possui uma inconsistência, já que as variáveis selecionadas para representar a qualidade e as perdas não técnicas podem apresentar valores semelhantes para empresas que possuem diferentes exigências de custos necessárias para melhoria de desempenho...

(...)

A análise da forma como os aspectos qualidade do serviço e perdas não técnicas são inseridos nos modelos regulatórios, daqueles países que adotam a metodologia DEA, denota que a prática frequente é a utilização de valores de perdas não técnicas e qualidade total, como é o caso da Noruega e Finlândia.

(...)





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Portanto, devem ser utilizados os valores reais de qualidade e perdas não técnicas nos modelos de análise de eficiência.

Além disso, não é verdade que as variáveis ajustadas, CHI_ajii e PNT_aj, capturam o impacto do ambiente. Conforme apresentado, a forma correta de inserir os aspectos ambientais na análise de eficiência é através da inclusão direta de variáveis ambientais no modelo (Dyson et al., 2001), e não através de metas regulatórias de qualidade e perdas não técnicas.

Contribuição de EDP

“Podemos observar pela Equação 1 que o Índice de Perdas não Técnicas depende da estimativa da ANEEL de Perdas Técnicas quando da última Revisão Tarifária. As variações entre o percentual de Perdas Técnicas estimado pela ANEEL e o realizado efetivamente pela empresa, são repassados integralmente as perdas não técnicas. O resultado dessa diferença é potencializado na apuração das perdas não técnica, que tem como base o mercado de baixa tensão, ou seja, uma pequena alteração do índice de perdas técnicas provoca uma variação aumentada das perdas não técnicas, tanto maior quanto menos significativo for o mercado de baixa tensão.

Outro aspecto relevante a ser destacado é a alteração da metodologia de cálculo das perdas técnicas, ora em Audiência Pública, cujo procedimento confere um erro de estimação do valor resultante.

É sabido que o cálculo da perdas técnicas depende de diversas premissas, como: i) o fluxo de potência, ii) a temperatura dos condutores em 55ºC, iii) a carga no limite de tensão regulatória. Por esse motivo, podemos concluir que a Perda Técnica é um percentual estimado e que pode variar de acordo com a premissa utilizada. Ou seja, existe significante grau de subjetividade na estimativa das perdas técnicas.

(...)

O problema ocorre quando esse erro for a maior realizado com algum Benchmark de Perdas não Técnicas. A superestimativa das Perdas Técnicas do Benchmark subestimará as suas Perdas não Técnicas. Com isso, as metas de todas as outras distribuidoras serão afetada pelo erro intrínseco a estimativa das Perdas

Técnicas.

Como o Benchmark de Perdas não Técnicas pode mudar a cada ano e é escolhido pela menor Perda não Técnica apurada naquele ano1, existe uma tendência de que o referido erro de perdas técnicas na meta das perdas não técnicas do benchmark será sempre no sentido de reduzi-las. Isso porque quando o erro de perdas técnicas aumentar as perdas não técnicas, a probabilidade é de que aquela distribuidora deixe de ser Benchmark, cedendo espaço a outra cujo erro de perdas técnicas reduz as perdas não técnicas.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

(...)

Portanto, existe grande possibilidade de variações do índice de Perdas não Técnicas apurado pela ANEEL correspondam, na verdas, à variação das Perdas Técnicas.

Propomos neste momento não utilizar a variável perdas não técnicas como produto do modelo de custos operacionais, como proposto na NT 407/2014, uma vez que a utilização de um modelo com alto grau de subjetividade e baixa aderência à realidade compromete a robustez do resultado do DEA no cálculo de eficiência comparativa entre as empresas.”

Contribuição de ABRACE

“A Abrace sugere que as variáveis associadas à qualidade (CHI e PNT) não sejam consideradas no modelo DEA para avaliação dos custos operacionais uma vez que:

a) Variáveis associadas à qualidade já foram introduzidas diretamente no cômputo do Fator X via componente Q1, de forma mais lógica, completa e abrangente;

b) Com a modificação do modelo DEA proposto pela NT 407 e pela redução do tamanho da amostra avaliada, o modelo perde poder discriminador. Uma forma de reverter essa debilidade do modelo é diminuindo o número de variáveis consideradas no DEA. Esse procedimento não causaria problemas à análise da qualidade no fornecimento de energia elétrica uma vez que, como o citado no item a), essas variáveis já foram incluídas no âmbito do cálculo do Fator X.”


“...uma consideração especial foi feita para as concessionárias que se encontram no topo do ranking de complexidade, caso da Light. A elas, com a justificativa de que suas metas regulatórias podem ter valores muito próximos a suas próprias perdas, foi utilizado o índice de complexidade do modelo como representação da parcela "não gerenciável" de perdas não técnicas.

(...)

No entanto, desde o 2CRTP a metodologia de determinação das metas de perdas não técnicas utiliza a matriz de probabilidades para mitigar possíveis erros de estimação dos modelos econométricos de dados em painel. Essa meta corresponde à média ponderada da perda praticada pelo benchmark e da perda realizada pela concessionária em processo de revisão.

(...)

Sendo assim, a Light entende que a consideração do índice de complexidade para as empresas do topo do ranking não é adequada, uma vez que a aplicação da matriz de probabilidades já mitiga possíveis erros de estimação dos modelos econométricos utilizados para definição das perdas não técnicas.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Nestes casos, assim como utilizado para as demais empresas, deve ser considerada a meta das perdas não técnicas estimadas para o 4CRTP.”

Resposta da ANEEL

A questão da utilização da qualidade para definição de custos operacionais e fator X não representa uma duplicidade, uma vez que a natureza e os objetivos das duas aplicações são distintos. No primeiro caso, a introdução de qualidade visa aperfeiçoar a métrica de aferição da eficiência uma vez que qualidade representa um importante driver de custo na atividade de distribuição. Ou seja, trata-se de medir corretamente a eficiência das distribuidoras considerando todas as variáveis de relevância para o cálculo. No caso do componente de qualidade do fator X, por outro lado, está no âmbito um mecanismo de incentivo que visa estimular o melhoramento contínuo da qualidade bem com outros aspectos de interesse da agência. Portanto, as duas aplicações não se confundem.

Quanto a forma de introdução das variáveis no modelo como produtos negativos, a principal vantagem dessa abordagem é preservar a função custo usando apenas as despesas operacionais como insumo. O escore de eficiência representa uma medida de quanto as despesas operacionais poderiam ser reduzidas como função dos atributos da concessionária, com aplicabilidade direta para fins regulatórios. Entendemos que a alternativa de monetizar as perdas e energia não suprida a fim de somá-las aos custos operacionais não é a mais adequada para essa aplicação. Perde-se o significado do resultado haja vista que o input utilizado já não é o custo operacional real da distribuidora. Além disso, esta abordagem tem como desvantagem a necessidade de se arbitrar um custo para as duas dimensões no modelo, o que não é trivial e introduz uma discricionariedade desnecessária na metodologia. Assim, mantém-se o entendimento que perdas e qualidade devem ser consideradas como produtos negativos no modelo.

A desconsideração da parcela regulatória associada às duas dimensões também representa um avanço em relação a proposta colocada na primeira fase da Audiência Pública nº 023/2014 – AP 023. É incontestável a afirmação de que a adversidade enfrentada pelas concessionárias pode variar muito a depender das condições do ambiente em que elas se encontram. Descontar a parcela regulatória de perdas e qualidade é uma forma de introduzir essa informação no modelo para uma comparação mais justa do desempenho entre as empresas. Pode-se advogar em favor de outras abordagens como o uso de dois estágios com variáveis ambientais, mas entendemos que essa abordagem tende a ser menos precisa na quantificação da influência do meio. Existem metodologias específicas para identificação da parcela aceitável de perdas não técnicas e interrupções (qualidade) que se dedicam a explorar em detalhe todos os efeitos associados a estas dimensões. Não aproveitar essa informação em favor de um método mais genérico não nos parece ser a decisão mais acertada.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Ainda sobre esse ponto, é preciso fazer uma ressalva com relação a perdas não técnicas, especificamente para as concessionárias no topo do ranking de complexidade. Vale lembrar que o objetivo no que se refere a custos operacionais é identificar a parcela das perdas não técnicas decorrente da influência do meio, para qual tomamos como proxy, as perdas regulatórias. É sabido que existe uma baixa comparabilidade das perdas para as empresas no topo do ranking de complexidade, uma limitação metodológica. Portanto para esses casos foi usado como proxy o próprio índice de complexidade. Ignorar essa limitação implicaria em aceitar que níveis de perdas acima de 50% sobre BT seriam “não gerenciáveis” o que claramente não é razoável.

Com relação a contribuição da EQUATORIAL, cabe esclarecer que a meta de perdas não técnicas utilizada foi a média dos modelos finais aprovados na metodologia de Perdas não Técnicas considerando a probabilidade de inversão. (Eq. 2 , pag, 406 da NT 406/2014-SRE/ANEEL) .

Por fim, com relação às incertezas metodológicas associadas à definição dos limites, entendemos que de fato existem, mas que tendem a ser mitigadas na medida em que as metodologias estão em constante revisão e aprimoramento. Isso não compromete o uso da informação, afinal, tratam-se de metodologias aprovadas e usadas na definição de demais componentes da tarifa.

Pleito negado.

c. ÍNDICE SALARIAL


“O índice salarial introduz regulação sobre os salários dos seus funcionários. Empresas que têm um índice estimado mais baixo, obrigatoriamente, não poderão recompensar a maior produtividade dos seus funcionários frente as suas concorrentes dentro e fora do setor de distribuição, causando dificuldades com sindicatos e outras entidades de classe que poderão se sentir prejudicados. Além disso, a restrição salarial passa a imputar assimetria de competitividade frente a outras empresas, com vistas à manutenção, no longo prazo, de um corpo profissional qualificado

O índice salarial pode afetar a relatividade dos custos entre as concessionárias, mas não pode afetar o seu nível. Ou seja, seu uso deve ser restrito a estimação da eficiência, não podendo ser aplicado sobre o





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reconhecimento tarifário. Para tal era esperado que a relativização dos custos com pessoal e serviços contemplasse apenas informações das empresas e não do mercado como um todo.”

Contribuição de COPEL

“Apesar de constar no item 12 que o índice salarial foi recalculado, apenas, acrescentando a informação disponível para 2013, observa-se, no apêndice B da referida NT, que, para o recálculo, também foram alteradas a segmentação das regiões (tabela 12) e os CBO´s utilizados (tabela 13), reduzindo, inclusive, sensivelmente a representatividade da amostra (de 97% para 75,7%), modificando os índices salariais já apresentados na 1ª fase da AP (NT 192/2014) para os anos de 2011 e 2012. Desta forma, como tais alterações provocaram modificações significativas nos resultados dos índices apresentados, solicita-se um maior detalhamento das razões para referidas modificações, visto que não constam na redação do apêndice.”


“Entendemos que no quesito insumo, o custo de mão de obra deverá levar em consideração o índice salarial, que no caso da ENERGISA ENERSUL seria reduzido em 7,9%. Assim, no arquivo disponibilizado há um erro material ao se dividir o valor de pessoal pelo fator 0,921 e não multiplica-lo, devendo isso ser corrigido.”

Contribuição de CONCEL

“”

Resposta da ANEEL

Ao contrário do alegado a inclusão do índice salarial não prejudica a competividade entre as empresas, pelo contrário, ela corrige possíveis distorções na comparação em razão da notória diferença no custo de mão de obra





Processo n.º 48500.002747/2014-00

entre as regiões. Apresenta a relatividade entre os salários das diferentes regiões do país, motivada por particularidades econômicas e sociais.

A base de dados utilizada consiste dos salários realmente praticados na região, não sendo utilizados fatores para induzir a alteração dos valores observados, ou seja, improcede a alegação que os salários do setor estão sendo regulados. O índice salarial é variável observada na região, assim como variáveis ambientais de precipitação ou de temperatura. Corrige as eficiências para influências do meio. Caso não se procedesse assim, empresas que operam em regiões onde o custo de mão de obra é mais barato teriam essa vantagem competitiva mascarando o seu escore de eficiência.

A alteração da amostra de 97% para 75,7% ocorreu em fase anterior, sendo objeto de retificação da Nota Técnica 407/2014. A única alteração foi a forma de identificação das empresas de geração, transmissão e distribuição , para exclusão da amostra. Anteriormente foram utilizados os CNPJ´s das empresas, na etapa atual a forma de identificação foi pelo CNAE. A diferença se deve a erros de cadastro dos CNPJ´s das concessionárias do setor elétrico, corrigidas com a alteração da variável de identificação (CNAE).

A contribuição quanto a forma de aplicação do índice (multiplicação vs divisão) decorre de um entendimento equivocado. O fato de se atuar em uma área de concessão com baixo custo de mão de obra é uma vantagem, portanto, para que possamos avaliar a eficiência de uma empresa nessa situação temos que dividir o seu custo pelo índice salarial de forma a emular esse custo considerando o mesmo referencial de preço de mão de obra para toadas as empresas.

Pleito negado.

d. REMOÇÃO DE OUTLIERS

Contribuição de BOEGETOFT&LOPES

“Moreover, we suggest that the DSOs should be screened by outlier detection criteria like the German average efficiency impact and super efficiency criteria. We recommend that this be done in the model with weight restrictions, to make the methodology consistent.”

Resposta da ANEEL

Existem duas razões para excluir uma observação considerada um outlier: i) pelo indicativo de que há possíveis erros nos dados de insumos/produtos ou ii) porque a observação não faz parte da mesma distribuição das demais. Foram utilizados dados médios de forma a contornar o primeiro problema e,





Processo n.º 48500.002747/2014-00

aliado a isso, os dados foram disponibilizados publicamente e submetidos a sucessivas rodadas de check por parte dos agentes. Com relação a segunda hipótese não se identificam razões para concluirmos que as observações apontadas não estejam submetidos às mesmas condições de produção das demais empresas.

Pleito negado.

e. AGRUPAMENTO DAS EMPRESAS

Contribuição da ABRADEMP

“A consideração de que as concessionárias de menor porte vivenciam na prática uma realidade distinta das concessionárias de maior porte com relação a determinados aspectos como, por exemplo, presença de rede de alta tensão e combate às perdas não técnicas, e que servirão para a condução da proposta de agrupamento por porte das empresas deixaram de ser relevantes. Observa-se ainda que para o regulador o agrupamento entre as empresas era tão significativo para a qualidade do resultado da eficiência, que em virtude das limitações do método empregado (DEA), adotou um procedimento adicional a fim de evitar que o componente de escala estimado para essas empresas fosse enviesado.

Posteriormente, com melhor entendimento da aplicação do modelo DEA, ao que parece, o regulador optou por considerar todas as empresas em um só grupo. A principal razão foi o fato de que o modelo já controla a presença de economias de escala entre as empresas e restringe a possibilidade de comparação entre empresas com porte muito diferente.

(...)

Com relação às redes de alta tensão para distribuidoras supridas de menor porte e as perdas não técnicas perderam status de importância e, segundo o regulador, passaram a ser muito pouco relevantes para a segregação das empresas, com a argumentação de que mesmo que o modelo considere, por exemplo, as perdas para empresas onde essa dimensão não é um problema, no caso de empresas menores, isso não atuará em desfavor das mesmas. No entanto, a entrada da variável de perdas, em conjunto com o agrupamento único, afetou o resultado de eficiência para maioria dos associados da ABRADEMP, conforme atesta a Tabela a seguir.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Por fim, o regulador observa que, ao se considerar um cluster único, a eficiência das distribuidoras menores diminuiu e explica o fato face à junção das empresas em um só grupo que fez diminuir o viés que ocorria anteriormente na estimativa de eficiência das empresas de pequeno porte. Ou seja, a segregação por porte estaria beneficiando as empresas de menor porte. É óbvio que as empresas de menor não conseguem diluir seus custos, principalmente os fixos, de forma mais eficiente por conta da escala. Ora, ao proceder a segregação por porte o modelo se adequa a esse fato e não o beneficia.

A ABRADEMP solicita que seja mantido o agrupamento por porte como proposto na 1ª. Fase desta AP.”

Contribuição da Presset Consistência

“Efetivamente, um modelo que contenha empresas com tão ampla diversidade de tamanhos como a observada entre as distribuidoras de energia elétrica compromete as próprias premissas do modelo. Por exemplo, estando em um mesmo conjunto empresas médias como a COSERN e CELG e pequenas como FORCEL e JOÃO CESA compromete-se a eficácia da premissa tecnológica NDRS, pois essas empresas menores estão, do “ponto de vista” das maiores, tão próximas à origem que o modelo funciona para as maiores como CRS...

(...)

Diante do exposto, sugere-se, agrupar as empresas utilizando como critério o menor número inteiro de vezes que todos os produtos de uma DMU pode ser maior ou menor que os produtos da Empresa em





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Avaliação de forma que a quantidade de DMUs selecionadas “K” supere 3 vezes o número de inputs mais o de outputs e também supere o produto desses dois números (K > 3(m+n) e K > m x n).”

Resposta da ANEEL

A união de todas as empresas em um único conjunto não significa afirmar que não existe diferença entre elas com respeito a escala do negócio, mas que tais diferenças são tratadas no âmbito do modelo a partir da premissa de retornos não decrescentes de escala (NDRS em inglês). A afirmativa de que concessionárias de menor porte não conseguem diluir seus custos é válida. Por essa razão a premissa de NDRS adotada que, na prática, limita a comparabilidade das empresas menores com outras de porte muito maior que o seu.

A argumentação de que as empresas pequenas estariam comprometendo a análise de NDRS das maiores carece de fundamentação teórica e empírica. Partindo-se a premissa de retornos não decrescentes será sempre uma vantagem ser maior, portanto, a restrição que se coloca é o de comparação de empresas pequenas versus grandes e não o contrário. Ademais, a premissa de retornos de escala no segmento de distribuição é amplamente aceito e observado empiricamente. Se a solução ótima fosse distribuir energia em pequena escala os incentivos econômicos induziriam as grandes empresas a se fragmentar em unidades menores e não se fundir em grandes grupos, como se observa na prática.

A justificativa inicial para separação das empresas era a presença de atividades adicionais nas empresas maiores não compartilhadas pelo universo das pequenas, como combate às perdas não técnicas, por exemplo. Portanto, seriam empresas com negócios ligeiramente distintos. Contudo, tal hipótese não se confirmou uma vez a junção das empresas em um único grupo praticamente não afetou as eficiências das maiores, evidenciando que o problema que se procurava evitar na prática não está ocorrendo.

Pleito negado.

f. RESTRIÇÃO DE PESOS

Contribuição de Presset Consistência

“Nossa proposta acrescenta formas de definir, a partir dos valores médios obtidos por regressão,

valores máximos e mínimos e foi desenvolvida nos seguintes passos:

Inicialmente, sugere-se que tanto os custos decorrentes das PNT quanto das Interrupções, referentes às parcelas que ultrapassam as respectivas metas regulatórias, sejam acrescidos aos Custos Operacionais, sendo as PNT valoradas pelo preço da energia que não é contemplada na





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Parcela A, e as horas de Interrupção valoradas com base nas indenizações pagas no mesmo triênio de apuração do valor médio das variáveis.

Desse modo, a função de custo da produção seria representada por:

𝑥𝐼𝐹 +∑ 𝛽𝑧𝑛;𝑥𝐼𝑧𝑛

𝐹𝑁

𝑛=1=∑ 𝐶.𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 𝑦𝑝

𝐹𝑃

𝑝=1+ 𝐶. 𝐹𝑖𝑥𝑜 (𝑅1)

Onde:

βzn;xI:Customáximode“combate”doprodutonegativo“n”,emunidadesdoinsumo“I”,sendo,paraasPNT, 150,00 R$/MWh, e para as Interrupções, 0,57 R$/hora.8;

C.Unit.p: Custo unitário de produção do produto“p”,emunidadesdoinsumo“I”,aserobtidoporregressão;

C.Fixo: Custo Fixo de produção, a ser obtido por regressão

Para dar igual peso às distribuidoras, independentemente de seu tamanho, calculou-se a regressão MQO em PU do lado esquerdo da fórmula (R1), ou seja:

𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑜𝐹 = 1 − (∑ 𝐶. 𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 𝑦𝑝

𝐹𝑃𝑝=1 + 𝐶. 𝐹𝑖𝑥𝑜

𝑥𝐼𝐹 + ∑ 𝛽𝑧𝑛;𝑥𝐼𝑧𝑛

𝐹𝑁𝑛=1

)(𝑅2)

A partir dos valores de C.Unit.p resultantes da regressão MQO, obteve-se os PSNN máximos, de tal modo que representem o custo médio da empresa com maior desvio positivo, mantendo a mesma proporção entre os C.Unit.p:

𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚á𝑥 = 𝐶.𝑀é𝑑𝑝 = 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚á𝑥 × 𝐶. 𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 (𝑅3)

Sendo:

𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚á𝑥 =𝑥𝐼𝐹𝐷𝑒𝑠𝑣𝑀á𝑥𝑃𝑜𝑠 + ∑ 𝛽𝑧𝑛;𝑥𝐼𝑧𝑛

𝐹𝐷𝑒𝑠𝑣𝑀á𝑥𝑃𝑜𝑠𝑁𝑛=1

∑ 𝐶. 𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 𝑦𝑝𝐹𝐷𝑒𝑠𝑣𝑀á𝑥𝑃𝑜𝑠𝑃

𝑝=1

(𝑅4)

Onde:

C.Médp:Customédiodeproduçãodoproduto“p”,emunidadesdoinsumo“I”

FDesvMáxPos: Firma com desvio máximo positivo

A partir dos valores de C.Unit.p e C.Fixo resultantes da regressão MQO, obteve-se os PSNN mínimos, de tal modo que representem o custo variável, segundo três critérios de ordem de preferência

9:

8 Segundo informação divulgada pela ANEEL, as distribuidoras pagaram indenizações de R$ 437 milhões, em 2012, e R$ 346 milhões, em 2013. O que equivale a uma média anual de R$ 391,5 milhões. Este número dividido por 684 milhões de horas de interrupção das 61 distribuidoras, equivale a R$ 0,57/hora.

9 Os 2º e 3º critérios são preventivos. Embora não seja esperado, pode acontecer de o 1º critério gerar custos variáveis negativos se o maior desvio negativo superar a diferença entre o valor calculado pela regressão e o custo fixo. Mais improvável,





Processo n.º 48500.002747/2014-00

1º mantendo a mesma proporção entre os C.Unit.p e mantendo o valor absoluto do C.Fixo:

𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚í𝑛 = 𝐶. 𝑉𝑎𝑟𝑝 = 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚í𝑛 × 𝐶. 𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 (𝑅5)

Sendo:

𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚á𝑥 =𝑥𝐼𝐹𝐷𝑒𝑠𝑣𝑀á𝑥𝑁𝑒𝑔

+ ∑ 𝛽𝑧𝑛;𝑥𝐼𝑧𝑛𝐹𝐷𝑒𝑠𝑣𝑀á𝑥𝑁𝑒𝑔𝑁

𝑛=1 − 𝐶. 𝐹𝑖𝑥𝑜

∑ 𝐶. 𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 𝑦𝑝𝐹𝐷𝑒𝑠𝑣𝑀á𝑥𝑁𝑒𝑔𝑃

𝑝=1

(𝑅6)

Onde:

C.Varp:Custovariáveldeproduçãodoproduto“p”,emunidadesdoinsumo“I”

FDesvMáxNeg: Firma com desvio máximo negativo

2º mantendo a mesma proporção entre os C.Unit.p e o C.Fixo:

𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚í𝑛 = 𝐶. 𝑉𝑎𝑟𝑝 = 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚í𝑛 × 𝐶. 𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 (𝑅7)

Sendo:



𝑛=1


𝑝=1 + 𝐶. 𝐹𝑖𝑥𝑜(𝑅8)

Onde:

C.Varp:Custovariáveldeproduçãodoproduto“p”,emunidadesdoinsumo“I”


3º mantendo a mesma proporção entre os C.Unit.p, mas sem C.Fixo:

𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚í𝑛 = 𝐶.𝑀𝑒𝑑𝑝 = 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝑃𝑆𝑁𝑁𝑚í𝑛 × 𝐶. 𝑈𝑛𝑖𝑡.𝑝 (𝑅9)

Sendo:



𝑛=1


𝑝=1

(𝑅10)

Onde:

C.Médp:Customédiodeproduçãodoproduto“p”,emunidadesdoinsumo“I”


mas não impossível, é a regressão apresentar custo fixo negativo, daí a necessidade do 3º critério, que equivale ao custo médio.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Finalmente, estabeleceu-se os PSNN mínimos dos produtos negativos pela mesma relação definida para os produtos. Ou seja, presume-se que a relação entre custos médios e variáveis dos produtos negativos observem a mesma proporção dos produtos.

(...)

Diante do exposto, sugere-se adotar o seguinte conjunto de restrições de pesos:”


“De acordo com a Nota Técnica 192/2014 – SRE/ANEEL, as restrições aos pesos foram calculadas com base nas empresas de referência homologadas no 2º CRTP. Nesse sentido, é conveniente reavaliar estes valores para corretamente gerar as restrições a serem aplicadas, evitando o viés gerado por estimadores antigos e desatualizados, bem como a discricionariedade na sua aplicação. Neste ponto se baseará a contribuição do Grupo ENERGISA.

Cálculo de Restrições de Preços Sombra Não Normalizados Máximos e Mínimos (em R$ mil/Unid.)

Itens Fator PNTaj CHIaj rsub rdist_a ralta cons mponderado C.Fixo

Custos Unitários (Regressão MQO) 1,00000 0,15000 0,00057 0,00000 9,02071 1,22704 13,59912 0,08530 0,03549 896,95

PSNN Máximos (Custos Médios sem Custo Fixo) 3,60031 0,15000 0,00057 0,00000 32,47732 4,41772 48,96102 0,30710 0,12778

1o. Crit. - PSNN Mínimos (Custos Variáveis com Custo Fixo fixo) 0,43187 0,01799 0,00007 0,00000 3,89579 0,52992 5,87308 0,03684 0,01533

2o. Crit. - PSNN Mínimos (Custos Variáveis com Custo Fixo escalado) 0,60475 0,02520 0,00010 0,00000 5,45528 0,74205 8,22409 0,05158 0,02146

3o. Crit. - PSNN Mínimos (Custos Médios sem Custo Fixo) 0,86926 0,03622 0,00014 0,00000 7,84138 1,06662 11,82124 0,07415 0,03085

PNTaj / PMSOaj Mínimo 17,99

(R$ / MWh) Máximo 150,00

CHIaj / PMSOaj Mínimo 0,07

(R$ / hora) Máximo 0,57

rsub / rdist_a Mínimo 5,1984

(kmRA / kmRS) Máximo 10,3967

rdist_a / PMSOaj Mínimo 529,92

(R$ / kmRA) Máximo 4.417,72

ralta / rdist_a Mínimo 7,0094

(kmRA / kmRT) Máximo 17,5236

cons / PMSOaj Mínimo 36,84

(R$ / Cons) Máximo 307,10

mponderado / PMSOaj Mínimo 15,33

(R$ / MWh) Máximo 127,78





Processo n.º 48500.002747/2014-00

(...)

a) Inicialmente calculou-se o resultado do modelo de otimização DEA, sem restrição aos pesos, para saber qual o intervalo de variação dos pesos irrestritos;

b) Conhecidos os “pesos empíricos”, ou sem restrição, confrontou-se o valor dos mesmos frente às restrições impostas pela ANEEL com base nos dados desatualizados da empresa de referência do 2º CRTP.

c) Foram calculados os intervalos onde os pesos assumiam valores máximo, mínimo, 1º quartil, 3º quartil, e encontradas as empresas que possuíam os pesos mais próximos aos pesos definidos pela ANEEL

Os valores empíricos não reproduzem os valores do 2º CRTP, ou seja, os valores utilizados como restrições não são valores realizados pelas empresas no período.

(...)

Dadas às considerações da Seção 4.3, a contribuição do Grupo ENERGISA abrangerá uma forma não discricionária para o estabelecimento dos pesos para as restrições, escolhidas na segunda fase da AP 023/2014.

Sejam e os pesos dos insumos e produtos, definidos num conjunto de pesos respectivamente calculados pelo modelo DEA irrestrito – um modelo DEA NDRS equivalente, sem restrição – uma forma não discricionária de se calcular estes pesos é:

Ou seja, os limites dos pesos são definidos no intervalo entre a média dos valores15 e mais ou menos meio desvio padrão, ou zero16. Com a aplicação da regra acima os pesos estimados pela ENERGISA, considerando ∇𝑆𝑈𝑃 = 0 , são:”





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Resposta da ANEEL

Conforme salientado nas Notas Técnicas anteriores que trataram do tema de custos operacionais o objetivo de se usar restrições de trade-off entre variáveis é minimizar o efeito de viés nas estimativas em decorrência das limitações do método DEA. Nesse sentido, a proposta de se utilizar os resultados do próprio modelo para derivar intervalos de confiança nos parece em princípio contraditório. Estaremos usando uma referência enviesada para estimar intervalos não enviesados. Construir um modelo a partir de uma base sem viés, como sugerido pela consultoria Presset Consitência nos parece mais razoável.

Nesse sentido, usar a própria base de dados usada para o estudo de eficiência para derivar relações entre as variáveis pode ser uma alternativa viável na ausência de informações de dados. Essencialmente o que se está fazendo é usar dois métodos de estimação distintos para estimar os pesos de cada variável no custo. Contudo, esse resultado deve ser confrontado com a observação da realidade. A nosso ver introduzir informações externas ao modelo, quando disponíveis, é sempre uma alternativa mais interessante. Por essa razão optamos por usar dados contábeis e informações das Empresas de Referência do 2CRTP. Não obstante, a proposta trazida pela Presset Consistência parece promissora para aplicações onde não há disponibilidade de informações externas ou mesmo como ferramenta de análise complementar na definição das restrições dos pesos. A semelhança dos intervalos obtidos com os propostos na AP 023 contribui para a validação da metodologia.

Endentemos que existe espaço para um maior aprofundamento nesse campo, e que pode-se avançar nesse ponto nas próximas revisões metodológicas. Contudo, para o presente estudo optamos por manter a proposta originalmente colocada em AP.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Pleito negado.

g. BOOTSTRAP


“Na Nota Técnica 407/2014, a agência afirma que o objetivo da aplicação do bootstrapping é criar um intervalo de confiança em relação à fronteira estimada (parágrafo 71). Entretanto a forma adotada pela agência apresenta as seguintes deficiências:

Ignora o viés do score de eficiência DEA. Os resultados obtidos pela ANEEL seriam corretos apenas quando o viés dos scores de eficiência estimados fosse o mesmo para todas as empresas da amostra, o que não acontece na realidade;

Assume que o score de eficiência DEA é a mediana da distribuição bootstrapping. Tal decisão distorce a análise, assumindo que o score de eficiência DEA se localiza exatamente no centro da distribuição.

(...)

Adotar o score de eficiência DEA com viés implica utilizar apenas parte do resultado do método de bootstrapping e assim o tratamento das distribuidoras não seria adequado. Por exemplo, algumas empresas da fronteira têm scores de eficiência DEA idênticos. Se o viés fosse incluído na análise, teriam seus scores de eficiência reduzidos a 77% e 89%, indicando que o desempenho destas duas distribuidoras não é tão semelhante.

Portanto, para a aplicação integral do método bootstrapping, conforme sugerido por Bogetoft e Otto (2011), devemos considerar o score de eficiência sem viés como θk na Equação 4 da folha 16 da Nota Técnica 407/2014. O objetivo de tal modificação é não favorecer (prejudicar) aquelas distribuidoras que apresentam um score de eficiência DEA muito (pouco) enviesado.

Mediana da distribuição bootstrapping

Na Nota Técnica 407/2014, a ANEEL utiliza a distribuição bootstrapping para construir um intervalo de confiança ao redor do score de eficiência DEA. Para isso, assume que o score de eficiência DEA é igual à mediana da distribuição bootstrapping. A partir de então, a agência calcula os limites inferiores e





Processo n.º 48500.002747/2014-00

superiores do intervalo, mudando proporcionalmente o valor da mediana para refletir o intervalo da distribuição bootstrapping. Tal cálculo é questionável porque o score de eficiência DEA é sempre maior do que o score da mediana bootstrapping, em uma magnitude que oscila entre 2% e 22%. Assim, quanto maior for o viés, mais distorcido será o intervalo.

Portanto, sugerimos a aplicação da metodologia de Bogetoft e Otto (2011) para a construção dos intervalos de confiança, considerando os scores de eficiência DEA sem viés, ou seja, sugerimos adotar como referência de eficiência exigida (θref) na Equação 7 da folha 21 da Nota Técnica 407/2014 a mediana dos scores de eficiência sem viés de todas as distribuidoras da amostra. Assim, os intervalos de confiança estimados apresentarão menores distorções....”

Contribuição de AES

“Conforme se pretende demonstrar, entende-se que os intervalos de confiança podem ser reduzidos com impactos interessantes para a aplicação da metodologia.

Apresentamos a seguir o histograma dos intervalos propostos atualmente pela ANEEL:





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Conforme se pode verificar acima, há intervalos exagerados para a aplicação da metodologia proposta (em muitos casos acima de 16 p.p.), reduzindo de forma significativa o incentivo regulatório.

Uma redução do intervalo de confiança para 80% (intervalo entre 10% e 90%) faria com que os intervalos supracitados se reduzissem consideravelmente...

(...)

Desta forma, propõe-se que seja adotado o intervalo de confiança de 80% (entre 10% e 90%) para o cálculo da trajetória do custo operacional, tendo em vista o efetivo incentivo regulatório, seus resultados, e os demais instrumentos propostos pelo regulador para aplicação com parcimônia da atual metodologia.”

Resposta da ANEEL

A solução adotada foi pautada em conservadorismo. A eficiência original já incorpora em sua solução aspectos voltados para limitar o viés nas estimativas, como as restrições de trade-off entre insumos e produtos, enquanto que os trabalhos relacionados a correção de viés via técnica de bootstrap usam como referências estimativas de eficiência obtidas a partir do método DEA clássico. Entendemos que aplicações que considerem as duas abordagens em conjunto merecem um maior aprofundamento.

Portanto, para identificar um intervalo de confiança para as estimativas de eficiência adotou-se, por premissa que as eficiências originais obtidas pelo DEA, com restrições de pesos, seguem a mesma dispersão das eficiências obtidas pelo método bootstrap, em torno da mediana amostral de cada empresa. Tal premissa poderia ser discutida do ponto de vista puramente acadêmico, mas entendemos que a solução proposta atende ao objetivo final, qual seja: definição de um critério regulatório objetivo para o intervalo de confiança das estimativas de eficiência.

Quanto a sugestão de usar um intervalo de confiança menor, de 10% a 90%, julgamos que a intenção de se usar intervalos de confiança é ser conservador frente a presença de possíveis efeitos de variáveis não capturados pela modelagem utilizada. Portanto, a escolha de intervalos mais amplos é preferível nesse caso.

h. SEGUNDO ESTÁGIO






Processo n.º 48500.002747/2014-00

“A Elektro entende que a consideração de variáveis ambientais em um segundo estágio é a forma adequada de considerar os efeitos do ambiente.

Uma vez utilizada esta abordagem de considerar variáveis ambientais em um segundo estágio, através da combinação entre a análise de componentes principais e a regressão Tobit, podemos avaliar a sua aplicação.

Como o modelo Tobit utilizado no segundo estágio é um método paramétrico, é possível obter, além dos coeficientes médios da regressão, o intervalo de confiança. Assim, sugerimos adotar o bootstrapping para estimar o score de eficiência DEA sem viés e então utilizar a regressão Tobit para definir os intervalos de confiança.

Portanto, a Elektro propõe que seja incorporada a análise das variáveis ambientais através da aplicação conjunta entre análise de componentes principais e regressão Tobit. Como a regressão Tobit é um modelo paramétrico, não se faz necessária a análise de bootstrapping para definir um intervalo de confiança, devendo ser utilizada as estatísticas do próprio modelo Tobit para construção de dos limites superior e inferior a 95% de confiança.”

Resposta da ANEEL

Optou-se por não se adotar correções de segundo estágio uma vez que não foram identificados modelos satisfatórios e pelos efeitos desproporcionais que esse tipo de abordagem tem demonstrado na prática. Esse ponto já foi abordado na seção II.4 da Nota Técnica nº 407/2014-SRE/ANEEL.

II. DADOS DE ENTRADA

a. BASE DE DADOS


“Ao se analisar as planilhas disponibilizadas pela ANEEL, relativas aos temas Custos Operacionais e Fator Xp (“Base completa - Análise de Eficiência.xlsx” e “AP23 II Cálculo do Pd.xlsx”), nota-se que o mercado AS da AES Eletropaulo está contemplado no mercado de MT. No entanto, conforme descrito no item 18 da NT 185/14, este mercado deve ser considerado no mercado de BT. Desse modo, solicita-se que o mercado AS da AES Eletropaulo seja reclassificado do mercado de MT para BT.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Resposta da ANEEL

Desde o 3CRTP padronizou-se que o mercado AS deveria ser agrupado junto a MT uma vez que ambos apresentavam características operativas mais próximas que a do mercado BT. Adicionalmente, cabe ressaltar que à época de sua revisão tarifária a AES Eletropaulo pleiteou que o mercado AS fosse considerado como MT, conforme trecho destacado a seguir:

“Da análise da tabela acima, notou-se que embora o mercado AS cativo tenha sido considerado no mercado de MT, o mercado AS livre está considerado no BT.

Assim, a fim de guardar coerência com os estudos da AP 040/10, solicita-se que o mercado AS livre seja considerado no mercado de MT, conforme apresentado na tabela abaixo:”

b. CONDENAÇÕES JUDICIAIS


“Verifica-se, assim, que a não conformidade no que tange às questões de cunho ambiental - atribuíveis às distribuidoras de energia elétrica, culminam na instauração de inquéritos civis, penais e processos judiciais que não só demandam altos custos financeiros, como podem afetar negativamente a imagem das concessionárias distribuidoras perante à sociedade.

Importante mencionar, ainda, que, não somente no âmbito ambiental, mas também em outras esferas (cíveis e tributárias, por exemplo), a quantidade de processos continua aumentando, principalmente em virtude do nível de litigância verificada no país. Esse crescimento, que também envolve todo o setor elétrico, demanda custos que afetam diretamente a exploração da atividade de distribuição de energia elétrica, sendo

evidente a necessidade de reposicionamento tarifário. Com efeito, a distribuidora ordinariamente – e não meramente em caráter eventual – se envolve em matérias de cunho legal das mais variadas naturezas.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Dito isso, verifica-se a necessidade de ampliação da representatividade dos custos judiciais, oriundos de processos das mais variadas naturezas, e não somente na esfera trabalhista, como se manifestou a SRE/ANEEL.

Nesses termos, a CEMIG requer que a ANEEL considere, na metodologia de cálculo dos custos operacionais para o 4CRTP, não apenas os custos decorrentes de condenações trabalhistas, mas os custos incorridos com o pagamento de todas as condenações judiciais sofridas pela Companhia no exercício de sua atividade de distribuição.”

Contribuição de EQUATORIAL/ENDESA/NOENERGIA

“As concessionárias adotam uma postura de mitigação severa das perdas por condenações judiciais, por meio da utilização de um corpo jurídico competente e pelo cumprimento das leis e dos regulamentos. Entretanto, mesmo com a adoção dessa postura e por mais eficientes que sejam no tratamento dos seus processos judiciais, os balanços das concessionárias mostram que tais perdas fazem parte da realidade de qualquer concessão.

Empresas que atuam em mercados competitivos consideram a existência das perdas por condenações judiciais na formação dos preços dos seus produtos. Como o objetivo da regulação de monopólio natural é prover mecanismos que simulam a competição, essa regulação não pode desconsiderar o fato de que é inescapável a existência de custos com condenações judiciais.

Os custos operacionais regulatórios com demais condenações judiciais podem ser considerados de duas maneiras. Analogamente ao que foi feito pela ANEEL com custos judiciais trabalhistas, a primeira é a incorporação dos valores das condenações judiciais aos custos operacionais reais das concessionárias que serão utilizados nas aplicações do benchmarking, que por fim definirá os custos operacionais regulatórios.

Com relação à possibilidade de custos cíveis não associados ao serviço, a apuração do ranking de comparação tratará essa parcela como ineficiência, tendo em vista que a fronteira de eficiência é quem define o repasse tarifário para todas as empresas dos setor de distribuição de energia elétrica.

Independentemente da maneira de consideração, o importante é que a regulação econômica no segmento de distribuição de energia elétrica avance mais um passo na direção de levar em consideração a realidade das concessionárias, pois apesar do empenho na mitigação é inescapável a existência de custos com demais condenações judiciais. Portanto, é justo e correto estabelecer um tratamento regulatório adequado, balizado pelas gestões mais eficientes, para os custos incorridos pelas concessionárias com demais condenações judiciais.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00


“Assim como as perdas não técnicas e inadimplência, as condenações judiciais, não somente as trabalhistas, também fazem parte do cotidiano das empresas. Estas, através de seus corpos jurídicos, tentam minimizar tais custos. Porém, não é gerencialmente possível ou economicamente viável eliminá-los, de forma que este custo integra o custo real de operação da empresa.

São, portanto, itens de custo inerentes ao negócio da concessionária ou à sua área de atuação, de modo que qualquer empresa que atue no segmento de distribuição de energia elétrica incorrerá neste tipo de custo em alguma proporção.

A definição de custos eficientes através de técnicas de benchmarking, como é o método adotado pela ANEEL, exige que os custos operacionais utilizados reflitam a realidade das concessionárias.

Assim, sugere-se que os custos com todas as condenações judiciais, não somente as trabalhistas, sejam adicionados aos custos operacionais das empresas de forma a melhor refletir a realidade das empresas.”


“A base para análise de eficiência dos custos operacionais (“Base Análise de Eficiência - atualizada.xlsx”) apresenta um grande número de concessionárias com dados de condenações trabalhistas zerados ou com valores muito baixos. Isso pode ser observado a partir da análise da tabela abaixo, onde 42 concessionárias aparecem com o valor zerado.”

Contribuição de CONCEMIG

“Despesas desta natureza são riscos do negócio. Além disso, ao reconhecê-las pode-se estar aceitando custos que decorrem de má gestão da empresa. Assim, é razoável que estes custos sejam utilizados apenas para se elaborar o ranking de eficiência, mas excluídos no passo seguinte ao se encontrar a meta de custos operacionais da empresa.”

Contribuição de NEOENERGIA

“Pela base de dados disponibilizada pela ANEEL observou-se que os custos com as contingências trabalhistas da Coelba foram desprezados por considerar que já estão incluídas nos custos operacionais.

Quanto às contingências trabalhistas de pessoal próprio, esta consideração está correta, mas no que se refere às despesas com contencioso trabalhista de terceiros, por estarem na subconta outros – outras despesas operacionais, estas estão sendo desprezadas nos custos operacionais.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Ressalta-se que nos referidos Ofícios essas despesas foram solicitadas em um único campo, sem opção para separação em pessoal próprio e terceiros.

Dessa forma, sugere-se que a ANEEL solicite às empresas que reenviem seus dados com abertura na forma como são contabilizadas.

Adicionalmente, a Celpe e Coelba enviarão, em Oficio, os dados de contingências trabalhistas com a abertura em contencioso trabalhista de pessoal próprio e de terceiros na forma como são contabilizadas.”

Contribuição de CONSELHO RGE

“Condenações trabalhistas não deve ser considerado como custo operacional por representar um risco do negócio.”

Contribuição de CONSELPA

“Não concordamos em inserir na rubrica “outros” os custos de condenações trabalhistas como custo operacional, por se tratar de risco do negócio que não pode e nem deve ser repassado ao consumidor.”

Contribuição de CONCEN-MS

“Nosso entendimento sobre a questão das condenações judiciais comporem o custo operacional da concessionária é que o consumidor está assumindo um risco do negócio e, portanto, não deve ser considerada como tal. Também entendemos que a Agência não está sendo claro o suficiente nessa questão ao não tipificar tais condenações. É necessário que haja esse elenco pela Agência Reguladora, pois se assim não agir poderá ensejar alguma discrepância.

Urge salientar que o CONCEN-MS não se opõe a que custas processuais sejam reconhecidas na tarifa, porém é salutar elencar que tipo de contenda será objeto de reconhecimento na tarifa.”

Contribuição de CONCEL





Processo n.º 48500.002747/2014-00

“

Contribuição da ABRADEE

“Observa-se, contudo, não haver amparo para a afirmação de que apenas as condenações trabalhistas são recorrentes, comuns e representativas em meio aos custos operacionais das concessionárias.

Com efeito, conforme asseverou a ABRADEE em sua contribuição anterior, a representatividade dos custos judiciais – oriundos de processos das mais variadas naturezas – tem aumentado vertiginosamente ao longo do tempo e decorre da evolução do nível de litigância verificada no País, a qual não se dá apenas na esfera trabalhista.

De fato, os custos com condenações judiciais estão intrinsecamente relacionados à exploração da atividade de distribuição de energia elétrica, ou seja, esses custos são inerentes à prestação do serviço público de distribuição, motivo pelo qual a sua consideração no reposicionamento tarifário significa o devido reconhecimento de que as empresas, independentemente do seu nível de atuação, estão sujeitas a despesas de natureza judicial.

(...)

Assim, corriqueiramente, a distribuidora se vê parte de processos judiciais em que se discutem matérias de Direito Civil, Tributário, Trabalhista, Comercial, Ambiental, Administrativo, Constitucional, entre outros.

A propósito da ressalva feita pela SRE de que "condenações cíveis podem conter custos de natureza não operacional", cabe observar que:

(i) tal argumento não é suficiente para afastar o reconhecimento das condenações cíveis que legitimamente contenham custos de natureza operacional; e

(ii) basta que a ANEEL preveja que, para o reconhecimento dos custos em tela, deve a distribuidora comprovar a pertinência da matéria judicial discutida com o exercício de sua atividade de distribuição de energia.

Nesses termos, pede-se que, na versão final da metodologia de cálculo dos custos operacionais para o 4CRTP, a ANEEL considere não apenas os custos decorrentes de condenações trabalhistas, mas os





Processo n.º 48500.002747/2014-00

custos incorridos com o pagamento de todas as condenações judiciais sofridas pelas empresas no exercício de sua

atividade de distribuição.”

Contribuição de CONCEN-CPFL PAULISTA/PIRATININGA

“Para o Conselho, a Tabela 11 no Apêndice A não está clara o suficiente por não apresentar os motivos que levaram a considerar tais despesas como Custo Operacional. Condenações judiciais, indenizações por perdas e danos, além das Taxas são riscos do negócio e não devem ser repassados para o consumidor.

Há que se terem mais esclarecimentos sobre os reais motivos que levaram a Agência a propor tal alteração, sendo essa uma cobrança do COCEN CPFL Paulista.”


“Os custos judiciais devem ser incluídos sobre o montante de custos operacionais reconhecidos.”

Resposta da ANEEL

Os valores zerados decorrem do critério de contabilização adotado por cada distribuidora. Estão sendo feitos ajustes apenas nos casos em que a distribuidora lança a condenação judicial como ajuste de provisão. Nos demais casos os custos com condenações judiciais já estão considerados dentro da conta de pessoal.

A rigor toda variação de custos gerenciáveis faz parte do risco do negócio da distribuidora dentro de um regime de regulação por incentivos. Não é esse o critério para inclusão, ou não, de despesas com condenações judiciais. Em última análise o objetivo da revisão tarifária é estabelecer uma cobertura de custos eficientes associados a prestação do serviço de distribuição. No caso particular dos custos operacionais isso se dá por meio de um modelo de benchmarking. Logo, para uma correta comparação, devem ser considerados os custos associados a atividade operacional das distribuidoras. Entendeu-se que as despesas com condenações de natureza trabalhista deveriam ser incluídas por estarem diretamente ligadas aos custos com mão de obra das empresas e por serem comuns a todas elas.

Cabe ressaltar, contudo, que isso não implica em reconhecer integralmente tais despesas. As mesmas serão incluídas conjuntamente como todas as demais consideradas elegíveis e submetidas ao processo de benchmarking das distribuidoras. Logo, o repasse de tais custos para a tarifa estará sempre





Processo n.º 48500.002747/2014-00

condicionado a uma gestão eficiente por parte das concessionárias em termos do custo global que está sendo considerado na análise.

Permanece nosso entendimento que os demais custos com condenações judiciais de natureza cível, ambiental e fiscal não devem ser incorporados uma vez que não necessariamente têm origem operacional e tampouco são recorrentes em todas as concessionárias. A afirmativa de que tais custos fazem parte do cotidiano das distribuidoras é questionável haja vista que os dados coletados demonstram que grande parte das distribuidoras apresentam custo zero em muitas dessas rubricas. De fato a grande maioria das empresas informou não ter havido despesas judiciais de natureza cível, ambientais e trabalhistas. Os valores são pontuais em determinados anos e claramente não recorrentes.

Da mesma forma as afirmações com relacionadas a relevância desses custos não se confirmam a partir dos dados coletados. Novamente, o que se observa são custos pontuais localizados em anos específicos de algumas distribuidoras. Quando considerada a média dos valores informados constata-se que estes representam uma parcela pouco significante nas despesas das distribuidoras.

Portanto, será mantida a inclusão das despesas judiciais de forma restrita àquelas de natureza trabalhista.

Pleito negado.

c. CUSTOS COM A CCEE


“A CEMIG concorda com a inclusão dos custos de rateio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para cálculo das despesas operacionais. Porém, por representarem uma obrigação de todas as distribuidoras, impostas de forma mandatória por imposição legal, entende-se que a forma mais correta de

tratamento da mesma é seu reconhecimento integral como um custo adicional a ser somado ao Valor da Parcela B estabelecido na revisão, ao invés deste valor participar do benchmarking.”

Resposta da ANEEL





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Considerando que trata-se de uma despesa operacional não há razão para tratamento diferenciado em relação às demais rubricas.

Pleito negado.

d. COMPENSAÇÕES AMBIENTAIS


“Cumpre repisar que a atual legislação ambiental, além de estabelecer diversas obrigações a serem cumpridas pelas empresas, confere também aos órgãos ambientais a prerrogativa de determinarem obrigações adicionais, na forma de condicionantes e compensações, não possibilitando às empresas oportunidades efetivas de contestação no âmbito dos processos de licenciamento ambiental.

(...)

No segmento de transmissão, os custos incorridos com estudos e licenças ambientais são considerados no cálculo da receita anual permitida. Tal procedimento também se verifica no segmento de geração, no que tange à definição dos valores de ressarcimento das empresas responsáveis por estudos de inventário e

de viabilidade de usinas hidrelétricas.”

Resposta da ANEEL

Nem todos os custos mencionados tem natureza operacional. Não obstante, os custos de pessoal e terceiros associados ao atendimento às demandas regulatórias e ambientais estão sendo considerados.

Pleito negado.

e. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA

Contribuição de EQUATORIAL/ENDESA/NEOENERGIA

“A despeito da ANEEL não tratar da apuração da BAR no contexto da AP nº 23/2014, em todos os ciclos tarifários anteriores sempre houve algum tratamento regulatório para a sua inclusão na receita requerida da concessionária.

(...)

Dessa forma, sempre houve o correto entendimento da Agência da importância da rubrica regulatória de custos associados aos ativos não elétricos.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Com base no exposto e tendo em vista que é imprescindível o uso dos ANEM na prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, a concessionária solicita a inclusão de tratamento regulatório para esse item, nos moldes do tratamento dado no 3º CRTP.”

Resposta da ANEEL

A contribuição foge ao escopo da metodologia tratada por esta Nota Técnica. Pleito negado.

f. GLOSAS DA BASE DE REMUNERAÇÃO

Contribuição de EQUATORIAL/NEOENERGIA

“Mesmo com a adoção adequada de todos esses critérios, o investimento realizado está sujeito ao risco de glosas e não reconhecimento pelo Regulador na Base de Remuneração Regulatória. Tais glosas consistem na exclusão de gastos prudentemente realizados, mas que a ANEEL entendeu que não se tratava de itens de ativos, o que acarreta consequentes perdas financeiras.

Além disso, não há previsão de possiblidade de recuperação dos valores de glosa aplicados em virtude da adoção de valores regulatórios. Adicionalmente, a não consideração dessas glosas na apuração da produtividade não reflete a realidade das concessionárias e acarreta numa falsa produtividade média setorial.

A primeira alternativa de tratamento para a glosa caracterizável como Custos Operacionais seria a sua inclusão nos dados que gerou os escores eficiência correspondente ao modelo de DEA sugerido pela ANEEL.

(...)

Entretanto, caso se entenda que determinar imediatamente o valor da glosa caracterizável como Custos Operacionais de todas as 61 distribuidoras, que passaram pelo 3º CRTP, exigiria um tempo de apuração que poderia afetar o prazo para o fechamento das metodologias do 4º CRTP, existe outra alternativa de procedimentos que também atinge o mesmo objetivo, que é o de dar o tratamento adequado para a referida glosa.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Desse modo, alternativamente, a concessionária solicita que a glosa regulatória relativa aos gastos eficientes expurgados da base incremental sejam incluídos na 4º CRTP, sob a forma de custos adicionais, por meio do seguinte procedimento:

(...)

A Alternativa 2 tem a vantagem de não ser necessário o levantamento imediato das glosas ocorridas na 3CRTP de todas as 61 distribuidoras, podendo ser feito no âmbito da 4CRTP de cada concessionária. Além disso, tem a hipótese bastante razoável e consistente de que o escore de eficiência apurado pela ANEEL na parcela de custos operacionais é o mesmo que se verificaria nas glosas. Por exemplo, caso o escore de eficiência dos custos operacionais apurado pela ANEEL para uma determinada concessionária tenha sido de 70%, também será de 70% o nível de eficiência das glosas caracterizáveis como custos operacionais.”


“Quando uma despesa é classificada como investimento, a BRR é aumentada e, por conseguinte, o custo operacional reduzido. A metodologia atual penaliza excessivamente as empresas que, na interpretação da ANEEL, registraram despesas como investimentos, e que foram glosadas. Tais despesas somente serão consideradas no próximo ciclo tarifário para o cálculo de custos operacionais eficientes. Logo estes custos não serão recuperados via tarifa durante o ciclo tarifário atual.

Hipoteticamente, se o problema ocorresse em somente uma empresa, melhoraria o “score” de Eficiência em OPEX dessa empresa, considerando menores custos para a mesma quantidade de “outputs”. Entretanto, esse impacto deveria ser considerado analisando o efeito conjunto de todas as distribuidoras, variando o resultado segundo a intensidade do problema em cada empresa. O expurgo desse problema em todas as empresas mudaria o resultado de eficiência de cada uma delas. Independente do resultado de eficiência, a base de cálculo de Custos Operacionais a ser reconhecido nas tarifas diminui, porque não considera aqueles custos classificados como investimentos.

A situação descrita acima também tem efeito no cálculo da produtividade das empresas, calculada pela relação entre Mercado e TOTEX. Com os procedimentos atuais, as glosas não entram para o cálculo do Custo de Capital nem no Custo Operacional.

Assim, como os insumos são subdimensionados, a produtividade calculada de determinado ano torna-se maior do que a produtividade real (menos insumo para o mesmo nível de produto), desta forma a





Processo n.º 48500.002747/2014-00

depender das glosas ao longo dos anos, a produtividade pode ser também superdimensionada. Dessa forma, para refletir mais precisamente o nível de eficiência de custos operacionais e a produtividade das empresas, recomenda-se que as glosas realizadas na BRR da revisão tarifária sejam adicionadas aos custos reais utilizados no cálculo da produtividade e custos operacionais eficientes do próprio ciclo.”


“Ao assim se manifestar, a SRE sugere que a questão possui natureza estatística, sujeita a tendências ou padrões.

Verifica-se, contudo, tratar-se de procedimento operativo, que envolve sucessivas etapas, tais como:

(i) identificar os valores glosados nos laudos de avaliação da Base de Remuneração Regulatória – BRR – das distribuidoras a título de justificativa declassificação inadequada no CAPEX;

(ii) reclassificar esses valores na série histórica do OPEX utilizado para fins do cálculo do Fator X; e

(iii) recalcular o Fator X com o incremento das despesas reclassificadas.

Destarte, afigura-se necessário que a SRE, seja nos estudos referentes ao cálculo do Fator X, seja nos estudos referentes à apuração dos Custos Operacionais, aprofunde a análise acerca do tema a partir da perspectiva correta e que divulgue os dados utilizados em sua análise, o que não foi feito na primeira fase

da audiência.”

Resposta da ANEEL

Existe uma série de despesas realizadas pelas empresas cuja classificação como custos operacionais ou investimentos não é trivial. Para essas despesas é preciso definir critérios de rateio de custos. Por exemplo, há colaboradores que se dedicam parcialmente às atividades de operação e manutenção e de realização de obras. Como esses recebem um único salário, é preciso critérios para definir quanto deste será contabilizado como investimentos e como custos operacionais.

O Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE - não é capaz de listar de forma exaustiva os critérios a serem considerados em todos os lançamentos contábeis. Logo, é razoável esperar que existam diferentes critérios utilizados pelas empresas em parte de seus lançamentos contábeis. Ou seja, existe a possibilidade haver tipos de despesas que algumas distribuidoras entenderam como investimentos e outras como despesas operacionais.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Na fiscalização da Base de Remuneração, que se trata de uma fiscalização das despesas classificadas como investimentos, por vezes são identificados alguns lançamentos que estão em desacordo com o MCSE. Nesse caso, é determinado que as distribuidoras façam ajustes em sua contabilidade para refletir a forma correta seus custos na contabilidade. Diversas contribuições na AP 23/2014 solicitaram que tais ajustes sejam incorporados aos custos operacionais na análise de benchmarking.

Esse processo de fiscalização a análise é feita sobre os investimentos contabilizados e não sobre os custos operacionais. Ou seja, não faz parte do objetivo dessa fiscalização identificar investimentos que foram contabilizados equivocadamente como custos operacionais. Por isso, os ajustes são sempre no sentido de reduzir os investimentos contabilizados e raramente aumentar. Não existe a figura das “glosas” sobre custos operacionais.

Mas, se esse é o caso, os custos operacionais contabilizados podem, teoricamente, conter “erros” tanto a maior quanto a menor de contabilização. Ou seja, teoricamente, a menos que exista um viés sistemático de contabilização de despesas operacionais como investimento, não há razões para acreditar que os custos operacionais contabilizados estão subestimados ou superestimados. Logo, se não existe viés, os erros médios esperados não nulos, não afetando a eficiência média esperada. Realizar os ajustes sugeridos, ou seja, somar aos custos operacionais as glosas podem ter um efeito contrário de superestimar os custos médios do setor.

Assim, a premissa quanto a existência ou não de viés por parte das distribuidoras na contabilização é fundamental. Como não há evidências de que as empresas estão contabilizando sistematicamente de forma enviesada, entendemos que o ajuste das glosas não precisa ser implementado.

Além disso, identificou-se que nos casos em que se apura contabilização de despesas como investimentos é exarada uma determinação para que os valores glosados sejam recontabilizados como despesas operacionais. Portanto, considerando que as concessionárias estão cumprindo tais determinações os valores glosados foram reclassificados como despesa e já estão sendo contemplados no estudo de benchmarking. O procedimento sugerido resultaria em dupla contabilização dos mesmos.

Pleito negado.

g. CUSTOS COM IMPLANTAÇÃO DO MCSE






Processo n.º 48500.002747/2014-00

“Como contribuição adicional a AP nº 023/2014 solicitamos avaliação sobre o reconhecimento dos custos adicionais com a implantação do novo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE. Na Resolução Normativa 605/2014 em seu artigo 5º destaca que estes custos seriam tratados no Módulo 2 do PRORET.

Avaliando toda a metodologia do Submódulo 2.2 Custos Operacionais do PRORET, e os aprimoramentos propostos pela Agência no âmbito da AP 23/2014, verificamos que o período considerado como base para cálculo não contemplaria os gastos referentes à implantação do novo manual nem neste ciclo de Revisão Tarifaria e sequer no próximo ciclo, pois estes custos serão imputados no resultado no exercício de 2015 onde findará todas as configurações do sistema com emissão dos novos relatórios, consultoria especializada contratada e constatação das contabilizações conforme novo MCSE.

Isto posto, sugerimos avaliar a possibilidade dos custos com a Implantação do novo MCSE ser ressarcido via módulo 4 do PRORET como um componente financeiro , ou seja, ativo financeiro setorial a reembolsar na Parcela B.”

Resposta da ANEEL

Não é razoável o procedimento sugerido pela concessionária. Os regulamentos estão em contínuo aprimoramento ao longo do tempo, e podem gerar impacto de custos positivos ou negativos sobre as concessionárias. Tais efeitos são reflexo da atuação da concessionária e estão sendo considerados no histórico sem distinção. Não cabe a análise isolada de um único deles. Caso se adote esse procedimento teríamos, por coerência, que analisar todos os demais efeitos de regulamentos e decisões tomadas pela Agência quantificando-os individualmente a fim de retratá-los no processo tarifário, o que não faz sentido. Pleito negado.

h. OUTROS CUSTOS (NG-99)

Contribuição de NOENERGIA

“Como estão sendo analisados todos os custos operacionais vinculados às atividades de distribuição para realização de benchmarking, entendemos que não devem ser feitas exclusões de valores da contas de Outras Despesas (NG 99), pois, as despesas desconsideradas, estão vinculadas ao serviço de distribuição.

A separação das despesas entre pessoal, material, serviços e outros, se destina apenas à aplicação de atualização monetária diferenciada. Não houve tratamento no benchmarking separado desses itens do





Processo n.º 48500.002747/2014-00

PMSO. Assim, caso alguma empresa contabilize despesas na classificação de outros e outra classifica em serviços de terceiros, com a desconsideração efetuada pela ANEEL, estaria havendo prejuízo à primeira.

(...)

Foram desconsideradas despesas classificadas na NG 99, tais como:

• Organismos Representativo Institucional (ABRACONEE, Contribuição patronal Sindicato,

CVM, BVMF, FNQ, CEPEL, ABRADEE, IBRI, ETHOS e outros)

• Viagem de pessoal próprio a serviço

• Viagem de pessoal próprio Treinamento

• Propaganda e Publicidade

• Evento – Buffet / Recepção (eventos internos, externos, reuniões e treinamentos)

• Condomínio

• Despesa com alimentação

• Despesas reembolsáveis

• Jornal, Revistas e informes

• Encerramento de Ordem Curso – Outros

• Outros (multas indedutíveis, Perda mov. material, falta inventário estoque, representação,

outras)

Algum detalhamento dessas despesas, normalmente, já é informado por meio da RIT, mas entendemos que, se for o caso, poderia ser solicitado pela SRE/ANEEL, um detalhamento no sentido de não excluir despesas pertinentes.

A comparação entre empresas dos custos operacionais, fica prejudicada com a desconsideração dessa parcela, pois, que constituem os custos efetivos incorridos pelas empresas.”

Resposta da ANEEL

A contribuição está relacionada ao aprimoramento e uniformização dos critérios de contabilização. Esse aspecto ficará registrado como uma sugestão de aprimoramento futuro.

i. TRATAMENTO PARA ESPECIFICIDADES

Contribuição de ENDESA/NEOENERGIA





Processo n.º 48500.002747/2014-00

“

(...)

Nesse contexto, o principal aperfeiçoamento deve ser a incorporação de mecanismos regulatórios, dentro do âmbito da revisão tarifária das e para as quais não foi possível identificar variáveis representativas e objetivas, que possibilitem estabelecer metas regulatórias compatíveis.

Nesses casos, a metodologia indicaria que o benchmarking para uma determinada concessionária deveria estar próximo do patamar resultante da aplicação da metodologia. Diante desse patamar, para julgo do Regulador, seria permitido à concessionária aportar argumentos e estudos que identificassem e comprovassem a necessidade de valor regulatório diferenciado e adequado àquela concessão.

Não proceder ao repasse às tarifas dos custos adequados significa impor à concessionária uma meta de eficiência que, na realidade, é inatingível. Quando é estipulada uma meta inatingível, desestimula os esforços na busca pela produtividade, dada a impossibilidade de sua aplicação. Medidas como esta geram apenas penalidades às empresas e ignoram a raiz do problema.”


“Na metodologia proposta, a ANEEL destaca um parágrafo com a situação especial de uma distribuidora na Nota Técnica 192/2014 da 1ª fase de Audiência Pública 23:

152. “... Sabidamente a AME apresenta uma condição operativa muito particular dentro do mercado brasileiro especialmente no que diz respeito à logística de atendimento às comunidades isoladas localizadas no interior do Estado do Amazonas. A concessionária atende a uma vasta extensão territorial na qual boa parte só pode ser atendida por transporte fluvial. Custos operativos tendem a ser mais elevados. Em princípio, não se pode atribuir a ineficiência da concessionária unicamente às suas especificidades, mas a associação de um resultado de eficiência tão baixo com as características da região apontam no sentido de um maior aprofundamento. Nesse caso, é interessante uma análise complementar com o objetivo de identificar em que medida as condições adversas vivenciadas pela concessionária estariam influenciando seu resultado de eficiência...”

Em linha com o descrito pelo regulador, se entende que, assim como a empresa AME, outras empresas apresentam características particulares que afetam sua eficiência e que não são consideradas nos modelos desenvolvidos. Para que exista tratamento isonômico das empresas, tais particularidades devem ser tratadas pela agência. Assim sugere-se análise complementar para incorporar particulares ao tratamento dos custos operacionais regulatórios.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

No marco da consideração anterior, é muito importante destacar a particularidade que a Elektro apresenta em sua área de atuação. A diferença das demais distribuidoras, ela possui uma área de concessão fragmentada.

Desta forma, sugerimos que tal particularidade da Elektro seja tratada durante a determinação do nível dos custos operacionais regulatórios no momento do processamento da revisão tarifária da Elektro.”


“...entende-se que o método de comparação, embora adequado, deve ter flexibilidade em relação a certos temas específicos das empresas, os quais não são efetivamente capturados pelos modelos de benchmarking adotados, basicamente pelos motivos listados a seguir:

(i) Limitações dos modelos utilizados;

(ii) Grande heterogeneidade existente entre as concessões das distribuidoras; e

(iii) Custos atípicos não gerenciáveis da concessão que não foram considerados nos estudos de benchmarking.

Sobre os itens (i) e (ii), tendo em vista que o objetivo de ferramentas e técnicas de benchmarking é buscar variáveis que expliquem grande parte do fenômeno em estudo, é intrínseca aos modelos a perda de algum nível de informação da realidade. Essa perda se torna mais crítica à medida que se aumenta o nível de heterogeneidade entre as concessionárias e que as particularidades específicas de determinada concessão são mais contundentes.

Já sobre o item (iii), o tema é ainda mais evidente, pois como a natureza de gasto não foi considerada nos estudos de benchmarking, tratamentos regulatórios específicos podem ser feitos sem que seus resultados afetem os estudos para as demais concessionárias, lembrando que isso somente seria possível para naturezas de gasto não gerenciáveis pela concessionária.

Nestes casos, seria permitido à concessionária aportar argumentos e estudos que identificassem e comprovassem a necessidade de valor regulatório adicional diante de características particulares da concessão.

Diante do exposto, a AES Brasil solicita que a ANEEL conceda na nova metodologia a possibilidade de tratamento regulatório para os custos atípicos, especialmente aqueles não considerados na metodologia de benchmarking – tais como, por exemplo, os custos com os ativos não integralizados dos planos de pensão1, que podem ser enquadrados no item (iii) acima.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Resposta da ANEEL

A contribuição remete a discussão de heterogeneidades não capturadas e assimetria de informações, um tema discutido extensamente na Nota Técnica nº 407/2014.

Frise-se que a formulação do modelo de benchmark proposto decorre de um processo extenso de análise e discussão que se iniciou no 3CRTP. Os resultados têm se mostrado robustos e, como demonstrado nas NT 192 e NT 407, estão englobando os principais aspectos relacionados à atividade de distribuição de energia. Não obstante, sempre haverá imprecisões, seja em função da escolha do método, seja nas variáveis elencadas. Logo, todas as estimativas apresentarão alguma margem de erro associada. O caminho que a Aneel tem adotado para tratar essas incertezas é o de ser conservador na aplicação dos resultados dos modelos. Isso está contemplado na metodologia pela introdução de i) Intervalos de confiança, ii) Trajetórias graduais e iii) eficiência média.

Vale destacar um trecho específico de uma das contribuições recebidas que a nosso ver remete ao o ponto central da discussão:

“Não proceder ao repasse às tarifas dos custos adequados significa impor à concessionária uma meta de eficiência que, na realidade, é inatingível.” (grifo nosso)

O fato de se usar diversas medidas de conservadorismo na aplicação decorre do entendimento de que podem existir especificidades não capturadas no modelo. Portanto, não é possível afirmar que a cobertura tarifária não é adequada. Para chegarmos a tal conclusão, seria preciso fazer uma análise pontual do impacto de cada especificidade, descontada daquela parcela que eventualmente já esteja sendo considerada pelo modelo, e compará-la com a parcela de custos que está sendo considerada a mais nos custos operacionais em virtude do pressuposto de incertezas. Só assim teríamos uma medida exata da adequação das tarifas em relação a realidade enfrentada. Evidentemente tal procedimento seria extremante complexo do ponto de vista operacional e não necessariamente resultaria em uma cobertura maior. Além disso, estaria sujeito a erros e assimetria de informação.

Assim, a combinação de conservadorismos na aplicação dos resultados, da forma como se propõe nesta Nota, não é compatível com o tratamento de especificidades caso a caso sugerido nas contribuições. Alternativamente, caso se entendesse que uma abordagem pormenorizada deveria ser adotada teríamos que considerar o resultado do modelo de eficiência sem conservadorismos, na sua forma clássica, com referência a eficiência máxima e sem intervalos de confiança. Então, a partir desse valor seriam discutidos componentes de custos adicionais, caso a caso, no âmbito dos processos específicos.

Adicionar custos em função do entendimento de que há especificidades não capturadas no modelo e, ao mesmo, considerar o tratamento dado para incerteza – média, intervalo de confiança, trajetória, etc. – é procedimento equivocado, trata-se de erro metodológico, pois implica considerar em duplicidade o mesmo efeito. Implica considerar um custo sem a correta fundamentação.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Entendemos que tal abordagem não é a mais adequada pelas diversas razões já discutidas ao longo desse processo. Mantemos, portanto, a proposta em linha com o que foi colocado na AP 023, de uma regra exaustiva para definição dos custos operacionais.

III. REGRA DE APLICAÇÃO

a. EQUAÇÃO 5

Contribuição de ENDESA/NEOENERGIA

“Na fórmula, VPBrev é o valor da Parcela B da última revisão tarifária. Entretanto, o valor que deve ser considerado, é a Parcela B após a aplicação do redutor de ajuste de investimentos.”


“Deve ser especificado, na redação da NT, que a parcela B da última revisão tarifária, considerada como ponto de partida para a definição dos custos operacionais do Ano Teste, deve deduzir, além das outras receitas, o ajuste em função dos investimentos realizados e também o índice de produtividade, conforme regras consideradas na revisão tarifária anterior.”


“Os termos CORev e VPBRev correspondem, respectivamente, ao valor dos custos operacionais e da Parcela B aprovados na última revisão tarifária. O termo VPBAt, por sua vez, corresponde à receita de parcela B no Ano Teste. Esta receita nada mais é que uma proporção da parcela B na receita verificada no ano teste, obtida a partir de valores aprovados no último reajuste tarifário.

Sugere-se que, para manter a coerência entre os termos CORev e VPBRev com o termo VPBAt , os dois primeiros devem ser obtidos da seguinte maneira:

(i) CORev: valor dos custos operacionais aprovado na última revisão tarifária, descontado da

produtividade (Fator de Ajuste de Mercado); e

(ii) VPBRev: valor da parcela B na última revisão tarifária, descontado (a) do efeito do diferencial do recálculo do Fator Xe, (b) da produtividade (Fator de Ajuste de Mercado) e (c) das outras receitas.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Dessa forma, as alterações solicitadas garantem a consistência entre os termos da fórmula que calcula a cobertura de custos operacionais no ano teste, uma vez que o termo VPBAt já incorpora intrinsecamente tais ajustes.”

Contribuição de NEOENERGIA

“Entende-se que o valor da Parcela B (VPBAt) deve ser líquido de Outras Receitas e após aplicação do Delta X, conforme abordado no item anterior, no caso das empresas que tiveram ajuste em função do investimento realizado, e antes da aplicação do Índice de Produtividade da Parcela B, de forma que seja compatível com a receita da parcela B do último reajuste tarifário.

Outro aspecto é a definição do valor dos custos operacionais aprovado na última revisão tarifária e utilizado no cálculo da receita de custos operacionais do Ano Teste (COAt). Nos dados de custos operacionais do 3CRTP, os valores dos custos do serviço prestado não eram abatidos, por serem tratados na captura de Outras Receitas. Como a metodologia do 4CRTP mudou, deve ser dado algum tratamento desses custos na definição dessa componente.

Dessa forma, sugere-se que os custos operacionais aprovados na última revisão tarifária sejam revisados e sejam acrescentados os valores com o custos do serviço prestado, que pode ser pelo real ou pelo valor das despesas utilizadas no cálculo das Outras Receitas.”

Contribuição de CPFL

“Nessa fórmula, é importante ressaltar que o VPBrev deve ser a Parcela B após o fator de ajuste de mercado, subtraída de outras receitas, para guardar coerência com a receita verificada da fórmula 6.”


“Se não existe garantia de que a Parcela B obtida no último evento tarifário guarda relação de equilíbrio econômico financeiro da concessão, utilizar este parâmetro para determinar o custo operacional de partida não garantirá, portanto, que o equilíbrio econômico financeiro da concessão foi reestabelecido, e este é o principal objetivo de uma Revisão Tarifária.

Utilizar esta regra de aplicação adiciona, na visão do Grupo ENERGISA, um risco adicional ao negócio de distribuição, já que qualquer desequilíbrio econômico financeiro, positivo ou negativo, na área de concessão será perpetuado para o próximo ciclo revisional, quando deveria ser corrigido no momento da Revisão Tarifária Periódica.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

O Grupo Energisa acredita que utilizar uma regra que não garanta o reestabelecimento do equilíbrio econômico financeiro da concessão no momento da Revisão Tarifária Periódica vai contra os princípios da previsibilidade e estabilidade e do próprio Contrato de Concessão. Desta forma, o Grupo ENERGISA propõe que o Custo Operacional de Partida seja o Custo Operacional de Equilíbrio definido na última Revisão Tarifária, corrigido pelo crescimento dos produtos, inflação e produtividade. Entende-se por Custo Operacional de Equilíbrio definido na última Revisão Tarifária com sendo o ponto de chegada da trajetória de custos operacionais, ou seja, o valor dos custos operacionais reconhecidos no momento da 3ª revisão com a aplicação da componente T até o ano imediatamente anterior à próxima revisão.”

Resposta da ANEEL

O pleito está correto com relação aos ajustes feitos na parcela B e será acatado. Portanto, na fórmula, VPBrev será o valor da Parcela B da última revisão tarifária após a aplicação do redutor de ajuste de investimentos e outras receitas.

Com relação a revisão dos valores aprovados no 3CRTP, proposto pelo grupo Neoenergia, entendemos que tal procedimento não cabe uma vez que se está procurando identificar na equação 5 a cobertura de custos operacionais que a concessionária de fato tem no momento da revisão. A análise da adequação de valores frente a nova realidade de empresa deve ser feita na etapa de definição da meta.

A proposta do grupo Energisa é uma alternativa viável. A rigor existem inúmeras alternativas possíveis na regra de aplicação dos resultados da análise de eficiência. Contudo, entendemos que ter como partida a cobertura tarifária que a concessionária de fato possui é mais realista e coerente no contexto de definição de uma trajetória. Além disso, contribui para uma transição gradual das tarifas ao longo do ciclo tarifário sem variações bruscas de parcela B.

Pleito parcialmente aceito.

b. EQUAÇÃO 6


“No parágrafo 85 da Nota Técnica nº 407/2014, na equação 6 (demonstração abaixo), há a necessidade

da atualização monetária do 𝑉𝑃𝐵𝑎𝑡, uma vez que os valores da receita verificada são a preços da data do último reajuste anterior à revisão.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00


“Entende-se que a fórmula 6 apura a Parcela B do ano teste no momento do reajuste tarifário (IRT) anterior à revisão tarifária. Assim, os custos operacionais do ano teste apurados pela fórmula 5 estarão também a preços do IRT anterior à RTP.

Portanto, é necessário atualizar os custos operacionais do ano teste monetariamente até a data da RTP. Propõe-se ponderar os indicadores IPCA e IGPM pelo peso das despesas de pessoal e de materiais, serviços e outros para cada distribuidora.”

Resposta da ANEEL

O objetivo do regulamento, nesse ponto, se restringe a identificar a parcela de custos operacionais cobertos na tarifa com o intuito de confrontá-los com a nova meta que será definida a partir desse momento para frente. Naturalmente essa nova meta deve contemplar as devidas atualizações financeiras. Por outro lado, o ponto de partida deve refletir a cobertura real no momento da revisão. Portanto, não faz sentido adotar o procedimento sugerido. Pleito negado.

c. EQUAÇÃO 7


“Ainda no parágrafo 85, equação 7, há necessidade de atualização monetária dos limites LS e LI, uma vez que o índice α só atualiza o OPEX no que tange a crescimento dos produtos.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00


“Além da atualização dos produtos, pelo alpha, o cálculo dos limites do intervalo de custos eficientes, tem que considerar também a atualização monetária do custo operacional eficiente usado no cálculo da eficiência, uma vez que este não esta na data do ano teste.”


“Na fórmula 11 da NT 407/2014 não prevê atualização monetária dos custos, somente atualiza o Opex com relação a crescimento de produto.

Propomos a inserção de uma correção monetária, conforme a fórmula seguinte:”


“Após a atualização dos custos operacionais eficientes pelo crescimento do mercado verificado, é necessária uma correção adicional a essa variável. Pelos valores de custos operacionais, que serviram como insumo ao modelo DEA, estarem em uma data de referência diferente da data do ano teste, deve ser realizada a correção monetária neste período. Isto pode ser feito na etapa de construção dos limites de custo da seguinte forma.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Resposta da ANEEL

O intervalo de custos eficientes deve ser atualizado no momento da revisão considerando a variação dos produtos bem como da inflação a exemplo do que foi feitos nos ciclos anteriores. Pleito aceito.

d. FATOR DE ATUALIZAÇÃO


“No parágrafo 98, na equação 10 (segue abaixo), há algumas incorreções que precisam ser retificadas. A primeira diz respeito ao lado direito da fórmula. Todos os componentes deveriam estar sendo divididos pelo peso atribuído ao insumo. Porém o fator de escala não apresenta essa divisão.”

Ainda sobre a equação 10, essa apresenta um problema com relação a incerteza dos pesos a serem utilizados nessa equação. Ocorre que os pesos encontrados no momento da aplicação do modelo DEA escolhido não são únicos, podendo divergir com relação ao tipo de algoritmo utilizado na construção do escore.

Isso ocorre uma vez que os modelos DEA são modelos de programação linear, cuja literatura adverte para as possíveis múltiplas soluções ótimas que conduzem ao mesmo valor da função objetivo. Isto quer dizer que, em um modelo DEA, um mesmo escore de eficiência pode ser alcançado por várias possíveis combinações de pesos (weights ou shadow prices).





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Sendo assim, solicita-se que o regulador deve buscar outra alternativa para a realização da atualização dos valores de OPEX quando da revisão de cada empresa”

Outra retificação detectada como necessária, diz respeito à forma da notação apresentada da fórmula 11 (segue abaixo). O índice k ora diz respeito à empresa, ora está sendo considerado como um atributo de período (ver equação 11).”


“Quanto à atualização por crescimento de produtos, a concessionária entende que a proposta atual da ANEEL, apresentada na NT nº 407/2014 pelas equações (10) e (11) e mostradas abaixo, necessita ser revista principalmente por dois motivos: Existem múltiplas soluções em DEA; e o ponderador dos produtos não explica a variação de custos operacionais.

(...)

Caso a aplicação do DEA fosse feita para todas as concessionárias no mesmo período em que se deu o estudo, os distintos pesos dados pelo modelo aos produtos não teriam relevância. Entretanto, a proposta da ANEEL de atualizar os custos operacionais regulatórios para a data da revisão tarifária de cada concessionária conforme os referidos pesos leva a tratamentos diferenciados entre as empresas, e em alguns casos pouca aderência real com os fatores causais que explicam a elevação de custos.

(...)

Assim, a proposta da concessionária para atualização dos custos operacionais pelo crescimento de produtos decorre do que é melhor para a regulação econômica por incentivos e seus princípios. Entre os pesos obtidos pelo otimizador matemático DEA, que não guardam coerência com a realidade, e outro que se sustenta na realidade e tem consistência interna, a escolha mais adequada é a segunda.

Portanto, a concessionária propõe que a atualização de custos operacionais seja feita da mesma forma que foi estabelecida pela ANEEL no 3CRTP, ou seja, conforme a equação a seguir, com os pesos de cada variável constantes do atual Anexo I do Submódulo 2.2 do Módulo 2 (Revisão Tarifária Periódica de Concessionárias de Distribuição).”


“O DEA é um método não paramétrico que utiliza programação linear para identificar uma aproximação da fronteira de produção. Por ser um modelo não paramétrico, não é possível auferir a significância dos pesos





Processo n.º 48500.002747/2014-00

calculados para cada isumo/produto ou estimar seus intervalos de confiança como nos modelos paramétricos.

Além disso, os pesos obtidos podem não ser únicos. A simples repetição do processo de estimação do DEA em um novo sistema ou seguindo uma nova rotina, pode resultar em um conjunto de pesos distintos sem que o escore de eficiência seja alterado e sem que seja possível afirmar que um resultado seja melhor que outro.Isto quer dizer que, em um modelo DEA, um mesmo escore de eficiência pode ser alcançado por várias possíveis combinações de pesos (weights ou shadow prices).

(...)

Outro problema na aplicação dos pesos para atualização dos custos, em comparação com a aplicação dos modelos paramétricos, é que no DEA existe um peso para cada empresa, enquanto que nos modelos econométricos existe apenas um único coeficiente para cada variável. Isto gera distorções na hora de projetar os custos operacionais eficientes, uma vez que o crescimento de x% de um determinado produto pode significar crescimentos de custos operacionais eficientes diferentes para duas empresas.

(...)

Desse modo, o DEA adota a estratégia de ponderar os produtos que mais elevam a eficiência de cada empresa, não se preocupando com a correlação desses parâmetros com a realidade.”


“...entende-se que esse modo de atualização se inspira na ideia de previsão de um modelo econométrico, que se vale dos coeficientes estimados para prever valores futuros.

Neste sentido, surge uma preocupação com o modelo utilizado para estimação dos parâmetros de peso: e . Estes, por serem obtidos através de um método não paramétrico como o DEA, não possuem intervalos de confiança e de sensibilidade, como no caso dos modelos econométricos que são paramétricos.

(...)

Além disso, em modelos econométricos existe apenas um único coeficiente para cada variável, no DEA existe um para cada empresa. Isto pode gerar distorções na hora de se projetar os custos operacionais eficientes, uma vez que o crescimento de x% de um determinado produto pode significar crescimentos de custos operacionais eficientes diferentes para duas empresas.

(...)

Sendo assim, a Light entende que o mais correto na construção de um índice de atualização dos custos operacionais eficientes é a utilização de um modelo paramétrico. No entanto, como verificado na primeira fase da Audiência Pública, obter modelos econométricos com todos os produtos utilizados no DEA não é tarefa fácil e pode levar a resultados contraintuitivos ao se avaliar os sinais dos coeficientes estimados.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Contribuição da Presset Consistência

“Na NT 407/14, consta a fórmula (10) que visa estimar o custo eficiente na data base da revisão tarifária,

a qual reeditamos abaixo, visando esclarecer os pontos explicados em seguida, respeitando o mais possível a notação da NT 407/14:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑘1 =∑

𝑣𝑗𝑘0

𝑢𝑖𝑘0 𝑦𝑗

𝑘1

𝑚

𝑗=1

+𝜑𝑘0

𝑢𝑖𝑘0 = 𝑥𝑖

𝑘0 (∑𝑣𝑗𝑘0𝑦𝑗

𝑘1

𝑚

𝑗=1

+𝜑𝑘0)(10)10

Onde:

Opexefk1:Custoeficientedaempresa“k”nadatabasedarevisãotarifária;

xik0:insumo“i”daempresa“k”nadatabasedocálculodaeficiência;

yjk1:vetordeproduto(s)“j”daempresa“k”nadatabasedarevisãotarifária;

uik0:“peso”atribuídoaoinsumo“i”noprocessodenormalizaçãoemquexik0uik0=1;

vjk0:“peso”atribuídoaoproduto“j”naregiãodafronteiraquecontém“yjk0”;

φk0:“fatordeescala”naregiãodafronteiraquecontém“yjk0”;

yjk0:vetordeproduto(s)“j”daempresa“k”nadatabasedocálculodaeficiência;

Efetivamente, a fórmula (10) equivale à fórmula (M9), encontrada no Apêndice I, lembrando que, em (10), os produtos negativos estão incluídos entre as variáveis “j”, e “1 / u i

k” pode ser substituído por “xi

k”,

conforme visto em (R15).

Ou seja, (10) representa a equação dos pontos de um “facet” da fronteira de eficiência de custos de produção. Desse modo, (10) é válida para a estimação de custos eficientes na medida em que o nível de produção se situe dentro da região de produção daquele “facet”.

Ilustrativamente, para o caso mais simples de um insumo “I” e um produto “P”, conforme figura encontrada no Apêndice I, a fórmula (M10) é válida para níveis de produção entre as duas DMUs “benchmarks” (discos cheios em vermelho). Para além dessa região, o cálculo do custo eficiente por (M10) subestimaria o custo eficiente.

Do mesmo modo, a estimação do custo eficiente na data base da revisão tarifária através de (10) resultaria em valores na fronteira de eficiência apenas enquanto os níveis de produção “y j

k” estivessem

dentro da região de produção do “facet” descrito pela fórmula (10). Caso a atualização do nível de produção da empresa “k” saia dos limites dessa região, podem resultar valores subavaliados. Isso é

10 Acrescentamos ao Custo Fixo Normalizado “φk” a divisão pelo Preço Sombra Normalizado do insumo “uik”, para que seja obtido o resultado em valores Não Normalizados.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

praticamente certo se “k” for uma das empresas “benchmarks” delimitadoras do “facet” e for, dentre as “benchmarks” delimitadoras desse “facet”, o maior produtor de um produto “j”.

Como forma de resolver esta questão sugere-se a utilização de mecanismo similar ao da “supereficiência”, que consiste em calcular o índice de eficiência das empresas sem a participação delas nas restrições.

(...)

Dever-se-ia então executar a PL do DEA considerando os parâmetros de “k1” apenas na função objeto e na restrição de normalização do Multiplier Model (p.ex., fórmulas (M1) e (M2) encontradas no Apêndice I). Os dados de “k1” não fariam parte das demais restrições do Multiplier Model (p.ex., fórmulas (M3) a (M8) encontradas no Apêndice I).

Assim, o resultado seria a posição de “k1” na fronteira de eficiência originalmente definida pelos insumo/produtos médios do triênio 2011/2013 das 61 empresas e a fórmula (10) poderia ser reescrita como:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑘1 = 𝑥𝑖

𝑘0(∑𝑣𝑗𝑘1𝑦𝑗

𝑘1

𝑚

𝑗=1

+ 𝜑𝑘1)(10)

Onde:

Opexefk1:Custoeficientedaempresa“k”nadata base da revisão tarifária;

xik0:insumo“i”daempresa“k”nadatabasedocálculodaeficiência;

yjk1:vetordeproduto(s)“j”daempresa“k”nadatabasedarevisãotarifária;

vjk1:“peso”atribuídoaoproduto“j”naregiãodafronteiraquecontém“yjk1”;

φk1:“fatordeescala”naregiãodafronteiraquecontém“yjk1”;”

.

Resposta da ANEEL

Os aspectos de notação sugeridos serão acatados.

Com relação a forma de indexação dos produtos pra atualização, cabe esclarecer que embora seja um método não paramétrico o objetivo do DEA é definir um fronteira de produção viável como forma de





Processo n.º 48500.002747/2014-00

identificação do nível de eficiência das empresas. Portanto, a equação resultante dos pesos é um modelo que relaciona os custos operacionais e as suas variáveis explicativas (os produtos entregues), da mesma forma que em métodos paramétricos. A diferença diz respeito à forma de estimação.

Nesse sentido, argumentar que os pesos encontrados não explicam a variação dos custos é admitir que a função de produção encontrada não modela adequadamente a atividade e, consequentemente, as eficiências estimadas também não estariam corretamente estimadas. Tal hipótese implica em desconsiderar a validade do modelo, o que não foi argumentado. Parece-nos contraditório aceitar os resultados do modelo, mas não concordar com os parâmetros internos que o compõem.

A ausência de inferência sobre o nível de significância dos pesos estimados é de fato uma limitação do método. Contudo, entendemos que essa limitação é mitigada na medida em que se busca incluir nos produtos apenas variáveis que se mostram conceitualmente e empiricamente relacionadas aos custos operacionais. Todas as variáveis selecionadas decorreram de uma avaliação prévia e de contribuições dos agentes ao longo dos últimos três ciclos metodológicos como fatores preponderantes de influência dos custos operacionais, portanto, não se admite que tenham participação nula.

Adicionalmente, existe o risco de pesos desproporcionais a realidade. Excessivamente elevados ou reduzidos. Esse é, em essência, o problema de viés das estimativas, já discutido nas Notas Técnicas nº 192/2014-SRE/ANEEL e 407/2014-SRE/ANEEL , que se procurou minimizar com a adoção das restrições de pesos. Se buscou introduzir na modelo restrições baseadas em informações reais das distribuidoras de tal maneira que não se espera que os pesos estimados estejam distantes da realidade do setor.

Com relação ao argumento de que os pesos serão distintos para cada distribuidora, entendemos que esse é um ponto positivo da metodologia proposta. Certamente a influência das diversas dimensões nos custos difere de concessão parar concessão e o DEA busca sempre encontrar a melhor alternativa para cada uma. A título de exemplo concessões muito concentradas tendem a dar um peso maior para mercado ao passo que em concessões dispersas o peso tende a ser maior para as variáveis de rede. Portanto, o uso de pesos individualizados tende a ser uma medida de conservadorismo, em favor das concessionárias, se comparado à aplicação de um modelo paramétrico com parâmetros únicos.

O uso de métodos paramétricos para estimar pesos únicos a nosso ver não é uma boa opção pela dificuldade de se encontrar um modelo que consistente com todas essas variáveis. Corrobora para isso o fato de nenhum modelo ter sido apresentado.

Por fim, com relação a existência de múltiplos pesos vale destacar que esse problema se restringe apenas as empresas 100% eficientes, que podem participar de mais de um facet na fronteira de eficiência. A





Processo n.º 48500.002747/2014-00

melhor alternativa proposta para solução desse problema foi a trazida pela Presset Consistência. Contudo, o inconveniente dessa abordagem é introduzir complexidade ao processo de revisão tarifária na medida em que seria necessário executar um método complexo com o DEA em todos os processos específicos. Além disso, é importante lembrar que os parâmetros serão atualizados a cada dois anos, de forma que a equação de custos de cada concessionária permaneça aderente a realidade com pequenas variações em torno do ponto de estimação. Para pequenas variações dos produtos não é de se esperar grandes divergências entre essa proposta e a atualização com pesos fixos conforme apresentado na equação 10.

Além disso, vale lembrar que a fronteira de eficiência também muda ao longo do período. Via de regra, em direção de ganhos de eficiência. Então, se de um lado o uso de parâmetros fixos poderia, em alguns casos, subestimar o fator de atualização pela utilização sempre do mesmo facet, de outro, nada garante que os novos facets usados para atualização na proposta sugerida pela Presset não tenham avançado em direção de uma maior eficiência. Portanto, a proposta sugerida da consultoria apresentaria um viés em favor das concessionárias no cálculo da atualização.

Pelas razões expostas entendeu-se que a melhor opção a ser adotada deve ser a de maior simplicidade, qual seja, manter os parâmetros fixos.


e. COMPONENTE T


“Ainda no parágrafo 85 da mesma Nota Técnica, na equação 8, a fórmula da trajetória (segue abaixo) deve ser retificada considerando a participação do custo operacional sobre o VPB da revisão em análise e

não sobre o 𝑉𝑃𝐵𝑎𝑡, como apresentado na equação. No caso do custo operacional que irá compor o

primeiro ano da revisão, esse corresponde ao 𝐶𝑂𝑎𝑡. No entanto, o VPB deve ser o correspondente ao recálculo de todos os componentes do valor da parcela B, inclusive a nova remuneração e quota de

integração em análise. O componente da equação 𝐶𝑂𝑎𝑡

𝑉𝑃𝐵𝑎𝑡deve ser retificado pelo componente

𝐶𝑂𝑎𝑡

𝑉𝑃𝐵4𝐶𝑅𝑇𝑃,

sendo que o 𝑉𝑃𝐵4𝐶𝑅𝑇𝑃 é o VPB calculado para a revisão tarifária em avaliação..”





Processo n.º 48500.002747/2014-00


“No terceiro ciclo o limite para a componente trajetória da metodologia de custos operacionais era aplicado sobre o total do Fator X, limitando o mesmo a 2%. Nesta nova proposta metodologia, a ANEEL circunscreve o ajuste limite de trajetória aos próprios custos operacionais, elevando a magnitude do mesmo até 5%.

(...)

Observa-se que, para manter o critério do 2% sobre o total da Parcela B (vigente desde o 3CRTP) o valor a aplicar como limite dos custos operacionais deveria ser de 3,81% (tomando a média dos anos 2010 a 2012), e não de 5% como proposto pela ANEEL. Assim, o novo critério representa uma exigência máxima 31% maior.

Assim, a Equatorial Energia propõe que o valor de 5% sobre o O&M seja reduzido para 3,80%, de forma que seja mantido o referencial já estabelecido no ciclo anterior.”


“Durante a aplicação, a forma sugerida de construção das metas de custo operacionais não consegue respeitar ao mesmo tempo as duas restrições citadas anteriormente. Para aquelas distribuidoras que terão compartilhamento dos ganhos de eficiência, o limite de redução da trajetória dos custos operacionais não é aplicado, já que, implicitamente, essas distribuidoras podem ter uma intensidade de trajetória de redução dos custos operacionais superior a 5%, não respeitando a limitação sugerida pela agência.

Entende-se que uma redução de custos gradual equilibra as necessidades de insumos para as operações das distribuidoras com o incentivo de melhoria necessário para as empresas menos eficientes. Sem embargo, não deve inviabilizar economicamente as operações das empresas, com o possível risco de detrimento da qualidade do serviço ofertado aos consumidores. Uma intensidade de trajetória muito branda estende o período de transição aos custos regulatórios além do desejável, porém, uma intensidade muito agressiva pode comprometer as atividades operacionais das companhias. Não é claro o limite entre a trajetória benéfica e a prejudicial, por essa razão, é aconselhável conservadorismo na aplicação da trajetória, sendo preferível a primeira à segunda.

(...)





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Nota-se também que a média resultante de todas as distribuidoras é negativa, ou seja, em média, os custos operacionais apresentaram um crescimento de 0,85%. Se forem excluídas da análise as empresas que não apresentaram trajetória de redução, obtém-se uma média de redução de 4,90%, contudo, não há razão nenhuma para crer que essa redução poderá se manter no futuro. Na verdade, é esperado que a redução dos custos operacionais se torne marginalmente decrescente. Ademais, nota-se que apenas metade das distribuidoras apresentaram redução de seus custos.

Baseado na análise empírica anterior, propõe-se que o novo limite anual de intensidade de trajetória de redução dos custos operacionais seja de 2,91%, que corresponde à mediana das distribuidoras no triênio analisado e que a mesma seja de fato aplicada, mesmo àquelas distribuidoras com compartilhamento de ganhos de eficiência operacional.”


“Referido limite de trajetória de 5% a.a. sobre os custos operacionais foi definido com base no que “se tem observado no desempenho de redução de custos de boas empresas no panorama histórico recente”.

Entretanto, como se pode depreender do supracitado, o limite de 5% foi definido e faz sentido quando se trata de trajetória decrescente de custos operacionais, ou seja, de componente do Fator X que reduza o IGP-M nos reajustes tarifários. Porém, quando se trata de trajetória ascendente dos custos operacionais não faz sentido a aplicação de trava de 5%, pois não se trata de redução de custos operacionais para adequação do patamar real ao patamar regulatório, mas sim de uma definição de custos operacionais regulatórios com base em técnicas de benchmarking que resultaram em valores superiores aos considerados na tarifa do último processo tarifário.

Desta forma, solicita-se que o limite de 5% não seja aplicado para trajetórias ascendentes de custos operacionais.”


“Porém, as produtividades verificadas nas empresas de 2005 a 2012 revelam que, no cálculo do percentil, em 40% das observações as empresas apresentaram produtividade de 3,16% ao ano. Para acompanhar o ritmo de redução tarifária, a real exigência de ajuste de custo da distribuidora é a soma da produtividade (Pd) com o fator X. Portanto, considerando a produtividade média do fator Pd, de 1,64% a.a, podemos dizer que há espaço para a intensidade da trajetória na ordem de 2% a.a.

Sendo assim, propomos um limite de variação de 2% a.a..”





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Contribuição de CEB

“Utilizando a base de dados disponibilizada na 2ª fase da AP 023 é possível observar, conforme ilustra a Tabela adiante, a preços de Dezembro de 2013, que as empresas do setor, em conjunto, no período de 2004 a 2013 tiveram, na média, um ritmo de redução real de custo/unidade consumidora de 0,796% a.a. Ademais, considerando o período mais recente de 2007 (ano de maior custo/unidade consumidora) a 2013, as empresas tiveram, na média, um ritmo de redução real de custo/unidade consumidora de 2,043% a.a.

É importante observar que mesmo retirando todas as empresas que apresentaram no período de 2007/2013 crescimento de custo, as empresas tiveram, na média, um ritmo de redução real de custo/unidade consumidora de 3,501% a.a.

Tais constatações denotam ser exagerada a afirmação que 5% a.a. de ritmo de redução de custo é um padrão de desempenho médio observado. A CEB D ressalta o risco de se estabelecer uma meta inalcançável para as distribuidoras menos eficientes e solicita uma diminuição deste percentual para 2,5%, valor mais compatível com o desempenho de redução de custos de boas empresas no panorama histórico recente.”


“O Grupo CPFL Energia entende que é acertada a proposta da AP023 de adotar como valor de partida de custos operacionais, no primeiro ano do ciclo, a cobertura tarifária vigente.

Contudo, entende que o limite da trajetória estabelecido, de 5% de redução, é demasiado elevado.

Uma análise da base de dados revela que em média, as distribuidoras tiveram aumento de custos de 1,96% ao ano.

Entende-se que as empresas da fronteira têm como objetivo a busca constante pela eficiência, para continuar sendo premiadas. Assim, desloca-se a fronteira, mantendo o incentivo para todas as distribuidoras, atendendo o objetivo da regulação.

Contudo, é de se esperar que as reduções de custos futuras sejam menores, especialmente na fronteira, uma vez que há menos espaço para buscar eficiência. Portanto, uma pressão exagerada sobre as distribuidoras poderia incorrer no efeito catraca.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Tendo em vista que nem mesmo as empresas mais eficientes foram capazes de reduzir custos em 5% ao ano, conclui-se que a trajetória proposta na AP023 é inatingível, seja para empresas menos eficientes, que reduzem custos com maior facilidade, seja para empresas mais eficientes, que devem inovar e repensar a maneira de operar o negócio para, no mínimo, manter sua eficiência. Sugere-se, então, que, de forma a manter o incentivo, mas não penalizar as distribuidoras, especialmente aquelas que tem constantemente se esforçado para reduzir custos, que essa trajetória de custos operacionais (lambda) seja reduzida para 3% ao ano.”


“...a SRE propôs a adoção de um limite de variação anual de 5% a.a, significativamente mais severo do que a trajetória estabelecida no 3CRTP.

(...)

Assim, não se afigura razoável que todas as distribuidoras atinjam meta que nem mesmo a mais eficiente alcançou, bem como que repitam o feito por anos consecutivos.

Ademais, desde o ano de 2001, os custos das distribuidoras, em lugar de diminuírem, aumentaram 1,96% a.a.

Nesse contexto, cumpre manter os padrões estabelecidos pela ANEEL no 3CRTP, a fim de que se observe o contexto fático do segmento de distribuição e que se alcance a estabilidade das regras regulatórias criadas pela Agência.”


“Inicialmente a ABRADEMP reconhece na proposta da ANEEL um expressivo avanço na questão da convergência entre os custos reais e regulatórios. A adoção de trajetória sinaliza para aquelas empresas menos eficientes o objetivo que devem perseguir sem inviabilizá-las economicamente, caso a adoção do patamar de eficiência fosse aplicado de uma única vez. No entanto, a possibilidade na variação do valor dos custos operacionais de 5% a.a. pode ser algo inalcançável às distribuidoras.

Utilizando a base de dados disponibilizada na 2ª fase da AP 023 é possível observar, conforme ilustra a Tabela adiante, a preços de Dezembro de 2013, que as empresas de menor porte, em conjunto, no período de 2004 a 2013 tiveram, na média, um ritmo de redução real de custo /unidade consumidora de 1,039% a.a. Ademais, considerando o período mais recente de 2007, ano de maior custo /unidade consumidora, e 2013, as empresas tiveram, na média, um ritmo de redução real de custo /unidade consumidora de 1,608% a.a. E por fim, mesmo retirando as empresas que apresentaram no período de





Processo n.º 48500.002747/2014-00

2007 /2013 crescimento de custo, as empresas tiveram, na média, um ritmo de redução real de custo /unidade consumidora de 3,734% a.a.

A ABRADEMP entende ser um percentual elevado de redução de custo de 5% a.a., com o risco de se estabelecer uma meta inalcançável para as distribuidoras menos eficientes e solicita uma diminuição deste percentual para 3%, valor mais compatível com o desempenho de redução de custos de boas empresas no panorama histórico recente.”

Contribuição da ENERGISA

“Calcula-se a trajetória limitada a um fator máximo de redução anual:

Ωé o limite da redução de custos da trajetória de custos operacionais, segundo o proposto nas Seções 4.2 e .4 pela ENERGISA, e pode ser definido por:”

Onde z é o compartilhamento dos ganhos de eficiência acima de 120%, resultado do seguinte problema de otimização, onde N é o número de anos do ciclo de revisão da empresa:

Lembrando que a eficiência máxima reconhecida seria de 120% e a mínima de 79%, pelos argumentos das Seções 4.3 e 4.5, empresas com devem ter componente T = 0 porque se encontram no intervalo eficiente, onde esta eficiência é reconhecida em tarifa, não devendo compartilhar custos para que as empresas convirjam ao longo do tempo para um ponto de equilíbrio sobre a média.”





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Resposta da ANEEL

O ajuste na fórmula sugerido pela CEMIG tem fundamento para os períodos posteriores à revisão. Nesses casos a base sobre o qual incide o fator T é a nova parcela B aprovada. Contudo, propõe-se que o primeiro “degrau” da trajetória de ajuste dos custos operacionais seja computado já na revisão tarifária a exemplo do que ocorre em outras metodologias que envolvem trajetória, como a de perdas não técnicas. Nesse caso, esse primeiro degrau deve usar como base o VPBat. Deve-se, portanto fazer uma distinção no cálculo para as duas situações.

Com relação a intensidade da trajetória entendemos que o limite de 5% a.a. está adequado para o que se propõe. Vale lembrar que o objetivo principal ao se introduzir esse mecanismo de ajuste gradual via fator X é evitar variações bruscas na tarifa em decorrência da mudança no patamar de custos operacionais. Adicionalmente, existe também um benefício para as concessionárias na medida em que se estabelece um período de adaptação ao novo patamar de custos regulatórios. Essa é mais uma medida de conservadorismo presente na metodologia. Nesse contexto, não nos parecem razoáveis as contribuições trazidas. No momento da revisão se estará estabelecendo um novo patamar de receita regulatória via um processo de transição gradual. Em última análise essa variação poderia ser repassada integralmente no momento da revisão, como foi feito no 1CRTP e 2CRTP. Essa alternativa seria igualmente válida. Contudo, optou-se por uma transição gradual da cobertura na tarifa. A concessionária pode tomar proveito dessa transição para ajustar seus custos de forma a mitigar os efeitos dessa redução na sua rentabilidade, mas, em momento algum, se entendeu que essa transição deveria ser “calibrada” de tal maneira que fosse neutra para as distribuidoras.

Por fim, a proposta da Energisa está baseada em diversas outras premissas que divergem da proposta colocada em AP e, dessa forma, não é compatível.


f. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA


“Com relação à proposta de recálculo dos parâmetros a cada 2 anos, deve-se levar em consideração o risco de perda na qualidade nos resultados, em função da ainda necessidade de depuração e padronização da base de dados utilizada no modelo. Os dados utilizados para comparação de benchmarking devem ser checados com respeito a sua consistência antes de utilizados no modelo. Isso é





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feito por cada concessionária no momento de construção da metodologia e respostas aos Ofícios Circulares enviados pelo regulador no processo de construção do modelo.

Durante todo o processo de construção da base de dados, as empresas avaliam as informações da base de dados pertinente a cada uma individualmente e solicitam correção do banco de dados utilizado pela ANEEL. Essas correções são necessárias notadamente para os dados de custo operacional, uma vez que cada concessionária tem uma forma própria de apropriação das contas contábeis que podem variar entre algumas rubricas, inclusive havendo mudanças ao longo dos anos, influenciando a série de dados.

No momento do recálculo, apenas as empresas que passarem por revisão irão se empenhar em rever a base de dados, o que pode comprometer o recálculo do escore, uma vez que os dados de outras empresas podem estar incorretamente considerados no banco de dados.

A Cemig D entende que os escores sendo calculados para todas as empresas de forma simultânea é primordial para se garantir a qualidade dos resultados encontrados no modelo. Dessa forma, a CEMIG propõe que a revisão e recálculo dos parâmetros se dê de forma simultânea para todas as empresas a cada 4 anos.


“Por exemplo, sob a ótica do princípio da estabilidade regulatória, não adianta uma metodologia estável por 4 anos, mas que o seu recálculo em dois anos refletirá em alterações substanciais no valor dos custos Regulatórios. Não importa a causa, o fato é que se estaria diante de uma instabilidade regulatória.

Nesse contexto, não parece adequado proceder ao recálculo dos parâmetros a cada 2 anos.

A experiência vivenciada no 3CRTP e nos cálculos já feitos no âmbito desta AP nº 23/2014 mostram que os resultados associados à aplicação do DEA são muito sensíveis, fazendo com que os níveis de eficiência possam se alterar bastante para uma determinada concessionária.

(...)

Caso o recálculo seja feito em dois anos, a situação prática é a seguinte: uma concessionária A, cuja revisão se dará antes desse período, já saberá qual o nível regulatório de custos operacionais terá de cobertura tarifária e qual eficiência será exigida dela. Entretanto, outra concessionária B, com revisão após 2 anos, não saberá sobre essas mesmas informações, uma vez que o referido recálculo pode levar a resultados muito distintos do cálculo feito agora na AP nº 023/2014.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Esse descompasso pode ser visto como uma falta de isonomia, visto que a concessionária A conhecerá o seu resultado regulatório desde agora enquanto a empresa B deverá esperar 2 anos.”


“Por exemplo, sob a ótica do princípio da estabilidade regulatória, não adianta uma metodologia estável por 4 anos, mas com recálculo em dois anos que pode refletir em alterações substanciais no valor dos custos regulatórios. Nesse contexto, não parece adequado proceder ao recálculo dos parâmetros a cada 2 anos.

A experiência vivenciada no 3CRTP e nos cálculos já feitos no âmbito desta AP nº 23/2014 mostram que os resultados associados à aplicação do DEA são muito sensíveis, fazendo com que os níveis de eficiência possam se alterar bastante para uma determinada concessionária.

Para os custos operacionais regulatórios, o conjunto de metodologias, de regras, de procedimentos de cálculo e dos valores em si dos parâmetros e dos dados são indissociáveis. Conforme foi dito, todos convergem para a definição do valor dos custos operacionais de cada concessionária e devem estar totalmente concatenados para que haja, na regulação, isonomia e previsibilidade.

Com base no exposto, entende-se necessária a concatenação da revisão metodológica e do recálculo dos parâmetros, de modo que sejam feitos ao mesmo tempo.”


“Entende-se oportuno, desde já, definir a periodicidade para o cálculo da eficiência média, visto que os critérios utilizados no 3 e 4 CRTP são diferentes. Se mantido o critério atual, considerando-se os valores médios de 3 anos (2011-2013), sugere-se fixar este intervalo de tempo, passando a considerar o método da janela móvel para as próximas atualizações.”

Contribuição da ABRADEEE

“Entende-se mais pertinente que o recálculo dos parâmetros ocorra em conjunto com a revisão metodológica, em 2019 (quatro anos depois da aprovação, em 2015, da nova metodologia), a fim de afastar o risco de que ocorram distorções nos resultados alcançados devido ao descasamento temporal.”






Processo n.º 48500.002747/2014-00

“A Aneel propõe que a revisão da metodologia ocorra em duas etapas: (i) revisão metodológica, onde se discute a metodologia como um todo, desde a parte conceitual até os seus resultados; e (ii) recálculo dos parâmetros da metodologia, onde não há discussão/mudanças metodológicas conceituais, apenas a atualização dos parâmetros.

No entanto, o processo de revisão metodológica do 4CRTP já se estendeu pelo ano de 2015. Portanto, 2015 deve ser o ano a partir do qual se deve passar a contar o período de recálculo. Levando ao cronograma apresentado na Figura a seguir.

Ao levarmos em consideração os anos de revisão tarifária previstos para cada companhia: 2015: 7 Empresas; 2016: 26 Empresas; 2017: 17 Empresas; e 2018: 10 Empresas; concluímos que o número de empresas contempladas por cada recálculo fica mais equilibrado, 34 e 27 empresas respectivamente. Isto contribui para uma maior estabilidade das regras aplicadas às distribuidoras, uma vez que a maior parte das concessionárias passaria por revisão tarifária adotando as metodologias de custos operacionais definidas nesta ocasião.”

Resposta da ANEEL

De forma contrária ao alegado, o objetivo de se introduzir um recálculo a cada 2 anos é justamente o mitigar o efeito de descasamentos temporais na definição de custos operacionais. Sabemos que os custos operacionais tem um aspecto dinâmico e podem variar significativamente no tempo. Caso não se proceda ao recálculo corremos o risco de aplicar no momento da revisão tarifária um custo operacional definido a partir de uma situação observada muitos anos antes, que pode não estar mais aderente a realidade da empresa. Esse descasamento temporal seria muito acentuado para as empresas que passaram por revisão ao final do período de vigência da metodologia.

Também não cabem os argumentos de instabilidade regulatória e falta de isonomia. A estabilidade regulatória é preservada na medida em que se mantém fixa a metodologia ao longo de todo período. As





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concessionárias já sabem de antemão qual regra será aplicada. O que não está previamente definido é o seu resultado haja vista que as condições podem mudar e novas empresas podem se tornar benchmarks do setor. Esse efeito é salutar na medida em promove a competição entre as empresas, que no fim é o objetivo por trás do yardstick competition. Uma maior frequência no cálculo é preferível para emular o efeito de concorrência de mercado sobre as concessionárias reguladas. Não há que se falar em falta de isonomia. A sinalização é a mesma para todas as distribuidoras e vai em direção redução de custos, melhoria da qualidade e redução de perdas.

Com relação a qualidade dos dados vale lembrar que os dados encaminhados são solicitados de Ofício pela Agência e no caso de prestação de informação incorreta a concessionária estaria sujeita às penalidades cabíveis. Além disso, o resultado do cálculo de eficiência será amplamente divulgado o que gera uma pressão “não econômica” para que as concessionárias prestem informações precisas.

A proposta de deslocar o cronograma em um ano é razoável tendo em vista que a discussão metodológica se estendeu para 2015. Será acatado.


g. REFERENCIA DE EFICIÊNCIA


“Como parte da abordagem, a ANEEL propõe migrar da “média como referência, porém retirando da amostra algumas empresas que demonstravam não responder a incentivos”, para o uso “mediana da amostra descontando o grupo de empresas com eficiência inferior a 50%”. Todavia, não é apresentada uma justificativa clara para o corte no valor de 50%.

(...)

Neste caso, existem 7 empresas consideradas outliers: AES SUL, CEA, CAIUA, CEB, CEAL, BANDEIRANTE e AME. Note-se que os outliers não necessariamente são empresas ineficientes. Sua característica principal é que estão longe das demais empresas da amostra.

Deste modo, uma vez identificado os outliers, propõe que o referencial de eficiência seja definido pela média das empresas após a exclusão dos outliers, o que resulta em 72,47%. Esta abordagem tem como vantagem a manutenção da média, como usado no 3º CRTP, mas com um critério objetivo para exclusão de outliers.”





Processo n.º 48500.002747/2014-00


“Quanto ao parâmetro de referência à eficiência, foi utilizada a mediana das eficiências superiores a 50%. O objetivo de se usar uma medida de posição, como é o caso da mediana, está normalmente em se desconsiderar a influência dos outliers da série de dados. Porém, apesar dessa medida ser menos volátil a valores extremos ela é bastante sensível a mudanças centrais das observações.

A metodologia deve considerar medidas centrais mais estáveis, uma vez que é previsto o recálculo das eficiências daqui a alguns anos. Com a mediana, a troca de posição de uma única empresa pode alterar muito a referência de eficiência, fato este que não ocorreria ao considerar a média.

Diante do exposto, solicita-se que para o cálculo da eficiência de referência, seja utilizado o valor médio das eficiências das empresas que apresentam mais de 50% de eficiência.”


“Considera-se que a substituição da média pela mediana é salutar, pois a mediana, medida de tendência central, de fato se adequa melhor às bases de dados com grandes variações.

Ocorre que o propósito de se utilizar a mediana em lugar da média consiste precisamente na possibilidade de se utilizar todos os dados da amostra, devido à circunstância da mediana não ser tão sensível a valores individuais extremos e não significativos quanto à média. Fato que a agência deseja evitar na definição do referencial de eficiência conforme exposto na NT em discussão.

Assim, não faz sentido, a um só tempo, utilizar a mediana e fazer expurgos de dados da amostra.

Portanto, pede-se para que a agência mantenha o uso da mediana, mas que deixe de promover a exclusão do grupo de empresas com eficiência inferior a 50% da amostra.”


“Por exemplo, o modelo de cálculo do custo de capital regulatório é calculado pela metodologia WACC, onde intrinsecamente é considerada a rentabilidade média de empresas com similar risco que operam num mesmo mercado. De forma análoga, o reconhecimento do patamar de custos operacionais deve ser coerente com a metodologia de remuneração do capital, razão pela qual o ajuste da eficiência de cada empresa pela média da eficiência de todas as empresas analisadas é mais adequado. Por este motivo, o critério ora adotado para o ajuste dos scores acaba por ser enviesado ao considerar somente as empresas que apresentam eficiência acima de 50%.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

Dessa forma, sugere-se que a ANEEL, na etapa de aplicação, utilize como referência a média das eficiências de todas as empresas.”


“Consideramos que a substituição da média pela mediana é positiva, uma vez que esta medida não é tão sensível aos outliers da amostra ou a valores individuais extremos, adequando-se melhor às bases de dados com grandes dispersões. Por essa mesma razão, não faz sentido que se exclua parte da amostra. Propomos,

então, que sejam utilizados todos os dados da amostra, sem a realização de expurgos das empresas com eficiência abaixo de 50%.

(...)

Na escolha de referência de eficiência, sugerimos a substituição da média pela mediana e a inclusão do grupo de empresas com eficiência menor que 50% da amostra.”


“A proposta da AP023 normaliza a eficiência das distribuidoras pela mediana das eficiências das empresas que obtiveram score acima de 50%.

O Grupo CPFL Energia entende que para se emular de fato o mercado concorrencial, para se garantir a estabilidade do método, e para que a convergência das eficiências seja pautada pelo conservadorismo, o procedimento mais adequado seria adotar como referência de eficiência a mediana da amostra completa.”


“Ocorre que o propósito de se utilizar a mediana em lugar da média consiste precisamente na possibilidade de se utilizar todos os dados da amostra, devido à circunstância de a mediana não ser tão sensível a outliers ou a valores individuais extremos e não significativos quanto a média.

Assim, não faz sentido, a um só tempo, utilizar a mediana e fazer expurgos de dados da amostra.

Portanto, pede-se para que a SRE mantenha o uso da mediana, mas que deixe de promover a exclusão do grupo de empresas com eficiência inferior a 50% da amostra.”





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“Como em dois anos haverá um recálculo das eficiências, a Agência deve se preocupar com medidas centrais mais estáveis. A troca de posição de uma única empresa pode alterar muito a referência de eficiência, fato este que não ocorreria ao considerar a média.

Além disso, como as empresas com eficiência inferior a 50% já foram retiradas da amostra, e não são observados outliers na amostra, a adoção da medida de posição não se faz necessária.

Diante do exposto, a Light solicita que para o cálculo da eficiência de referência, seja utilizado o valor médio das eficiências das empresas.”

Resposta da ANEEL

Em decorrência das contribuições propõe-se alterar o cálculo da referência de eficiência para a média das empresas com eficiência superior a 50%. Pleito aceito.

h. LIMITAÇÃO DO PRÊMIO DE EFICIÊNCIA


“A Nota Técnica nº 407/2014 propõe a utilização de um limitador do prêmio de eficiência. A justificativa para isso é que não seria razoável que os consumidores das empresas mais eficientes pagassem um valor muito mais alto do que o necessário em virtude da presença de empresas muito ineficientes na amostra.

Essa justificativa perde a razão, uma vez que, na metodologia proposta, as empresas mais ineficientes (eficiência abaixo de 50%) são desconsideradas no cálculo da eficiência de referência que é utilizada para normalizar as eficiências das empresas.

De qualquer forma, a Agência propôs que se o custo regulatório meta excede a 120% dos custos operacionais reais, a concessionária deve compartilhar com os consumidores, o valor de 50% da diferença entre o custo meta e o custo operacional real. A aplicação dessa metodologia de compartilhamento denomina-se CAP.





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O mecanismo de CAP gera perdas de incentivo ao avanço da eficiência, uma vez que não reconhece totalmente os ganhos obtidos pelas concessionárias. Além disso, pode vir a remunerar uma empresa menos eficiente que outra.

A metodologia, assim, apresenta um sinal regulatório negativo no que tange a busca pela eficiência, uma vez que premia a empresa menos eficiente. Além disso, o nível de eficiência das concessionárias já é compartilhada atualmente com os consumidores através da metodologia de Fator X e no caso das empresas que são aplicados o CAP novamente se estaria compartilhando eficiência com os consumidores.

Nesse sentido, propõe-se que não sejam utilizados limitadores no prêmio de eficiência.”


“O limite do prêmio de eficiência, segundo a própria agência, reduz sinal de incentivo transmitido para as distribuidoras de maneira desnecessária, uma vez que ganhos de produtividade são compartilhados via Fator X- Produtividade.

Ademais, a aplicação de uma trajetória T de redução de custos operacionais, indiretamente, compartilha os ganhos de eficiência com consumidor na medida em que é um redutor das tarifas aplicado nos reajustes.

A proposta de compartilhamento da SRE captura ganhos de produtividade em dois componentes tarifários distintos, atingindo, uma grave inconsistência dentro do marco regulatório proposto pela agência.

Sugere-se o não compartilhamento do prêmio de eficiência.”


“Na aplicação, especificamente para a construção dos limites superiores e inferiores, a agência considera os custos operacionais médios do triênio supracitado. Vale destacar que o limite superior, em última análise, formará a meta de custos operacionais para algumas empresas.

Contudo, no cálculo do compartilhamento da eficiência, o regulador adota como referência os custos operacionais reais do último ano civil, que são utilizados para a formação da meta dos custos operacionais regulatórios. Tal escolha não garante que a metodologia de compartilhamento com o consumidor seja adequada. Adicionalmente, recoloca na aplicação o problema que fora corrigido com o uso da média no DEA. No limite, uma distribuidora pode ter um ano atipicamente baixo que a forçará a compartilhar seus





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ganhos de eficiência durante todo o ciclo. O oposto também pode acontecer, ou seja, uma distribuidora pode ter incentivo em inflar artificialmente seus custos no último ano com o intuito de não compartilhar seu prêmio de eficiência.

Desta forma, entendemos que a utilização da média em toda a metodologia de aplicação é mais apropriada, dado que valores atípicos terão um impacto reduzido na construção da meta regulatória. Ademais, a média do triênio seria utilizada como insumo-formador da meta para todas as distribuidoras.”


“O parágrafo 92 da NT 407/14 detalha a fórmula a ser utilizada para compartilhar o prêmio de eficiência para os casos em que a relação do Opex Regulatório e Opex Real exceder um determinado patamar. De acordo com a referida fórmula, o Opex Real a ser utilizado seria o custo real da concessionária no último ano civil anterior a data base da revisão.

Ocorre que a utilização do custo real de apenas um ano específico pode estar sujeita a oscilações atípicas de curto prazo, como por exemplo, aumento das despesas em função de anormalidades climáticas ou redução excessiva de custos, devido a capitalização de despesas provenientes de grandes programas de investimentos.

Com o objetivo de minimizar este problema, propõe-se que o Opex Real a ser utilizado na fórmula apresentada no parágrafo 92 da NT 407/14 seja a média dos custos utilizados no estudo de eficiência, de forma a conferir maior estabilidade aos resultados.”

Contribuição de CEB

“A proposta da ANEEL em discussão na AP defende que as empresas eficientes devem ter um “teto” em relação aos custos operacionais para repasse tarifário, de forma a evitar prêmios excessivos de eficiência. Neste ponto está se propondo definir como patamar o valor de 120%. Ou seja, nos casos em que a aplicação direta da metodologia resultar em um custo regulatório superior a 120% do custo real da empresa, o excedente desse valor será compartilhado em 50% com o consumidor.

A CEB D, em linha com a sua manifestação na 1ª Fase da AP 023, concorda com a proposta da ANEEL, porém entende que, da mesma forma que existe um “teto de premiação” deve ser definido um “piso de penalidade” para aquelas empresas que necessitam melhorar suas eficiências. Este “piso de penalidade” se justifica pela necessidade de adequação das empresas menos eficientes aos requisitos de valoração do custo regulatório que, em resumo, combina três referências básicas: de eficiência, de intensidade da





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trajetória e de ponto de partida do custo, esse considerando não mais o custo real, mas a receita regulatória de custo contida na Parcela B do ano teste. Em conjunto corre-se o risco de inviabilizar a operação das empresas menos eficientes, pois expressivas reduções de convergência de custo real para custo regulatório de até 35% podem ser observadas, conforme simulação do próprio regulador da aplicação da regra proposta.

A CEB D solicita que seja estabelecido um “piso de penalidade” de 25%, ou seja, durante o 4CRTP as empresas menos eficientes terão, no mínimo, 75% dos seus custos reais reconhecidos nas respectivas datas de revisão tarifária.”


“O Grupo CPFL Energia entende que o princípio do prêmio de eficiência é recompensar as empresas que se esforçaram, tomaram riscos e inovaram para obter ganhos de eficiência, que já estão sendo compartilhados com o consumidor, afinal, houve redução no patamar de custos.

Adicionalmente, a limitação para as empresas de alto desempenho confere um tratamento não isonômico entre distribuidoras e desestimula a redução de custos. Nesse caso, está sendo proposta uma regra geral para as empresas com eficiência normalizada abaixo de 120%, e uma regra que penaliza o esforço obtido por empresas de alto desempenho.

Contudo, caso seja mantida a decisão de se limitar o prêmio de eficiência, solicita-se que o mesmo seja aumentado para 130%. Esse valor é baseado no percentil 80% das eficiências normalizadas da amostra, que resulta em 131%, considerando acatado o pleito de referência de eficiência do item 2.2. Entende-se que a redução do premio de eficiência também deve seguir o principio da parcimônia, e por isso, analisar o percentil 80% é uma alternativa adequada e conservadora.”


“Ocorre que, conquanto a metodologia proposta pela SRE possa vir a atenuar distorções pontuais decorrentes da heterogeneidade das concessionárias, a regra de compartilhamento também impede que distribuidoras que de fato alcançaram níveis elevados de eficiência recebam o devido prêmio.

Ao se efetuar a análise de custo-benefício desse aspecto da proposta, conclui-se que o compartilhamento pretendido causa mais malefícios do que proporciona benefícios.

Isso porque, com a adoção da medida em questão, a ANEEL indubitavelmente eliminará a indução ao aumento de produtividade das distribuidoras e desconsiderará o mérito das empresas mais eficientes, o





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que contraria frontalmente o regime de regulação por incentivos e prepondera sobre o risco de potencial concessão de prêmio mais elevado para uma ou outra empresa.

(...)

...o sinal conferido pelo regulador será o de que as concessionárias devem se nivelar por baixo, ou seja, devem todas abandonar a busca pelo aumento de eficiência, o que prejudicará o consumidor em maior medida do que o possível dano que a Agência pretende evitar.

Portanto, apesar de se reconhecer o avanço da proposta da ANEEL no sentido de considerar como custo de partida a cobertura tarifária, para que se mantenha o incentivo à eficiência conferido às distribuidoras, tal como foi feito no 3CRTP, pleiteia-se a exclusão, da metodologia proposta, da previsão de compartilhamento de 50% com o consumidor.

Subsidiariamente, caso não seja acolhido o pedido ora formulado, pede-se que, ao menos, o percentual de 50% seja reduzido à metade, patamar esse menos nocivo para as distribuidoras e que, portanto, atenuaria o incentivo negativo para as empresas deixarem de buscar ganhos de eficiência.”


“A ABRADEMP concorda com a proposta da ANEEL, porém entende que da mesma forma que existe um “teto de premiação” deve ser definido um “piso de penalidade” para aquelas empresas que necessitam melhorar suas eficiências. Este “piso de penalidade” se justifica pela necessidade de adequação das empresas menos eficientes aos requisitos de valoração do custo regulatório que, em resumo, combina três referências básicas: de eficiência, de intensidade da trajetória e de ponto de partida do custo, esse considerando não mais o custo real, mas a receita regulatória de custo contida na Parcela B do ano teste, ano que antecede a data da revisão tarifária.

A ABRADEM ressalta que, em conjunto, as três referências básicas citadas pode inviabilizar a operação das empresas menos eficientes, pois expressivas reduções de convergência de custo real para custo regulatório de até 35% podem ser observadas, conforme simulação do próprio regulador da aplicação da regra proposta.

A ABRADEMP solicita que seja estabelecido um “piso de penalidade” de 20%, ou seja, durante o 4CRTP as empresas menos eficientes terão, no mínimo, 80% dos seus custos reais reconhecidos nas respectivas datas de revisão tarifária.”

Contribuição da ENERGISA





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“Em relação às empresas ineficientes, entende-se ser necessário um tratamento especial, devido a grande variabilidade de escores de eficiência estimados. Algumas empresas têm reconhecidos somente 30% do seu custo operacional, o que nos leva a desconfiar que existam muitas informações relevantes sendo desprezadas nos ajustes do estimador de eficiência.

(...)

Limite inferior (das empresas ineficientes, corrigido pela média), dado que:”

Sugerimos aplicar esta correção para as empresas no primeiro quartil:

Resposta da ANEEL

Incialmente cabe esclarecer que premiações elevadas podem ocorrer por duas razões. Primeiramente, o nível médio de eficiência das distribuidoras da amostra é relativamente baixo e, portanto, quando se propõe uma aplicação com referência na média invariavelmente existirão empresas com coberturas tarifárias muito superiores ao seu custo real. Em segundo lugar, mas não menos importante, está o efeito decorrente da parcela B fica “blindada” ao longo dos reajustes. É sabido que existem inúmeros fatores que podem contribuir para que a receita de parcela B cresça a uma taxa maior que os custos reais ao longo dos reajustes, como ganhos de escala, variações na estrutura tarifária ou mesmo ganho de eficiência da distribuidora. Tais efeitos combinados podem conduzir a um “descolamento” muito grande entre a cobertura tarifária de custos operacionais e o custo real da distribuidora.

Frise-se que ganhos com o crescimento de mercado ao longo dos reajustes fazem parte de um regime price cap. O risco de mercado é da distribuidora, para mais ou para menos. Desse aspecto decorrem os incentivos para que as concessionárias reduzam seu custo no tempo na expectativa de maiores retornos e tornem-se cada vez mais eficientes.





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Por outro lado, a revisão tarifária é o momento em que se reposicionam as tarifas e esses ganhos de eficiência são repassados para os consumidores. Portanto, é importante que a cobertura tarifária seja reposicionada para um novo patamar incorporando o avanço ao longo desse período de ganho de eficiência. A regra de aplicação proposta parte da cobertura tarifária no momento da revisão, que contempla todos os efeitos de variação da parcela B ao longo do período Não considerar um limitador nesse caso implicaria em perpetuar esses ganhos para o ciclo tarifário seguinte, o que a nosso ver seria um equívoco.

O que se busca é uma regra meritocrática, em que as empresas como melhores desempenhos recebam os maiores prêmios, mas o que se observa em alguns casos é que, dado esses efeitos temporais, o maior prêmio não vai para a empresa mais eficiente. Tal fato pode ocorrer por condições conjunturais de mercado que fizeram com que sua produtividade fosse superior a esperada. Novamente, é preciso reforçar que cabe a distribuidora dentro de regime de incentivos a busca por eficiência e a captura desse excedente ao longo do ciclo tarifário. Mas no momento revisão é justificável que a cobertura tarifária seja revista para um novo patamar vinculado ao nível de premiação condizente com a eficiência de cada uma.

Pelo exposto, entendemos que a regra de limitação proposta tem um efeito de renivevelamento da cobertura de custos operacionais no momento da revisão de forma adequada e alinhada às premissas que balizam a metodologia. Frise-se ainda que permanece o claro incentivo para que as concessionárias persigam ganhos de eficiência adicional, mesmo no caso das mais eficientes.

Quanto ao patamar a partir do qual ocorre o compartilhamento entendemos que 120% está adequado.

A proposta de estabelecimento de um “piso” para as empresas menos eficientes, embora pareça se pautar em algum sentido distorcido de simetria, não está alinhado com os preceitos acima elencados. O objetivo final é ter uma regra que premie eficiência e não o contrário. Nesse sentido não faz sentido compartilhar as ineficiências de algumas concessionárias com os seus consumidores.

Por último, com relação ao uso de uma média trienal de custos como referência para o cálculo do compartilhamento do prêmio de eficiência, vale ressaltar que o objetivo de se ter usado valores médios dos custos no momento da construção dos intervalos de eficiência foi mitigar o efeito de outliers na formação da fronteira de eficiência uma vez que o método DEA é particularmente sensível a esse problema. O cálculo do compartilhamento, por sua vez, visa avaliar o resultado da aplicação da metodologia frente aos custos reais das distribuidoras no momento da revisão. Portanto, é fundamental usar sempre a informação mais recente. A proposta colocada é uma alternativa viável de aplicação, principalmente no que diz respeito a questão de incentivos, considerando que haveria um incentivo para o aumento dos custos das concessionária no ano que antecede a revisão. Por essa razão entendemos





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pertinente acatar parcialmente o pleito no sentido de usar a média dos custos dos dois últimos anos anteriores a revisão, considerando a informação disponível à época. Esta seria uma solução de compromisso entre os dois objetivos, atualidade dos dados e a correta sinalização dos incentivos.


i. ALTERNATIVAS METODOLÓGICAS

Contribuição de CONSELHO RGE/CONCEL

“Apoiamos o uso da metodologia A como agrupamento dos pontos em discussão, pois há maiores incentivos para a concessionária melhorar sempre.”


“Com relação às propostas de modelo para comparação da eficiência, o Conselho defende que o modelo C, embora conservador poderá oferecer um incentivo melhor para as concessionárias com menores índices de eficiência, devendo, assim, ser a opção do regulador, de acordo com o impacto médio apresentado na nota técnica sobre o tema.”

Contribuição de CONCELPA

“Ao analisar as metodologias A, B e C se entende que a alternativa B apesar de ser bem conservadora avalia melhor a eficiência da concessionária, mesmo sem proporcionar maiores ganhos (R$), cobra melhorias na qualidade dos serviços ao consumidor;”

Resposta da ANEEL

Inicialmente cabe esclarecer que a intenção quando se construiu as alternativas A, B e C não foi o de criar “pacotes” a serem escolhidos pelos agentes, mas sim simular o efeito em conjunto de várias decisões metodológicas combinadas. Assim, é possível concordar com alguns elementos presentes na alternativa A e outros da alternativa B, e assim por diante. Não obstante, as contribuições recebidas com relação as metodologias demonstraram o enfoque esperado por cada um dos agentes.





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Mantemos o entendimento que C escolha de uma proposta intermediária é mais adequado nesse momento uma vez que equilibra incentivos e conservadorismo e, em diversos aspectos, mantém a linha de aplicação usada desde o ciclo metodológico anterior.

j. USO DO BALANÇO SOCIETÁRIO

Contribuição de CONSELHO RGE/CONCEL

“Concordamos com o uso do OPEX na evolução dos custos eficientes, entretanto, devemos usar outra fonte de informação para orientar as discussões sobre o tema, assim, mais uma vez, pleiteamos o uso do Balanço Societário como fonte de informação válida para tais análises.”


“Também entendemos que para um melhor acompanhamento por parte da sociedade e para reduzir a assimetria de informação, o Balanço Societário deverá ser considerado como uma fonte de informação válida, até pelo uso do OPEX na trajetória dos custos eficientes.”

Contribuição de CONCELPA

“Entendemos que o uso do OPEX para analisar e comparar parâmetros é válido, mas o Balanço é a fonte de informação que deve ser reconhecida pela Agência para combater a assimetria de informação.”

Resposta da ANEEL

Essa contribuição será respondida no âmbito dos procedimentos gerais.





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ANEXO II – MINUTA DO SUBMÓDULO 2.2 DO PRORET

1. OBJETIVO

1. Estabelecer a metodologia a ser utilizada para definição dos Custos Operacionais Regulatórios e Receitas Irrecuperáveis nos processos de revisão tarifária das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

2. ABRANGÊNCIA

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de distribuição de energia.

3. METODOLOGIA DE DEFINIÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS

3. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos

com Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de Distribuição e Comercialização de energia elétrica.

4. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil.

5. Na definição dos custos operacionais regulatórios, serão observados os custos praticados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos, e as características das áreas de concessão.





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6. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as distribuidoras por meio de um método de benchmarking que leva em consideração os atributos de cada concessionária.

7. A partir desses condicionantes é estabelecida uma meta de custos operacionais regulatórios a ser atingida ao longo do ciclo tarifário.

8. Ressalte-se que não se trata de uma meta a ser alcançada pela empresa, mas uma referência de custos operacionais a ser considerada no cálculo da parcela B ao final do ciclo.

9. No momento da revisão tarifária a meta regulatória é comparada com a cobertura de custos operacionais presente na tarifa da concessionária, denominada Receita de Custos Operacionais.

10. A partir da diferença entre a meta regulatória e a Receita de Custos Operacionais, será calculada uma trajetória regulatória. Parte da diferença será incorporada no momento da revisão tarifária e a parcela remanescente será considerada para fins de cálculo do componente T do Fator X.

11. Na seção 3.1 é apresentado o cálculo da Receita de Custos Operacionais. Na seção 3.2 é apresentado o cálculo da Meta de Custos Operacionais. Na seção 3.3 é apresentado o cálculo dos custos operacionais na revisão tarifária e a definição do componente T do Fator X.

I.

3.1. CÁLCULO DA RECEITA DE CUSTOS OPERACIONAIS

12. A referência inicial para a definição da meta de custos operacionais é a cobertura tarifária da concessionária no momento da revisão.

13. Apura-se a parcela de receita correspondente aos custos operacionais regulatórios na receita verificada no Ano Teste da revisão, calculada a partir proporção entre os custos operacionais e a parcela B definidos na revisão tarifária anterior.





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14. Nos casos em que houve trajetória de redução via componente T do Fator X na revisão anterio, deve-se apurar a nova proporção considerando tal efeito, conforme equação abaixo.

𝐶𝑂𝐴𝑡 =𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣 − 𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣(1 − (1 − 𝑇𝑅𝑒𝑣)

𝑁−1)

𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣(1 − 𝑇𝑅𝑒𝑣)𝑁−1∙ 𝑉𝑃𝐵𝐴𝑡

(17)

Onde:

𝐶𝑂𝐴𝑡: receita de custos operacionais no Ano Teste;

𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣: valor dos custos operacionais aprovado na última revisão tarifária com ajustes;

𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣: valor da parcela B na última revisão tarifária;

𝑇𝑅𝑒𝑣: componente T do Fator X definido na última revisão tarifária;

𝑉𝑃𝐵𝐴𝑡: receita de parcela B no Ano Teste;

𝑁: número de anos do ciclo tarifário da concessionária.

15. Na equação anterior 𝐶𝑂𝑅𝑒𝑣 e 𝑉𝑃𝐵𝑅𝑒𝑣 buscam identificar o tamanho relativo dos custos operacionais regulatórios na construção da parcela B da última revisão. Portanto, para fins desse cálculo devem ser consideradas os ajustes e deduções incluídas na formação da parcela B como a dedução dos ganhos de produtividade, outras receitas e outros ajustes de efeito semelhante.

16. Por sua vez, a receita de parcela B no Ano Teste é calculada a partir das tarifas de distribuição decorrentes da abertura tarifária do último reajuste aplicadas ao mercado do Ano Teste;

3.1.1. SITUAÇÕES EXEPCIONAIS

17. Situações excepcionais como a não aplicação de reajustes no ano anterior por inadimplemento setorial, ou outra motivação de igual efeito, e surgimento de revisões tarifárias extraordinárias deverão ser examinadas caso a caso objetivando escolher a melhor alternativa para apurar a parcela de cobertura de custos operacionais no Ano Teste.

II.





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III.

3.2 CÁLCULO DA META DE CUSTOS OPERACIONAIS

18. O valor do custo operacional eficiente será definido a partir da comparação da receita de custos operacionais no momento da revisão e o intervalo de custos operacionais eficientes para a concessionária em análise, conforme abaixo.

𝐶𝑂𝑒𝑓 = min(max(𝐶𝑂𝐴𝑡; 𝐿𝐼) ; 𝐿𝑆) (18)

Onde:

𝐶𝑂𝑒𝑓: valor dos custos operacionais regulatórios eficientes;

𝐿𝑆: limite superior dos custos operacionais regulatórios eficientes;

𝐿𝐼: limite inferior dos custos operacionais regulatórios eficientes;

19. Como regra geral, a meta será ajustada de tal forma que não implique uma trajetória que exceda uma variação de custos operacionais regulatórios superior a 5% a.a.

∆𝐶𝑂 = min (| √𝐶𝑂𝑒𝑓

𝐶𝑂𝐴𝑡

𝑁

− 1| ; 5%)

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 = 𝐶𝑂𝐴𝑡(1 ± ∆𝐶𝑂)𝑁

(19)

Onde:

∆𝐶𝑂: variação anual dos custos operacionais regulatórios;

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 : meta de custos operacionais ajustada ao limite máximo de variação

anual.

20. Para os casos em que a razão entre o custo definido pela Eq. 3 (𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎) e os custos operacionais reais for superior a 120%, a meta de custos operacionais será ajustada conforme expressão a seguir.





Processo n.º 48500.002747/2014-00

21. A representação dos custos operacionais reais se dará de acordo com os mesmos critérios contábeis considerados no estudo que fundamentou a metodologia de custos operacionais.

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎′ =

1,2 ∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 + 𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

2 (20)

Onde:

𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎′ : meta de custos operacionais regulatórios com compartilhamento;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜: média dos custos operacionais reais.

22. Para o cálculo de 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑚é𝑑𝑖𝑜 será considerado o valor médio dos custos operacionais reais nos dois anos consecutivos mais próximos da revisão tarifária, considerando a informação mais recente disponível, atualizados monetariamente pelo IPCA até a data da revisão tarifária.

23. Nas seções seguintes são definidos os parâmetros das equações 2, 3 e 4.

3.2.1 INTERVALO DE CUSTOS EFICIENTES

IV.

24. Os intervalos de custos operacionais eficientes são calculados conforme expressão a seguir:

𝐿𝑆 = 𝛼 ∙𝜃𝑠𝑢𝑝

𝜃𝑟𝑒𝑓∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥

𝐿𝐼 = 𝛼 ∙𝜃𝑖𝑛𝑓

𝜃𝑟𝑒𝑓∙ 𝑂𝑝𝑒𝑥

(21)

Onde:

𝐿𝑆: limite superior dos custos operacionais regulatórios;

𝐿𝐼: limite inferior dos custos operacionais regulatórios;

𝜃𝑠𝑢𝑝: limite superior do intervalo de eficiência apurado para a empresa;





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𝜃𝑖𝑛𝑓: limite inferior do intervalo de eficiência apurado para a empresa;

𝜃𝑟𝑒𝑓: referencia de eficiência;

𝑂𝑝𝑒𝑥: custo operacional real da empresa usado no cálculo de eficiência;

𝛼 : é o fator de atualização.

25. Os limites superior 𝜃𝑠𝑢𝑝 e inferior 𝜃𝑖𝑛𝑓, para cada distribuidora, estão

apresentados no Anexo I.

26. A referência de eficiência (𝜃𝑟𝑒𝑓) é de 76%.

27. Os custos operacionais reais de cada empresa usados no cálculo de eficiência estão apresentados no Anexo II.

3.2.2 FATOR DE ATUALIZAÇÃO

28. Para o cálculo do fator de atualização 𝛼, considera-se a seguinte equação:

V. 𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 =

1

𝑢(∑ 𝑣𝑗

𝑦𝑗𝑚

𝑗=1 + 𝜑) (22)

Onde:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓 : o custo eficiente estimado para a concessionária;

𝑦𝑗 : produto “j” da empresa;


𝑢: “peso” atribuído ao insumo;


𝜑: “fator de escala” da empresa;

29. Os produtos utilizados 𝑦𝑗 bem como seus respectivos pesos por concessionária

foram obtidos do estudo de benchmarking realizado pela ANEEL, e estão apresentados nos Anexos III e IV.

30. O fator de utilização será calculado conforme a equação a seguir.





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𝛼 =𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓

𝑡+1

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡 ∙

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡 (23)

Onde:

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡+1: custo eficiente estimado na data base da revisão tarifária;

𝑂𝑝𝑒𝑥𝑒𝑓𝑡 : custo eficiente estimado na data base do cálculo da eficiência;

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡+1: número índice do IPCA no mês anterior à data base da revisão tarifária;

𝐼𝑃𝐶𝐴𝑡: número índice do IPCA no mês anterior à data base do cálculo da eficiência;

31. Os dados que serão considerados e data base de todos os produtos estão definidos a seguir.

3.2.3 BASE DE DADOS E DATA BASE

32. Os dados de produtos utilizados para o cálculo do fator de atualização serão baseados nas seguintes fontes:

Tabela 11 – Fontes de dados para cálculo do fator de atualização.

Produto Fonte

Rede Subterrânea BDGD (SIG-R)

Rede de Distribuição Aérea

BDGD (SIG-R)

Rede de Alta Tensão BDGD (SIG-R)

Mercado Ponderado SAMP

Consumidores SAMP

Consumidor Hora Interrompido

INDQUAL

Perdas não técnicas SAMP





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33. Caso se verifique a indisponibilidade ou inconsistência da informação nas bases de dados descritas na tabela acima poderão ser utilizadas outras fontes para validação ou substituição dos dados existentes.

34. Para fins da atualização descrita na Eq. 7 serão utilizados os dados de extensão de rede encaminhados à Aneel na Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD. Será considerada no cálculo a informação de rede no sexto mês anterior a data da revisão tarifária.

35. O valor incremental de expansão da rede do último ano civil validado no BDGD até o sexto mês anterior à data da revisão tarifária será solicitado à concessionária.

36. Os dados de mercado ponderado e consumidores serão recebidos via Sistema de Acompanhamento de Informação de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. Para fins da atualização será considerado o quantitativo de consumidores no sexto mês anterior a data da revisão tarifária e o mercado realizado no Ano Teste.

37. Os fatores de ponderação dos mercados de AT, MT e BT serão os mesmos utilizados no estudo de eficiência referente ao ano mais recente conforme Anexo V.

38. O produto CHI será calculado conforme expressão a seguir:

𝐶𝐻𝐼𝑎𝑗 = max((𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙 − 𝐷𝐸𝐶𝑉8) ∙ 𝑐𝑜𝑛𝑠; 0) (24)

Onde:

𝐶𝐻𝐼𝑎𝑗: Consumidor Hora Interrompido ajustado;

𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙: DEC global médio realizado pela concessionária;

𝐷𝐸𝐶𝑉8: referência para o indicador DEC global da concessionária, obtido pela ponderação dos benchmarks de cada conjunto da empresa;

𝑐𝑜𝑛𝑠: número de consumidores.

VI.





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39. Os dados de duração das interrupções serão coletados do Sistema de Acompanhamento de Indicadores de Qualidade – INDQUAL.

40. Para fins de atualização será considerado o 𝐷𝐸𝐶𝑟𝑒𝑎𝑙 médio dos três anos civis anteriores a data base da revisão tarifária.

41. O 𝐷𝐸𝐶𝑉8 considerado será o valor obtido no processo de definição dos limites do indicador DEC no momento da revisão tarifária da concessionária.

42. O produto Perdas não técnicas será calculado conforme expressão a seguir:

𝑃𝑁𝑇𝑎𝑗 = max((𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡 − 𝑚𝑒𝑡𝑎) ∙ 𝑚𝑏𝑡; 0) (25)

Onde:

𝑃𝑁𝑇𝑎𝑗: perda não técnica ajustada;

𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡: indicador médio de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão;

𝑚𝑒𝑡𝑎: meta regulatória de perdas sobre o mercado de baixa tensão;

𝑚𝑏𝑡: mercado de baixa tensão.

43. Os dados de perdas não técnicas serão coletados via SAMP, considerando para tanto o referencial de perdas técnicas definido pela ANEEL no momento da revisão tarifária.

44. Para fins de atualização será considerado o índice de perdas (𝑃𝑛𝑡𝑏𝑡) médio dos três anos civis anteriores a data base da revisão tarifária.

45. A meta regulatória de perdas não técnica será a perda da empresa benchmark de perdas não técnicas ponderada pela probabilidade de comparação obtida a partir da metodologia descrita no submódulo 2.6, na data da revisão tarifária.

46. Para as empresas situadas no topo do ranking o índice de complexidade será usado como representação da parcela “não gerenciável” de perdas não técnicas.





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3.3. CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS E COMPONENTE T DO FATOR X

47. A diferença entre os valores de meta regulatória e a receita de custos operacionais será deduzia ou acrescida às tarifas de forma gradual ao longo do ciclo de revisão da concessionária.

48. O valor dos custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão tarifária e o Componente T do Fator X serão calculados conforme as expressões a seguir.

𝐶𝑂𝑝 = 𝐶𝑂𝐴𝑡 +

(𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎 − 𝐶𝑂𝐴𝑡)

𝑁

𝑇𝑝 = (1 − √𝐶𝑂𝑚𝑒𝑡𝑎

𝐶𝑂𝑝𝑁−1

) ∙𝐶𝑂𝑝

𝑉𝑃𝐵𝑝

(26)

Onde:

8. 𝐶𝑂𝑝: valor de custos operacionais regulatórios a ser considerado na revisão

tarifária em processamento;

𝑇𝑝: componente de trajetória dos custos operacionais do fator X para a revisão

em processamento;

𝑉𝑃𝐵𝑝: valor de Parcela B da revisão tarifária em processamento.

3.4. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – CUSTOS OPERACIONAIS

49. A metodologia de definição dos custos operacionais será revista com periodicidade de quatro anos, com atualização dos parâmetros a cada dois anos.

50. A revisão metodológica é o momento em que são rediscutidos todos os aspectos da metodologia. Esse processo envolve a definição de qual método de





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estimação deve ser utilizado, as variáveis que devem ser utilizadas, premissas do cálculo, tratamento dos dados e regra de aplicação em todos os seus detalhes.

51. A atualização dos parâmetros representa uma etapa intermediária entre revisões metodológicas. Nesse momento são mantidas todas as definições e premissas da metodologia, apenas os parâmetros associados ao cálculo da eficiência são atualizados objetivando refletir o desempenho mais recente das concessionárias.

52. Será considerado na revisão tarifária o regulamento vigente no momento da abertura da Audiência Publica que discutirá o processo.

4. METODOLOGIA DE RECEITAS IRRECUPERÁVEIS

53. O valor de receitas irrecuperáveis a ser considerado no processo de revisão tarifária é composto por duas parcelas. A primeira parcela se refere às receitas irrecuperáveis associadas aos valores faturados com encargos setoriais. A segunda parcela se refere aos demais itens da receita requerida, acrescidos dos valores de faturamento previstos de bandeiras tarifárias.

54. O valor de receitas irrecuperáveis relacionadas aos demais itens de receita e bandeiras tarifárias será calculado conforme segue.

𝑉𝑅𝐼 =𝑅𝑅+𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎𝑑𝑒𝐵𝑎𝑛𝑑𝑒𝑖𝑟𝑎𝑠−𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑠

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑐)𝐶 } (1)

Onde,

𝑉𝑅𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis;

𝑅𝑅: receita requerida

Receita de Bandeiras: receita prevista de bandeiras tarifárias;

𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;

𝜌𝑐: participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;

𝑅𝐼𝑐: percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, do grupo ao qual pertence à empresa.





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55. A Receita de Bandeiras Tarifárias serão estimadas pelo produto do mercado cativo do período de referência da concessionária (em MWh) pelo custo médio previsto de acionamento das bandeiras para o período de referência da empresa (em R$/MWh).

56. A previsão de receitas de bandeiras será baseada em simulação com o modelo Decomp considerando a Função de Custo Futuro – FCF para o Programa Mensal de Operação – PMO do último mês disponível no processo de Revisão Tarifária Periódica – RTP da empresa.

57. Adotou-se como critério para definição das receitas irrecuperáveis a mediana dos faturamentos não recebidos de 49 a 60 meses das datas de referência (meses de dezembro de 2012 e 2013).

58. O percentual regulatório de receitas irrecuperáveis de cada empresa é calculado a partir da mediana móvel de um conjunto de empresas, formado pelas dez concessionárias situadas acima e abaixo no ranking de complexidade das perdas não técnicas.

59. As empresas foram segmentadas em dois conjuntos conforme seu porte, sendo consideradas as empresas de maior porte (Grupo 1) aquelas que atendem mais de 500 mil unidades consumidoras e que possuem mercado de baixa tensão acima de 1.000 GWh ou que possuem mais do que 15.000 km de rede elétrica na sua área de concessão.

60. Os percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis das empresas situadas em áreas menos complexas não serão superiores aos de empresas situadas em áreas de maior complexidade.

61. Com base no critério acima e nos dados das concessionárias de distribuição, os percentuais de receitas irrecuperáveis a serem considerados para cada empresa, por classe de consumo, estão descritos na tabela abaixo.

Tabela 2 – Receitas irrecuperáveis por classe de consumo – Grupo 1





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Empresas Grandes RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

CELPA 2,03% 1,50% 0,98% 2,48% 0,34% 0,35% 0,19%

LIGHT 1,96% 1,29% 0,85% 2,23% 0,31% 0,18% 0,13%

AMAZONAS ENERGIA 1,88% 1,07% 0,72% 1,98% 0,28% 0,05% 0,08%

CEMAR 1,88% 1,06% 0,72% 1,97% 0,28% 0,05% 0,07%

CELPE 1,88% 1,05% 0,72% 1,95% 0,28% 0,05% 0,06%

COELBA 1,66% 0,99% 0,69% 1,57% 0,24% 0,05% 0,06%

CEAL 1,44% 0,94% 0,66% 1,18% 0,23% 0,05% 0,06%

ELETROPAULO 1,29% 0,94% 0,61% 1,18% 0,22% 0,05% 0,05%

CEPISA 1,29% 0,93% 0,55% 1,18% 0,22% 0,05% 0,05%

COELCE 1,29% 0,85% 0,55% 1,13% 0,22% 0,03% 0,03%

ELETROACRE 1,14% 0,78% 0,55% 1,07% 0,20% 0,01% 0,02%

ESCELSA 0,99% 0,62% 0,55% 1,07% 0,20% 0,01% 0,02%

ESE 0,89% 0,54% 0,55% 0,88% 0,17% 0,01% 0,01%

AMPLA 0,89% 0,54% 0,55% 0,88% 0,17% 0,01% 0,01%

EPB 0,89% 0,54% 0,55% 0,88% 0,16% 0,01% 0,01%

CERON 0,86% 0,50% 0,48% 0,81% 0,11% 0,01% 0,01%

CEEE - D 0,72% 0,50% 0,47% 0,45% 0,11% 0,01% 0,00%

COSERN 0,56% 0,47% 0,41% 0,37% 0,11% 0,00% 0,00%

BANDEIRANTE 0,56% 0,43% 0,41% 0,37% 0,11% 0,00% 0,00%

CPFL PIRATININGA 0,55% 0,43% 0,41% 0,22% 0,07% 0,00% 0,00%

CEB 0,55% 0,43% 0,41% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CEMIG 0,52% 0,43% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CELTINS 0,52% 0,43% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

CEMAT 0,51% 0,41% 0,38% 0,19% 0,07% 0,00% 0,00%

ELEKTRO 0,49% 0,39% 0,38% 0,17% 0,07% 0,00% 0,00%

COPEL 0,49% 0,39% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

RGE 0,49% 0,39% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

EMG 0,49% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

AES SUL 0,49% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CPFL - PAULISTA 0,47% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CELESC - D 0,46% 0,37% 0,37% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

CELG - D 0,46% 0,37% 0,36% 0,16% 0,07% 0,00% 0,00%

ENERSUL 0,46% 0,37% 0,36% 0,16% 0,06% 0,00% 0,00%

Inadimplência por classe (REGULATÓRIA)





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Tabela 3 – Receitas irrecuperáveis por classe de consumo – Grupo 2

Demais Empresas RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

EBO 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

SULGIPE 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

ELFSM - SANTA MARIA 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

COCEL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

UHENPAL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

EFLUL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

FORCEL 0,09% 0,00% 0,06% 0,03% 0,00% 0,00% 0,00%

CHESP 0,09% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

INERGIA 0,09% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

EEB - BRAGANTINA 0,08% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

BOA VISTA 0,08% 0,00% 0,06% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

CPEE - PAULISTA 0,08% 0,00% 0,05% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00%

CSPE 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

EFLJC 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CLFM - MOCOCA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

ELETROCAR 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

ENF 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CFLO 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

MUX ENERGIA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

HIDROPAN 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CLFSC - SANTA CRUZ 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CAIUÁ 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

DEMEI 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

EDEVP 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

COOPERALIANÇA 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CNEE - NACIONAL 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

DMEPC 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

CJE - JAQUARI 0,08% 0,00% 0,05% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00%

Inadimplência por classe(REGULATÓRIA)





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62. Os valores de faturamento não recebidos da CEA e a CERR não foram considerados no cálculo das receitas irrecuperáveis por não terem contrato de concessão. Caso essas empresas assinem o contrato de concessão, os seus valores regulatórios serão calculados mediante análise específica a ser realizada em seus processos de revisão tarifária.

4.1. PARCELA DE ENCARGOS SETORIAIS

63. O cálculo da parcela das receitas irrecuperáveis relativa aos encargos setoriais é feito segundo a equação abaixo:

𝑉𝐼 =𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠

(1−𝐼𝐶𝑀𝑆−𝑃𝐼𝑆−𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)× {∑ (𝜌𝑐 × 𝑅𝐼𝑖)𝐶 } (2)

Onde,

𝑉𝐼: valor a ser considerado de receitas irrecuperáveis associado aos encargos setoriais;

𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠𝑆𝑒𝑡𝑜𝑟𝑖𝑎𝑖𝑠: valores de encargos setoriais definidos na revisão tarifária;

𝜌𝑐: Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste;

𝑅𝐼𝑖: Mediana dos percentuais de receitas irrecuperáveis da empresa, relativa à classe C, verificados a partir do aging do período de 49 a 60 meses dos três anos anteriores ao da revisão tarifária.

64. Os percentuais reais de receitas irrecuperáveis para cada classe de consumo ficarão limitados aos valores descritos na tabela abaixo.

Tabela 4 - Limites de receitas irrecuperáveis – neutralidade dos encargos

65. Caso a empresa não disponha de informações relativas aos seus próprios valores de receitas irrecuperáveis, a equação 1 será aplicada sobre toda a receita.

CLASSE RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL PODER PUBLICO ILUM. PUBLICA SERV. PUBLICO

Grupo 1 2,03% 2,95% 1,28% 3,56% 2,00% 3,29% 2,23%

Grupo 2 0,47% 0,49% 0,54% 0,36% 1,21% 3,66% 0,15%





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4.2. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO – RECEITAS IRRECUPERÁVEIS

66. A revisão dos percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis ocorrerá em quatro anos, sendo considerados os dados mais recentes das distribuidoras, que serão solicitados anualmente pela ANEEL, para os cálculos, conforme procedimento próprio descrito pela área responsável. Já a revisão geral da metodologia deve ser efetuada após oito anos, assim que estiver sido estabelecido o novo índice de complexidade das áreas de concessão, se for o caso.

67. A revisão metodológica é o momento em que são rediscutidos todos os aspectos da metodologia. Esse processo envolve a definição de qual método de estimação deve ser utilizado, as variáveis que devem ser utilizadas, premissas do cálculo, tratamento dos dados e regra de aplicação.

68. Será considerado na revisão tarifária o regulamento vigente no momento da abertura da Audiência Publica que discutirá o processo.

5. ANEXOS

69. Acompanham este Submódulo os seguintes anexos:

Anexo I – Intervalos de eficiência. Anexo II – Custos operacionais usados no cálculo de eficiência. Anexo III – Produtos usados no cálculo de eficiência. Anexo IV – Pesos atribuídos a cada produto no cálculo de eficiência. Anexo V – Fatores de ponderação de mercado.

ap 023/2014 - final€¦ · 2. a audiência pública nº 023, de 28 de agosto de 2014, – ap 023...

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