apresentaÇÃo de contribuiÇÃo notas técnicas ntf-0052 … · 2019-11-18 · apresentaÇÃo de...
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APRESENTAÇÃO DE CONTRIBUIÇÃO
Notas Técnicas NTF-0052-2019 e NTF-0053-2019
COMPANHIA DE GÁS DE SÃO PAULO
Novembro/2019
Participantes:
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DAS INDÚSTRIAS DE VIDRO – “ABIVIDRO”,
inscrita no CPNJ/MF sob o nº 62.005.954/0001-44, com sede na Avenida Angélica,
nº 2491, conjunto 162, Bela Vista, cidade e Estado de São Paulo, CEP 01227-200.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DA INDÚSTRIA QUÍMICA – “ABIQUIM”, inscrita no
CNPJ/MF sob nº 62.642.913/0001-69, com sede na Avenida Chedid Jafet, 222, Bloco
C, 4º andar, Vila Olímpia, cidade e Estado de São Paulo, CEP 04551-065.
ASSOCIAÇÃO NACIONAL DOS CONSUMIDORES DE ENERGIA – “ANACE”,
inscrita no CNPJ/ MF sob nº 07.764.421/0001-38, com sede na Rua Alvorada, 1289,
conjunto 906, Vila Olímpia, cidade e Estado de São Paulo, CEP 04550-004.
ASSOCIAÇÃO PAULISTA DAS CERÂMICAS DE REVESTIMENTOS – “ASPACER”,
inscrita no CNPJ/ MF sob nº 03.647.479/0001-40, com sede na Rua Quatro, Centro,
cidade de Santa Gertrudes, Estado de São Paulo, CEP 13.510-000.
Meios de contato:
ABIVIDRO:
Lucien Belmonte
Telefone: (11) 3255-3363
E-mail: [email protected]
ABIQUIM:
Sra. Fátima Giovanna Coviello Ferreira
E-mail: [email protected]
Telefone: (11) 2148-4730 / 99203-4644
ANACE:
Dra. Mariana Amim
E-mail: [email protected]
Telefone: (11) 2667-0993
ASPACER:
Sr. Luís Fernando Quilici
E-mail: [email protected]
Telefone: (19) 3545-1145
1. Introdução
No item 2.2 da Nota Técnica 0053-2019, a ARSESP tece alguns
esclarecimentos sobre o regime de tarifas aplicável ao Contrato de Concessão em
exame.
Sobre esse aspecto, é necessário pontuar, de antemão, que o
objetivo principal da regulação tarifária é reproduzir, no ambiente de uma concessão
com monopólio da prestação do serviço, o cenário de eficiência/comportamento de
preços que seria colhido em um ambiente competitivo, em prol da modicidade
tarifária.
No caso da COMGÁS (e das demais distribuidoras do Estado
de São Paulo), o regime tarifário que absorve a premissa acima escolhido foi a
metodologia da Margem Máxima. Segundo tal sistemática, o serviço de distribuição
de gás canalizado é regulado por uma tarifa máxima, calculada, primordialmente, a
partir dos princípios de eficiência e modicidade tarifária – nos termos expressos
da Lei Federal nº 8.987/1995 e da Lei Estadual Complementar nº 1.025/2007.
A revisão tarifária periódica constitui, nesse contexto, o
principal instrumento na implementação destes conceitos 1, oportunidade em que as
tarifas são alteradas, mediante a revisão do desempenho da concessionária ao longo
do ciclo tarifário. A tarifa do serviço de distribuição de gás canalizado é, então,
reposicionada em um novo patamar de Margem Máxima, de forma a expressar os
ganhos de eficiência obtidos e apropriados pela concessionária ao longo dos anos que
antecedem as revisões tarifárias.
1 Lembrando-se que, além da revisão tarifária, outros mecanismos prescritos pela legislação
pertinente e pelo próprio Contrato de Concessão para a preservação das tarifas são: reajuste
anual e a revisão tarifária extraordinária.
Em complementação, no mesmo processo de cálculo da
revisão tarifária, é fixado um fator de eficiência estimado, denominado Fator X, o
qual é aplicado como um redutor nos reajustes anuais até a próxima revisão tarifária.
Tendo em vista que a exploração da atividade concedida ocorre no longo prazo, o
Fator X se relaciona com a perspectiva de obtenção de ganhos adicionais de
eficiência. Assim, aplica-se o Fator X com base no pressuposto de que a
concessionária reduzirá seus custos ao longo do ciclo tarifário até o próximo
reposicionamento tarifário, de forma que os ganhos estimados sejam compartilhados
com os usuários do serviço.
Portanto, o espírito da revisão tarifária consiste, basicamente,
em atividade destinada a refletir nas tarifas os ganhos que a concessionária alcançou
e que ainda poderá alcançar a cada ciclo tarifário, exigindo, por parte da
concessionária, um comportamento eficiente para garantir o retorno de seus
investimentos por meio da cobrança de tarifas módicas dos administrados.
Nesse sentido, esta revisão tarifária constitui a própria
fundamentação do princípio da modicidade tarifária, aplicado ao serviço público de
distribuição de gás canalizado. E esse deve ser o mote da atuação da ARSESP no
presente procedimento.
Ocorre que, como será adiante detalhado, em uma série de
oportunidades a agência reguladora escolheu, dentre um leque de opções, a mais
custosa ao administrado, usuário do serviço público, ferindo, dentre outros
dispositivos, o artigo 2º, incisos III, VIII e IX, da Lei Complementar 1.025/2007,
normativo que a rege, a seguir transcrito (grifos nossos):
Artigo 2º - A ARSESP, no desempenho de suas atividades, obedecerá
aos princípios da legalidade, proporcionalidade, razoabilidade,
celeridade, impessoalidade, igualdade, devido processo legal,
descentralização, publicidade, moralidade, boa-fé e eficiência,
observando-se os seguintes critérios e diretrizes: (...)
III - adequação entre meios e fins, vedada a imposição de obrigações,
restrições e sanções em medida superior àquelas estritamente
necessárias ao atendimento do interesse público;
(...)
VIII - proteção ao consumidor no que respeita a preços, continuidade
e qualidade do fornecimento de energia;
(...)
IX - aplicação de metodologias que proporcionem a modicidade das
tarifas;
(...)
2. Da Metodologia Ilegalmente Empregada e a Relação com o
Desempenho Econômico da Comgás
Ressalte-se, em primeiro lugar, que a presente Revisão
Tarifária se refere a um período (ciclo tarifário) já transcorrido (31/5/2014 a
30/5/2018).
Em vista disso, destaca-se o entendimento da ARSESP a seguir
(grifos nossos):
Dessa maneira, a Arsesp optou por avaliar o ciclo tarifário entre
31 de maio de 2014 e 30 de maio de 2018 com base nos custos
efetivamente realizados. Mantendo o princípio básico do modelo
de incentivos, será feita análise de eficiência destes custos
realizados e aplicação de glosas quando necessário, de forma que
não será calculado o Fator X a ser aplicado ao longo do ciclo.
Também serão considerados os investimentos realizados no
período e que compõem a base de ativos, a serem avaliados
segundo os critérios de prudência e utilidade, conforme
metodologia definida por meio da Deliberação Arsesp n°
868/2018.
(...)
Considerando, portanto, os custos e despesas eficientes, a base de
remuneração regulatória, além do volume realizado pela
Concessionária no período, será determinada a Receita Requerida
para o ciclo, com base no modelo de Fluxo de Caixa Descontado
utilizado em todos os processos tarifários anteriores pela Agência e
detalhado mais adiante. A Receita Requerida será, então,
comparada à receita efetivamente obtida pela Comgás e o
diferencial será capitalizado até o momento de sua
compensação – seja por mecanismo tarifário ou não.
(...)
Como já mencionado, a 3ª RTO da Comgás não é usual, na
medida em que o ciclo já se encerrou e todos os custos e receitas
já foram observados. A Arsesp optou por manter a metodologia
de Fluxo de Caixa Descontado, seguindo as previsões do Contrato
de Concessão. Porém, considerando que todos os valores do fluxo
de caixa já são conhecidos, serão utilizados apenas valores
realizados, incluindo o custo de capital, que é objeto de consulta
pública específica.
A utilização de valores realizados neste modelo elimina parte
importante dos riscos associados ao modelo baseado em
projeções. Dessa maneira, os próprios incentivos usuais deixam
de existir. Contudo, a Arsesp também avaliará os dados
observados, em particular os custos operacionais, do ponto de
vista da sua eficiência, de modo a garantir que os usuários não
sejam penalizados por conta de ineficiência na prestação do
serviço regulado. Quanto aos investimentos realizados, que
compõem a base de ativos, a avaliação feita usualmente pela
Arsesp para validação da base de remuneração regulatória já
considera aspectos de eficiência, prudência e utilidade.
Na prática, a Agência alude que deverá assumir, para a
presente Revisão Tarifária, o chamado “Custo do Serviço”, metodologia que
diverge daquela que deveria se aplicar à presente Concessão, conforme
reconhecida na Nota Técnica em análise, denominada “Price Cap”.
Além da cobertura de custos operacionais e recuperação do
capital, esta metodologia (estranha ao presente Contrato de Concessão) que se
pretende utilizar, assegura a obtenção de uma taxa de remuneração, chamada
“Remuneração Garantida”. Por esta via, caso as tarifas vigentes ocasionem uma
remuneração real abaixo daquela estipulada, haverá um crédito em favor da
concessionária a ser recuperado; caso a remuneração real fique acima da
estipulada, o excesso de remuneração da concessionária deverá ser compensado
ao consumidor.
Repisa-se, todavia, que, a estipulação de uma
“Remuneração Garantida” não é abarcada pelo Contrato de Concessão,
tampouco pela legislação aplicável, de maneira que deve ser afastada nessa
oportunidade.
Sem prejuízo, importa consignar que o nível tarifário praticado
durante o ciclo 2014-2018 teve relação direta com o excelente desempenho
econômico-financeiro da Concessionária nesse mesmo período. Como pode se
verificar na sequencia abaixo, em que pesem as peculiaridades do ambiente político-
institucional e da atividade econômica, a COMGÁS obteve resultados
extremamente positivos em seus indicadores financeiros no período e isso
não foi atribuído a um desempenho superior em termos de eficiência, já que
a Revisão Tarifária aplicável a referido ciclo não foi sequer realizada!
O gráfico abaixo demonstra que o patrimônio líquido tem
evoluído de acordo com os lucros líquidos auferidos no período (valores expressos
em mil R$):
Fonte: Elaboração própria. Demonstrações Financeiras – Comgás 2018, 2017, 2016, 2015 e
2014.
Fonte: Elaboração própria. Demonstrações Financeiras – Comgás 2018, 2017, 2016, 2015 e
2014.
-
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
2014 2015 2.016 2017 2018
1. Lucro Líquido após Impostos 2. Patrimônio Líquido 3. EBITDA
2014 2015 2.016 2017 2018
1. Lucro Líquido após Impostos 611.601 698.852 901.099 640.121 1.339.433
2. Patrimônio Líquido 3.108.862 3.181.402 2.590.749 2.017.083 2.721.324
3. EBITDA 1.434.668 1.529.918 1.964.726 1.517.924 2.185.708
Além disso, é notável o aumento da relação Lucro Líquido
(após Impostos) com o Patrimônio Líquido, que, em 2018, chegou a atingir um
percentual equivalente a quase metade do seu Patrimônio Líquido! Em outras
palavras, em menos de 3 anos, o investidor conseguiria criar uma nova
concessionária! Em contrapartida, verifica-se que as distribuidoras de gás nos EUA
apresentaram ROE médio de 8,5%2!
Fonte: Elaboração própria.
Fonte: Elaboração própria.
Ademais, o nível das receitas (como efeito da multiplicação do
volume vendido pelas tarifas vigentes) também não esteve em desacordo com o
necessário para que a concessionária pudesse fazer frente às suas obrigações, como
a evolução do EBITDA, demonstrada acima, comprova.
Por todos os ângulos, portanto, fica cristalino que a COMGÁS
não sofreu qualquer penalização, em termos econômicos, pela não realização
tempestiva da 3ª Revisão Tarifária3, o que torna o ajuste compensatório, proposto
nessa oportunidade pela Agência Reguladora, ainda mais indevido!
2 https://simplywall.st/stocks/us/utilities/nyse-ato/atmos-energy/news/is-atmos-energy-corporations-nyseato-8-7-roe-strong-compared-to-its-industry/ 3 Vale dizer, sobre este aspecto, que a ausência de realização tempestiva desta 3ª Revisão Tarifária foi fomentada pela própria Concessionária que, utilizando-se de reiterados expedientes judiciais, prolongou a sua suspensão sem qualquer lastro adequado para tanto.
2012 2013 2014 2015 2.016 2017 2018
Lucro Líquido/Patrimonio Líquido (%) 17,0% 23,3% 19,7% 22,0% 34,8% 31,7% 49,2%
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
2012 2013 2014 2015 2.016 2017 2018
COMGAS - Lucro Líquido/PL (%) 2012-2018
Esse desempenho, aliás, foi alcançado mesmo com redução
significativa do mercado de consumo de gás, principalmente no segmento industrial,
responsável por 70% do volume total de gás consumido na área de concessão da
Comgás, como comprova tabela abaixo:
Fonte: NTF – 0053- 2019 / Elaboração própria.
Não obstante todo o exposto até o momento, é mister
consignar que, apesar do conhecimento sobre determinadas variáveis aplicáveis ao
cálculo da Revisão Tarifária observadas entre 2014 e 2018, não foram avaliados pela
Agência Reguladora uma série de componentes imprescindíveis em uma revisão
tarifária, nos termos do Contrato de Concessão aplicável4, quais sejam:
4 (Grifos nossos) “CLÁUSULA DÉCIMA TERCEIRA - TARIFAS APLICÁVEIS, A PARTIR DO SEGUNDO
CICLO, NA PRESTAÇÃO DOS SERVIÇOS” “As tarifas tetos a serem aplicadas na prestação dos serviços públicos de distribuição de gás canalizado serão
reguladas através de uma metodologia de margem máxima de distribuição, doravante denominada Margem Máxima (MM), que dará à CONCESSIONÁRIA oportunidade de obter uma rentabilidade apropriada sobre
o seu investimento”.(grifo nosso)
“Sexta Subcláusula – Para fixar o valor P0 a CONCESSIONÁRIA deverá fornecer à CSPE um plano de negócios
que contenha, dentre outras, as seguintes informações: 1. valor da base de ativos da empresa, de acordo com o Plano de Contas a ser publicado pela
CSPE; 2. o Plano de Investimento (físico e financeiro), incluindo investimentos em reposição de ativos
e novas instalações; 3. receitas e custos operacionais, não operacionais e financeiros;
4. informação relativa a custos históricos e volume de gás canalizado distribuído;
5. projeções de gás canalizado a ser distribuído; e 6. custo médio ponderado do capital projetado;”
“Oitava Subcláusula - A CSPE revisará a base de ativos apresentada pela CONCESSIONÁRIA para garantir
que somente sejam incluídos ativos relacionados com a prestação do serviço, e que a depreciação tenha sido calculada adequadamente”.
“Nona Subcláusula - A CSPE revisará as projeções de custo e o volume de gás a ser distribuído em relação a:
1. a consistência interna; 2. tendências históricas;
3. comparações com parâmetros nacionais e internacionais da indústria de gás; e 4. a consistência com as projeções realizadas por outras distribuidoras em condições similares.”
2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018
Volume Residencial Individual 125.088.171 124.674.577 141.441.928 143.448.077
Volume Residencial Coletivo 85.856.534 91.197.762 112.010.937 122.018.079
Volume Comercial 115.131.987 120.161.572 129.929.582 140.118.427
Volume Industrial 3.664.071.561 3.407.168.063 3.217.058.951 3.466.991.380
Volume GNV 210.804.896 191.706.211 199.322.115 202.533.244
Volume Cogeração 295.244.489 291.901.600 268.561.847 302.012.898
Volume Refrigeração 8.457.260 9.627.859 8.745.817 8.995.169
Volume Termogeração (Mercado Cativo) 958.654.796 697.129.399 204.157.392 -
TOTAL 5.463.309.694 4.933.567.042 4.281.228.568 4.386.117.274
VOLUME MERCADO FATURADO - M3
• Os indicadores de que tenham, de fato, ocorrido ganhos de eficiência e de
qualidade;
• A comprovação de que referidos eventuais ganhos tenham se revertido
em modicidade tarifária;
• A avaliação sobre o laudo de ativos apresentados pela COMGÁS, para
basear a Base de Remuneração Regulatória, em termos de prudência e
correlação com os serviços; e
• A análise do desempenho econômico-financeiro da Comgás, acima
mencionado.
Em outras palavras, esta r. Agência Reguladora não
analisou, em seu conjunto, as condições econômicas gerais apresentadas
pela Comgás para o período, para permitir que os insumos e custos avaliados
(valor dos ativos em serviço, remuneração do investimento, custos de
operação e manutenção, etc.) resultem em uma tarifa módica e adequada.
3. Da COMGÁS
A COMGÁS é a maior distribuidora de gás natural do Brasil. De
acordo com informações da própria Concessionária, em sua página eletrônica, “a área
de concessão da Comgás abrange 177 cidades do estado de São Paulo, que
representam aproximadamente 27% do PIB brasileiro e mais de 35% do consumo
de energia do país. Atualmente a companhia possui 17 mil quilômetros de rede de
distribuição (70% maior que toda a malha de transporte do país) e atende a clientes
de 88 municípios, nos segmentos industrial, comercial e residencial, além de fornecer
gás natural veicular (GNV) e viabilizar projetos de cogeração e climatização”.
Para se ter uma noção da magnitude desta Concessionária,
apresentamos o exercício a seguir: inserimos a COMGÁS na lista que reúne as 20
maiores distribuidoras de gás natural dos Estados Unidos da América. Nota-
se, que, em termos de receita, a Comgás ocupa o 4º lugar, e consta, em
“Décima Primeira Subcláusula - A CSPE considerará, entre outros, para determinar o custo de oportunidade do capital:
1. a rentabilidade de empresas similares no País e em outros países; e 2. as condições de rentabilidade para os investimentos no País; (grifo nosso)”
“Décima Segunda Subcláusula - A CSPE, na análise de rentabilidade, tomará como base modelos de análise de risco financeiro, geralmente, utilizados no mercado.” (grifo nosso)
contrapartida, no 7º lugar (ver ANEXO II), em termos de número de consumidores,
conforme a tabela abaixo:
Este cenário dificulta, ainda mais, a sustentação de que a
COMGÁS deverá ser “compensada” pelo recebimento de uma receita supostamente
aquém no período do ciclo sob exame (caso eventual compensação fosse legal ou
prevista no Contrato de Concessão).
4. Custos Operacionais
A glosa aplicada pela ARSESP resultou em redução de 2,6%
em relação aos gastos originais da Comgás em PMSO, a preços de abril/2018.
A justificativa é que houve aumento de eficiência, comparado
com o número de consumidores. Ocorre que o crescimento do número de
consumidores se deu, particularmente, nos segmentos residencial e comercial.
Entretanto, o volume total vendido se reduziu
significativamente. Houve redução do valor “gasto com pessoal”, mas crescimento
em “Serviços de Terceiros” e em “Materiais”.
Afirma a referida nota técnica que houve, ainda, a observação
NOME RECEITA US$ 103 CONSUMIDORES
1 SOUTHERN CALIFORNIA GAS COMPANY 2.914.943 5.695.929
2 PACIFIC GAS 2.840.532 4.089.550
3 ATMOS ENERGY CORPORATION 2.618.828 3.123.773
4 COMGAS (1) 1.734.211 1.791.226
5 CONSUMERS ENERGY COMPANY 1.641.353 1.760.212
6 NICOR GAS 1.496.643 1.925.664
7 PUBLIC SERVICE ELECTRIC & GAS CO 1.442.505 1.714.419
8 KINDER MORGAN TEJAS PIPELINE LLC 1.396.744 77
9 THE BROOKLYN UNION GAS CO 1.226.609 1.018.270
10 CONSOLIDATED EDISON NEW YORK INC 1.189.433 889.301
11 SOUTHWEST GAS CORPORATION 1.157.757 1.983.958
12 SPIRE MISSOURI INC 1.115.518 1.163.656
13 PEOPLES GAS LIGHT AND COKE COMPANY 1.039.226 756.789
14 PIEDMONT NATURAL GAS 1.039.184 1.064.603
15 DTE GAS COMPANY 1.011.046 1.086.978
16 PUGET SOUND ENERGY 982.416 820.397
17 CENTERPOINT ENERGY ENTEX 950.824 1.937.381
18 CENTERPOINT ENERGY 924.804 851.261
19 BOSTON GAS CO DBA NATIONAL GRID 906.220 669.301
20 WASHINGTON GAS LIGHT COMPANY 902.767 980.791
Fonte: AGA - American Gas Association - https://www.aga.org/research/data/utility-rankings/
20 COMPANHIAS DISTRIBUIDORAS GÁS POR RECEITA - 2017
AMERICAN GAS ASSOCIATION - RANKING MAIORES COMPANHIAS LOCAIS DE GÁS
de eficiência em termos da relação entre custo e tamanho da rede, mas não se
informa qual é a dimensão em quilometros da inserção da nova rede, o que seria
essencial para se verificar essa assertiva.
A pequena diferença entre o número apresentado pela Comgás
e glosa realizada pela agência reguladora revela que há espaço para uma detida
revisão nos custos operacionais aprovados, em prol de maior eficiência regulatória.
Solicitamos que a Agência examine este ponto de maneira mais detalhada.
Visando dar transparência ao processo, é essencial, por fim,
que a Agência publique os custos relacionados à distribuidora e às outras empresas
do mesmo grupo econômico, deixando claro que não existe qualquer relação entre
a atividade regulada e as outras atividades exercidas pelo grupo.
5. Base de Remuneração Regulatória (BRR) e Investimentos Realizados
Ciclo 2009-2014
A ARSESP divulgou na NT – 0053 que “toda a análise foi feita
utilizando provisoriamente o Laudo de Ativos entregue pela Comgás e elaborado pela
empresa Terq – Consultores Associados, contratada da Comgás.” (Pagina 18)
Nota-se, pois, que todos os investimentos realizados pela
COMGÁS, entre 2014 e 2018, não foram objeto de avaliação/validação/análise
de eficiência e prudência pela ARSESP, que optou, sem razão aparente, por
realizar referida fiscalização em momento posterior, ao longo do ciclo de 2018 a
2024.
Ao lado de todos os impactos gerados pela ausência de
fiscalização dos investimentos informados pela COMGÁS, importa ressaltar, nessa
oportunidade, que referidos investimentos têm especial relevância para a correta
apuração da Margem Máxima e dos Ajustes Compensatórios aplicáveis.
Além disso, há um importante impacto ao ciclo seguinte
(2018-2024), com a avaliação intempestiva dos investimentos efetivamente
realizados em termos de prudência e eficiência. Esta atitude de postergar o exame
dos ativos - que configura atividade básica desta agência reguladora, a toda luz -
além de ilegal, gera uma indevida insegurança jurídica para as tarifas em curso e
para o futuro desta concessão, com efeitos deletérios apenas aos consumidores!
Ademais, em linha com a Deliberação 850/2019, o prazo para
levantamento dos ativos da COMGÁS (incluindo novos investimentos) e sua
conciliação com os registros contábeis da Concessionária findou em 30/08/2019.
Nesse sentido, manifestamo-nos, precariamente, nesta
oportunidade, dada a ausência do adequado Laudo de Ativos, no seguinte
sentido:
• Deve-se revisar o CAPEX em termos de prudência e eficiência
alocativa, principalmente tendo em vista que o mercado, em termos
de volume, sofreu significativa alteração de rumo. Vale ressaltar,
ademais, que a Concessionária descumpriu, ao longo do
período 2014-2018, sua obrigação de informar anualmente à
ARSESP o seu plano de investimentos;
• A NT – 0045 - 2019, que trata da evolução das metas físicas e
investimentos no ciclo 2009-2014, não configura a devida
auditoria/fiscalização da ARSESP sobre o tema, posto que se refere
a uma mera comparacão entre o que foi aprovado na 2ª Revisão
Tarifária e o que consta do laudo apresentado pela Comgás, não
auditado. A Nota Técnica afirma, aliás, que a Comgás investiu R$
2.12 bilhões (preços abril/18), 2,1% acima do autorizado então pela
ARSESP para o período, de R$ 2,08 bilhões, ou R$ 44 milhões acima
do previsto.
• Também é de se notar, neste tópico, o impacto que o uso do
VEM implica no cálculo da BRR: apesar de já transcorridos 15 anos
desde sua inclusão na Base de Remuneração na 1ª Revisão Tarifária
em 2004, a preços de abril/18, o VEM ainda equivale a 50,5% dos
ativos em serviço.
• Deve-se examinar, além disso, o cumprimento de todas as
regras aplicáveis à contabilização de ativos, em especial
relacionadas ao “Juros sobre Obras e Andamento – JOA” e
“Manpower”.
6. Cálculo do Custo Médio Ponderado de Capital
A taxa WACC é, em revisões tarifárias ordinárias, calculada por
meio da previsão de uma série de componentes de mercado, que devem guardar
relação, o mais próximo possível, com o momento macroeconômico aplicável.
No caso presente, o cálculo do Custo Médio Ponderado de
Capital a ser aplicado deve se apoiar em dados já conhecidos, já que estimativas são
impossíveis/inócuas5. Assim, pugna-se que essa agência reguladora refaça todos os
cálculos do WACC de modo a utilizar apenas os dados reais (expurgando aqueles
potenciais e as taxas de risco que seriam aplicáveis caso a revisão fosse aplicada ao
futuro).
Sem prejuízo, teceremos considerações, a seguir, sobre três
componentes do Custo Médio Ponderado de Capital, relacionados, especificamente
ao Custo de Capital, que foram calculados de maneira absolutamente prejudicial ao
consumidor: (i) estrutura de capital, (ii) beta e (iii) risco país.
(i) Estrutura de Capital
Para apurar o Custo de Capital da COMGÁS aplicável ao
período, a ARSESP descontou dos Empréstimos, Financiamentos e Debêntures, de
Curto e Longo Prazo, os valores existentes de “Caixa e Equivalentes de Caixa” e
considerou apenas a “Dívida Líquida”, ou Passivo Oneroso Líquido. Ao assim
proceder, a Agência Reguladora reduziu a dívida onerosa da Concessionária e
diminuiu a participação do Capital de Terceiros (que é mais barato aos usuários) na
Estrutura de Capital, aumentando, em contrapartida, a participação do Capital
Próprio (mais caro aos usuários, ao final).
Caso se considerasse o Passivo Oneroso Total sem descontar,
de modo injustificado, a aplicação de recursos (que podem ter origem, também, em
recursos provenientes do patrimônio líquido), chega-se, no período 2014/2017, a
uma participação dos Recursos de Terceiros equivalente a 58,4% (muito acima dos
44,04% considerados pela metodologia de cálculo da ARSESP), com a consequente
redução do Custo de Capital, o que pleiteia-se seja feito nessa oportunidade.
5 Esta revisão deve, portanto, utilizar todas as variáveis disponíveis e já conhecidas, para que
se apure efetivamente os custos de capital incorridos na metodologia do CAPM.
Vale lembrar, em linhas gerais, que o acordo reputado como
sigiloso entre COMGÁS e Petrobrás, para arrefecer discussões envolvendo custo do
gás e outras demandas, certamente altera as condições consideradas neste e em
outros tópicos da Revisão Tarifária e, mais uma vez, este ponto que interessa
diretamente ao consumidor final – dada a sustentação pela COMGÁS de que ela
pagou um preço indevido e discriminatório pela molécula e repassou esse custo aos
usuários – foi ignorado e teve sua avaliação postergada pela Agência
Reguladora!
É essencial, nesse sentido, que a este acordo seja dada a
devida publicidade, o que ora se requer, e que seus resultados sejam avaliados
e considerados nesta Revisão Tarifária, especialmente porque (i) o referido acordo
abandonou a discussão de que o consumidor pagou pela molécula preços abusivos e
indevidos e (ii) a Concessionária, contrariando seus deveres de eficiência,
simplesmente optou por abandonar referidas discussões, recebendo indenização que
não foi, como deveria, repassada ao consumidor.
(ii) BETA
Em primeiro lugar, ressalta-se uma inconsistência no número
de empresas apontadas ao longo do cálculo do Beta: 24 empresas são elencadas a
título de amostra, contudo, constam 23 empresas na Seção que avalia os “betas
desalavancados” respectivos.
É de se notar, além disso, que o “beta desalavancado” desse
conjunto de empresas (calculado no valor de 0,5672) mostra-se extremamente
superior ao que foi proposto pela própria ARSESP em sua proposta para a 3ª Revisão
Tarifária Periódica, na Nota Técnica RTG 01/2014 divulgada em 2014. O “beta
desalavancado” então proposto, com base em estudo do órgão regulador inglês
OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets), alcançava o patamar de 0,39!
Isso significa que a presente proposta de Beta representa um
aumento de 45% em relação ao Beta OFGEM apresentado pela ARSESP ainda no
início do 4º ciclo tarifário (2014). Em consequência, o Custo do Capital é aumentado
em desfavor dos usuários.
Ademais, a amostra selecionada pela ARSESP inclui
empresas cujas atividades não se relacionam à prestação de serviço público
de distribuição de gás canalizado, como deveria se esperar para uma análise
comparativa. Essa postura, caso corrigida, reduz consideravelmente o valor do Beta
resultante, conforme a seguir demonstrado.
Note-se, ainda, que o renomado Prof. Aswath Damodaran, da
Stern School of Business/New York University, citado como referência na Nota
Técnica em comento, também divulga Betas de diversos setores para empresas
listadas na Bolsa de Valores de New York. No caso das utilities de energia e gás, elas
estão relacionadas sob a atividade “Utility (General)”, e compreendem 18 empresas
– cujo Beta, no período 2015-2019, foi de 0,28. Caso se considere os anos de 2015
a 2017, o Beta não ultrapassa 0,34.
Aliás, é relevante esclarecer que a COMGÁS, segundo a
agência Reuters, dispõe de um Beta de 0,46, muito aquém do que o considerado
nesta oportunidade.
Requer-se, portanto, a revisão deste Beta para patamares
adequados, considerando apenas como referência empresas que guardem
relação com as atividades da COMGÁS.
Para demonstrar a impropriedade do valor final do Beta e da
escolha de empresas paradigmas utilizadas pela ARSESP nessa oportunidade, serão
apresentados em anexo (Anexo I desta contribuição) breves comentários sobre as 7
(sete) companhias destacadas em vermelho a seguir, que não exercem atividades
de distribuição de gás, mas que apresentam os maiores índices de Beta, e, portanto,
deveriam ser excluídas desta lista comparativa.
Fonte: Destacadas acima ao lado de cada item.
(iii) Quadro comparativo e utilização da média para o Risco- País
No quadro comparativo abaixo, vê-se na primeira coluna a
proposta de WACC aplicável à 3ª Revisão Tarifária 2014-2018; na coluna seguinte o
resultado do WACC aplicável à 4ª RT 2018-2024 (já encerrada); e, a título de
comparação, a proposta de WACC para a 3ª Revisão Tarifária apresentada em 2014
e ratificada em 2016.
Como se pode notar, houve forte alteração na Estrutura de
Capital, com elevação na participação de Capital Próprio (mais caro aos usuários, ao
final). O Beta proposto também foi sobremaneira elevado - de 0,39 (NT de 2014 e
2016) para 0,57.
Para o Risco-País, a previsão feita em 2014, considerava a
mediana do EMBI+ Brasil dos 15 anos anteriores. Na proposta em exame se utiliza a
média. Caso o critério da mediana fosse mantido, o Risco-País seria reduzido ao
patamar de 2,88%.
ARSESP
Beta U
0,2065 Adquirida pela UGI Corp.
0,3219 https://www.reuters.com/companies/ATO.N
0,2988 https://www.reuters.com/companies/CPK
0,7466 https://www.reuters.com/companies/NFG.N
0,4011 https://www.reuters.com/companies/NJR.N
0,2616 https://www.reuters.com/companies/NI
0,3909 https://www.reuters.com/companies/NWN
0,0445 https://www.reuters.com/companies/OGS.N
0,4402 https://www.reuters.com/companies/SRE.N
0,5171 https://www.reuters.com/companies/SWX.N
0,6420 https://www.reuters.com/companies/UGI.N
0,6952 https://www.reuters.com/companies/VVC.N
0,9951 Adquirida pela Equitrans Midstream
1,3639 Adquirida pela EQT
0,5845 Adquirida pela PNG LLC
0,5049 Adquirida pela Enbridge
1,3117 https://www.reuters.com/companies/ET
0,4635 https://www.reuters.com/companies/KMI.N
n.c. https://www.reuters.com/companies/BWP.P
0,9276 https://www.reuters.com/companies/OKE.N
0,1667 https://www.reuters.com/companies/RGCO.O
0,6024 https://www.reuters.com/companies/SJI.N
0,2588 https://www.reuters.com/companies/SR
1,0477 https://www.reuters.com/companies/WMB.N
Média Arsesp 0,5672 SOMA 6,3371 16 cias. = 0,39607
VECTREN CORP
RICE MIDSTREAM PARTNERS LP
DELTA NATURAL GAS INC
WILLIAMS COS INC
ONEOK INC
ENERGY TRANSFER LP
EQGP HOLDINGS LP
SPECTRA ENERGY PARTNERS LP
KINDER MORGAN INC
BOARDWALK PIPELINE PARTNERS
RGC RESOURCES INC
SOUTH JERSEY INDUSTRIES
NORTHWEST NATURAL HOLDING CO
ONE GAS INC
SEMPRA ENERGY
CHESAPEAKE UTILITIES CORP
UGI CORP
SOUTHWEST GAS HOLDINGS
Empresas consideradas pela ARSESP no cálculo do Beta
Companhia
SPIRE INC
NATIONAL FUEL GAS CO
AMERIGAS PARTNERS LP
ATMOS ENERGY CORP
NEW JERSEY RESOURCES CORP
NISOURCE INC
Fonte: Dados obtidos da página eletrônica da ARSESP.
7. Conclusões para o WACC
Considerando apenas os itens expostos acima, que
certamente não esgotam a necessidade de revisão do WACC - em termos
absolutamente reais e livre de riscos -, o cálculo do WACC, mais próximo do que se
considera adequado, frente a todos os princípios e preceitos regulatórios aplicáveis,
encontra-se delineado abaixo:
Fonte: Elaboração própria.
Recalculados
Estrutura de Capital EK, Beta, R. País ARSESP
(A) Participação de Capital Próprio (WE) 41,62% 55,96%
(B) Participação de Capital de Terceiro (WD) 58,38% 44,04%
Custo de Capital Próprio (rE)
(1) Taxa de Livre Risco 2,21% 2,21%
(2) Taxa de Retorno de Mecado 12,07% 12,07%
(3) Prêmio Risco de Mercado = (2)-(1) 9,86% 9,86%
(4) Beta Desalavancado 0,3961 0,5672
(5) IR + CSLL (T) 34,00% 34,00%
(6) Beta Alavancado = (4)*[1+(((B)/(A))*(1-(5)))] 0,7627 0,8618
(7) Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro = (6)*(3) 7,52% 8,50%
(8) Prêmio Risco Brasil 2,88% 3,07%
(9) Taxa de Inflação Americana 1,42% 1,42%
(10) rE Nominal = (1)+(7)+(8) 12,61% 13,78%
(11) rE Real = [(10)+1]/[1+(9)]-1 11,04% 12,18%
Custo de Capital de Terceiros (rD)
(12) Taxa de Livre Risco = (1) 2,21% 2,21%
(13) Prêmio Risco Brasil = (8) 2,88% 3,07%
(14) Risco de Crédito 3,58% 3,58%
(15) rD Nominal antes de impostos = (12)+(13)+(14) 8,67% 8,86%
(16) rD Nominal após impostos = (15)*[1-(5)] 5,72% 5,85%
(17) rD Real após impostos = [(1)+(16)/[1+(9)]-1 4,25% 4,37%
WACC
7,07% 8,74%
Diferença 1,67%
Estrutura de Capital ARSESP 2014/18 4. RTO 2018/24 NT WACC 2014
(A) Participação de Capital Próprio (WE) 55,96% 55,47% 45,00%
(B) Participação de Capital de Terceiro (WD) 44,04% 44,53% 55,00%
Custo de Capital Próprio (rE)
(1) Taxa de Livre Risco 2,2% 4,92% 5,93%
(2) Taxa de Retorno de Mecado 12,1% 12,03% 12,60%
(3) Prêmio Risco de Mercado = (2)-(1) 9,9% 7,11% 6,67%
(4) Beta Desalavancado 0,57 0,5345 0,39
(5) IR + CSLL (T) 34,0% 34% 34,00%
(6) Beta Alavancado = (4)*[1+(((B)/(A))*(1-(5)))] 0,86 0,82 0,71
(7) Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro = (6)*(3) 8,5% 5,82% 4,74%
(8) Prêmio Risco Brasil 3,1% 2,50% 3,32%
(9) Taxa de Inflação Americana 1,4% 2,09% 2,16%
(10) rE Nominal = (1)+(7)+(8) 13,8% 13,24% 13,99%
(11) rE Real = [(10)+1]/[1+(9)]-1 12,19% 10,92% 11,58%
Custo de Capital de Terceiros (rD)
(12) Taxa de Livre Risco = (1) 2,21% 4,92% 5,93%
(13) Prêmio Risco Brasil = (8) 3,07% 2,50% 3,32%
(14) Risco de Crédito 3,58% 3,42% 2,00%
(15) rD Nominal antes de impostos = (12)+(13)+(14) 8,86% 10,84% 11,25%
(16) rD Nominal após impostos = (15)*[1-(5)] 5,85% 7,16% 7,43%
(17) rD Real após impostos = [(1)+(16)/[1+(9)]-1 4,37% 4,96% 5,15%
WACC
8,74% 8,27% 8,04%
8. Projeto Subida da Serra
Por fim, mas não menos importante, é necessário esclarecer
que o denominado “Projeto Subida da Serra” apresenta características operacionais
de um gasoduto de transporte, como consignou a própria Agência Reguladora na
Nota Técnica - 0030 – 2019, e, nessa qualidade, seus termos e condições deverão
ser objeto de avaliação sob a órbita federal, não se confundindo com os custos
relacionados à atividade de distribuição de gás canalizado, posto que sequer foram
contemplados na licitação ao tempo da desestatização da COMGÁS.
Requer-se, portanto, sua desconsideração nessa
oportunidade, sob pena de violação ao princípio da licitação, à Lei 11.909/009 e à
legislação adjacente.
9. Eliminação dos subsídios cruzados
Impõe-se pontuar, em seguida, que, nos termos do que prevê
o Contrato de Concessão vigente, os subsídios cruzados devem ser eliminados,
especialmente considerando que a expansão sustentada pela Concessionária esteve
relacionada aos segmentos domésticos e comercial.
10. Transparência em Prol da Eficiência
Outro tema que não esteve contemplado nesta Revisão
Tarifária, mas que demanda manifestação neste contexto, posto que tem por
resultado a garantia da tão almejada eficiência por parte da Concessionária, refere-
se ao dever de publicidade/transparência com relação às interações que a
Concessionária mantém com terceiros, em especial, com fornecedores da molécula.
Considerando tratar-se de serviço público, é direito do
administrado (com eco no Contrato de Concessão) conhecer o valor pago pela
COMGÁS pela molécula, posto que este valor é integralmente repassado ao
consumidor final.
Não obstante referido tema já seja objeto de legislação da ANP
que obriga a divulgação dos Contratos, a COMGÁS já concordou em operacionalizar
a Agência Reguladora para a publicação, em sua página eletrônica, dos preços de
aquisição do gás natural trimestralmente, o que, em último grau, permite que se
afira a lisura, a eficiência e a busca pela melhor condição de compra do insumo pela
Concessionária Pública.
Requer-se, nesse sentido, que a Agência se manifeste sobre
este tema, tão caro aos administrados.
11. Ajustes Compensatórios
Este tópico configura, em nosso sentir, patente ilegalidade
no âmbito da presente Revisão, como já adiantado acima: em nenhum momento
do Contrato de Concessão se garante à Concessionária o atingimento da Receita
Requerida. Nesse sentido, sua comparação com a Receita Real e a consequente
compensação de diferenças deve ser imediatamente afastada, mormente em uma
regulação via Price Cap (que não se confunde, sob nenhum prisma, com Revenue
Cap ou outra que o valha).
Contudo, ainda que consideremos válida esta comparação, o
que se admite apenas por debate, a Receita Real considerada não foi a, de fato,
obtida, mas uma resultante da multiplicação da margem pelo volume e pela
quantidade de medidores em cada classe.
O resultado deste cálculo configura, no máximo, uma Receita
Potencial da Comgás, que pode não coincidir com a Receita Real auferida. O cálculo
adequado, nesse contexto, deveria levar em consideração as informações do SMF -
Sistema de Mercado e Faturamento.
Vale notar que a eventual concessão de descontos não-
compulsórios aos consumidores não deve ser objeto de compensação. Nos termos
do Contrato de Concessão em exame, a prática de tarifas abaixo do limite máximo é
permitida, todavia não comporta posterior pleito compensatório.
Ademais, foi possível verificar divergências de dados no
arquivo excel “Modelo Economico Financeiro – Cálculo P0 3” franqueado nesta
Consulta Pública, entre as abas entre o volume ciclo e volume faturado, a saber.
Fonte: Elaboração própria
Dessa forma, sobre este tema é de rigor entender que:
1. A legislação aplicável e o Contrato de Concessão em vigor não
dispõem sobre a garantia de Receita Requerida à Concessionária,
de forma que este ajuste compensatório proposto fere o princípio
da legalidade administrativa e uma série de outros dispositivos do
nosso ordenamento jurídico;
2. A escolha de cálculo da receita também cria distorção importante
relacionada ao valor do Imposto de Renda e Contribuição sobre Lucro. Os
valores calculados na aba IRPJ encontrada na planilha “Modelo Econômica
Financeira – Cálculo P0 3. RTO” não são compatíveis com os valores de
pagamento de IR que constam das Demonstrações Financeiras da
Comgás. Para o cálculo da Margem Máxima, vale dizer, deve se
utilizar os valores reais de Imposto de Renda. É importante lembrar
que, nos termos da Primeira Subcláusula, da Cláusula Décima Terceira do
Contrato de Concessão, os impostos sobre a renda devem ser
integralmente excluídos, para fins da análise de custos;
3. É imperiosa uma análise adquada dos indicadores econômicos da
COMGÁS, incluindo exame dos ganhos de eficiência e produtividade; e
4. Os itens aplicáveis ao cálculo do WACC demandam imediata revisão, sob
pena de indevido privilégio à Concessionária Pública.
Com as correções ora propostas, a seguir pontuadas, este
ilegal valor de ajuste compensatório, caso hipoteticamente fosse considerado
válido para esta realidade, o que se admite apenas por debate, sofreria intensa
queda (redução de R$ 908 milhões para R$ 32,5 milhões), nos termos da Tabela
adiante:
12. Conclusões
O arcabouço regulatório aplicável à distribuição de gás
canalizado no estado de São Paulo segue, em linhas gerais, o que é conhecido na
literatura como “regulação por contrato” (Bakovic, Tenenbaum e Woolf, 20036). A
filosofia por trás desse arcabouço regulatório é a predeterminação, em pelo menos
um acordo formal, sobre a(s) fórmula(s) para calcular as tarifas que a empresa
distribuidora pode repassar aos consumidores. Isso não quer dizer que as tarifas
estejam predeterminadas; o que é predeterminado é o tratamento regulatório a ser
dado para os componentes de custos que, em conjunto, determinam as tarifas finais
aos usuários.
6 Bakovic, T., Tenenbaum, B., e Woolf, F., 2003, ‘Regulation by Contract: a New Way to Privatize Electricity Distribution?”, World Bank Working Paper No. 14.
FLUXO DE CAIXA DESCONTADO
Valor Presente
mai/18 2014/2015 2015/2016 2016/2017 2017/201843.221 mai/19 mai/20 mai/21 mai/22
Volume Faturado - (1.000 m³) VF 19.064.223 5.463.310 4.933.567 4.281.229 4.386.117
(+) Receita Requerida Direta -> Tarifária RRD 7.496.443 2.523.219 2.278.558 1.977.277 2.025.719
(+) Receitas Correlatas ORC 2.203 451 704 786 693
(+) Receitas Acessórias ORA 46 - - - 61
(+) Receitas Atividades Extra-Concessão OREC 369 327 29 19 29
(+) Receitas TUSD ML 19.306 - - 5.452 19.534
(+) Receitas TUSD-Específica MLE 17.895 5.254 5.297 5.399 5.216
(-) Despesas Operacionais PMSO 1.739.448 556.602 504.295 493.218 496.622
(-) PDD PDD 75.800 24.786 22.322 24.343 17.541
(-) P&D C&R PDCR 11.692 1.819 3.539 3.462 5.370
(-) Taxa de Regulação e Fiscalização TFR 103.316 31.706 32.976 31.527 25.304
(-) Perdas PERDAS -6.067 12.906 -16.965 5.724 -10.495
(-) Imposto de renda/Contrib.Social IRCS 1.499.583 542.412 468.877 354.150 388.304
(-) Investimentos CAPEX 1.700.688 626.116 449.898 446.586 472.647
(-) Variação do Capital de Giro VarWK 154.708 306.413 387.703 234.668 -868.507
(-) Base de Capital Inicial BRRL0 8.534.057 - - - -
(+) Base de Capital Final BRRLt 6.276.961 - - - 8.249.368
= Livre Fluxo de Caixa + Bdk -8.534.057 426.492 431.943 395.255 9.773.833
= Livre Fluxo de Caixa + Bdk (Descontados) -8.534.057 398.330 376.783 322.014 7.436.930
Margem Média
Máxima - P0 (R$ /
m3)
Valor Presente Líquido = - R$ abr/18
Taxa Interna de Retorno (TIR) = 7,07% 0,4618
Discriminação
Componentes
da
Fórmula
Ciclo Tarifário - R$ (abr/18)
Calcular
A regulação por contrato, nesse contexto, procura atingir três
objetivos ao mesmo tempo:
1) proteger os consumidores de preços monopolísticos,
2) assegurar a eficiência e a qualidade na prestação dos serviços,
e
3) zelar pela modicidade tarifária.
Ocorre que na presente revisão, vale dizer, nenhum
destes tópicos foi assegurado!
O desempenho demonstrado pela Concessionária no período
estabelecido para essa revisão tarifária torna claro que, no atual processo, foram
obtidos ganhos extraordinários em benefício da COMGÁS, que não foram resultado
de melhor desempenho da Concessionária – desempenho este que sequer foi objeto
de avaliação pela Agência, como seria de se esperar.
Vale lembrar que a presente Concessão se estabelece por meio
de uma regulação por incentivos, onde não há garantia de retorno, tal como estava
expressamente previsto no edital de privatização da COMGÁS e no respectivo
Contrato de Concessão. Se o controlador da empresa concessionária vai obter, ou
não, ganhos extras, depende que de fato ocorra uma gestão mais eficiente para
atingi-los.
Nota-se, ademais, que grande parte dos pontos contrários
aos interesses da Concessionária (por exemplo, avaliação dos ativos, revisão dos
investimentos em termos de prudência e eficiência, apontamento do WACC aplicável
ao passado obviamente já conhecido – portanto livre de riscos – revisão do caixa,
avaliação da natureza regulatória da indenização recebida pela Petrobrás, entre
outras questões) foram ignorados e postergados para futuros ajustes,
tornando esta revisão um expediente que meramente instrumentaliza os
interesses da Concessionária!
Certamente a eficiência e a modicidade tarifária não
nortearam o exercício proposto pela ARSESP em suas Notas Técnicas 0052 e 0053.
Sendo essas nossas considerações preliminares, dada a
impossibilidade de uma contribuição mais completa, em vista da ausência da
divulgação do laudo de avaliação de ativos definitivo, permanecemos à disposição
para quaisquer novos esclarecimentos e pugnamos pelo integral acolhimento de
todas as medidas aqui propostas.
Cordialmente,
ABIQUIM ABIVIDRO ANACE ASPACER
ANEXO I – EMPRESAS
DESCONSIDERADAS NO CÁLCULO DO
BETA
https://www.reuters.com/companies/NFG
NFG
Obs. EQGP Holdings (Midstream) foi adquirida pela Equitrans Midstream Corp. em dezembro/2018:
EQGP A EQGP não tinha atividades de distribuidora para consumidores finais de gás. Ver o Perfil da Bloomberg:
https://www.bloomberg.com/profile/company/EQGP:US
"EQGP Holdings LP, through its subsidiaries, owns, operates, acquires and develops midstream assets in the Appalachian Basin."
Equitrans Midstream Corp https://www.reuters.com/companies/etrn.n
Obs. Rice Midstream Partners ("Midstream") foi adquirida em 2018 pela EQT Midstream Partners (depois EQM)
A Rice Midstream não tinha atividades de distribuidora para os consumidores finais de gás.
RMP
Atividades de "Midstream" da EQM:
EQM Midstream Partners https://www.reuters.com/companies/EQM
EQM
https://www.reuters.com/companies/ET
ET
https://www.energytransfer.com/about/
KINDER MORGAN https://www.reuters.com/companies/KMI.N
KMI
https://www.reuters.com/companies/OKE.N
OKE
https://www.reuters.com/companies/WMB.N
WMB
https://www.bloomberg.com/profile/company/WMB:US
WILLIAMS
COMPANIES INC
NATIONAL FUEL
GAS
ENERGY TRANSFER
The Williams Companies, Inc. is an energy infrastructure company. The Company is focused on connecting North America's hydrocarbon
resource plays to markets for natural gas, natural gas liquids (NGL), and olefins. As of December 31, 2016, its interstate gas pipelines,
midstream and olefins production interests were held through its investment in Williams Partners L.P. (WPZ). The Company's segments
include Williams Partners, Williams NGL & Petchem Services and Other. The Williams Partners segment includes its consolidated master
limited partnership, WPZ. The gas pipeline business includes interstate natural gas pipelines and pipeline joint project investments. The
midstream business provides natural gas gathering, treating, processing and compression services. The Williams NGL & Petchem
Services segment includes its Texas Belle pipeline and certain other domestic olefins pipeline assets. Other segment includes its
corporate operations and Canadian construction services company.
National Fuel Gas Company is a holding company. The Company is an energy company engaged principally in the production,
gathering, transportation, distribution and marketing of natural gas. The Company operates in five business segments:
Exploration and Production , Pipeline and Storage , Gathering , Utility , and Energy Marketing . The Company operates an integrated
business, with assets centered in western New York and Pennsylvania, and the production and transportation of natural gas from the
Marcellus Shale basin. The Company also develops and produces oil reserves, primarily in California. The Company's Exploration
and Production segment operations are carried out by Seneca Resources Corporation (Seneca), a Pennsylvania corporation. The
Company's National Fuel Gas Supply Corporation (Supply Corporation), a Pennsylvania corporation, and Empire Pipeline, Inc.
(Empire), a New York corporation, carry out the Company's Pipeline and Storage segment operations.
Equitrans Midstream Corporation is a natural gas gatherer in the United States. The Company provides midstream services
to EQT Corporation and multiple third-parties in Pennsylvania, West Virginia, and Ohio. The Company operates through three
business segments: Gathering, Transmission and Water. It provides natural gas gathering, transmission and storage services under
contracts. Its midstream assets are primarily located in the Appalachian Basin. The Company’s gathering system delivers natural
gas from wells and other receipt points to transmission pipelines. Its transmission and storage system delivers gas to local demand
users and interstate pipelines for access to demand markets. Its water services assets consist of water pipelines, impoundment
facilities, pumping stations, take point facilities and measurement facilities that support well completion activities and collect
flowback and produced water for recycling or disposal.
https://www.nasdaq.com/articles/equitrans-etrn-acquire-eqgp-holdings-simplify-structure-2018-12-03
RICE MIDSTREAM
PARTNERS
Kinder Morgan, Inc. is an energy infrastructure company. It operates through five segments . Its Natural Gas Pipelines segment is
engaged in the ownership and operation of interstate and intrastate natural gas pipeline and storage systems, and liquefied natural
gas facilities, among others. Its CO2 segment is engaged in the production, transportation and marketing of carbon dioxide (CO2) to
oil fields and the ownership and operation of a crude oil pipeline system, among others. Its Terminals segment is engaged in the
ownership and/or operation of liquids and bulk terminal facilities located throughout the United States and portions of Canada, and
Jones Act tankers. Its Products Pipelines segment is engaged in the ownership and operation of refined petroleum products, natural
gas liquids and crude oil and condensate pipelines. Its Kinder Morgan Canada segment is engaged in the ownership and operation
of the Trans Mountain pipeline system and Jet Fuel aviation turbine fuel pipeline.
ONEOK, Inc. is an energy midstream service provider in the United States. The Company owns and operates natural gas
liquids (NGL) systems, and is engaged in the gathering, processing, storage and transportation of natural gas. THe
Company's operations include a 38,000-mile integrated network of NGL and natural gas pipelines, processing plants, fractionators
and storage facilities in the Mid-Continent, Williston, Permian and Rocky Mountain regions. The Company operates through three
business segments. The Natural Gas Gathering and Processing segment provides midstream services to contracted producers in
North Dakota, Montana, Wyoming, Kansas and Oklahoma. The Natural Gas Liquids segment owns and operates facilities that
gather, fractionate, treat and distribute NGLs and store NGL products primarily in the Mid-Continental, Permian Basin and the Rocky
Mountain regions. The Natural Gas Pipelines segment provides transportation and storage services to end users.
ONEOK Inc
EQGP Holdings LP
Energy Transfer LP, formerly Energy Transfer Equity, L.P., owns equity interests in Energy Transfer Partners, L.P. (ETP) and
Sunoco LP, which are engaged in diversified energy-related services. The Company's segments include Investment in ETP,
including the consolidated operations of ETP; Investment in Sunoco LP, including the consolidated operations of Sunoco LP;
Investment in Lake Charles LNG, including the operations of Lake Charles LNG, and Corporate and Other. Its Investment in ETP
segment includes the ETP's operations, which include intrastate transportation and storage operations; interstate transportation and
storage operations; midstream operations; liquids transportation and services operations; ETP's Investment in Sunoco Logistics;
Retail Marketing operations, and ETP's other operations and Investments. The Investment in Sunoco LP segment includes wholesale
operations and retail operations.
We are proud to have one of America’s largest energy portfolios with assets reaching coast-to-coast, covering 38 states and an
international office in Beijing. Our core operations include transportation, storage and terminalling for natural gas, crude oil,
NGLs, refined products and liquid natural gas.
EMPRESAS DE REFERENCIA PARA O BETA A SEREM DESCONSIDERADAS
"WHO WE ARE Williams is committed to being the leader in providing infraestructure that safely delivers natural gas
products to reliably fuel the clean energy economy"
https://www.williams.com/
EQM Midstream Partners, LP (EQM), formerly EQT Midstream Partners, LP, owns, operates, acquires and develops
midstream assets in the Appalachian Basin. The Company's segments include Gathering and Transmission. The Gathering
segment primarily includes high pressure gathering lines and the Federal Energy Regulatory Commission (FERC)-regulated low
pressure gathering system. Transmission includes EQM's FERC-regulated interstate pipeline and storage business. The Company's
operations are primarily focused in southwestern Pennsylvania and northern West Virginia. As of December 31, 2016, the Company
provided midstream services to EQT Corporation (EQT) and a range of third parties across 24 counties in Pennsylvania, West
Virginia and Ohio through its two assets: the gathering system, which delivered natural gas from wells and other receipt points to
transmission pipelines, and the transmission and storage system, which served as a header system transmission pipeline.
https://www.reuters.com/article/brief-eqt-midstream-partners-eqt-gp-hold/brief-eqt-midstream-partners-eqt-gp-
holdings-and-rice-midstream-partners-announce-streamlining-transaction-idUSFWN1S30UW
https://www.bloomberg.com/press-releases/2018-07-20/rice-midstream-partners-unitholders-approve-merger-with-eqt-
midstream-partners
The Williams Companies, Inc. is an energy infrastructure company focused on connecting North America's hydrocarbon resource plays to
growing markets for natural gas, natural gas liquids (NGLs), and olefins. The Company owns and operates midstream gathering and
processing assets, and interstate natural gas pipelines.
https://www.reuters.com/companies/OKE.N
OKE
https://www.reuters.com/companies/WMB.N
WMB
https://www.bloomberg.com/profile/company/WMB:US
WILLIAMS
COMPANIES INC The Williams Companies, Inc. is an energy infrastructure company. The Company is focused on connecting North America's hydrocarbon
resource plays to markets for natural gas, natural gas liquids (NGL), and olefins. As of December 31, 2016, its interstate gas pipelines,
midstream and olefins production interests were held through its investment in Williams Partners L.P. (WPZ). The Company's segments
include Williams Partners, Williams NGL & Petchem Services and Other. The Williams Partners segment includes its consolidated master
limited partnership, WPZ. The gas pipeline business includes interstate natural gas pipelines and pipeline joint project investments. The
midstream business provides natural gas gathering, treating, processing and compression services. The Williams NGL & Petchem
Services segment includes its Texas Belle pipeline and certain other domestic olefins pipeline assets. Other segment includes its
corporate operations and Canadian construction services company.
ONEOK, Inc. is an energy midstream service provider in the United States. The Company owns and operates natural gas
liquids (NGL) systems, and is engaged in the gathering, processing, storage and transportation of natural gas. THe
Company's operations include a 38,000-mile integrated network of NGL and natural gas pipelines, processing plants, fractionators
and storage facilities in the Mid-Continent, Williston, Permian and Rocky Mountain regions. The Company operates through three
business segments. The Natural Gas Gathering and Processing segment provides midstream services to contracted producers in
North Dakota, Montana, Wyoming, Kansas and Oklahoma. The Natural Gas Liquids segment owns and operates facilities that
gather, fractionate, treat and distribute NGLs and store NGL products primarily in the Mid-Continental, Permian Basin and the Rocky
Mountain regions. The Natural Gas Pipelines segment provides transportation and storage services to end users.
ONEOK Inc
"WHO WE ARE Williams is committed to being the leader in providing infraestructure that safely delivers natural gas
products to reliably fuel the clean energy economy"
https://www.williams.com/
The Williams Companies, Inc. is an energy infrastructure company focused on connecting North America's hydrocarbon resource plays to
growing markets for natural gas, natural gas liquids (NGLs), and olefins. The Company owns and operates midstream gathering and
processing assets, and interstate natural gas pipelines.
ANEXO II – RELAÇÃO DAS EMPRESAS
DA AMERICAN GAS ASSOCIATION
POR RECEITA E VOLUME
Nº total de
Mil pés cúbicos Mil m3 (a) US$ R$ (b) Consumidores
1 KINDER MORGAN TEJAS PIPELINE LLC 431.030.056 12.205.400 1.396.744.012 4.460.222.654 77 Pipeline
2 SOUTHERN CALIFORNIA GAS COMPANY 300.548.359 8.510.574 2.914.942.893 9.308.287.140 5,695,929
3 ATMOS ENERGY CORPORATION 257.728.437 7.298.050 2.618.827.891 8.362.703.104 3,123,773
4 NICOR GAS 228.244.186 6.463.150 1.496.643.240 4.779.230.858 1,925,664
5 PACIFIC GAS 211.474.911 5.988.297 2.840.531.589 9.070.669.523 4,089,550
6 CONSUMERS ENERGY COMPANY 210.169.648 5.951.336 1.641.352.972 5.241.332.445 1,760,212
7 KINDER MORGAN TEXAS PIPELINE LLC 198.227.973 5.613.186 652.729.570 2.084.361.336 52 Pipeline
8 PUBLIC SERVICE ELECTRIC & GAS CO 179.321.730 5.077.821 1.442.504.585 4.606.349.891 1,714,419
COMGÁS - CIA. DE GAS DE SÃO PAULO 151.547.420 4.291.341 1.734.211.317 5.537.857.000 1.791.226 COMGÁS:
9 HOUSTON PL CO LP 144.961.344 4.104.844 471.372.667 1.505.234.338 49 Em Volume :
10 PUB SERVICE CO OF COLORADO 119.364.959 3.380.036 900.841.114 2.876.655.929 1,378,528 7ª posição
11 CENTERPOINT ENERGY 115.980.102 3.284.188 924.804.319 2.953.177.632 851,261 (sem pipeline)
12 DTE GAS COMPANY 115.502.477 3.270.663 1.011.045.720 3.228.572.298 1,086,978 Em Receita
13 SOUTHWEST GAS CORPORATION 105.144.334 2.977.353 1.157.757.066 3.697.065.639 1,983,958 4ª Posição
14 CONSOLIDATED EDISON NEW YORK INC 104.004.423 2.945.075 1.189.432.598 3.798.215.115 889,301 Nº Consumidor
15 SOUTH CAROLINA ELEC AND GAS CO 103.804.524 2.939.414 613.850.531 1.960.208.901 362,555 7ª posição
16 SPIRE MISSOURI INC 103.513.937 2.931.186 1.115.517.950 3.562.183.470 1,163,656
17 QUESTAR GAS COMPANY 101.842.085 2.883.844 867.214.020 2.769.274.530 990,291
18 PUGET SOUND ENERGY 97.632.000 2.764.628 982.416.000 3.137.149.013 820,397
19 THE BROOKLYN UNION GAS CO 96.889.108 2.743.591 1.226.608.670 3.916.929.466 1,018,270
20 NORTHERN STATES PWR CO 95.110.013 2.693.213 629.469.597 2.010.085.264 625,071
21 PIEDMONT NATURAL GAS 91.372.691 2.587.384 1.039.184.006 3.318.426.286 1,064,603
22 PEOPLES GAS LIGHT AND COKE CO 83.441.388 2.362.795 1.039.225.960 3.318.560.258 756,789
23 CENTERPOINT ENERGY ENTEX 81.557.169 2.309.440 950.824.355 3.036.267.413 1,937,381
24 WASHINGTON GAS LIGHT COMPANY 80.753.918 2.286.694 902.767.283 2.882.806.765 980,791
25 NORTHWEST NATURAL GAS CO 77.703.591 2.200.319 733.550.134 2.342.445.643 731,243
Obs. Fatores de conversão (a) Volume: 1 m³ = 35,3147 pés cúbicos; 3,1933
RANKING DAS COMPANHIAS DE GÁS DOS EUA, POR VOLUME DE VENDAS, 2017
Receita Total Volume Total
Nome da Empresa
(b) Receita : US$ 1.00 = R$