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CELPA/CEMAR

Contribuição para a Consulta Pública nº 011/2013

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1 – Considerações Iniciais

A NT nº 452/2013 – SRE/ANEEL e a NT nº 453/2013 – SRE/SRD/ANEEL, disponibilizadas pela ANEEL, em 18/10/2013, propõem discutir, mediante Consulta Pública, até 22/11/13, os aspectos conceituais para o aprimoramento das metodologias que serão utilizadas nas revisões tarifárias periódicas (RTP) das distribuidoras de energia elétrica que ocorrerão a partir de 2015.

Nesse contexto, a CEMAR e CELPA formalizam a seguir as suas contribuições para a CP nº 011/2013, abordando os seguintes temas: i) Conceitos Gerais; ii) Estabilidade de Regras; iii) Ciclos Tarifários; iv) Custo do Capital; v) Base de Remuneração; vi) Custos Operacionais; vii) Fator X; viii) Outras Receitas; e ix) Perdas Não Técnicas. Adicionalmente, embora os temas Parcela A, Receitas Irrecuperáveis e Limites de Continuidade DEC/FEC não tenham sido contemplados nas mencionadas NTs, a CEMAR/CELPA entendem por oportuno e relevante abordá-los dado a necessidade de aperfeiçoamentos na abordagem conceitual desses temas pelos motivos que expõem.

Adicionalmente, e antes de adentrar a uma avaliação detalhada no material disponibilizado, CEMAR e CELPA reconhecem que a iniciativa do Regulador de melhorar o processo de discussão da metodologia, mediante a realização da CP 011/2013, complementada pela realização de reunião presencial com as empresas e a disponibilização de toda a base de dados, é digna e merecedora de mérito. Também é evidente uma maior transparência na condução do processo.

Sem dúvidas, e independente do resultado final, tais melhorias no processo de discussão e o propósito de extinguir as chamadas revisões provisórias representa um avanço expressivo.

2 - Conceitos Gerais

Proposta ANEEL:

A ANEEL destaca a importância desta primeira etapa da discussão das metodologias para a revisões tarifárias periódicas - RTPs, pois entende que com isso princípios, conceitos, e objetivos da RTP sendo claros, o escopo da discussão ficará restrito a modelos capazes de implementá-los no cálculo tarifário.

Considera como desafio dosar a apropriação de ganhos por parte das concessionárias e o repasse desses ganhos a modicidade tarifária no momento da RTP. Defende a utilização do Yardstik Competition (Andrei Schleifer), ou seja, inferir níveis de custos eficientes para uma concessionária a partir da observação das demais. Explicita a preocupação quando parte da ineficiência é decorrente de fatores ambientais fora do controle da gestão.

Análise da Proposta ANEEL:

Além de definir o método para o estabelecimento dos custos regulatórios, explicita uma preocupação em relação às diferenças entre valores estabelecidos regulatoriamente e valores reais das concessionárias. Também, embora caracterize a Etapa 1 como a de discussão conceitual, solicita sugestões de variáveis que não foram testadas na 3ª RTP, principalmente para Custos Operacionais e Perdas Não Técnicas.

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Contribuição CEMAR/CELPA:

Após a realização de três ciclos tarifários, é fundamental que se verifique a necessidade de introdução de novos princípios regulatórios. Uma dessas necessidades é avaliar o resultado global e não só a aplicação das metodologias específicas para itens individuais.

Para cada tema com repercussão tarifária há uma metodologia específica que visa identificar os níveis de eficiência e a partir dessa identificação definir valores regulatórios a serem considerados nas tarifas. Desse modo, são definidos, a BRR eficiente, o WACC eficiente, PT e PNT eficientes, Receitas Irrecuperáveis eficientes, Custos Operacionais eficientes, DEC e FEC eficientes, e outros itens, tendo como ponto comum os níveis eficientes em cada item.

As aplicações metodológicas da ANEEL visam induzir as concessionárias a maximizar a eficiência em cada um dos temas. Do ponto de vista de meta, este poderia ser um alvo a ser buscado, mas aplicar indistintamente todas as eficiências de uma só vez pode trazer sérios problemas às concessionárias.

São tantos os tópicos em que a ANEEL têm exigido níveis elevados de eficiência, e muitas vezes incompatíveis com a realidade da concessão, que as concessionárias precisam gerir inúmeras frentes de trabalho. Porém, no cotidiano há fatos que são inescapáveis e afetam essas tantas frentes, merecendo destacar as restrições de recursos financeiros e de capacidade operacional, bem como a racionalidade econômica.

Como é do conhecimento, em última análise, a fonte dos recursos financeiros utilizados na prestação do serviço de distribuição é a receita tarifária dos consumidores finais. Nesse sentido, quanto maiores as demandas regulatórias, maiores serão as tarifas. Desse modo, como não é correto praticar tarifas indefinidamente crescentes, os recursos financeiros são limitados, fazendo com que a concessionária faça escolhas entre as mais diversas necessidades com o objetivo de otimizar a aplicação dos recursos financeiros de modo a proporcionar maiores benefícios aos consumidores. Há necessidade de compatibilizar, de forma global, as exigências regulatórias com recursos financeiros e operacionais para o seu atendimento.

Ainda que houvesse disponibilidade maior de recursos financeiros, há um problema de natureza operacional que não pode ser negligenciado. A abertura de tantas frentes para atender os requisitos regulatórios cada vez mais crescentes exige um nível de mobilização operacional que a realidade tem mostrado que está chegando ao seu limite, tendo em vista o grande volume requerido de equipamentos, de veículos, de mão de obra. E isso nem sempre é possível de fazer em um negócio cujas características são a dispersão dos ativos e dos consumidores em uma extensa área geográfica, com acessos muitas vezes precários ou mobilidade urbana comprometida.

Outro aspecto que não pode ser esquecido pela regulação é a racionalidade econômica. Exigir, como têm acontecido atualmente, níveis eficientes em todas as vertentes do serviço de distribuição de energia elétrica exerce uma pressão crescente por aumento de tarifas e/ou impõe perdas para os controladores. Pelo lado do consumidor, certamente não é razoável essa pressão tarifária e pelo do controlador, essas perdas geram drenos que afetam a remuneração e também sua capacidade econômica e financeira, podendo levar até à sérias dificuldades na prestação adequada do serviço público de distribuição.

Portanto, é essencial acrescentar uma avaliação do resultado global do processo de revisão que resulta da aplicação das metodologias individuais, de forma a se avaliar como a maximização da eficiência na BRR, no WACC, em PT e PNT, nas Receitas Irrecuperáveis, nos

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Custos Operacionais, no DEC e FEC, dentre outros, se soma para compor o resultado final da revisão tarifária periódica.

3 - Estabilidade das Regras

Proposta ANEEL:

A ANEEL defende que a definição de regras de forma mais exaustiva e objetiva favorece a transparência e a previsibilidade dos processos revisionais. Coloca que a pratica de definir critérios nos processos específicos dificulta por parte dos consumidores e investidores a compreensão e o acompanhamento.


Dois conceitos apresentados pela ANEEL como fundamentais para o estabelecimento do escopo metodológico para as revisões tarifárias são a estabilidade regulatória e a redução a níveis mínimos do seu poder discricionário, uma vez que permitem que as empresas possam estimar os ganhos de seu esforço gerencial e, aos consumidores, como esses ganhos serão revertidos à modicidade tarifária. Além disso, regras objetivas e exaustivas, com reduzido poder discricionário, favorecem a transparência e a previsibilidade, tanto para os consumidores quanto para investidores.

Nesse contexto, tendo em vista o entendimento de que as metodologias do 3º CRTP se constituíram em avanço ao arcabouço regulatório, a ANEEL, em nome da estabilidade regulatória e da mitigação de ações regulatórias discricionárias, propõe a manutenção do que já existe no 3º CRTP, com aperfeiçoamentos mais relacionados à melhoria da capacidade de predição dos modelos adotados e com o aumento da objetividade de aplicação das metodologias.

De fato, avaliar o desempenho regulatório das metodologias do 3º CRTP é fundamental porque dá uma orientação do que deve ser aperfeiçoado para o próximo ciclo.

Dentro de uma visão global, as metodologias do 3º ciclo se constituíram na aplicação de ferramentas e técnicas de benchmarking, o que possibilitou um ordenamento das empresas de distribuição, quanto aos níveis de eficiência delas. De um modo geral, os ordenamentos (ranking) obtidos refletem de forma aproximada a eficiência real comparativa das empresas. Contudo, a partir de uma visão individualizada, para cada concessão, há algumas distorções nos resultados das aplicações metodológicas que podem estar beneficiando algumas concessionárias e prejudicando outras.

A origem das distorções não está nas limitações dos modelos utilizados, mas na grande heterogeneidade das concessões brasileiras. O Brasil é um país de dimensões continentais, o que equivale, por exemplo, a aplicar modelos de benchmarking em toda a Europa Ocidental. Existem simultaneamente concessões do tamanho de um pequeno município com 2.673 consumidores localizados em uma área de 263 km2; do tamanho de um estado com 1.774.830 consumidores localizados em uma área de 1.247.703 km2; e do tamanho de uma grande metrópole com 6.102.463 consumidores concentrados em uma área de 4.526 km2.

Do ponto de vista socioeconômico, histórico e comportamental as heterogeneidades são ainda maiores, como decorrência do processo de formação da sociedade e da economia, iniciado em momentos distintos e com características também próprias. Tendo em vista que o objetivo de ferramentas e técnicas de benchmarking é buscar variáveis que explicam grande parte do fenômeno em estudo, é intrínseco aos modelos a perda de algum nível de informação da

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realidade. Essa perda se torna mais crítica à medida que aumenta o nível de heterogeneidade entre as concessionárias e que as particularidades específicas de determinada concessão são mais contundentes.

Como forma de ilustrar as diferenças históricas, sociais e econômicas, apresenta-se a seguir uma breve discussão de algumas dessas características, por exemplo, de Pernambuco e Rio de Janeiro. Uma das regiões mais antigas da América Portuguesa, Pernambuco foi a mais rica capitania do Brasil Colônia, graças à indústria exportadora de açúcar. Em pouco tempo, a Capitania de Pernambuco se tornou a principal produtora de açúcar da colônia portuguesa. Consequentemente, era também a mais próspera e influente das capitanias hereditárias. No início do século XVII, a Capitania de Pernambuco atingiu o posto de maior e mais rica área de produção de açúcar do mundo. A densidade demográfica em Pernambuco é de 89,47 hab./km², a sexta maior do Brasil. Esse indicador, entretanto, apresenta contrastes pronunciados de acordo com a região analisada, variando de 1.342,86 hab./km² na Região Metropolitana de Recife, até o valor mínimo de 23,2 hab./km² na Região do São Francisco Pernambucano.

Com relação ao Rio de Janeiro, merece destaque na formação de sua sociedade o fato de que em 1763, o Rio de Janeiro tornou-se a sede do Vice-reino do Brasil e a capital da colônia. Com a transferência da corte portuguesa para o Brasil, em 1808, na época da tomada da Península Ibérica por Napoleão Bonaparte, a região foi muito beneficiada com reformas urbanas para abrigar a corte portuguesa. Dentro das mudanças promovidas, destacam-se: a transferência de órgãos de administração pública e justiça, a criação de novas igrejas, hospitais, quartéis, fundação do primeiro banco do país - o Banco do Brasil - e a Imprensa Régia, com a Gazeta do Rio de Janeiro. Nos anos seguintes também surgiram o Jardim Botânico, a Biblioteca Real (hoje Biblioteca Nacional) e a Academia Real Militar, antecessora da atual Academia Militar das Agulhas Negras.

Assim, ocorreu um processo cultural, influenciado não somente pelas informações trazidas pela chegada da corte e da família real, mas também pela presença de artistas europeus que foram contratados para registrar a sociedade e natureza brasileira. Outro fato histórico de grande repercussão para o Rio de Janeiro foi a transferência da capital federal para Brasília, uma vez que provocou uma profunda mudança nas atividades administrativas locais, com repercussão para a economia carioca.

A evolução da população é uma forma interessante de constatar de certa maneira os diferentes processos de formação da sociedade de cada estado. Sem entrar em discussões sociológicas aprofundadas, o crescimento populacional também é reflexo das oportunidades que surgiram nos estados. Nos gráficos a seguir são apresentadas a participação relativa de 14 estados brasileiros em relação à população do Brasil.

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O primeiro gráfico contempla a evolução populacional de Rio de Janeiro, Minas Gerais, São Paulo e Bahia. Juntos representam praticamente a metade da população do País tanto em 1872 quanto em 2010. Minas Gerais reduziu a sua participação de 22,2% para 10,3%, São Paulo partiu de 8,4% para 21,6% e a Bahia de 13,9% para 7,3%.

No segundo gráfico, Pernambuco reduziu a sua participação de 8,5% para 4,6%; Paraná partiu de 1,3%, atingiu 7,4% na década de 1970 e caiu para 5,5% em 2010; e, Goiás foi de 1,6% a 3,3%. Todas essas evoluções dão uma mostra de como foram diferentes a formação populacional de cada estado ou região.

Quanto aos aspectos econômicos, conforme mostrados a seguir, as diferenças entre os estados também são marcantes.

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Em 2010, o crescimento de PIB por estado no Brasil variou entre 14,2%, em Tocantins, e 3,6%, no Mato Grosso. A participação relativa dos estados no PIB Brasil foi de 33,1% (São Paulo) a 0,2% (Roraima). O PIB per capita ficou entre R$ 58.489 (DF) e R$ 6.889 (Maranhão).

Se for avaliado qualquer outra variável ou outro aspecto socioeconômico do Brasil, serão verificadas grandes discrepâncias entre os estados brasileiros em praticamente todas elas.

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Consequentemente, se observa que o Brasil é um país bastante heterogêneo em quase todas as suas dimensões socioeconômicas.

Considerando as situações ilustradas acima, o grande desafio da regulação econômica é capturar toda essa heterogeneidade. Deve-se reconhecer o esforço que tem sido feito pela ANEEL em buscar essas variáveis, entretanto a realidade mostra-se tão complexa e multidimensional que não é possível atingir completamente o objetivo, de forma que acaba se perdendo informação relevante.

Em síntese, a realidade às vezes se mostra mais complexa do que se pode simular. Obviamente, o ideal seria tanto para o Regulador quanto para as concessionárias e consumidores, a existência de medições objetivas para todos os fenômenos socioeconômicos e a possibilidade de previsão das ações de outras instituições que tanto afetam a distribuição de energia elétrica. Porém, existem formas complementares aos modelos de benchmarking que podem ajudar na tomada da melhor decisão regulatória. Tais formas são possíveis quando se consideram corretamente as premissas que envolvem o negócio de distribuição.

As Notas Técnicas disponibilizadas pela ANEEL enfatizam que os casos em que as distribuidoras não respondem às metas regulatórias estariam mais associados à ineficiência de gestão. Quando são consideradas as expectativas racionais dos agentes, não faz muito sentido que se tenha em alguns casos somente ineficiência. Em economia, o Agente Racional pode representar um indivíduo ou firma que toma ações/decisões. Esse Agente tem claras preferências e comportamentos e efetua decisões econômicas com base nas suas percepções e no uso eficiente da informação. A decisão vai sempre depender das preferências do Agente, do seu conhecimento sobre o ambiente, das restrições (como obrigações e deveres, as leis) e as expectativas de benefício/utilidade das ações e das chances de sucesso. O objetivo final de uma decisão é a otimização (ex: minimização de custos, maximização de funções de produção e do lucro, etc.).

Para os acionistas privados, uma das principais funções objetivos a serem otimizadas é a maximização do lucro. Em decorrência dos procedimentos regulatórios definidos pela ANEEL, a maximização do lucro não pode ser obtida apenas pela redução dos custos, pois há uma série de multas, penalidades e ressarcimentos em caso de descumprimento de metas regulatórias de qualidade na prestação do serviço e de perdas elétricas. Com base nessa racionalidade, é razoável supor que sua gestão implementada entre revisões tarifárias busca otimizar sua função de produção, reduzindo seus custos e evitando descumprir requisitos regulatórios que representem perdas financeiras. Assim, não se justifica a opção por uma gestão ineficiente que tenha levado a grandes reduções em sua margem de lucros ou até mesmo em prejuízos.

Adicionalmente, a ANEEL dispõe de uma série de mecanismos e procedimentos, como fiscalizações técnicas, comerciais e econômico-financeiras periódicas, para identificar se houve ineficiência de gestão por parte das distribuidoras. Tendo em vista que são aproximadamente 63 concessionárias de distribuição reguladas, é possível ainda fazer um grande painel de comparação entre elas, identificando as que obtiveram maior êxito, bem como aquelas que optaram por não enfrentar os problemas de modo mais assertivo e adequado.

A ANEEL tem dado como justificativa principal a assimetria de informação que possui em relação às empresas para não analisar com alguma profundidade a gestão e as causas para o descumprimento das metas regulatórias. Para a regulação da distribuição de energia elétrica o efeito dessa assimetria é mitigado. Com a realização de revisão tarifária periódica a cada quatro/cinco anos e dos diversos mecanismos de fiscalização e de auditoria que dispõe o Regulador tem a oportunidade de avaliar o desempenho obtido pelo distribuidor nos últimos

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anos, comparando-o com as metas regulatórias, e confrontar o que foi dito pela concessionária no âmbito da revisão anterior com a realidade que se verificou.

Desse modo, se reduz bastante o incentivo a assimetria de informação porque haverá na revisão tarifária subsequente uma avaliação por parte do Regulador, que poderá identificar esse comportamento e considerá-lo na definição do próximo nível tarifário. Consequentemente, com base nas expectativas racionais e nos diversos mecanismos de que dispõe, a ANEEL tem todas as possibilidades de avaliar com mais profundidade os impactos de fatores não gerenciáveis da concessão, ainda que não identificado por variáveis objetivas, nos resultados frustrados de não cumprimento de metas regulatórias.

O escopo regulatório para o próximo ciclo deve considerar os bons resultados obtidos quando se observa o 3º ciclo de um modo global, mas também precisa de aperfeiçoamentos fundamentais quando a análise é feita de forma individualizada.

Nesse contexto, o principal aperfeiçoamento conceitual deve ser a incorporação de mecanismos regulatórios, dentro do âmbito da revisão tarifária de concessionárias que atendem áreas de concessão com particularidades reconhecidamente impactantes e para as quais não foi possível identificar variáveis representativas e objetivas, que possibilitem estabelecer metas regulatórias compatíveis.

A visão global é importante, mas não é completa, pois a aplicação da regulação se dá no individual, em cada distribuidora, em cada concessão, em cada grupo de consumidores. É necessário bons resultados globais como também bons resultados individuais, para afastar a possibilidade de benefícios inadequados para ineficientes e penalizações para eficientes.

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 aquela concessão, ou, alternativamente, poderia se utilizar variáveis que apesar de terem sido descartadas por não representarem o conjunto de distribuidoras são representativas para determinada concessão ou região.

Não proceder ao repasse às tarifas dos custos não gerenciáveis pela concessionária 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.


Dada a grande heterogeneidade entre as concessões brasileiras de distribuição de energia elétrica é importante a existência de espaço para atuação discricionária do Regulador para casos caracterizados como excepcionais, não capturados pela modelagem ou não previstos nos regulamentos.

Uma análise global do resultado da aplicação das metodologias frente à realidade da concessão e os resultados obtidos no ciclo anterior fornece, sem sombra de duvidas, uma oportunidade para identificação de pontos de melhorias ou ajustes.

Assim, conforme dito anteriormente, é essencial acrescentar uma avaliação do resultado global que resultará da aplicação das metodologias individuais. Maximizar a eficiência na BRR, no WACC, em PT e PNT, nas Receitas Irrecuperáveis, nos Custos Operacionais, no DEC e FEC, e

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assim por diante, pode levar a uma situação inadequada de pressão tarifária combinada com drenos de recursos que tanto prejudicam a prestação do serviço, podendo inviabilizá-la em um prazo não muito longo.

Por exemplo, o desafio colocado à CELPA reduzir enormemente as Perdas Não Técnicas, melhorar acentuadamente os limites de continuidade e ainda reduzir, contraditoriamente, os Custos Operacionais. Ou seja, tem-se um exemplo de que a resultante da combinação de metas individuais, resultantes de cada metodologia, quando combinadas resultam em um desafio muito maior, talvez inalcançável.

Tal condição precisa ser avaliada, e uma análise global do resultado da RTP pode ser a ferramenta, o momento e a oportunidade para se ajustar necessários.

4 - Ciclos Tarifários

Proposta ANEEL:

A proposta apresentada na CP no 11/2013 é de acabar com os “ciclos tarifários”. Assim, as metodologias seriam aperfeiçoadas segundo as suas necessidades em função do contexto, podendo ser estabelecida uma previsão de prazo para esses aperfeiçoamentos; os valores e as regras vigentes na data da RTP seriam aplicados na revisão tarifaria de cada concessionária.

Análise da Proposta da ANEEL:

Um dos argumentos apresentados para a eliminação dos ciclos tarifários é resolver a questão das longas discussões para definição das metodologias, que têm implicado em revisões tarifárias provisórias. Entende-se que a solução para as revisões provisórias não é acabar com os ciclos tarifários, mas passa por iniciar as discussões metodológicas com tempo suficiente para aplica-las no prazo correto. A estabilidade das regras buscada pela Agência também contribui para resolver essa questão, uma vez que minimiza a necessidade de longas discussões sobre cada tema.

Quanto à dificuldade de tratamento dos contratos com prazos distintos (3, 4 e 5 anos), cabe lembrar que a periodicidade das revisões tarifarias das concessionárias poderá ser uniformizada no momento da renovação das concessões, resolvendo, em grande parte, essa questão.

A alteração das metodologias em prazos diferenciados faria com que empresas fossem avaliadas em um mesmo período com regras diferentes. Isso implicaria na dificuldade de fazer comparações entre as empresas, pois elas estariam, por exemplo, com suas remunerações estabelecidas a partir de custos de capital distintos. Isso distorceria não só as análises comparativas pretendidas pela ANEEL, como também a avaliação dos demais agentes do mercado sobre as distribuidoras de energia elétrica.

A seguir estão apresentadas as datas previstas para ocorrerem as 4asrevisões tarifarias das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

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Observa-se que os grupos empresarias Neoenergia, Equatorial, Energisa, Eletrobras, CPFL e Endesa, por exemplo, possuem concessionárias de distribuição com revisões tarifárias previstas para diferentes anos. Nesses casos, a alteração em períodos não coincidentes das metodologias a serem aplicadas nas revisões dificultará a análise de desempenho comparativo entre as empresas do grupo e aumentará as incertezas dos investidores do setor, prejudicando o necessário planejamento de gestão e de investimento.

Cabe lembrar ainda que grande parte dos parâmetros tarifários são determinados pela ANEEL utilizando dados reais históricos das empresas e comparando-os. Os valores realizados no período tarifário anterior são utilizados pela Agência para calcular as revisões das concessionárias, nas quais são determinadas as tarifas a serem praticadas durante o próximo ciclo tarifário.

2015 2016 2017 2018 2019

Equatorial • Celpa • Cemar

Endesa • Coelce • Ampla

Energisa • EMG • ENF • EPB • EBO • ESE

AES • Eletropaulo • AESSul

CPFL

• Pira ninga • Jaguari• Mococa• SantaCruz

• SulPaulista• LestePaulista

• RGE• CPFLPaulista

Neoenergia• Celpe • Coelba

• Cosern

Rede• Caiuá• Cel ns• CFLO

• CNEE• EDEVP• EEB

• Cemat• Enersul

EDP • Bandeirante • Escelsa • Escelsa

Eletrobras• BoaVista• Ceal• Cepisa

• Ceron• Eletroacre• AmE

Outras

• Elektro • Copel• Cocel• DMED• Celesc• CEB• Forcel• Sulgipe

• Chesp• EFLUL• ELFSM• EFLJC• IENERGIA• CEEE

• Demei• Uhenpal• Eletrocar• Celg

• Hidropan• MuxEnergia• Cooperaliança

• Cemig• Light

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Entende-se que a exclusão do ciclo metodológico prejudicaria essa dinâmica e, principalmente, as comparações entre empresas, pois a base de dados utilizada seria composta por empresas submetidas a regras e sinais econômicos diferenciados.

Além disso, apesar de tratadas separadamente pela regulação, na prática as diversas parcelas que compõem a receita das concessionárias interagem, formando uma única tarifa recebida pela empresa. Nesse contexto, a alteração das metodologias de forma desconcatenada dificulta também a visualização do que está sendo aplicado para cada concessionária como um todo, aumentando a probabilidade de que problemas e inconsistências não sejam identificados.

Segundo a ANEEL, outra justificativa para a eliminação do ciclo tarifário metodológico seria atualizar as regras e parâmetros regulatórios “em função de mudanças na realidade do setor, do país e da legislação”. Entretanto, cabe lembrar que, caso haja alguma mudança na realidade do setor, do país ou da legislação que afete significativamente as concessionárias, os Contratos de Concessão preveem a realização da chamada revisão tarifária extraordinária. Inclusive esse seria o meio mais apropriado de incorporar essas mudanças.

Por outro lado, caso o impacto não seja significativo o suficiente para justificar uma revisão extraordinária, entende-se que também não há necessidade de aplicá-lo de imediato somente para algumas concessionárias por meio da revisão de parâmetros regulatórios de forma desconcatenada.

Assim sendo, dadas as desvantagens de se rever as metodologias tarifárias em períodos não coincidentes e o fato de que os Contratos de Concessão preveem a realização de revisão tarifária extraordinária em casos de mudanças significativas na realidade que prejudiquem o equilíbrio das concessões, entende-se necessária a existência de um ciclo tarifário metodológico, de forma que as concessionárias sejam avaliadas sobre uma mesma métrica e estejam submetidas aos mesmos incentivos.


Com base no exposto, entende-se necessário a existência de um ciclo tarifário pelo princípio da medição com a mesma métrica, facilitar as referências metodológicas e as comparações entre concessionárias, bem como a estabilidade de regras por um período fixo. Ou seja, a

1oPeríodoTarifário





AssinaturadoContratodeConcessão

1ºCRTP 2ºCRTP 3ºCRTP 4ºCRTP

Dadosparaapróxima

revisãotarifária

1ªRevisãoTarifária





PeríodosTarifárioseCiclosdeRevisãoTarifária

Dadosparaapróxima

revisãotarifária

Dadosparaapróxima

revisãotarifária

Dadosparaapróxima

revisãotarifária

Dadosparaapróxima

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ideia do Ciclo Tarifário Metodológico ou ao menos a utilização de um ciclo tarifário fixo, durante o qual todas as concessionárias sejam avaliadas pela mesma metodologia. Dado que a maioria das concessionárias de distribuição possuem revisões tarifárias a cada 4 anos, sugere-se que essa seja a periodicidade de revisão de todas as metodologias, ou seja, sugere-se um ciclo tarifário de 4 anos, ainda que com esta abordagem empresas com ciclos mais longos ( 5 anos) possam não passar por revisão em ciclos específicos.

Além disso, sugere-se que no processo de renovação das concessões de distribuição, os prazos entre as revisões sejam uniformizados.

5 - Custo do Capital

Proposta da ANEEL:

A proposta apresentada pela ANEEL na CP no 11/2013 é de manter o cálculo do custo de capital por meio do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC). A Agência coloca em discussão a questão do tamanho das séries, a medida mais adequada da tendência central e sugere aprimorar o CAPM da dívida utilizando o rating médio ao invés do da fronteira no cálculo do prêmio de risco de crédito. Adicionalmente, se posiciona desfavoravelmente à inclusão de prêmios relacionados aos riscos cambial e regulatório.

Análise da Proposta da ANEEL:

Em relação às propostas feitas pela ANEEL destacam-se, nessa primeira etapa de discussões, os itens apresentados a seguir.

Prêmio de risco cambial

É argumentado pela ANEEL que as variações cambiais decorrem do fluxo de entrada e saída de capitais externos no país. Esse fluxo, por sua vez, depende do nível de risco e de retorno que o país oferece comparativamente a outros países. Consequentemente, segundo a Agência, o risco cambial estaria contemplado no prêmio de risco país constante do cálculo do custo de capital, conforme:

“Num cenário de desvalorização cambial, as negociações dos títulos soberanos (...) refletem uma exigência maior do mercado para aceitação desses títulos. Isso naturalmente conduz a um aumento do spread desses em relação aos títulos das economias desenvolvidas, tendo inevitável impacto no risco-país, que mede justamente esse spread.”.

Sabe-se que ao determinar o Custo de Capital regulatório, busca-se refletir a remuneração mínima que um investidor internacional exige para aplicar capital no setor de distribuição de energia elétrica no Brasil. Um investidor internacional, antes de tomar suas decisões de investimento, analisa os diversos riscos envolvidos no negócio, como o risco do próprio setor em que pretende aplicar o capital, o risco do país, o risco cambial, o risco regulatório, dentre outros. Assim sendo, para atrair os investidores, é necessário oferecê-los um prêmio por todos esses riscos que irão incorrer.

O risco país, conforme estabeleceu a própria ANEEL nas revisões tarifárias anteriores, busca captar as barreiras à integração dos mercados financeiros, como por exemplo, custos de transação, custos de informação, controle de capitais, risco de futuros controles cambiais, entre outros. Poder-se-ia supor, assim, que o risco cambial estaria representado pelo risco de controle de capitais e, portanto, considerado no risco país. Neste contexto, vale destacar que o

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EMBI+BR, índice adotado para medição do risco pais, compara o risco de uma carteira de títulos de divida brasileira, mas denominada em dólar. Assim, como tanto a dívida brasileira usada como referência, como a do referencial são denominados na mesma moeda, é evidente que o EMBR+BR não captura riscos cambiais.

Por outro lado, deve-se considerar que o risco cambial não se refere apenas ao risco de futuros controles cambiais. Ele é constituído também pelo risco que um investidor incorre, ao realizar movimentações financeiras que envolvam troca de moeda, de se deparar com um movimento desfavorável da taxa de câmbio.

Quando se analisa a situação cambial atual brasileira, observa-se que existem questões relevantes que devem ser consideradas. Como exemplo, pode-se citar os movimentos desordenados nas taxas de câmbio mundiais ocorridos resultantes do excesso de liquidez gerado pela crise americana e pela busca de uma desvalorização competitiva. A chamada “guerra cambial” (desvalorização de moedas pelos países para tornarem suas empresas mais competitivas) acabou por depreciar consideravelmente o dólar perante as outras moedas. Tratou-se de um fato inesperado, que diferiu do comportamento histórico, e que gerou repercussões nas taxas cambiais.

Mais recentemente, em 2013, observou-se uma tendência oposta no câmbio brasileiro. Diante da expectativa do mercado de que o Federal Reserve reduziria o estímulo monetário nos Estados Unidos, enxugando a liquidez mundial, o dólar se valorizou consideravelmente, atingindo a maior cotação em quase cinco anos em relação ao real. Consequentemente o Banco Central brasileiro lançou no final de agosto/2013 um plano diário de intervenção no mercado de câmbio para tentar conter a escalada da moeda norte americana.

Uma forma de demonstrar que existe o risco cambial consiste na comparação dos retornos dos títulos públicos do governo brasileiro emitidos em reais e em dólares. Por se tratarem de títulos do governo brasileiro, a série de retornos expressa em alguma medida o risco país. Ao serem comparados, os títulos emitidos em dólares com os emitidos em reais de características semelhantes, caso a hipótese da ANEEL de que o risco cambial está embutido no risco país fosse correta, ambos os títulos deveriam exigir o mesmo retorno, descontadas a inflação de cada país, e sua série de rendimentos deveria ser muito semelhante.

Entretanto, esse alinhamento não se verifica na realidade, o que permite concluir que a diferença entre moedas, que sofre impacto da taxa de câmbio, leva a uma percepção de que isso tem um risco embutido. Obviamente, essa diferença é que faz sentido com a realidade, uma vez que para converter os ganhos em reais para dólares, ou vice versa, sempre haverá um risco real de que as flutuações diárias do câmbio podem afetar fortemente tais ganhos, a não ser que sejam feitas operações de hedge, que são onerosas.

Com base no exposto, tem-se que é inegável a instabilidade ainda presente no câmbio brasileiro. É sabido que alterações inesperadas na taxa de câmbio afetam diretamente as decisões dos investidores. Diante disso, entende-se necessário a inclusão de um prêmio de risco cambial na formulação do CAPM.

Cabe mencionar que a necessidade de inclusão de um prêmio de risco cambial independe do nível de exposição das concessionárias à variação cambial em um determinado período, uma vez que o objetivo é sempre simular a remuneração exigida por um investidor internacional para aplicar capital no setor.

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Prêmio de risco regulatório

No que se refere ao risco regulatório, segundo apresentado na NT nº 452/2013:

“fatores institucionais, como um eventual risco regulatório “soberano” associado a posturas intervencionistas são naturalmente capturados pelo risco-país ao afetarem a precificação dos títulos”.

Quanto ao risco específico do setor regulado, a Agência afirma que as abordagens empíricas se dividem em estudos que buscam aferir o efeito contínuo da regulação sobre as empresas e estudo dos efeitos de eventos regulatórios. Contudo, segundo a ANEEL:

“as evidências empíricas nesses aspectos são dúbias, não havendo conceituação satisfatória para que sejam considerados prêmios específicos relacionados à regulação e também não sendo possível caracterizar se um eventual prêmio seria consistentemente positivo ou negativo”.

Cabe lembrar que, conforme já afirmado pela própria ANEEL (Nota Técnica nº 68/2007-SRE/ANEEL), em situações onde é necessário utilizar um mercado de referência cujo setor regulado em análise esteja sob regulação distinta do mesmo setor no Brasil, faz-se necessário o ajuste à diferença de risco regulatório.

Atualmente o Custo do Capital do setor de distribuição de energia brasileiro, que está sob regulação do tipo “preço-teto” (price-cap), é estimado a partir do mesmo setor nos EUA, que está sob uma regulação do tipo “taxa de retorno” (rate ofreturn). É internacionalmente reconhecido que o método de regulação por preços máximos implica para as empresas reguladas um risco superior àquele sob regime de taxa de retorno. Assim sendo, segundo a definição da própria Agência, seria necessário incluir na formulação do CAPM um prêmio que considerasse esse adicional de risco. Inclusive a ANEEL, nos 2 primeiros ciclos de revisões tarifárias, considerou um prêmio de risco regulatório na formulação custo do capital.

Entretanto, cabe lembrar que a metodologia utilizada pela ANEEL para estimar o risco regulatório nos ciclos anteriores não refletia a totalidade do risco adicional associado à regulação do setor de distribuição do Brasil. A metodologia capturava exclusivamente a diferença de risco inerente aos regimes regulatórios utilizados. Entretanto, além dessa diferença, o prêmio de risco regulatório deve levar em consideração ainda o risco adicional específico da regulação do setor em análise.

O setor de energia elétrica, por se tratar de um setor estratégico e de grande importância socioeconômica, está constantemente sob pressões dos atores sociais. Como exemplo, pode-se destacar o volume expressivo de alterações no marco legal e regulatório oriundo de iniciativas do executivo (por exemplo, as Leis nº 12.111/2009 e nº 12.212/2010, a MP nº 517/2010, Lei nº 10.848/2004 e Lei nº 12.783/2013) que geram insegurança e maior percepção de risco para todos os segmentos do setor.

Portanto, existem especificidades relacionadas à regulação do setor de distribuição brasileiro que fazem com que seu risco regulatório seja relativamente maior que o observado em países mais desenvolvidos, onde a regulação já atingiu um grau de maturidade, como é o caso dos EUA, utilizado como base para a estimativa do CAPM.

A instabilidade de regras em um negócio cujos investimentos apresentam longo prazo de maturação resulta em maior percepção de risco por parte dos investidores. Como exemplo, pode-se citar as próprias mudanças introduzidas pela Lei nº 12.783/2013.

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Tendo como um de seus principais objetivos a promoção da modicidade tarifária, essa Lei introduziu profundas alterações na dinâmica do setor elétrico brasileiro. Sua implantação ainda está em fase de amadurecimento e tem apresentado inúmeros problemas para as distribuidoras, como dificuldades metodológicas de implementação, atrasos nos repasses de recursos da CDE e de CCC (no caso de empresas que atuam nos sistemas isolados), entre outras, refletidas na violenta queda nos preços das ações das empresas do setor listadas em bolsa. Essas descontinuidades no marco regulatório têm resultado em uma maior percepção de risco por parte dos investidores.

O forte impacto das citadas mudanças nos preços das ações das concessionárias de energia elétrica pode ser observado no gráfico a seguir, onde é apresentada a evolução do Índice de Energia Elétrica – IEE para o período de janeiro de 2012 a abril de 2013. Foram utilizados os dados diários de fechamento do referido índice.

As mudanças no marco regulatório do setor elétrico foram anunciadas primeiramente em 06/setembro/2012, durante pronunciamento oficial da presidente Dilma Rousseff, realizado na véspera do Dia da Independência. O pacote consolidado de redução dos preços da energia elétrica, por sua vez, foi anunciado em 11/setembro/2012, durante evento oficial do governo. Essas alterações foram materializadas na Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012, convertida posteriormente na Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

Analisando um período abrangente, observa-se que, entre 16 de agosto e 22 de novembro de 2012, o índice de energia elétrica apresentou uma redução de 26,5%. Particularmente, nos seis dias entre o dia do primeiro anúncio das mudanças (06/setembro) e o dia posterior ao segundo anúncio (12/setembro), a redução do índice foi de 12,9%.

Poder-se-ia supor que as intensas reduções observadas no IEE fossem resultado de alterações no cenário econômico nacional e/ou internacional que afetaram todo o país, ou seja, que não estivessem relacionadas diretamente à mencionada mudança na legislação do setor de energia elétrica. Assim, analisou-se a evolução do mercado de ações brasileiro como um todo nesse mesmo período. Para tanto, utilizou-se o Índice Bovespa – Ibovespa, mais importante indicador do desempenho médio das cotações do mercado de ações brasileiro atualmente que retrata o comportamento dos principais papéis negociados na BM&FBOVESPA.

No gráfico a seguir está apresentada a evolução do Ibovespa para o período de janeiro de 2012 a abril de 2013. Foram utilizadas as pontuações de fechamento do índice.

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Tem-se que nos seis dias entre o primeiro anúncio das mudanças (06/setembro) e o dia posterior ao segundo anúncio (12/setembro), o Ibovespa apresentou uma variação positiva de 2,7%, diferentemente do IEE, que apresentou uma redução de 12,9% no período conforme mencionado. Observa-se, portanto, que a queda nos preços das ações não foi generalizada no país e sim específica do setor de energia elétrica.

Um aspecto relevante a respeito da percepção do risco regulatório é o efeito de "contaminação" que se verificou nesse período para outras empresas do setor elétrico cujas mudanças setoriais mencionadas não tiveram qualquer repercussão. A tabela a seguir apresenta a cotação das ações nos dias 16/8/2012 e 22/11/12, que correspondem ao período de análise feito anteriormente para os índices IEE e IBOVESPA.

Concessionária Ação em

16/08/2012 (R$)

Ação em 22/11/2012

(R$) Variação (%)

Coelba (CEEB3.SA) 49,25 42,00 -15%

Coelce (COCE5.SA) 41,52 35,78 -14%

Eletropaulo (ELPL4.SA) 19,70 13,36 -13%

Light (LIGHT3.SA) 26,70 21,91 -22%

Todas as concessionárias mostradas na tabela são de controle privado, de forma que as mudanças impostas pelo Governo Federal não alcançaram-nas diretamente. Entretanto, observa-se claramente como a ação de Governo afetou os preços dessas ações. Essa contaminação já era esperada porque a percepção que se passa é a de que o Poder Concedente pode, como fez no setor de geração e de transmissão, intervir no setor de distribuição, o que afetaria os investimentos e os retornos dos controladores das distribuidoras.

Consequentemente, a redução dos preços das ações de empresas que não foram afetadas diretamente pela mencionada intervenção federal mostra que a percepção de risco regulatório

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existe, e sua magnitude depende não apenas dos atos do Poder Concedente ao negócio de distribuição. Os agentes também consideram, e precificam, as intervenções ocorridas em outros segmentos do setor elétrico. Ademais, embora não tenham sido afetadas diretamente pelas regras de renovação de concessão, a implementação da Lei comprometeu drasticamente o resultado societário dessas empresas, bem como seus fluxos de caixas em função de uma combinação entre aumento das despesas com compra de energia e falha no repasse dos recursos criado para mitigar o referido o referido aumento.

Observa-se, portanto, que de fato a mudança no arcabouço regulatório do setor impactou diretamente o preço das ações das concessionárias brasileiras de energia. Por se tratarem de mudanças legais e de regulação que estão fora do controle das empresas e que geram impactos em seus valores de mercado, independente da qualidade de gestão das mesmas, é razoável presumir a existência de um risco associado à atividade regulatória.

Corroborando essa ideia, tem-se as reclassificações realizadas pela Fitch Ratings em companhias brasileiras atuantes no setor de energia elétrica para refletir o impacto, no perfil de crédito, das decisões das empresas sobre a oferta do governo brasileiro de renovação antecipada de concessões vincendas, oferta esta decorrente também das recentes mudanças introduzidas no setor. A agência, por exemplo, rebaixou os Issuer Default Ratings – IDRs, isto é, os ratings de probabilidade de inadimplência, em moeda local e estrangeira, das empresas Eletrobras e Furnas Centrais Elétricas S.A., que passaram de BBB para BB.

Dessa forma, para o próximo ciclo de revisões entende-se necessária a inclusão de um prêmio de risco regulatório na formulação do CAPM, sendo ainda necessário se estabelecer a metodologia adequada para a apuração do seu valor.

Tamanho das séries

Segundo consta da NT nº 452/2013:

“a Agência vem consistentemente demonstrando que o critério da estabilidade é preponderante sobre o critério da atualidade na definição do tamanho das séries utilizadas”.

Propõe, então:

“padronizar o tamanho das séries e adotar, a partir de então, uma série móvel. A exceção ficaria por conta das séries que determinam o prêmio de risco de mercado, que continuariam sendo calculadas desde 1928 e para o cálculo do beta do mercado americano, que seria calculado com dez anos de série”.

As contribuições acerca desse tema serão feitas apenas após a disponibilização dos dados relacionados ao cálculo do custo de capital, de forma que possam ser analisadas as implicações reais de cada abordagem proposta pela ANEEL.

Medida de tendência central

Segundo a ANEEL, a definição da tendência central de uma série de dados resulta da análise estatística dos dados e não se situa na esfera discricionária da regulação. Além disso:

“todas as séries que influenciam os cálculos devem ser representadas pela medida mais adequada de tendência central, o que não significa que todas devam utilizar a mesma medida”.

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Entende-se que as contribuições sobre esse tema devem ser feitas apenas após análise específica de cada série de dados e da medida de tendência central proposta para cada série, o que ainda não ocorreu nessa primeira etapa de discussões.

Prêmio de risco de crédito

No 3º CRTP, a ANEEL optou por adotar a melhor classificação de risco obtida por uma empresa brasileira de energia como referência regulatória para o risco de crédito de todas as empresas de distribuição. Para o próximo ciclo a Agência propõe um aperfeiçoamento, a partir da consideração do rating médio das empresas mais eficientes ao invés de utilizar o rating da fronteira de eficiência.

O tratamento dado no 3º CRTP de utilizar a melhor classificação obtida como referência para toda as distribuidoras não era razoável e foi, inclusive, objeto de contribuições no âmbito da respectiva Audiência Pública. Dessa forma, entende-se que a princípio a proposta da Agência de calcular o prêmio de risco de crédito considerando a média das classificações de risco das empresas mais eficientes é razoável e compatível com a realidade do setor.

Análise de consistência do valor proposto

É sabido que existem diversas formas de se proceder à escolha dos parâmetros e de se calcular os mesmos, que muitas vezes levam a valores diferentes. Dessa forma, apesar de não abordado pela ANEEL nessa primeira etapa de discussões, entende-se como de extrema importância a sugestão de se realizar uma análise de consistência dos resultados obtidos pela metodologia de custo de capital.

Uma boa forma de avaliar a adequação do WACC estimado é compará-lo com outras taxas de remuneração, nacionais e internacionais.

É de se esperar, por exemplo, que o custo de capital do setor de transmissão de energia elétrica brasileiro seja menor que o da distribuição, uma vez que os dois são executados no mesmo país, estão sujeitos à mesma Agência Reguladora, mas os riscos associados à transmissão são consideravelmente menores que os da distribuição.

Nesse sentido, cabe lembrar que a comparação dos resultados de custo de capital definidos para as transmissoras e para as distribuidoras não pode ser feita diretamente, sendo necessário realizar alguns ajustes relacionados, por exemplo, ao período em que cada um foi calculado.

Outra comparação que pode ser feita é com a remuneração estabelecida para outros países e setores. Nessa comparação, é importante lembrar que o valor final do WACC é influenciado diretamente pela alíquota tributária aplicada, que varia consideravelmente entre os países. O mesmo ocorre para a participação da dívida no capital total das empresas, que pode ser bastante diferente entre os setores.

Dessa forma, a comparação de custos médios ponderados de capital entre países e setores, sem qualquer detalhamento sobre os valores de seus parâmetros, não pode ser utilizada para avaliar a consistência dos resultados obtidos por determinada metodologia. Uma alternativa é a comparação, por exemplo, do custo do capital próprio isoladamente, para proceder a análise de consistência.

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Remuneração pela gestão de ativos não onerosos

Não foi mencionado nessa primeira etapa de discussões, a questão da inclusão de uma remuneração pela gestão de ativos não onerosos (Obrigações Especiais e Ativos Totalmente Depreciados), já levantada anteriormente pelas distribuidoras.

Os ativos decorrentes de Obrigações Especiais em geral são relacionados ao Programa Luz Para Todos – PLPT. Trata-se de um programa de governo compulsório para as distribuidoras, cujos investimentos são em grande parte realizados com recursos não onerosos. Esses recursos são contabilizados na base de ativos das empresas na forma de Obrigações Especiais e, consequentemente, não possuem remuneração associada. Entretanto, apesar da ausência de remuneração, cabe às concessionárias, a operacionalização desses ativos, o que contempla todos os riscos e custos dessa obrigatoriedade.

Por sua vez, no que se refere aos Ativos Totalmente Depreciados, tem-se que ao final de seu período de depreciação os ativos deixam de fazer parte da base de remuneração das concessionárias e, consequentemente, não possuem mais um retorno associado. Entretanto, na prática, ao fim do período de depreciação, muitos ativos ainda estão em boas condições de uso, não apresentando necessidade de serem substituídos. Diante disso, muitas vezes as empresas mantém em funcionamento os chamados Ativos Totalmente Depreciados, que correspondem aqueles que já foram depreciados, mas que ainda estão em boas condições de uso. Outras vezes, porém, as empresas optam pela substituição dos ativos contabilmente depreciados, independente das condições reais desses, uma vez que agindo assim elas continuam a receber a remuneração associada a sua gestão.

Observa-se que a abordagem regulatória de desconsiderar na base remunerável os ativos contabilmente depreciados, independente da sua condição real, não parece a mais adequada do ponto de vista da equidade, da eficiência e da modicidade tarifária. Isso porque, caso a concessionária opte por manter em uso os Ativos Totalmente Depreciados, ela fica responsável pela gestão e por todos os riscos associados a esses ativos sem receber qualquer retorno relacionado, uma vez que esses deixam de compor a base de remuneração.

Por outro lado, a substituição dos ativos depreciados antes do final de sua vida útil real faz com que a tarifa passe a incorporar uma taxa de remuneração e uma taxa de depreciação associadas ao novo ativo, apesar de o antigo ainda apresentar boas condições de uso.

Tem-se, portanto, que os Ativos Totalmente Depreciados e as Obrigações Especiais, apesar de estarem relacionados a investimentos prudentemente realizados e a bens que estão efetivamente a serviço da concessão, não são remunerados.

A existência de ativos não remunerados nas concessões pode elevar expressivamente a relação risco/retorno das distribuidoras de energia elétrica, uma vez que essas ficam responsáveis pela gestão e pelos riscos associados a ativos pelos quais não recebem qualquer remuneração.

Analisando-se a base de ativos das concessionárias de distribuição observa-se que, para muitas delas, a participação das Obrigações Especiais e dos Ativos Totalmente Depreciados é consideravelmente elevada, o que torna a questão da ausência de remuneração ainda mais relevante.

A tabela a seguir apresenta a comparação entre as Obrigações Especiais – OE e a Base de Remuneração Líquida – BRL para algumas concessionárias brasileiras de distribuição que já passaram pelo processo de revisão tarifária no 3o ciclo.

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Observa-se que para algumas concessionárias a participação das Obrigações Especiais é bastante acentuada, sendo a parcela não remunerável por vezes superior à base de ativos remunerável (relação OE/BRL > 1), sendo que para quase metade da amostra as Obrigações Especiais tem relação OE/BRL superior a 50%.

Na tabela a seguir, por sua vez, estão apresentadas comparações entre os Ativos Totalmente Depreciados e a Base de Remuneração Líquida para as mesmas distribuidoras.

Verifica-se que a relação Ativos Totalmente Depreciados/BRL também é elevada para muitas concessionárias.

Consequentemente, tem-se que a relação “(OE + Ativos Totalmente Depreciados)/BRL” é igual ou superior a 0,50 para 36 das 42 concessionárias analisadas, o que representa 86% dessas distribuidoras. Ou seja, os ativos não remunerados (OE + Ativos Totalmente Depreciados) representam para elas mais de 1/3 da totalidade de ativos que estão a serviço da concessão (BRL + OE + Ativos Totalmente Depreciados).

Para 17 concessionárias (40% das empresas), inclusive, a participação dos ativos não remunerados na totalidade dos ativos que estão a serviço da concessão é superior à parcela remunerável, ou seja relação (OE + Ativos Totalmente Depreciados)/BRL maior que a unidade.

Tem-se, portanto, que as Obrigações Especiais e os Ativos Totalmente Depreciados representam um expressivo volume de ativos para muitas concessionárias brasileiras, fazendo

Concessionária OE/BRL Concessionária OE/BRL Concessionária OE/BRL

1 CELTINS 3,40 15 CPFL Santa Cruz 0,63 29 COSERN 0,28

2 SULGIPE 2,35 16 CEMAR 0,61 30 CPFL Piratininga 0,26

3 IENERGIA 1,13 17 CAIUA 0,56 31 CPFL Jaguari 0,24

4 EMG 1,04 18 CHESP 0,53 32 CPFL Mococa 0,23

5 CEMIG-D 0,90 19 ELFSM 0,45 33 CPFL Sul Paulista 0,23

6 EDEVP 0,82 20 EBO 0,42 34 FORCEL 0,22

7 COPEL 0,81 21 ESE 0,42 35 BANDEIRANTE 0,20

8 CFLO 0,77 22 CPFL Paulista 0,41 36 CEEE-D 0,17

9 COCEL 0,74 23 COELCE 0,40 37 CPFL Leste Paulista 0,16

10 EEB 0,71 24 ENERSUL 0,34 38 ENF 0,14

11 COELBA 0,68 25 CELESC 0,33 39 CELPE 0,13

12 CNEE 0,67 26 CEB 0,32 40 DMED 0,11

13 CELPA 0,67 27 ELEKTRO 0,31 41 AES SUL 0,10

14 CEMAT 0,64 28 AES ELETROPAULO 0,28 42 EFLUL 0,06

ConcessionáriaAtivos Totalmente

Depreciados/BRLConcessionária

Ativos Totalmente

Depreciados/BRLConcessionária

Ativos Totalmente

Depreciados/BRL

1 EDEVP 1,26 15 CEMIG-D 0,56 29 CPFL Jaguari 0,33

2 CEB 1,21 16 ENERSUL 0,55 30 CEMAR 0,32

3 FORCEL 1,08 17 EMG 0,54 31 COELCE 0,30

4 COPEL 1,01 18 COELBA 0,51 32 CPFL Sul Paulista 0,29

5 CFLO 0,99 19 BANDEIRANTE 0,50 33 CHESP 0,29

6 COCEL 0,94 20 EBO 0,49 34 CPFL Piratininga 0,26

7 CPFL Santa Cruz 0,93 21 AES SUL 0,47 35 EFLIC 0,26

8 CPFL Paulista 0,91 22 COSERN 0,43 36 CNEE 0,26

9 SULGIPE 0,88 23 EEB 0,42 37 ESE 0,24

10 CAIUA 0,84 24 CELPE 0,40 38 CELPA 0,22

11 IENERGIA 0,75 25 ELEKTRO 0,40 39 CPFL Mococa 0,22

12 AES ELETROPAULO 0,73 26 CEEE-D 0,34 40 CEMAT 0,21

13 CELTINS 0,71 27 ELFSM 0,33 41 ENF 0,16

14 CPFL Leste Paulista 0,60 28 DMED 0,33 42 CELESC 0,14

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com que seja imputado a elas um conjunto vultoso de riscos que não estão contemplados na remuneração vigente.

Uma participação elevada de Ativos Totalmente Depreciados e de Obrigações Especiais representa uma maior defasagem nos montantes de remuneração das distribuidoras e, consequentemente, implica uma baixa capacidade de geração de caixa para as empresas, além de aumentar expressivamente a relação risco/retorno dessas.

Essa situação indica a necessidade de inclusão de uma remuneração para a gestão de ativos oriundos de recursos não onerosos, uma vez que há riscos associados a essa gestão que não estão sendo devidamente remunerados.

Nesse sentido tem-se que os investidores de distribuição são, no que se refere às Obrigações Especiais e aos Ativos Totalmente Depreciados, operadores de ativos não onerosos. Essa situação pode ser vista como análoga à das transmissoras de energia elétrica que tiveram seus contratos de concessão renovados no âmbito da Lei no 12.783/2013.

Na referida Lei, estabeleceu-se a reversão da base de ativos das concessionárias de transmissão de energia elétrica que prorrogaram suas concessões. Nesse novo contexto, se mantida a regulamentação até então vigente, essas empresas prestariam o serviço de transmissão de energia sem retorno, uma vez que não teriam mais ativos a serem remunerados. Elas ficariam responsáveis pela gestão do negócio e por todos os riscos envolvidos sem receber qualquer remuneração correspondente.

Assim sendo, foi realizada uma modificação na metodologia de remuneração desse segmento, de forma que essas concessionárias passaram a receber uma remuneração dissociada do investimento de capital. Considerou-se, nesse caso, uma taxa de lucro de 10% sobre a receita inicial calculada.

Percebe-se, portanto, uma ratificação por parte do formulador de políticas setoriais da necessidade de se incluir uma remuneração específica para a prestação de serviço com ativos não onerosos.

A necessidade de inclusão de uma remuneração específica pela gestão de ativos não onerosos nas distribuidoras foi inclusive objeto de contribuição por parte de diversas concessionárias no âmbito da AP no 040/2010, que tratou das metodologias tarifárias a serem aplicadas no 3o ciclo de revisões periódicas, foram eles: ABRADEE, COPEL, ELETROCAR, Grupo AES Brasil, Grupo Rede Energia, EDP, CEB, CELG e CEMAR.

Por sua vez, na Proposta de Plano de Transição para a Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA, apresentada pela Equatorial Energia S/A à ANEEL, foi pleiteado o estabelecimento de uma remuneração para os serviços relacionados com os Ativos Totalmente Depreciados e os decorrentes de Obrigações Especiais. A esse respeito, o diretor-relator do processo na ANEEL, Sr. Romeu Donizete Rufino, argumentou em seu voto que:

“por ser metodológico, entende-se que, no presente momento, o pleito não deve ser acatado e que a discussão deve ser feita no âmbito das metodologias a serem empregadas no 4º Ciclo de Revisões Tarifárias”.

Tem-se então que por meio do mencionado voto o diretor demonstrou a possibilidade de se discutir a questão da remuneração de ativos não onerosos para as concessionárias de distribuição no 4o ciclo de revisões tarifárias, o que não foi feito pela ANEEL até o momento.

Adicionalmente, naquela ocasião, conforme transcrição a seguir de sua fala, o Diretor Romeu ressaltou que o pleito apresentado tinha pertinência:

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"Assim, por ser metodológico entende-se que, no momento, o pleito não deve ser acatado e que a discussão deve ser feita no âmbito das metodologias a serem empregadas no 4º ciclo de revisão tarifária. Entendo eu que tem sentido o pleito e que no âmbito da metodologia do 4º ciclo tarifário este assunto deve ser enfrentado". (Diretor Romeu)

Com base no exposto, entende-se necessária a inclusão na metodologia de uma taxa de remuneração relacionada à operação de ativos oriundos de Obrigações Especiais e de Ativos Totalmente Depreciados, adicionalmente à remuneração sobre ativos onerosos atualmente considerada.


Risco cambial: inclusão de um prêmio relacionado ao risco cambial na formulação do CAPM, e busca de uma metodologia para medi-lo de forma adequada.

Risco regulatório: inclusão de um prêmio relacionado ao risco regulatório na formulação do CAPM. Esse deve capturar, além da diferença de risco existente entre os regimes regulatórios, o risco adicional específico da regulação do setor de distribuição de energia elétrica brasileiro.

Risco de crédito: entende-se a princípio que a proposta da Agência de calcular o prêmio de risco de crédito considerando a média das classificações de risco das empresas mais eficientes é razoável e compatível com a realidade do setor.

Análise de consistência: entende-se imprescindível a realização de uma análise de consistência dos resultados obtidos pela metodologia de cálculo do custo de capital, considerando os ajustes necessários para tornar os setores e países comparáveis (ajuste de período, de estrutura de capital, de alíquota tributária, entre outros).

Remuneração pela gestão de ativos não onerosos: entende-se necessária a inclusão de uma remuneração relacionada à gestão de ativos não onerosos (Obrigações Especiais e Ativos Totalmente Depreciados), adicionalmente à remuneração sobre ativos onerosos atualmente considerada.

6 - Base de Remuneração

Proposta ANEEL:

A Nota Técnica nº 452/2013 propõe: a) manter a blindagem dos ativos podendo efetuar correções de erros materiais tanto para quantidade quanto para procedimentos; b) manter o método de valoração atual denominado Valor Novo de Reposição – VNR para os ativos da Base Incremental c) manter a valoração dos equipamentos principais pelo banco de preços da concessionária; d) estabelecer referências regulatórias dos percentuais de COM e CA; e e) discutir a possibilidade de um preço médio para os equipamentos principais.

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Manutenção da Base Blindada podendo efetuar correções pontuais.

No 2º Ciclo de Revisão Tarifária (2º CRTP), no Anexo I da Resolução Normativa nº 234/2006, alterada pela Resolução Normativa nº 338/2008, a ANEEL introduziu o conceito de Base de Remuneração Regulatória blindada.

Por meio da blindagem determinou-se a não alteração das quantidades nem dos preços dos ativos considerados na Base de Remuneração Regulatória da revisão anterior, apenas realizando-se os ajustes das movimentações ocorridas entre os ciclos tarifários, i.e. baixas, depreciação, obrigações especiais e a respectiva atualização por inflação ocorrida no período entre a revisão anterior e a revisão em curso.

O procedimento de blindagem da Base de Remuneração Regulatória fez com que essa se tornasse verdadeiro ativo financeiro, como também reconhecido pela ANEEL:

“De fato, o procedimento de blindagem da base, com a avaliação apenas dos investimentos incrementais entre ciclos, equipara a mesma a um ativo financeiro, mantendo-se o valor do investimento no tempo, a partir da atualização por um índice econômico.” (Nota Técnica nº 268/2010-SRE/SFF/ANEEL, de 25.08.2010)

Sem querer trazer agora a discussão ocorrida na época acerca da blindagem ou não da base, e da consequente equiparação a um ativo financeiro, essa decisão foi tomada porque não faria sentido que a base pudesse ser reaberta e reavaliada sob outras condições e referências. Isso porque as condições e referências que devem ser consideradas pelo Regulador são aquelas que existem na época da realização dos investimentos, não as que existem em outro tempo, e que fazer uma nova valoração da base é equivalente a premiar ou punir o passado com as mudanças tecnológicas e de preço ocorridas no futuro.

Vale ressaltar que a base blindada é dinâmica e aderente à realidade, pois à medida que os bens não estão sendo usados na prestação do serviço eles são retirados da base blindada. Além disso, o efeito da sua depreciação também é considerado na definição das tarifas.

Outro motivo que mostra a inconsistência de não se blindar a base de remuneração é a impossibilidade de resposta a sinais regulatórios. A essência da regulação por incentivos consiste na determinação de sinais e parâmetros regulatórios para que as concessionárias possam competir com esses referenciais. Essa competição promove a busca pela eficiência e estimula as concessionárias a aumentarem a sua produtividade.

Entretanto, em caso de alteração dos valores regulatórios da base blindada, a resposta a esse sinal regulatório só poderia ser dada com a substituição dos investimentos feitos, o que seria impossível, tendo em vista que essa substituição deve esperar o final da vida útil, que pode superar 30 anos.

Obviamente não está sendo proposto que os erros comprovadamente materiais sejam negligenciados. Aliás, a correção de erro material tem todo um arcabouço regulamentar próprio de sustentação, de forma que tanto a administração pública quanto as instâncias judiciais podem fazer a sua correção em um processo específico. Ou seja, não é necessário um novo dispositivo legal.

O que está sendo discutido é o princípio. E nesse ponto de vista, fragilizar o conceito de base blindada não traz qualquer benefício para o serviço público de distribuição de energia elétrica. Muito pelo contrário, aumentaria sensivelmente a percepção de risco, uma vez que a maior

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parte dos investimentos feitos se converte regulatoriamente em base de remuneração, de forma que a possibilidade de modificações na base, a qualquer tempo, cria um ambiente de incertezas. Ou seja, não há qualquer benefício na flexibilização do princípio da blindagem, posto que haverá uma elevação excessiva no risco do negócio de distribuição.

Dessa forma, propõe-se a manutenção da Base Blindada com a possibilidade de efetuar apenas as movimentações previstas no Sub-múdulo 2.3 do PRORET.

Manutenção do método de valoração atual denominado Valor Novo de Reposição – VNR para os ativos denominados incrementais e Manutenção da valoração dos equipamentos principais pelo banco de preços da concessionária

Observa-se, de forma natural, ao longo dos ciclos um aumento na precisão para identificação e precificação dos ativos, tendo em vista e evolução das exigências regulatórias de implementação do sistema de georreferenciamento (GIS), aliado ao controle de ativos estabelecido pelo Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE).

Observa-se que tanto o sistema georeferenciado como o manual de controle patrimonial possibilitou o aperfeiçoamento dos registros contábeis no que se refere a identificação física e contábil dos ativos em operação do serviço de distribuição. A partir dessa identificação mais precisa dos ativos, a atribuição dos seus respectivos valores, por meio do banco de preços da concessionária tornou-se uma tarefa mais fácil, previsível e transparente.

Entretanto, para a formação de uma BRR precisa é necessário a identificação dos ativos em operação e dos seus custos associados. Ou seja, é necessário que se identifique com precisão os equipamentos acessórios ou componentes menores utilizados, bem como os custos adicionais diretos e indiretos necessários para colocar esses ativos em serviço. São exemplos desses custos: prospecção de obras, projetos, montagem/instalação, frete, gerenciamento e supervisão de obras, engenharia, processos administrativos relacionados às obras como: compra de equipamentos, contratação de mão de obra, licitatórios, jurídicos/ambientais e etc.

No entanto, diferentemente do que se verifica na evolução da identificação dos ativos e nos aprimoramentos nos controles e registros desses ativos por meio do manual de controle patrimonial e do sistema georeferenciado, o mesmo não se percebe em relação à identificação dos componentes menores e custos adicionais. E, em decorrência dessa carência de procedimentos e regulamentação observa-se um grau de divergência tanto na apropriação desses custos por parte da concessionária quanto do reconhecimento por parte do Regulador.

A Nota Técnica no 452/2013 apresenta um trecho de um artigo do ganhador do prêmio Nobel, Oliver Williamson mencionando que a correta alocação entre custos operacionais ou investimentos, é insolúvel. Entretanto o entendimento do trecho citado é que a correta alocação entre custos operacionais e investimentos não são inequívocas, claras, precisas, o que pode causar incertezas na apropriação por parte das concessionárias como no reconhecimento por parte do Regulador.

Um exemplo, claro desse dilema são os custos de recapacitação de redes e linhas ou até mesmo os com podas de árvores. Porém quando analisados em um contexto maior esse dilema pode ser solúvel. Assim, o gasto com podas de árvore, na expansão da rede ou linha, deve ser apropriado como investimento, por outro lado, esses serviços em redes ou linhas já existentes devem ser apropriados como custos operacionais.

Logo, seria mais efetivo, transparente e simples que fossem concentrados esforços na elaboração e implementação dos procedimentos e normativos que definirão melhor os custos

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referentes a investimentos e custos operacionais de forma a minimizar as incertezas e subjetividades hoje existentes. Essa medida reduziria as incertezas que existem no processo de definição da Base de Remuneração e atuaria em favor da estabilidade regulatória, que é tão necessária para a continuidade dos investimentos no segmento de distribuição.

Registra-se ainda que esses normativos e regulamentos deverão ser definidos e implementados anteriormente ao processo de revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de forma a garantir a devida alocação desses custos tanto no investimento quanto nos custos de operação.

Uma vez implementada e regulada a identificação precisa dos ativos e dos custos adicionais nas obras de investimentos, a discussão acerca do VNR para a apuração da BRR tenderá a diminuir consideravelmente.

Dessa forma, é mais adequada a manutenção para o 4º CRTP o que foi feito no 3º CRTP, no que se refere ao método de valoração atual denominado Valor Novo de Reposição – VNR para os ativos denominados incrementais e dos equipamentos principais pelo banco de preços da concessionária.

Estabelecer referências regulatórias dos percentuais de COM e CA

O estabelecimento de referências regulatórias é uma ferramenta de suma importância para o Regulador, principalmente para minimizar a assimetria de informações. No entanto, no estabelecimento dessas referências é importante observar a exatidão dos dados, as variáveis que alteram esses dados, a exatidão do resultado e as variáveis que alteram a aplicação do resultado. Também deve-se observar o momento da fixação dos referenciais, de forma que o sinal econômico associado gere os resultados desejados.

O estabelecimento de percentuais como referências regulatórias pode se afastar consideravelmente da realidade, pois uma grande quantidade de variáveis interfere nos percentuais de COM e CA dos equipamentos e obras. Descreve-se a seguir as principais variáveis que interferem nos valores de COM e CA dos equipamentos:

Opções tecnológicas e padrões construtivos – O “Smart Grid” pode ser um exemplo da substituição de equipamentos onde a medição será realizada com equipamento de maior valor e uma mão de obra para instalação mais especializada. Em relação aos padrões, como o próprio nome diz, cada empresa possui suas particularidades e características em função de sua rede de distribuição;

Tipologias das obras (aéreas, subterrâneas e protegidas) – Um acréscimo significativo da construção de redes subterrâneas e em determinadas concessões, por exemplo, pode significar variações nos custos de componentes menores e adicionais;

Características das obras (expansão ou substituição) e distância da ligação - os custos podem variar em função das características das obras e como exemplo podemos ter uma obra de substituição tendo que ser realizada em “linha viva” para não comprometer a energia elétrica dos consumidores próximos e as obras de expansão sendo realizada em sua maioria com rede desligada. A distância das ligações é uma característica onde a maior distância de ligação do consumidor provoca um aumento significativo de custos adicionais, isso vem sendo identificado no Programa de Universalização;

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Características físicas e ambientais como geografia física e densidade demográfica;

Evolução, no tempo, do preço dos equipamentos; Política de compra (Poder de compra dos grupos, licitação "turn key" ou

particionada, ou execução própria); Variação cambial ou das commodities – isso é facilmente identificado nas

aquisições de condutores nus em Alumínio e Cobre que tem seus valores determinados em função dos custos das respectivas commodities fugindo do controle das empresas e dos fabricantes desses bens;

Incentivos governamentais, exemplo: REIDI – Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – no caso do REIDI a própria ANEEL identificou, durante o período do 3º CRTP, a necessidade de alteração na elaboração do banco de preços; e

Programas específicos como combate às perdas e Universalização (PLPT).

A descrição dessas variáveis não é exaustiva, já que há uma série de outros fatores que afetam a formação desses custos. Essa variabilidade de custos se dá intraconcessões e interconcessões. Ou seja, verificam-se obras com custos adicionais muito diferenciados dentro da mesma concessão. Também, conforme os próprios resultados de definição dos custos adicionais e de componentes menores são bastante distintos entre as concessionárias. É importante ressaltar que esses custos tão distintos entre as concessionárias que foram fiscalizados e homologados pela ANEEL, não havendo portanto como negar a materialidade da influência de especificidades na formação dos mesmos.

Após a análise das variáveis e a determinação dos referenciais é importante avaliar se o passado das obras das concessionárias (exatidão do resultado) é capaz de prever o futuro (variáveis na aplicação do resultado).

No caso das obras de investimento das concessionárias de distribuição é importante ressaltar que a média histórica das concessionárias não garante relação com a média futura das mesmas, considerando que a tendência dos investimentos das distribuidoras é de substituição e não de expansão. Ressalta-se ainda que considerar um módulo padrão para as obras de Ampliação/Expansão, como pretende o Regulador, está na contramão da tendência futura das obras das concessionárias de distribuição, pois se considerar a finalização do Programa Luz Para Todos (Universalização) a tendência das obras serão de Melhoria/Reforma/Manutenção.

O que se observa é que a referência regulatória nos moldes propostos pela ANEEL, sem a devida normatização ou regulação de definição e alocação dos custos adicionais, conforme mencionada no item anterior, não cessará as discussões, principalmente quando se considera que as dinâmicas de investimentos e os tipos de projetos e instalações de cada concessionária são consideravelmente distintos.

Registra-se também, que a definição de um percentual para reconhecimento dos investimentos poderia ter um caráter adequado se fosse determinado anteriormente aos investimentos realizados. A definição a posteriori poderá sinalizar um caráter punitivo ou vantajoso.

Por exemplo, com a previsão de conclusão das metodologias do 4º CRTP para o fim de 2014 e tendo em vista que o período de apuração dos ativos incrementais da CELPA será até fevereiro/2015, se forem estabelecidos valores regulatórios de COM e CA diferentes do que foi praticado pela CELPA até dezembro/2014, de forma que a concessionária não terá o que fazer com os investimentos feitos durante 46 meses, restando apenas a hipótese de uma eventual

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ação de gestão, se necessário, em apenas 2 meses. Não faz sentido e fere os bons princípios regulatórios, pois pode ser punitivo ou vantajoso por decisão da ANEEL e não pelo resultado da gestão do concessionário.

Ou seja, a despeito da discussão sobre a possibilidade de criar referenciais comparativos de COM e CA para concessões tão distintas e dinâmicas, definir tais valores regulatórios para serem aplicados ainda no 4º CRTP é inconsistente do ponto de vista de resposta da concessionária a sinais regulatórios, porque grande parcela dos investimentos incrementais que farão parte da base já foi implantada, não sendo possível qualquer ação efetiva da distribuidora. E, conforme dito anteriormente, a essência da regulação por incentivos consiste na determinação de sinais e parâmetros regulatórios para que as concessionárias possam competir com esses referenciais.

Dessa forma, tem-se um posicionamento divergente do que apresenta a ANEEL. A proposta é continuar definindo o COM e CA a partir da realidade da própria concessionária. Além disso, propõe que seja discutido exaustivamente um regulamento para as fiscalizações que envolvem o processo de definição da base de remuneração e uma definição mais clara das apropriações dos itens de custos adicionais, especialmente no tocante ao estabelecimento das fronteiras do que é investimento e do que é custo operacional.

Discutir a possibilidade de um preço médio para os equipamentos principais.

Ressalta-se que, com a manutenção da blindagem, os ativos a serem avaliados pelo banco de preços médio serão somente aqueles referentes aos investimentos dos últimos três a cinco anos dependendo da concessionária.

Nesse contexto, torna-se importante: (i) verificar a possível implementação dessa proposta, considerando que as empresas possuem dinâmicas diferentes, poderes de compras diferentes, restrições legais diferentes (processo de licitação); e (ii) avaliar se o esforço a ser empreendido na formação de um preço médio para os equipamentos principais compensará o resultado almejado pelo Regulador.

Analogamente ao que foi relatado anteriormente, alterar o banco de preços da concessionária por outro resultante de um benchmarking não traz qualquer benefício para o serviço público de distribuição de energia elétrica. Ao contrário, aumentaria sensivelmente a percepção de risco, uma vez que se trata de uma mudança no elemento central e de maior relevância do negócio, que são os investimentos, e o que torna ainda mais crítica a proposta, investimentos já feitos. Assim, deve ser mantida a utilização do banco de preços da concessionária.


A referência regulatória nos moldes propostos pela ANEEL, sem a devida normatização ou regulação de definição e alocação dos custos adicionais, não cessará as discussões em torno do CA principalmente quando se considera que as dinâmicas de investimentos e os tipos de projetos e instalações de cada concessionária são diferentes. Também, a definição de um percentual para reconhecimento dos investimentos poderia ter um caráter adequado se fosse determinado anteriormente aos investimentos realizados. A definição a posteriori poderá sinalizar um caráter punitivo ou vantajoso.

Há diferenças intra e interconcessões, bem como intertemporais que fazem com que a definição de valores regulatórios de COM e CA não seja uma solução viável. Além das diferenças intrínsecas, observa-se que não há alinhamento de procedimento entre as

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concessionárias. Assim, para que se possa discutir a definição de COM e CA regulatórios é necessário, primeiramente, fazer um alinhamento entre as empresas.

Deste modo, entende-se que a solução passa por definir melhor os procedimentos para o processo de fiscalização da base de remuneração, e não pela definição de um COM e CA regulatórios. Assim, propõe-se manter a utilização dos valores de COM e CA de cada empresa, e a discussão e fixação e um rito processual para as etapas de fiscalização na qual estes índices individuais são apurados.

Quanto à “blindagem parcial”, que permite ajustes em casos de erros materiais ou procedimentais, entende-se que a proposta é inoportuna. Isso porque casos em que forem identificados excepcionalmente erros na base blindada devem, e podem ser tratados e revistos na forma prevista no marco legal. Assim, entende-se que não é adequado constar na metodologia tarifária a questão da “blindagem parcial”. Dessa forma, propõe-se a manutenção da Base Blindada com a possibilidade de efetuar apenas as movimentações previstas no Sub-múdulo 2.3 do PRORET.

Também é adequada a manutenção da utilização do banco de preços da concessionária.

A definição da metodologia para a base de remuneração não pode esquecer de forma alguma que o cerne do negócio de distribuição de energia é o investimento em ativos elétricos e que qualquer medida que traga incertezas quanto à sua completa consideração nas tarifas, que é a forma de recuperação dos investimentos, provoca uma indesejada elevação nos riscos do negócio. E isso não contribui para o segmento de distribuição, para a sociedade e nem para o Regulador.

7 - Custos Operacionais

Proposta ANEEL:

Para os custos operacionais regulatórios, a ANEEL propõe continuar utilizando ferramentas de benchmarking para a determinação do nível de eficiência relativa das concessionárias de distribuição. Já para o estabelecimento do valor regulatório propriamente dito a ser incorporado às tarifas dos consumidores finais, são mencionadas duas alternativas:

a) o valor regulatório é determinado com base apenas nos resultados do benchmarking;

ou

b) o valor regulatório é determinado a partir de uma combinação entre os resultados do

benchmarking e os próprios custos reais da concessionária.


Custo real versus Resultado de Benchmarking

A combinação entre custos reais e custos regulatórios não parece ser adequada neste momento para o setor de distribuição de energia elétrica brasileiro. A melhor alternativa regulatória deve considerar o fato de que, conforme mencionado pela própria ANEEL:

"152. A experiência de diversos países tem demonstrado que são os custos operacionais que sofrem as maiores reduções quando são introduzidos pela regulação mecanismos de incentivo à eficiência. A explicação para esse fenômeno é justamente sua maior flexibilidade".

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Para os acionistas privados, no contexto de suas expectativas racionais, uma das principais funções objetivos a serem otimizadas é a maximização do lucro. Com base nessa racionalidade, implementa sua gestão de modo a otimizar sua função de produção, reduzindo seus custos e evitando descumprir requisitos regulatórios que representem perdas financeiras.

Portanto, a escolha regulatória deve ser aquela que leve a uma ressonância entre o maior potencial de ganho de eficiência dos custos operacionais, por sua flexibilidade, e a função objetivo de maximização dos lucros.

Alguns argumentos para não escolher a combinação entre benchmarking e custos reais foram apresentados pela própria ANEEL, conforme se observa nesta transcrição:

"178. Há no entanto algumas desvantagens. Uma delas, que em nossa opinião é a principal, é que se os consumidores menos eficientes ao reconhecer para elas custos maiores. O que hoje é um gap de resultados entre as distribuidoras se tornaria, no decorrer do tempo, um gap entre tarifas. Outra desvantagem é que o mecanismo diminui os incentivos à busca de eficiência, o que oneraria futuramente todos os consumidores. É importante lembrar que os ganhos de eficiência verificados hoje só existem em função dos incentivos presentes no modelo de regulação adotado até então".

A essência da regulação de monopólios consiste em se definir uma tarifa para a concessionária que presta esse serviço, determinado com base nos conceitos fundamentais de custos operacionais eficientes e de adequada remuneração sobre investimento realizado. Essa determinação visa responder à seguinte questão: quais são os valores das tarifas pelos quais estaria disposto a prestar os serviços de distribuição, nas condições previstas no contrato de concessão, um hipotético distribuidor entrante eficiente que teria que construir toda a infraestrutura de distribuição de energia elétrica necessária ao atendimento de uma determinada área de concessão? Esses valores de tarifas simulam uma competição entre a concessionária e um hipotético distribuidor entrante, e seriam, portanto, os valores justos a serem pagos pelos clientes da concessionária.

É claro que a resposta a essa pergunta é em principio independente da informação sobre a gestão atual da concessionária. Em particular, os custos do concorrente eficiente não dependem da forma como opera o grupo controlador. Assim, não parece razoável, do ponto de vista dos conceitos regulatórios que balizam o modelo brasileiro de regulação, de vincular o montante de custos operacionais da concessionária a forma como opera o seu controlador.

Pelo que pode se entender do que foi apresentado pela ANEEL, a possibilidade de uma proposta que combine os resultados do benchmarking com os custos reais está no fato de que o modelo vigente até a 3º CRTP:

"tem provocado certa assimetria nos resultados das empresas, haja vista que os níveis de eficiência entre as distribuidoras vêm se distanciando bastante ao longo do tempo, com um grupo se destacando com custos unitários cada vez mais baixos, e outras caminhando em sentido contrário, ou seja, aumentando sobremaneira seus custos".

Esse distanciamento da eficiência que estaria sendo verificado pela ANEEL pode ser composto por duas componentes: fatores ambientais não capturados pelo modelo, e, a gestão da concessionária não tem buscado o aumento permanente de eficiência.

Com relação a fatores ambientais não capturados, conforme abordado em tópico específico, é crucial que se tenha clara noção de que a heterogeneidade do Brasil não permite que modelos

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estatísticos façam a leitura da realidade de modo pleno. Desse modo, a ANEEL deve agir com parcimônia nesses casos e não penalizar a empresa.

No que se refere aos casos em que a gestão da concessionária não tem buscado o aumento permanente da eficiência, o cerne da questão é outro, e a solução não deve passar por se ajustar a metodologia para definição dos níveis de custos regulatórios. Ou seja, se não há resposta para sinais regulatórios, o problema não se resolverá com uma flexibilização dos custos regulatórios, por meio de uma combinação de benchmarking e custos reais.

Assim, reitera-se que a melhor regulação para os custos operacionais é aquela que toma como referência os modelos de benchmarking e não uma composição com os custos reais, pois proporciona a combinação entre a possibilidade intrínseca de aumento considerável de eficiência dos custos operacionais com a função objetivo de maximização dos resultados das empresas. Além disso, combinar benchmarking com os custos reais não fará com que os atuais agentes concessionários que não estão respondendo aos incentivos regulatórios passem a fazê-lo. Nestes casos, são necessários mecanismos regulatórios complementares.

Itens dos custos operacionais reais a serem considerados

Nos dois primeiros ciclos tarifários, a ANEEL optou pela Empresa de Referência para apurar os custos operacionais, que consiste em determinar valores regulatórios sem observar os custos reais das empresas. Entretanto, a partir do terceiro ciclo a opção feita foi considerar benchmarking a partir dos custos reais, sendo que para o quarto esta última escolha se consolida.

Nesse sentido, é fundamental que os custos reais que irão compor as aplicações do benchmarking reflitam a realidade efetiva do dia a dia da gestão das concessionárias de distribuição.

De acordo com a proposta para o 4º CRTP, observa-se que a receita requerida regulatória da distribuidora considera itens que não são destinados ao serviço de distribuição de energia elétrica. Dentre esses itens destacam-se as perdas não técnicas, as receitas irrecuperáveis e as indenizações por perdas e danos. Nesses casos, a visão correta do Regulador é de que, por mais eficientes que sejam as empresas, é improvável que as distribuidoras consigam reduzir a zero suas perdas financeiras com itens como as perdas não técnicas, as receitas irrecuperáveis e as indenizações por perdas e danos.

Uma modalidade de custo operacional que faz parte da realidade de qualquer empresa que não está sendo considerada pela ANEEL são as contingências judiciais.

Em um ambiente competitivo, as empresas adotam uma postura de mitigação das perdas por contingências judiciais, por meio da formação de um corpo jurídico robusto e pelo cumprimento das leis. Entretanto, os balanços mostram que tais perdas fazem parte da realidade das empresas que operam competitivamente.

Sendo parte integrante dos custos reais, as empresas que atuam em mercados competitivos consideram a existência das perdas por contingências judiciais na formação dos preços dos seus produtos. A parcela a ser incorporada nos preços se limita ao que é considerado pelas mais eficientes.

O objetivo primaz da regulação de monopólio é prover mecanismos que simulam a competição. Consequentemente, a regulação não pode desconsiderar o fato de que é inescapável a existência de custos com contingências judiciais, tanto no ambiente competitivo quanto no monopólio de distribuição de energia elétrica.

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Os custos regulatórios com contingências judiciais poderiam ser determinados de duas maneiras. A primeira é a incorporação dos passivos judiciais aos custos reais das empresas que serão utilizados pela ANEEL na elaboração do benchmarking que definirá os custos operacionais regulatórios.

A segunda é dar um tratamento semelhante ao que é feito com as receitas irrecuperáveis regulatórias, ou seja, individualizar as contingências judiciais e estabelecer uma metodologia específica para elas. Nesta opção, seriam identificados os níveis de custos de contingências das distribuidoras eficientes, ajustados por variáveis ambientais, e tais níveis passariam a ser os patamares regulatórios a serem considerados nas tarifas homologadas no 4º CRTP.

De qualquer maneira, o que é mais importante é que a regulação econômica de distribuição de energia elétrica avance mais um passo na direção de considerar que faz parte da realidade das empresas eficientes, reguladas ou não, os custos com passivos judiciais e que, consequentemente, deve ser dado um tratamento regulatório adequado.

Adicionalmente, corroborando a utilização de todas as despesas reais para avaliação do Benchmarking existe a possibilidade de ações gerenciais que, por um lado, reduzem custos, mas por outro, degradam a qualidade do serviço. Aparentemente, uma empresa muito eficiente (pelos itens de custos considerados pela ANEEL para análise comparativa) poderiam arcar com valores substanciais de compensações ao consumidor e contingência judiciais. É o que ocorre, por exemplo, caso os esforços relacionados a operação e manutenção do sistema e a prestação de serviços comerciais sejam subdimensionados. Nesta situação haverá uma aparente redução de custos, mas que implicará em um aumento do pagamento de compensações e contingências judiciais. Assim, não há redução real de custos, e sim uma "troca entre linhas" na demonstração de resultados.


Entende-se que a utilização de uma combinação entre custos reais e custos regulatórios não é adequada.

Além disso, entende-se que devem ser considerados pela ANEEL todos os custos reais de uma distribuidora como, por exemplo, contingências judiciais. Esses poderiam ser determinados de duas maneiras: (i) incorporação dos passivos judiciais aos custos reais das empresas que serão utilizados pela ANEEL na elaboração do benchmarking que definirá os custos operacionais regulatórios; ou (ii) dar um tratamento semelhante ao que é feito com as receitas irrecuperáveis regulatórias, ou seja, individualizar as contingências judiciais e estabelecer uma metodologia específica para elas (abordagem mais apropriada).

8 - Fator X

Proposta da ANEEL:

Manutenção da atual metodologia para apuração do componente Pd, e alteração das metodologias para os componentes T e Q.


Componente PD:

Na proposta para o cálculo do Fator X a ANEEL sugere a manutenção do componente PD calculado por meio da PTF. A principal motivação para manutenção dessa abordagem consiste na redução da assimetria da informação e na estabilidade das regras, reduzindo o espaço para

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escolhas discricionárias. Ainda segundo a Agência, essa abordagem é flexível o suficiente para tratar as especificidades de cada área de concessão.

Na mesma Nota Técnica a ANEEL menciona que há um equívoco no enfoque dos investimentos. A Agência menciona que os investimentos não são um fim em si mesmo, mas um meio para alcançar os reais objetivos, que são os ganhos de eficiência e produtividade, a redução das perdas, a melhoria da qualidade, a universalização do serviço, etc. Com isso o Regulador defende que a atuação da ANEEL deve estar voltada para a regulação da performance das distribuidoras, e não quanto à sua forma de gestão.

Com isso, não caberia à ANEEL indicar de que maneira a concessionária deveria investir, mas estabelecer regulamentos que incentivem os agentes a investir de forma eficiente. Ainda segundo a Agência, essa confusão conceitual está na raiz do problema da metodologia de Fator X adotada pela ANEEL no 2º CRTP (investimento declaratório com recálculo do Fator X).

O entendimento da concessionária é de que a manutenção da abordagem da PTF é positiva sob a ótica da estabilidade das regras, mas que há espaço para aprimoramentos. Um aprimoramento que já é citado pela própria Agência é o tratamento de questões específicas de cada área de concessão. É importante deixar claro que as concessionárias possuem características muito distintas e que estas características afetam a produtividade e a performance das distribuidoras. Assim, ao contrário do que o Regulador coloca sobre a regulação da performance a produtividade das empresas não é apenas devido à gestão, mas a uma série de outras características como é o caso da necessidade de investimentos. Não fossem assim, não haveria empresas controladas pelo mesmo grupo empresarial, mas com resultados tão diferentes, como é o caso de Ampla e Coelce, Celpe e Cosern.

Nesse aspecto, um ponto relevante destacado pela Agência é que especificidades poderão ser incorporadas no modelo de cálculo da PTF, desde que não advenham de características de gestão. As principais especificidades que precisam ser consideradas e que impactam na produtividade são: complexidade socioeconômica, investimento para o combate às perdas não técnicas, investimentos para melhoria da qualidade e investimentos para expansão do sistema e universalização do serviço.

Relevante para um cálculo mais acurado na produtividade setorial é a inclusão de todos os custos necessários à prestação do serviço. Por exemplo, os custos com contencioso fazem parte da realidade de toda concessionária e, mais que isso, de todo negócio, mesmo os não regulados, o que implica na necessidade da sua consideração para o cálculo da produtividade.

Uma questão a ser considerada é o tratamento de produtividades obtidas à custa da deterioração da qualidade. Nesse sentido, as multas pagas pela concessionária fazem parte dos custos das empresas, podendo em alguns casos haver uma superestimação da produtividade advinda pela redução excessiva de investimentos e de custeio, que culmina na degradação do serviço. Notadamente, esse não é o incentivo e nem o sinal que a Agência pretende emitir para os agentes.

Conforme dito anteriormente, outra evolução tão aguardada na regulação do serviço de distribuição de energia elétrica, e que não pode mais ser postergada, é a remuneração pela gestão de ativos não onerosos (Obrigações Especiais e Ativos Totalmente Depreciados). Essa remuneração, além de ser considerada na formação da receita requerida, deve ter seus efeitos incorporados ao processo de apuração dos ganhos de produtividade setorial, uma vez que se trata de uma gestão efetiva que afeta concretamente os resultados, regulatórios ou não, das concessionárias.

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Nesse contexto, deve ser dado o devido tratamento de incluir a remuneração dos ativos não onerosos nos cálculos que irão definir os ganhos de produtividade setorial dos últimos tempos e que serão considerados no componente Pd do Fator X do 4º CRTP.

Componente T (Trajetória):

A ANEEL propõe que o componente T seja aplicado em toda a Parcela B da distribuidora. A decisão essencial colocada pela Agência é como compor o mecanismo de reposicionamento tarifário com o Fator X. Na revisão tarifária há a comparação entre o nível de custos reconhecidos nas tarifas naquela oportunidade – a receita verificada – contra um custo eficiente definido no processo de revisão – a receita requerida. Pode-se optar por eliminar toda a diferença no momento da revisão tarifária, por meio do reposicionamento tarifário, ou definir um prazo para que se atinja o nível eficiente, por meio por exemplo do Fator X. O entendimento aduzido das NTs é que a intenção do Regulador é trazer uma maior estabilidade e previsibilidade tarifária para as concessionárias e para os consumidores.

A utilização do componente T com vistas à adoção de uma transição foi introduzida pela ANEEL no 3º CRTP, onde este componente estabelecia uma trajetória entre os Custos Operacionais Regulatórios do 2º CRTP e os Custos Operacionais obtidos por meio de um Benchmarking Top Down. A utilização deste tipo de mecanismo é positiva, pois traz maior previsibilidade para o setor, evitando rupturas que elevam a percepção de risco por parte dos agentes. Ainda que mais madura, a aplicação da análise comparativa no quarto ciclo poderá ocasionar variações significativas entre os custos operacionais implícitos na tarifa vigente e aquele resultante da aplicação da metodologia. Tais diferenças decorrem de variações nas produtividades e eficiências verificadas no ciclo tarifário, limites impostos pelo fator T, inclusão/exclusão de novas variáveis ambientais, dentre outros.

Deste modo, a CEMAR e a CELPA entendem que o componente T referente aos Custos Operacionais Regulatórios deva ser mantido, sendo segregado do componente T ora proposto (aplicado na Parcela B). Nesse sentido, ter-se-ia um componente TCO e seria discutida a possibilidade de um componente TPB.

Assim como no componente TCO, a introdução do componente TPB pode ser positiva, já que traria maior previsibilidade tarifária para as concessionárias, reduzindo as incertezas e evitando reduções abruptas de receita no ano seguinte ao processo revisional. Adicionalmente, reduz a volatilidade tarifária que, via de regra, não é positiva para os consumidores.

No entanto, é importante destacar que a motivação da introdução deste componente TPB deve ser similar ao do componente TCO, onde este componente visa somente a adoção de uma transição, onde os efeitos do novo nível tarifário deve ser diluído no decorrer dos anos, levando em consideração apenas os efeitos desse diferimento ao longo do tempo.

Ainda que, em uma primeira análise, a intenção da ANEEL na introdução dessa componente seja positiva, essa proposição deve ser complementada por uma análise jurídica, onde o cumprimento do Contrato de Concessão deve ser ponderado, pois o mesmo é soberano e qualquer alteração metodológica não poderia feri-lo. Outro ponto de destaque é que discussões já superadas no 3º CRTP não devam ser retomadas, como por exemplo a adoção de um Fator X ex-post.

Assim, o entendimento da concessionária é que o componente T deva ser segregado em TCO e TPB, com o primeiro se consolidado como boa alternativa. Quanto ao segundo há necessidade

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de uma reflexão mais aprofundada sobre os aspectos jurídicos da aplicabilidade da proposta e que o Contrato de Concessão seja preservado. Adicionalmente, entender de forma detalhada como seria calculado esse componente TPB é fundamental para que as empresas possam se posicionar, uma vez que distorções podem ocorrer dependendo da forma com a qual essa diluição do impacto da revisão tarifária seja operacionalizada.

Componente Q:

Segundo o Submódulo 2.5 do PRORET, o Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento dos indicadores de qualidade DEC e FEC. A metodologia busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho relativo entre as distribuidoras.

Para a análise da eficácia de uma metodologia, é necessário comparar a evolução dos resultados de sua aplicação. Entretanto, a metodologia do componente Q foi aplicada apenas no 3º CRTP e, portanto, devido ao pequeno período de tempo, não há informações suficientes para avaliar a evolução real dos resultados no desempenho dos indicadores de qualidade das concessionárias.

O próprio regulador admite na Nota Técnica nº 453/2013 que é precipitada a alteração do indicador utilizado, conforme transcrição a seguir.

84. Considera-se para a presente discussão a consolidação do indicador nos quesitos de consistência e o tempo de criação. A consistência pode ser determinada pela definição do indicador – há indicadores de qualidade do produto, por exemplo, que ainda apresentam questionamentos quanto a sua definição. O tempo de criação influencia na possibilidade de consolidação dos processos de apuração e envio das concessionárias para a ANEEL e na existência de um histórico relevante para análises. Auxilia ainda na consolidação do indicador o fato de este já ter sido fiscalizado em todas as concessionárias.

85. A escolha por DEC e FEC no 3CRTP decorreu da importância da continuidade do serviço prestado para os consumidores, por serem indicadores com longo histórico de apuração, com limites bem definidos (o que possibilita a comparação do desempenho das distribuidoras) e com atuação da fiscalização avaliando como são apurados. Como o mecanismo de incentivo gera repercussão tarifária, é fundamental que haja segurança sobre a forma de apuração. Além disso, os indicadores DEC e FEC possuem limites definidos já nos contratos de concessão, com metodologia consolidada e discutida em várias ocasiões.

86. Como o Componente Q foi primeiro aplicado em 2013, a princípio consideramos precipitada a introdução de novos indicadores. Seria necessário primeiro avaliar os efeitos de aplicação do Componente Q da forma atual para, em uma futura revisão da metodologia, se introduzir novos indicadores.

Ou seja, não houve tempo suficiente para avaliar os efeitos de aplicação da metodologia atual do Componente Q. Não cabe então uma alteração da metodologia como um todo. Deve-se, portanto, aplicar a mesma metodologia do 3º CRTP.

Adicionalmente, a Nota Técnica propõe que seja acrescentado um terceiro estágio com base no DEC e FEC “cheios”.

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No entanto, a distribuidora já é penalizada no caso de violação do limite desses indicadores, devendo pagar compensação ao consumidor, inclusive àqueles conectados em DIT. Além disso, a concessionária deve efetuar uma compensação ao consumidor para cada interrupção ocorrida em dia crítico que superar o limite do indicador DICRI.

Outro aspecto que não recomenda a utilização dos índices cheios é a possibilidade de ocorrência de calamidades, ou eventos de força maior. Nesses casos, de reconhecida força maior, como nos casos das enchentes recentes de Petrópolis e Teresópolis, as concessionárias poderiam ser duramente punidas e no ano subsequente haveria uma premiação, pois os indicadores retornariam a normalidade. Ou seja, haveria um sinal tarifário sem nenhum vínculo com a gestão da concessionária.

Nesse contexto, a fim de proporcionar tempo suficiente para avaliar os efeitos de aplicação da metodologia e garantir que a mudança proposta não represente uma dupla penalização, a concessionária solicita a manutenção integral da metodologia do Componente Q do 3º CRTP.

Porém, há uma questão precedente ao componente Q que não foi dada qualquer abordagem nesta Audiência Pública. Independentemente da escolha a ser feita para o Q, o que efetivamente determina o seu impacto são os limites regulatórios para os indicadores de continuidade de DEC e de FEC. E quanto a esses limites regulatórios, conforme se mostra adiante nesta contribuição, aperfeiçoamentos metodológicos são necessários.


Componente Pd - Alguns aprimoramentos são necessários para o cálculo do PD. Dentre eles destaca-se a necessidade inclusão de todos os custos necessários à prestação do serviço, como custos com contencioso. Também, as multas/compesnações pagas pela concessionária fazem parte dos custos das concessionárias. Outra questão a ser tratada é a remuneração pela gestão de ativos não onerosos (Obrigações Especiais e Ativos Totalmente Depreciados).

Componente T – A CEMAR sugere que o componente T deva ser segregado em TCO e TPB, com o primeiro, que é equivalente ao aplicado no 3º CRT, se consolidado como boa alternativa. Quanto ao segundo há necessidade de uma reflexão mais aprofundada sobre os aspectos jurídicos da aplicabilidade da proposta frente ao Contrato de Concessão. Adicionalmente, é necessário a ANEEL explicitar de forma detalhada como seria calculado o componente TPB.

Componente Q - Não cabe alteração da metodologia como um todo, pois a própria ANEEL reconhece que não houve tempo suficiente para avaliar os efeitos de aplicação da metodologia atual do Componente Q. Também não cabe a utilização de DEC e FEC “cheios” (com DIC, FIC, DMIC e DICRI), pois poderia produzir sinais incoerentes quando da ocorrência de eventos de força maior.

Uma questão precedente ao componente Q que não foi dada qualquer abordagem nesta Audiência Pública é o limite regulatório para os indicadores de continuidade de DEC e de FEC. E quanto a esses limites regulatórios, conforme se mostra adiante nesta contribuição, aperfeiçoamentos metodológicos são necessários.

9 - Outras Receitas

Proposta ANEEL:

Captura integral das atividades inerentes a distribuição. Nessas atividades incluíram o Excedente Reativo e a Ultrapassagem de Demanda. Manteve o Incentivo para as outras

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atividades empresarias, mas devido a assimétrica de informações quanto a apuração do lucro, propõe incluir os custos desses serviços no CO regulatório.


A ANEEL diferencia o tratamento regulatório a ser conferido às outras receitas em função da sua natureza. A natureza dessas atividades pode ser classificada em:

a) Outras Receitas inerentes à atividade de distribuição;

b) Outras Receitas advindas de outras atividades empresariais.

Outras Receitas inerentes à atividade de distribuição: A ANEEL defende que as receitas inerentes à atividade são, por definição, parte integrante da própria atividade de distribuição e que não constituem um serviço diferenciado. Entende também que as receitas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, por exemplo, são decorrentes de penalidades aplicadas aos consumidores que excedem os limites definidos em contratos e/ou regulamentações da ANEEL.

Com relação a estas atividades, a ANEEL entende que não existe necessidade de introdução de mecanismos de incentivo para sua prestação por parte das distribuidoras, pois não se trata de outra atividade econômica, estranha ao serviço de distribuição, com preço definido pelo mercado.

Com base nesses argumentos a ANEEL propõe a apropriação integral das receitas advindas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos. Nesse caso, o entendimento da concessionária é de que este tema ainda carece de decisão jurídica, haja vista ação impetrada pela ABRADEE contra essa consideração.

Outras Receitas advindas de outras atividades empresariais: Com relação às outras atividades empresariais, o entendimento da Agência é que não possuem preço regulado e sua execução não é obrigatória. A atuação nesses tipos de atividade decorre de forte sinergia existente com o serviço de distribuição.

Assim, o entendimento do Regulador é que a captura da receita advinda dessas atividades para a modicidade tarifária não deva desincentivar a prestação dessas atividades.

A regra até então empregada é a reversão de 50% do lucro líquido estimado com cada atividade. Para a apuração do lucro líquido, é preciso considerar os custos operacionais e tributos associados a cada uma.

Com relação a esta métrica, o Regulador argumenta que há duas dificuldades com a definição dos custos operacionais. A primeira é a dificuldade de se estimar os custos específicos com cada atividade. Poder-se-ia utilizar informações das próprias empresas, mas a ANEEL argumenta que a dificuldade de definição de critérios objetivos poderia levar ao problema de assimetria de informações. A segunda dificuldade, que reforça a anterior, é que uma parte dos custos é compartilhada com a atividade de distribuição.

Assim, a proposta da ANEEL é de definir Custos Regulatórios para as outras atividades empresariais, onde estes custos seriam contemplados nos Custos Operacionais Regulatórios.


A intenção de a Agência de incentivar a obtenção dessas Outras Receitas é positiva. Sobre os custos para realização dessas outras atividades a serem considerados nos Custos Operacionais

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Regulatórias entende-se que esta abordagem pode ser feita dessa forma, sendo consistente com o modelo de benchmarking.

Quanto às receitas de ultrapassagem de demanda e reativo excedente, ambas se constituem de uma compensação que o consumidor paga pela perturbação que gera no sistema da distribuidora, uma vez que esta perturbação pode prejudicar outros consumidores e, indiretamente, a empresa. Neste contexto, a reversão dessas receitas para a modicidade é inadequada.

Tendo em vista que a questão foi levada a discussão na esfera judicial, recomenda-se aguardar o desdobramento da ação em tela para que se reavalie a questão.

10 - Perdas Não Técnicas

Proposta ANEEL:

A ANEEL propõe que seja preservado o método do desempenho relativo das distribuidoras, por meio do índice de complexidade. A comparação deve continuar sendo conservadora ao incorporar a probabilidade de troca entre as posições no ranking. A velocidade de redução, por sua vez, deve considerar as especificidades da empresa ou grupo de empresas.

Ainda segundo a Agência, o mecanismo de benchmarking interno, ou seja, o mínimo patamar histórico deve ser reavaliado considerando a preservação do incentivo à eficiência e o tratamento proporcional das empresas mais e menos eficientes. Por fim, é proposta a avaliação de um mecanismo de prêmio às empresas mais eficientes no combate às perdas.


A ANEEL afirma que, nessa primeira etapa de discussão conceitual, cabe a sugestão de variáveis a serem testadas nos modelos de benchmarking, de forma a subsidiar a etapa inicial da audiência pública em que serão disponibilizados os cálculos iniciais de índice de complexidade.

Nesse aspecto, entende-se delicada a discussão a respeito da inclusão/exclusão definitiva de variáveis nessa etapa conceitual, sem os dados e resultados dessas alterações.

No que se refere à proposta da ANEEL de incluir um limite máximo admissível de perdas não técnicas, entende-se imprescindível a existência de um espaço para discutir individualmente os reais problemas das concessões que eventualmente impeçam o atingimento de níveis mais baixos de perdas. Assim, entende-se que a definição desse limite não deve ser rígida e deve existir espaço para situações excepcionais, no âmbito de uma análise de consistência global do processo de revisão.

Adicionalmente, é relevante estudar também a questão da saturação na redução das perdas não técnicas, pois este ponto de saturação, fruto de equilíbrio entre o esforço de combate e o surgimento de novas fraudes, pode ser consideravelmente diferente para as concessionárias, dadas as características de cada área de concessão. Dessa forma, entende-se que o estudo dessa saturação deve levar em consideração as particularidades de cada área de concessão, principalmente no que se refere ao custo-benefício do combate às perdas não técnicas.

Segundo mencionado pela ANEEL:

“quanto mais próximo dessa zona de saturação, maior a chance das variações de perdas se darem em função de fatores que fogem ao controle da empresa. Assim,

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diante desse contexto, ao tomar como referencia o menor nível histórico, corre-se o risco de se definir níveis irreais de perdas”.

Observa-se que a Agência pretende estudar a questão da viabilidade do atingimento do mínimo histórico para empresas com níveis baixos de perdas. Entretanto, aparentemente essa análise de viabilidade só será feita para as empresas que estão próximas do nível de saturação.

Nesse contexto, seria necessário ampliar a discussão da viabilidade do atingimento de mínimos históricos, de forma que essa análise seja feita para todas as empresas. Devem ser estudados os problemas individuais que impedem o atingimento de eventuais mínimos históricos atípicos ou de metas não factíveis anteriormente estabelecidas. Além disso, entende-se necessária a realização de testes relacionados à capacidade das concessionárias em continuarem reduzindo seus níveis de perdas não técnicas em função do custo-benefício do combate.

Como evolução na proposta destaca-se o que consta no parágrafo 61 da Nota Técnica:

“61. Cabe discutir nesse contexto a possibilidade de se considerar um tratamento diferenciado para as concessionárias que já pratiquem níveis de perdas não técnicas significativamente baixos, considerando as características socioeconômicas de sua concessão. Aqui se insere a ideia de que resultados excepcionais deveriam ser premiados pelo regulador. A discussão então seria decidir quem deveria ser premiado e qual seria o tamanho desse prêmio”.

O que se apresenta nesse parágrafo significa um alinhamento adequado com a regulação por incentivos, pois oferece um benefício àqueles que tiveram desempenho superior à média setorial e superaram os parâmetros referenciais regulatórios.


Com base no exposto, entende-se que devem ser avaliados individualmente os casos das concessionárias em que a perda real é muito distante da meta regulatória, uma vez que é muito provável que para essas empresas outros aspectos, além da gestão, também tenham influência no nível de perdas não técnicas observado.

Além disso, propõe-se que, ao invés de utilizar o mínimo histórico como ponto de partida, seja utilizada a média do ciclo anterior.

Entende-se necessária ainda a realização de testes relacionados à capacidade das concessionárias em continuarem reduzindo seus níveis de perdas não técnicas (saturação). Essa análise deve atentar não só para as empresas com perdas muito baixas, e sim alcançar todas as concessões, além de também considerar a questão do custo-benefício do combate às perdas.

Da mesma forma como foi dito anteriormente, a decisão regulatória a ser tomada no que se refere às PNT encaixa-se perfeitamente no novo conceito de análise do resultado global das aplicações individuais das metodologias, cuja síntese vale repetir novamente:

Maximizar a eficiência na BRR, no WACC, em PT e PNT, nas Receitas Irrecuperáveis, nos Custos Operacionais, no DEC e FEC, dentre outros, pode levar a uma situação inadequada de pressão tarifária combinada com drenos de recursos que tanto prejudicam a prestação do serviço, podendo inviabilizá-la em um prazo não muito longo.

Por exemplo, o desafio colocado à CELPA de reduzir enormemente as Perdas Não Técnicas, melhorar acentuadamente os limites de continuidade e ainda reduzir, contraditoriamente, os Custos Operacionais. Ou seja, tem-se um exemplo de que as metas individuais, resultantes de

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cada metodologia, são possíveis, mas que quando combinadas resultam em um desafio muito maior, talvez inalcançável.

11–Parcela A

Proposta ANEEL:

A ANEEL não aborda nas Notas Técnicas disponibilizadas na Consulta Pública os riscos associados à Parcela A das distribuidoras. Trata-se de um tema importante e que impacta diretamente o fluxo de caixa das concessionárias, de forma que é imprescindível sua discussão.


Desde o 2o semestre de 2012 o setor de energia elétrica brasileiro vem passando por transformações intensas, que afetam toda a cadeia produtiva do setor, e em especial as distribuidoras que atuam como elo final entre o setor e o mercado consumidor.

Com a extinção de determinados encargos setoriais e com a antecipação da renovação de parcela significativa das concessões de geração e de transmissão de energia elétrica, houve uma redução média de 18% nas tarifas dos consumidores residenciais.

A ANEEL, para os contratos de compra de energia elétrica das distribuidoras afetados pelas medidas mencionadas, efetuou a descontratação e recontratação compuls ria, o que alterou o portfolio das distribuidoras. Além disso, a não adesão de algumas empresas ao processo de renovação das concessões de geração, combinada com a não realização do Leilão “A-1” de 2012 levou a maioria das distribuidoras a uma condição de exposição ao PLD desde jan/2013.

Adicionalmente, houve redução nos níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas, fazendo com que as térmicas do sistema interligado fossem despachadas de forma praticamente contínua desde novembro/2012, ocasionando um aumento significativo no custo com aquisição de energia, no valor do PLD e nas despesas com Encargos de Serviços de Sistema.

Diante desse quadro e da decisão do executivo de manter a redução das tarifas de energia elétrica, foi decidido, por meio do Decreto no 7.945/2013, pela utilização da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE para custear parte dos gastos das distribuidoras com energia elétrica até dezembro/2013

“Art. 4º-A.Poderão ser repassados recursos da CDE às concessionárias de distribuição, para:

I - neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, decorrente da alocação das cotas de garantia física de energia e de potência de que trata o art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica; e

II - cobrir o custo adicional para as concessionárias de distribuição decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética, conforme decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.”

Entretanto, na prática observa-se que o uso da CDE não tem sido suficiente para absorver todos os impactos para as distribuidoras. Assim, os procedimentos tarifários precisam ser aperfeiçoados para comtemplar os efeitos do contexto atual.

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Existe um conjunto de mecanismos tarifários que objetivam garantir às distribuidoras o repasse efetivo dos custos com compra de energia elétrica, destacando-se a CDE, a tarifa econ mica, a C A, o ressarcimento por exposição entre submercados e a sobrecontratação. Dessa maneira, pode-se afirmar que o equilíbrio econômico das concessionárias está garantido.

Todavia, por outro lado, existe atualmente uma forte preocupação no setor com o equilíbrio financeiro das empresas de distribuição. Isso porque há incertezas a respeito de quando os descasamentos entre valores implícitos nas tarifas e os efetivamente praticados serão corrigidos, de forma a garantir a reposição de caixa das empresas.

Como os valores envolvidos nos custos com compra de energia são significativos para as concessionárias, qualquer retardo no processo de reposição tem impacto relevante no fluxo de caixa, trazendo dificuldades operacionais às concessionárias. Assim, entende-se necessário que os custos adicionais com compra de energia sejam repostos o mais rápido possível, para garantir o equilíbrio financeiro das concessionárias.

Neste contexto, é importante avaliar o impacto para os consumidores caso os custos com compra de energia das distribuidoras fossem incorporados nas tarifas no momento de sua existência ou em reajustes tarifários posteriores (principalmente via CVA).

Tem-se que, caso os custos com compra de energia da distribuidora sejam superiores à cobertura tarifária, essa diferença será considerada no reajuste tarifário posterior, sendo acrescida uma remuneração pela taxa SELIC. Ou seja, postergar a inclusão nas tarifas dos custos com compra de energia da distribuidora onera os consumidores com a SELIC.

Observa-se, portanto, que retardar a incorporação nas tarifas dos custos com compra de energia é prejudicial tanto para as distribuidoras, no fluxo de caixa, quanto para os consumidores, com o ônus da SELIC.

Com base no exposto, entende-se necessária a inclusão de algum mecanismo para tratamento desses riscos associados à Parcela A, seja por meio de uma abordagem direta (Capital de Giro) ou via remuneração adicional de risco (WACC).


Com base no exposto, entende-se necessária a inclusão de um mecanismo para tratamento desses riscos associados à Parcela A, seja por meio de uma abordagem direta (Capital de Giro) ou via remuneração adicional de risco (WACC).

12 – Receitas Irrecuperáveis

Proposta ANEEL:

A ANEEL não aborda nas Notas Técnicas disponibilizadas na Audiência Pública os aspectos conceituais relativos ao cálculo das Receitas Irrecuperáveis.


Solicita-se que a ANEEL coloque em Consulta Pública, para contribuições, os aspectos conceituais relativos ao cálculo das receitas irrecuperáveis.

Entretanto, desde já cabe lembrar que algumas informações fornecidas pelas distribuidoras no 3o referentes às receitas irrecuperáveis apresentavam aparente incompatibilidade com a

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situação econômica da sua concessão. Para que os percentuais regulatórios resultantes da aplicação da metodologia estejam corretos, a qualidade das informações que os geraram é fundamental. Para tanto, sugere-se desde já que as informações encaminhadas pelas concessionárias sejam avaliadas pela ANEEL. Essa ação é necessária para que possíveis informações errôneas não prejudiquem os percentuais regulatórios de receitas irrecuperáveis das demais concessionárias.

13 –Limites para Indicadores de Continuidade DEC/FEC

Proposta ANEEL:

A ANEEL não aborda nas Notas Técnicas disponibilizadas na Audiência Pública os aspectos conceituais relativos aos Indicadores de Continuidade DEC/FEC.


Ainda que a ANEEL não tenha apresentado os aprimoramentos para a metodologia dos indicadores de continuidade na Consulta Pública Nº11/2013, identifica-se a necessidade de aperfeiçoamentos metodológicos com vistas a tornar a definição dos limites dos indicadores de continuidades mais equânime entre as distribuidoras e de promover os incentivos necessários para melhoria da qualidade.

O primeiro aspecto a ser observado é que a metodologia utilizada no 3º ciclo de revisões tarifárias não leva em consideração efeitos de sazonalidade decorrentes de questões climáticas e ambientais, que influenciam nos indicadores de continuidade de maneira muito específica para cada concessionária. Isso ocorre porque os valores de DEC/FEC utilizados para definição dos limites de DIC/FIC são anuais.

Para algumas empresas, a questão do regime pluviométrico é relevante, pois ela toca em um ponto frágil da metodologia atualmente utilizada na definição das metas. A influência e a severidade do regime pluviométrico (diferença do volume de chuvas entre os meses dos períodos seco e úmido) depende da localização de cada conjunto, no entanto, como a metodologia usa indicadores anuais, ela não enxerga esses efeitos, ou seja, a metodologia traz uma hipótese implícita de que os conjuntos estão sujeitos às mesmas intempéries e ao mesmo regime pluviométrico ao longo do ano, o que causa distorções e iniquidades de tratamento. Estas distorções podem premiar empresas favorecidas por um regime mais contínuo ou mais ameno de chuvas e penalizar as empresas com esta característica sazonal mais presente.

Assim, ainda que a discussão dos indicadores de continuidade leve em consideração apenas os limites anuais, sendo os indicadores mensais e trimestrais de DIC, FIC e DMIC uma mera decorrência dos indicadores anuais, verifica-se que a sazonalidade do regime pluviométrico é um fator relevante, e o fato de não ser considerado pela metodologia pode resultar na comparação de cada conjunto com um benchmark que opera em condições mais favoráveis e por consequência ser estabelecida uma meta regulatória inadequada e não factível, o que não é, evidentemente, correto e justo.

Uma forma de tratar esta lacuna metodológica seria adequar os limites de DIC, FIC e DMIC ao perfil sazonal do DEC e do FEC da distribuidora, que pode ser mensal, trimestral ou semestral. Com isso, exigir-se-ia da concessionária uma meta mais adequada para os momentos em que as intempéries climáticas são mais intensas e uma meta mais arrojada para quando as intempéries forem menos intensas.

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Além do tratamento da sazonalidade, entende-se que seja adequada uma análise da aplicabilidade dos benchmarks aos conjuntos analisados. Pois em algumas situações são exigidas metas pouco factíveis, onde os benchmarks possuem características próprias e diferenciadas com relação aos conjuntos em que se deseja definir os limites de DEC e FEC.

Outro aspecto relevante é que as metas definidas em ciclos anteriores possam ser repactuadas no caso de haver acontecido fatos que justifiquem a revisão dos limites ou nos casos em que a definição dos limites anteriores tenham se mostrado inadequados ou infactíveis.


Assim, entende-se que a metodologia que define os limites de continuidade (DEC e FEC) precisa ser aprimorada com o objetivo de se definir metas mais compatíveis. A consideração da sazonalidade dos indicadores de continuidade e do regime de chuvas ao longo do ano deve ser avaliada, pois em determinados períodos do ano estes indicadores são influenciados por fatores à gestão da concessionária. Além disso, não considerar esta sazonalidade premia as concessionárias cuja área de concessão não está sujeita a variações climáticas em detrimento das concessionárias que apresentam uma maior variabilidade climática em determinados meses do ano.

Além do tratamento da sazonalidade, entende-se necessária uma análise da aplicabilidade dos benchmarks aos conjuntos analisados. Em alguns casos, as empresas mais bem posicionadas no ranking de qualidade da ANEEL são as empresas que mais pagam compensações/unidades consumidoras, sendo este o caso em que a CEMAR se encontra atualmente.

Outro aspecto relevante é que as metas definidas em ciclos anteriores possam ser repactuadas no caso de haver acontecido fatos que justifiquem a revisão dos limites ou nos casos em que a definição dos limites anteriores tenham se mostrado inadequados ou infactíveis.

São Luís, 28 de Novembro de 2013

celpa/cemar - aneel.gov.br · cemar e celpa reconhecem que a iniciativa do regulador de melhorar o...

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