CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 019/2011

INSTITUIÇÃO: Confederação Nacional das Cooperativas de Infra-Estrutura - INFRACOOP

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL

ATO REGULATÓRIO: 2a Fase da Audiência Pública – 019/2011 – Obter subsídios e informações adicionais para estabelecer as metodologias a serem aplicadas no primeiro ciclo de revisões tarifárias das cooperativas permissionárias de distribuição de energia elétrica.

CONTRIBUIÇÕES DA INFRACOOP

IMPORTANTE: Os comentários e sugestões referentes às contribuições deverão ser fundamentados e justificados, mencionando-se os artigos, parágrafos e incisos a que se referem, devendo ser acompanhados de textos alternativos e substitutivos quando envolverem sugestões de inclusão ou alteração, parcial ou total, de qualquer dispositivo.

PREÂMBULO Em virtude do exíguo espaço de tempo (60 dias), para a apresentação de sugestões sobre a metodologia tarifária às cooperativas de energia elétrica (regularizadas e a serem), atuando e prestando serviço de qualidade e com eficiência, a mais de 70 anos, aos seus associados (regidos pela Lei Cooperativistas nº 5.764/1971), apresentar contribuições conclusivas à ANEEL seria uma ousadia de tamanha dimensão e fatalmente iria levar a decisões que cometeriam injustiças com as cooperativas e afrontando a legislação que resguarda a atuação delas.

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O tema tarifário é complexo, cheio de peculiaridades, por isto as SUGESTÕES A SEGUIR SÃO AS POSSÍVEIS DE SEREM APRESENTADAS NO MOMENTO, pois ainda carecem de mais estudos e simulações, sob pena de serem cometidas injustiças e ilegalidades pelo não atendimento da legislação vigente.

Porém, mesmo assim, fizemos um enorme esforço COOPERATIVISTA para apresentar sugestões à ANEEL.

Cabe lembrar que o trabalho desenvolvido pelas cooperativas tem aceitação, em média, de 90% dos seus associados, pela proximidade, presteza, participação nas decisões e pelo contato direto. Isto a metodologia proposta não capta, mas existe e é a realidade do dia-dia das cooperativas.

Por outro lado, a metodologia tarifária a ser definida pretende abarcar às cooperativas regularizadas e a serem regularizadas, DUAS REALIDADES TOTALMENTE DIFERENTES, pois as regularizadas já cumprem parte das normas da ANEEL e estão se ambientando e incorporando novos custos, de outro lado as demais não sabem e não tem a dimensão dos novos custos que impõe a regularização. Como exemplos - indefinições: (i) ainda está indefinida a compra da energia e demanda pelas cooperativas, que até então era a medida, isto impacta nos cálculos para definição das tarifas. (ii) Como fica a sazonalidade das cargas (ex. irrigação), característica da grande maioria das cooperativas? (iii) O Fator X para as cooperativas a serem regularizadas como permissionárias será considerado igual a zero até a segunda revisão tarifária, a exemplo das cooperativas regularizadas como permissionárias em que o Fator X foi considerado igual a zero até a primeira revisão tarifária? (iv) As cooperativas a serem regularizadas terão 4(quatro) anos, Anexo do Contrato de Permissão, para se ajustarem às etapas de transição. (v) Quais são as etapas e prazos do processo de regularização das cooperativas com as tarifas de suprimento e de fornecimento estabelecidas através da metodologia de revisão tarifária periódica? (vi) Estas tarifas serão consideradas tarifas básicas ou iniciais? (vii) Foram simuladas como ficam as tarifas às cooperativas no 2º Ciclo Tarifário com a retirada dos descontos na tarifa de energia (TE) e verificados os seus impactos na modicidade tarifária? POR TUDO ISTO ENTENDEMOS QUE OS ESTUDOS PARA DEFINIÇÃO DA METODOLOGIA TARIFÁRIA, ÀS COOPERATIVAS, DEVEM TER CONTINUIDADE, A FIM DE QUE A METODOLOGIA CONTEMPLE E ATENDA TODAS AS COOPERATIVAS.

CONSIDERAÇÕES INICIAIS A metodologia proposta através do Submódulo 8.1 do PRORET se aplicada certamente irá provocar desequilíbrio econômico-financeiro da permissão em várias cooperativas. Além deste fato, muitas cooperativas por estarem no ambiente regulado há pouco tempo ainda não assimilaram totalmente as regras deste ambiente, e as informações necessárias para a realização das revisões tarifárias não são as mais adequadas. Também deve ser alertada a necessidade de se estudar antecipadamente como solucionar o problema da modicidade tarifária na próxima revisão em função da retirada dos descontos na tarifa de energia (TE), a qual se fosse aplicada atualmente na metodologia proposta no PRORET iria resultar em aproximadamente 93% das permissionárias com tarifas médias superiores a 110% da tarifa média da supridora com maior tarifa média, e que cerca de 25% delas terão tarifas médias superiores a

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175% da tarifa média da supridora com maior tarifa média, sendo que a de maior tarifa média atingirá aproximadamente 235% da tarifa média da supridora com maior tarifa média. Para subsidiar a análise foi solicitado às cooperativas que revisassem as informações das respostas ao Ofício ANEEL 014/2011-SRE/ANEEL, e também foram coletadas várias outras informações consideradas importantes, como por exemplo cópias de notas fiscais de compra de equipamentos e materiais. De modo a avaliar a aplicação da metodologia proposta pela ANEEL foram efetuadas simulações para 28 cooperativas permissionárias que representam 78% do total de cooperados/consumidores das 38 cooperativas regularizadas como permissionárias e 8 cooperativas do total de 14 com possibilidade de regularização como permissionária, e que representam 61% do total de cooperados/consumidores. Também foram efetuadas simulações considerando a aceitação integral das contribuições apresentadas a seguir, exceto as alterações propostas nos valores dos módulos construtivos. Resumidamente os resultados foram os apresentados na tabela a seguir.

Descrição Situação Atual Metodologia do PRORET

Proposta da INFRACOOP

Impacto nas concessionárias supridoras dado pelo desconto na compra de energia em relação a receita requerida estabelecida na 2a. revisão tarifária periódica das concessionárias distribuidoras que suprem as 28 cooperativas permissionárias simuladas, sem a aplicação de correção monetária.

0,77% 0,53% 0,59%

Média ponderada pelo número de cooperados/consumidores das tarifas médias de fornecimento das cooperativas permissionárias em relação a média ponderada das supridoras com maior tarifa média.

106,4% 112,74% 108,99%

Variação percentual da Receita Requerida da cooperativa permissionária em relação a atual estabelecida pela ANEEL

+7% -2%

* Simulações realizadas com base em informações fornecidas pelas cooperativas e dados obtidos no sitio da ANEEL referente ao período de Janeiro a Dezembro/2010

Outro fato a ser ressaltado e que não foi contemplado na Metodologia do PRORET e na proposta da INFRACOOP são os custos adicionais que as cooperativas ainda terão para o cumprimento das etapas de transição previstas nos Contratos de Permissão, tais como: aquisição de equipamentos para realização de campanhas de medições, contratação de pessoal especializado, customização de softwares e atualização de cadastros para atender as exigências regulatórias.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO

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PRORET - Submódulo 8.1, página 4 - 1. OBJETIVO - "1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para cálculo da revisão tarifária periódica a serem utilizados no Primeiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica (1CRTP-P)."

Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para cálculo da revisão tarifária periódica a serem utilizados no Primeiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas (1CRTP-P) das permissionárias e das Cooperativas de Eletrificação Rural a serem regularizadas como permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

Mencionar que a metodologia é aplicável não somente às permissionárias, como também às Cooperativas de Eletrificação Rural com possibilidade de regularização como permissionária.

PRORET - Submódulo 8.1, página 4 - 2. ABRANGÊNCIA "2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica a serem realizadas ao longo do 1CRTP-P, compreendido entre janeiro de 2012 e dezembro de 2015."

Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica a serem realizadas ao longo do 1CRTP-P, compreendido entre janeiro de 2012 e dezembro de 2015. Aplica-se também às Cooperativas de Eletrificação Rural previstas para serem regularizadas como permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

Mencionar que a metodologia é aplicável não somente às permissionárias, como também às Cooperativas de Eletrificação Rural com possibilidade de regularização como permissionária.

PRORET - Submódulo 8.1, página 4 - 3. PROCEDIMENTOS GERAIS " 3. Na revisão tarifária periódica das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, prevista nos contratos de permissão, devem ser consideradas as alterações na estrutura de custos e de mercado da permissionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, bem como os estímulos à eficiência e à modicidade tarifária."

3. Na revisão tarifária periódica das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, prevista nos contratos de permissão, devem ser consideradas as alterações na estrutura de custos e de mercado da permissionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, bem como os estímulos à eficiência e à modicidade tarifária. A ANEEL também aplicará o processo de revisão tarifária periódica para 14 Cooperativas de Eletrificação Rural passíveis de regularização como permissionárias.

Mencionar que a metodologia é aplicável não somente às permissionárias, como também às Cooperativas de Eletrificação Rural com possibilidade de regularização como permissionária.

PRORET - Submódulo 8.1, página 4 - 3. PROCEDIMENTOS GERAIS - " 5. O Reposicionamento Tarifário (RT) envolve a redefinição das tarifas de energia elétrica em

5. O Reposicionamento Tarifário (RT) envolve a definição das tarifas de energia elétrica de modo a garantir o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato de permissão.

Deve ficar explícito que o Reposicionamento Tarifário deve garantir o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de permissão. A expressão compatível dá margem a não garantia do reequilíbrio econômico-

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nível compatível com o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de permissão.

financeiro do contrato de permissão.

PRORET - Submódulo 8.1, página 4 - 3.1. CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA - "9. A Receita Requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com o retorno adequado para o capital prudentemente investido."

9. A Receita Requerida corresponde à receita necessária para a cobertura dos custos de aquisição de energia elétrica, custo de geração própria, custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, valor dos encargos setoriais definidos pela legislação vigente, valor para cobertura dos custos operacionais eficientes, valor estabelecido de retorno adequado para o capital prudentemente investido, e valor correspondente a Quota de Reintegração Regulatória (depreciação).

Complementar os itens que compõem a Receita Requerida.

PRORET - Submódulo 8.1, página 5 - 3.1.1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA - " 11. A Parcela A compreende os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive geração própria, além dos encargos setoriais definidos em legislação específica, cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora.

11. A Parcela A compreende os custos relacionados à aquisição de energia elétrica e geração própria, conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição, além dos encargos setoriais definidos em legislação específica, cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora.

Complementar os itens que fazem parte da composição da Parcela A.

PRORET - Submódulo 8.1, página 5 - 3.1.1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA - " 12. A Parcela A é composta pela soma dos componentes abaixo: VPA = CE + CT + ES (2) onde: VPA: Valor de Parcela A; CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica."

12. A Parcela A é composta pela soma dos componentes abaixo: VPA = CE + CT + ES (2) onde: VPA: Valor de Parcela A; CE: Custo de aquisição de energia elétrica com base na cobrança pela energia medida e independentemente da energia contratada, e geração própria; CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição com base na cobrança pelas demandas medidas e independentemente das demandas contratadas; e ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica."

Esta proposta encontra-se em análise pela SRE/ANEEL e SRD/ANEEL. A energia (MWh) e as demandas de ponta e fora de ponta (kW) devem ser as medidas devido a dificuldade de se obter as quantidades a serem contratadas, pois atualmente as cooperativas não dispõem de recursos que possibilitem a previsão de forma confiável destas quantidades. Outra fator muito importante a ser considerado é a grande sazonalidade das cargas das permissionárias, que dependem muito das condições climáticas, as quais nenhuma distribuidora possui condições de efetuar previsões com grande antecedência. Isto acarretará o pagamento de

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multas por ultrapassagens de energia e demandas contratadas, que não são reconhecidas pela ANEEL nas tarifas, e certamente em várias permissionárias ocasionará o desequilíbrio econômico-financeiro da permissão, e certamente solicitações de revisões tarifárias extraordinárias.

PRORET - Submódulo 8.1, página 6 - "15. O Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM), cuja metodologia de cálculo é descrita no Item 4 deste Submódulo – Custos Operacionais, inclui também os custos referentes às receitas irrecuperáveis."

Adotar a mesma metodologia de receitas irrecuperáveis proposta no 3º CRTP (Submódulo 2.2 do PRORET) para as concessionárias distribuidoras, enquadrando as cooperativas permissionárias no Grupo 3.

Nas informações utilizadas pela ANEEL para o estabelecimento dos custos operacionais não foram previstos os custos regulatórios referentes as receitas irrecuperáveis. O Grupo 3 é o que possui maior similaridade com as cooperativas permissionárias.

PRORET - Submódulo 8.1, página 7 - 3.2. CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (RT) - "23. No Reposicionamento Tarifário (RT), o reequilíbrio econômico-financeiro da permissionária se dá por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, considerando o retorno adequado do capital prudentemente investido e a cobertura dos custos operacionais eficientes.

23. No Reposicionamento Tarifário (RT), o reequilíbrio econômico-financeiro da permissionária se dá por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, considerando os valores necessários para a obtenção da receita requerida, a parcela de outras receitas revertida à modicidade tarifária e a receita verificada.

No cálculo do Reposicionamento Tarifário (RT) não são considerados apenas o retorno adequado do capital prudentemente investido e a cobertura dos custos operacionais eficientes.

PRORET - Submódulo 8.1, página 8 - 3.2. CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (RT) - "30. A Receita Requerida será calculada para o Período de Referência, considerando os ganhos potenciais de produtividade no período de vigência das tarifas estabelecidas na revisão, conforme a fórmula a seguir: RR = VPA + VPB x (1-Pm) (7) onde: RR:

30. A Receita Requerida será calculada para o Período de Referência, considerando os ganhos potenciais de produtividade no período de vigência das tarifas estabelecidas na revisão, conforme a fórmula a seguir: RR = VPA + VPBPR x (1-Pm) (7) onde: RR: Receita requerida; VPA:Valor da Parcela A; VPBPR: Valor da Parcela B no período de referência; Pm: Fator de Ajuste de Mercado.

Os valores de VPB das equações (1) e (7) são diferentes. Portanto torna-se necessário diferenciar a identificação dos mesmos.

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Receita requerida; VPA:Valor da Parcela A; VPB: Valor da Parcela B; Pm: Fator de Ajuste de Mercado;

PRORET - Submódulo 8.1, página 10 - 3.4. APLICAÇÃO DOS DESCONTOS NA TUSD - "40. Ademais, para as cooperativas a serem regularizadas, propõe-se considerar a não viabilidade econômica da permissão quando o resultado da revisão tarifária indicar tarifas elevadas (maior que 110% da supridora de maior tarifa) em conjunto com descontos, na TUSD e TE, estabelecidos ao valor máximo de 70%. Neste caso, não seria indicada a regularização da cooperativa como permissionária."

Excluir todo o texto do parágrafo. Entende-se que para o estabelecimento das tarifas a ANEEL deva dar atendimento isonômico para as cooperativas regularizadas e não regularizadas como permissionárias. Qual o motivo para uma cooperativa regularizada que possui tarifa média igual a 175% ser considerada viável, e várias cooperativas a serem regularizadas que possuem tarifa média em torno de 120% não serem consideradas com viabilidade econômica da permissão?

PRORET - Submódulo 8.1 - página 11 - 3.4. APLICAÇÃO DOS DESCONTOS NA TUSD - "Permissionária (cooperativa regularizada com o SINCOOR) - 41. Os cálculos dos custos com uso do sistema de distribuição e tarifa de energia serão realizados com desconto zerado (tarifa cheia) e desconto proporcional conforme definido no processo de regularização, respectivamente, e serão seguidos os seguintes passos: a) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja maior que 110% da tarifa da supridora com a maior tarifa: 1. Eleva-se o desconto de uso dos sistemas de distribuição o quanto for necessário, até 70%, a fim de alcançar o limite de 110% da tarifa da supridora;

"Permissionária (cooperativa regularizada com o SINCOOR) - 41. Os cálculos dos custos com uso do sistema de distribuição e tarifa de energia serão realizados com desconto zerado (tarifa cheia) e desconto proporcional conforme definido no processo de regularização, respectivamente, e serão seguidos os seguintes passos: a) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja maior que 100% da tarifa média da supridora com a maior tarifa média: 1. Eleva-se o desconto de uso dos sistemas de distribuição o quanto for necessário, até 70%, a fim de alcançar o limite de 100% da tarifa média da supridora com maior tarifa média;

2. Uma vez atingido o limite de 70% no desconto de uso e não atingido o limite de 100%, se a tarifa média resultante for igual ou inferior a 110% da tarifa média da supridora com maior tarifa, aplica-se a tarifa resultante; 3. Se a tarifa média estiver acima de 110% eleva-se o desconto

Historicamente, as cooperativas permissionárias tem procurado manter tarifas de fornecimento em valores próximos às concessionárias supridoras. A adoção do critério proposto pela ANEEL insere de início uma assimetria tarifária entre dois agentes muito próximos, podendo criar conflitos entre os consumidores. O critério proposto pela INFRACOOP ameniza esta situação, privilegiando a adoção de descontos, até o limite de 90%, valor consagrado pela metodologia SINCOOR. Deve-se considerar também que o Art. 3º do Decreto nº 6.160, de 20 de julho de 2007 estabelece que o desconto na tarifa de energia (TE) será extinto no 3º reajuste após a 2ª revisão tarifária. Nesta situação a simulação da aplicação do critério proposto pela ANEEL no submódulo 8.1 do PRORET considerando a retirada dos descontos na TE resultou que 93% das

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2. Uma vez atingido o limite de 70% no desconto de uso e não atingido o limite de 110%, aplica-se a tarifa que resultar. b) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja menor que 110% da tarifa da supridora com a maior tarifa, aplica-se a tarifa.

de uso o quanto for necessário, até 90%, a fim de alcançar o limite de 110% da tarifa média da supridora com maior tarifa média. 4. Uma vez atingido o limite de 90% no desconto de uso e não atingido o limite de 110%, aplica-se a tarifa que resultar. b) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja menor que 100% da tarifa média da supridora com a maior tarifa média, aplica-se a tarifa. Entende-se por tarifa média da supridora a aplicação das tarifas da supridora ao mercado da permissionária, e a receita obtida é dividida pelo mercado total da permissionária (MWh).

permissionárias teriam tarifas médias superiores a 110% da tarifa média da supridora com maior tarifa média, e que 25% terão tarifas médias superiores a 175% da tarifa média da supridora com maior tarifa média, sendo que a de maior tarifa média atingirá 235% da tarifa média da supridora com maior tarifa média. A adoção de descontos nas tarifas de uso menores neste momento pode agravar essa situação futura.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 11 - 3.4. APLICAÇÃO DOS DESCONTOS NA TUSD - "Permissionária (cooperativa a ser regularizada no processo de revisão tarifária) - "42. Os cálculos dos custos com uso do sistema de distribuição e tarifa de energia serão realizados com descontos zerados (tarifas cheias) e serão seguidos os seguintes passos: a) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja maior que 110% da tarifa da supridora com a maior tarifa: 1. Eleva-se o desconto de uso dos sistemas de distribuição o quanto for necessário, até 70%, a fim de alcançar o limite de 110% da tarifa da supridora;

2. Uma vez atingido o limite de 70% no desconto de uso e não atingido o limite de 110%, eleva-se o desconto na tarifa de energia (TE) o quanto for necessário, até 70%;

3. Uma vez atingido o limite de 70% no

"42. Os cálculos dos custos com uso do sistema de distribuição e tarifa de energia serão realizados com descontos zerados (tarifas cheias) e serão seguidos os seguintes passos: a) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja maior que 100% da tarifa da supridora com a maior tarifa: 1. Eleva-se o desconto de uso dos sistemas de distribuição o quanto for necessário, até 70%, a fim de alcançar o limite de 100% da tarifa média da supridora com maior tarifa média;

2. Uma vez atingido o limite de 70% no desconto de uso e não atingido o limite de 110%, eleva-se o desconto na tarifa de energia (TE) o quanto for necessário, até 70%;

3. Uma vez atingido o limite de 70% no desconto de uso e no desconto na tarifa de energia e não atingido o limite de 100%, se a tarifa média resultante for igual ou inferior a 110% da tarifa média da supridora com maior tarifa, aplica-se a tarifa resultante; 4. Uma vez atingido o limite de 70% no desconto de uso e no desconto na tarifa de energia e não atingido o limite de 110%, eleva-se o desconto de uso dos sistemas de distribuição o quanto for necessário, até 90%;

5. Uma vez atingido o limite de 90% no desconto de uso e no desconto na tarifa de energia e não atingido o limite de 110%,

As simulações de tarifas com a aplicação do critério proposto pela ANEEL, para 8 das 14 cooperativas previstas para serem regularizadas como permissionárias resultaram que 62,5% terão tarifa média superior a 110% da supridora com maior tarifa, e a maior tarifa média atingindo 167% da tarifa média da supridora com maior tarifa. O critério proposto pela INFRACOOP ameniza esta situação, privilegiando a adoção de descontos, até o limite de 90%, valor consagrado pela metodologia SINCOOR.

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desconto de uso, 70% no desconto na TE, e não atingido o limite de 110%, conclui-se a não viabilidade econômica da permissão. b) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja menor que 110% da tarifa da supridora com a maior tarifa, aplica-se a tarifa."

eleva-se o desconto na tarifa de energia (TE) o quanto for necessário, até 90%;

5. Uma vez atingido o limite de 90% no desconto de uso, 90% no desconto na TE, e não atingido o limite de 110%, aplica-se a tarifa que resultar. b) Caso a tarifa que resultar da revisão da permissionária seja menor que 100% da tarifa da supridora com a maior tarifa, aplica-se a tarifa."

PRORET - Submódulo 8.1 - página 11 - 3.4. APLICAÇÃO DOS DESCONTOS NA TUSD - "Permissionária (cooperativa a ser regularizada no processo de revisão tarifária) - "42. Os cálculos ....... 3. Uma vez atingido o limite de 70% no desconto de uso, 70% no desconto na TE, e não atingido o limite de 110%, conclui-se a não viabilidade econômica da permissão. "

Excluir o texto do parágrafo inteiro. Entende-se que para o estabelecimento das tarifas a ANEEL deva dar atendimento isonômico para as cooperativas regularizadas e não regularizadas como permissionárias. Qual o motivo para uma cooperativa regularizada que possui tarifa média igual a 175% ser considerada viável, e várias cooperativas a serem regularizadas que possuem tarifa média em torno de 120% não serem consideradas com viabilidade econômica da permissão?

PRORET - Submódulo 8.1 - páginas 12 a 14 - 4. CUSTOS OPERACIONAIS

As análises realizadas demonstraram que não há garantias de que qualquer modelo utilizando os custos operacionais totais com uma ou mais variáveis apresentem resultados confiáveis. Desta forma recomenda-se a adoção do modelo que consta a partir do item 5 - Modelo Proposto Pela INFRACOOP, do Anexo I - Custos Operacionais. A proposta consiste em dividir os custos operacionais em três grupos e estabelecer modelos independentes para cada um deles para depois obter o custo operacional total pela soma dos mesmos. Compreende: a) Separar os custos operacionais em três grupos: 1º grupo:

custos de pessoal e administrativos; 2º grupo: custos de materiais; 3º grupo: custos de serviços, arrendamento e aluguéis, seguros, tributos e outros;

b) Para a consistência dos dados, calcular os seguintes custos

O modelo apresentado no Submódulo 8.1 do PRORET utiliza inadequadamente técnicas de benchmarking e clusters, tendo sido aplicado incorretamente conforme pode ser constatado no Anexo I. A sua aplicação às permissionárias e as cooperativas a serem regularizadas como permissionárias geram resultados muito diferentes daqueles que seriam esperados em um processo de revisão tarifária, ocasionando grandes prejuízos para parte delas e até ganhos elevados para outras, ou seja, apresenta resultados muito distantes do que deveria ser o correto. Dos diversos estudos realizados o que se mostrou mais satisfatório é o que utiliza estimativas intervalares com utilização de uma limitação em função da parcela de variação dos custos não explicada pela

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médios: custos do 1º grupo por UC, custos do 2º grupo por km e custos do 3º grupo por GWh, e eliminar da análise as cooperativas com valores de custos não disponíveis ou cujos custos médios sejam visualmente discrepantes;

c) Construir a matriz de correlação entre os três grupos e as variáveis unidades consumidoras-UC, extensão de rede- km e mercado-GWh, e verificar para cada grupo com qual ou quais variáveis ocorrem correlações mais significativas;

d) Construir a matriz identidade para as variáveis UC, km e GWh com o objetivo de verificar as correlações entre essas variáveis;

e) Estabelecer um modelo de regressão para cada grupo de custos com as variáveis UC, km e GWh não significativamente correlacionadas entre si;

f) Em cada modelo de regressão estimar os custos de cada grupo e dois intervalos para a média de todos os possíveis valores de custos correspondente a cada valor da variável independente, um intervalo de confiança com 90 % de probabilidade e outro com 99,9% de probabilidade. Esses intervalos são muito mais restritos do que os intervalos de predições para cada valor individual de custos.

g) As cooperativas que tiverem os custos dentro do intervalo de 90% de probabilidade terão os seus custos estimados pelo modelo de regressão. As que tiverem os seus custos entre o Intervalo de Confiança com 90% de probabilidade e o Intervalo de Confiança com 99,9% de probabilidade terão os seus custos estimados pelo limite inferior do IC-90% se estiverem abaixo desse limite e pelo limite superior do IC-90% se estiverem acima desse limite. As demais cooperativas terão os seus custos estimados pelo limite inferior do IC-99,9%, se estiverem abaixo desse limite e pelo limite superior do IC-99,9% se estiverem acima desse limite;

modelagem.

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h) O custo operacional total será a soma dos custos dos três grupos, limitados à uma variação de 15% para menos e 15% para mais. Essa limitação é estabelecida em função da variância não explicada pelos modelos de regressão.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 14 - 4. CUSTOS OPERACIONAIS

As informações utilizadas para o estabelecimento dos custos operacionais devem possuir a mesma data de referência.

Nos dados disponibilizados pela ANEEL constatou-se que foram utilizadas nos cálculos de custos operacionais informações referentes a período e datas de referências diferentes: Janeiro a Dezembro de 2010, Dezembro de 2010 e Novembro de 2011. Os valores mencionados no parágrafo 46 como sendo referenciados a Dezembro de 2010 foram obtidos a partir de dados de diferentes datas inclusive para as próprias variáveis.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 14 - 5.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA – BRR 50. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica é composta pelos valores dos seguintes itens: I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico); e II – Obrigações especiais.

50. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica é composta pelos valores dos seguintes itens: I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico); e II – Almoxarifado de Operação; III – Obrigações especiais.

O almoxarifado de operação deve compor a base de remuneração juntamente com o ativo imobilizado em serviço e com as obrigações especiais. Este item já é incluído na base de remuneração das concessionárias distribuidoras.

PRORET - Submódulo 8.1 - páginas 15 e 16 - 5.3. MÉTODO DE AVALIAÇÃO 56. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:

Valor Novo de Reposição (VNR): Refere-se

56. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:

Valor Novo de Reposição (VNR): Refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou equivalente ao avaliado, obtido a partir do banco de preços referenciais.

O conceito de Índice de Aproveitamento é aplicado ao Valor de Mercado em Uso como um redutor do valor do equipamento. Este fator é aplicado a alguns tipos de ativos instalados em subestações das distribuidoras para inibir os investimentos subaproveitados neste tipo de instalação. Dado o pequeno número de subestações existentes

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ao valor do bem novo, idêntico ou equivalente ao avaliado, obtido a partir do banco de preços referenciais.

Valor de Mercado em Uso (VMU): É definido como o Valor Novo de Reposição – VNR deduzido da parcela de depreciação.

Valor da Base de Remuneração (VBR): É definido pela multiplicação do Índice de Aproveitamento, quando existir, pelo Valor de Mercado em Uso. O Índice de Aproveitamento é definido como um percentual que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de energia elétrica.

Valor de Mercado em Uso (VMU): É definido como o Valor Novo de Reposição – VNR deduzido da parcela de depreciação.

Valor da Base de Remuneração (VBR): É definido pelo Valor de Mercado em Uso.

nas cooperativas permissionárias e que a maioria delas foram planejadas antes da regularização entende-se que o Índice de Aproveitamento não deve ser aplicado nesta revisão.

PRORET - Submódulo 8.1 - páginas 19 e 20 - 5.4.1.5. Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição 75. Os módulos construtivos de subestações de distribuição contemplam as subestações aéreas nos níveis de tensão de 34,5 kV e 69 kV e são divididos em três categorias: Infraestrutura geral, Manobra e Equipamento, descritas conforme a tabela a seguir

75. Os módulos construtivos de subestações de distribuição contemplam as subestações aéreas nos níveis de tensão de 34,5 kV, 69 kV e 138 kV e são divididos em três categorias: Infraestrutura geral, Manobra e Equipamento, descritas conforme a tabela a seguir.

Necessidade de compatibilização das classes de tensão dos módulos construtivos de subestações de distribuição com as classes de tensão dos módulos construtivos de linhas de distribuição.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 20 - 5.4.1.5. Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição 77. A tabela a seguir apresenta a relação dos módulos construtivos de subestações de distribuição, de acordo com suas características principais.

77. A tabela a seguir apresenta a relação dos módulos construtivos de subestações de distribuição, de acordo com suas características principais.

Tipo Categoria Características

SE Infraestrutura Geral

Classe de Tensão: - 34,5 kV - 69 kV

Necessidade de compatibilização das classes de tensão dos módulos construtivos de subestações de distribuição com as classes de tensão dos módulos construtivos de linhas de distribuição.

13

- 138 kV

Porte: - Pequeno - Médio - Grande

SE Transformador de Força

Classe de Tensão: -34,5 / 13,8 kV - 69 / 34,5 kV - 69 / 13,8 kV - 138 / 69 kV - 138 / 34,5 kV - 138 / 13,8 kV

Número de Fases: - Trifásico

Capacidade: - MVA

SE Banco de Capacitores

Classe de Tensão: - 13,8 kV - 34,5 kV - 69 kV - 138 kV

Capacidade: - MVAr

SE Manobra Classe de Tensão: - 13,8 kV - 34,5 kV - 69 kV - 138 kV

PRORET - Submódulo 8.1 - página 21 - 5.4.1.6. Módulos Construtivos de Geração 78. Os módulos construtivos de geração contemplam os ativos de geração e são

78. Os módulos construtivos de geração contemplam os ativos de geração e são divididos em duas categorias: Pequena Central Hidrelétrica e Pequena Central Termelétrica, descritas conforme a tabela a seguir.

Necessidade de complementação dos itens que entram na composição dos custos de Pequenas Centrais Termelétricas.

14

divididos em duas categorias: Pequena Central Hidrelétrica e Pequena Central Termelétrica, descritas conforme a tabela a seguir.

Tipo Categoria Características Unidade

GE Pequena Central Hidrelétrica

Gerador R$/kW

Turbina R$/kW

Reservatório, barragem e adutora

R$/kW

Edificações e obras civis R$/kW

Urbanização e Benfeitorias R$/kW

Outros sistemas R$/kW

Equipamentos Casa de Força

R$/kW

Equipamentos Gerais R$/kW

Conduto Forçado R$/kW

Transformação R$/kW

Conexão R$/kW

Custos Indiretos %

GE

Pequena Central Termelé-trica

Grupo Motor-Gerador R$/kW

Turbina a Vapor R$/kW

Edificações e Obras Civis

R$/kW

Urbanização e Benfeitorias

R$/kW

Outros Sistemas R$/kW

Equipamentos Casa de Força

R$/kW

Transformação R$/kW

Conexão R$/kW

Custos Indiretos %

PRORET - Submódulo 8.1 - páginas 21 e 22 - 5.4.2. DEMAIS ATIVOS 83. Por fim, os demais ativos de uso administrativos devem ser valorados a partir de um percentual regulatório, assumido como

83. Por fim, os demais ativos de uso administrativos devem ser valorados a partir de um percentual regulatório, assumido como eficiente, em relação ao somatório do Valor Novo de Reposição de medidores; redes, equipamentos e linhas de distribuição; e equipamentos, terrenos e edificações de subestações. Para tal,

A Base de Anuidade Regulatória (BAR) definida para as concessionárias de distribuição é composta por 3 grupos de ativos (PRORET, Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória, Parágrafo 121): - Aluguéis: esse grupo de ativos inclui os edifícios

15

eficiente, em relação ao somatório do Valor Novo de Reposição de medidores; redes, equipamentos e linhas de distribuição; e equipamentos, terrenos e edificações de subestações. Para tal, adota-se o percentual de 4,6%. Esse total inclui os seguintes ativos:

Móveis e Imóveis Administrativos: inclui os edifícios administrativos, gerências regionais, almoxarifados e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios;

Veículos: inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação; e

Sistemas: inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores.

adota-se a formulação utilizada para as concessionárias de distribuição de energia elétrica, apresentada a seguir:

onde: BAR: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não elétricos (instalações móveis e imóveis); AIS: Ativo imobilizado em serviço aprovado no 3CRTP; IA: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado no 3CRTP; IGPM1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; e IGPM0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2011. Esse total inclui os seguintes ativos:

Móveis e Imóveis Administrativos: inclui os edifícios administrativos, gerências regionais, almoxarifados e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios;

Veículos: inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação; e

Sistemas: inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores.

administrativos, gerências regionais, almoxarifados e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios; - Veículos: esse grupo de ativos inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação; e - Sistemas: esse grupo de ativos inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores. A definição do valor que será utilizado como base para o cálculo das anuidades é feita através da regressão constante da Nota Técnica n° 296 – BRR, Parágrafo 37. Desta forma, uma distribuidora com valor do Ativo Imobilizado em Serviço - AIS (descontado o Índice de aproveitamento) de 1 bilhão terá uma BAR de 4,50% e uma outra com AIS de 100 milhões terá uma BAR de 7,29%. A BAR média das pequenas distribuidoras resultou em 8,49% e os limites superior e inferior resultaram em 17,79% e 4,88%, respectivamente. A divisão da BAR entre os ativos que dela fazem parte é realizada considerando os percentuais apresentados no parágrafo 122 do Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória do PRORET. A proposta da ANEEL é de que todas as permissionárias tenham o mesmo percentual de 4,6% para os Demais Ativos de Uso Administrativo (equivalente à BAR). Para se obter este percentual

16

para as concessionárias é necessário possuir ativo imobilizado em serviço AIS de aproximadamente 3 bilhões, sendo que o valor máximo de AIS das cooperativas não ultrapassa R$350 milhões. As permissionárias, na prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, necessitam da mesma infraestrutura utilizada pelas distribuidoras. Neste sentido, todas as permissionárias possuem móveis e imóveis administrativos, veículos para uso administrativo e operação e sistemas de informática corporativos e de gestão (sistemas de informações georreferenciados, sistemas de ERP, faturamento, sistemas de gestão da distribuição). Neste caso, pela semelhança dos requisitos necessários para a prestação de serviços entre as permissionárias e distribuidoras, sugere-se que seja utilizada a regressão e os equacionamentos para o cálculo da Base de Anuidade Regulatória e para os Custos Anuais das Permissionárias. A BAR média das cooperativas resultou em 11,65% e os limites superior e inferior resultaram em 19,05% e 6,18%, respectivamente. Com base nas informações apresentadas acima solicitamos que a Base de Anuidade Regulatória das Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica seja calculada através da mesma metodologia definida para as Distribuidoras de Energia Elétrica, apresentada nos submódulos 2.1 – Procedimentos Gerais e 2.3 – Base de Remuneração Regulatória dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET. O Anexo III contem as informações utilizadas na sustentação da proposta.

17

PRORET - Submódulo 8.1 - página 32 – 7.2. TRAJETÓRIO DE EFICIÊNCIA PARA A PARCELA B - T 132. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição da Parcela B. 133. Quando o valor da Parcela B definido no 1CRTP-P estiver contido no intervalo de +/- 30,0% (mais ou menos trinta por cento) em relação à Parcela B atual, não haverá aplicação do componente T. 134. Caso contrário, o reposicionamento tarifário será limitado a +/- 30% e a diferença será incorporada no Componente T, conforme a fórmula abaixo.

(14)

onde: N: número de reajustes entre duas revisões tarifárias sucessivas;

: parcela B adotada na revisão tarifária do 1CRTP-P; e

: meta de parcela B para o 1CRTP-P. 135. O valor do Componente T será limitado a +/- 4,0% (mais ou menos quatro por cento).

132. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição da Parcela B. 133. Quando o valor da Parcela B definido no 1CRTP-P estiver contido no intervalo de +/- 10,0% (mais ou menos dez por cento) em relação à Parcela B atual, não haverá aplicação do componente T. 134. Caso contrário, o reposicionamento tarifário será limitado a +/- 10% e a diferença será incorporada no Componente T, conforme a fórmula abaixo.

(14)

onde: N: número de reajustes entre duas revisões tarifárias sucessivas;

: parcela B adotada na revisão tarifária do 1CRTP-P; e

: meta de parcela B para o 1CRTP-P. 135. O valor do Componente T será limitado a +/- 2,0% (mais ou menos dois por cento).

A contribuição aqui não se aplica à metodologia proposta pela ANEEL para os componentes que formam a parcela B (estas criticas serão realizadas em outros itens), e sim à forma em que eles estão sendo aplicados, de forma abrupta e sem nenhum preparo por parte das permissionárias. A proposta, documentada, é de que seja realizada uma transição mais suave entre os custos praticados pelas permissionárias e os custos regulatórios eficientes, para que estas tenham tempo e condições econômicas de continuarem prestando o serviço de distribuição de energia elétrica com os níveis de qualidade exigidos, e possam reduzir gradualmente seus custos até atingirem esta “meta regulatória”. A argumentação completa deste item se encontra no Anexo IV.

18

PRORET - Submódulo 8.1 - página 33 - 8. PERDAS DE ENERGIA

Retirar o texto constante do item 8 - Perdas de Energia. Sugerimos que, no âmbito do PRORET não sejam utilizados os procedimentos descritos nos módulos 6 e 7 do PRODIST para a avaliação das perdas técnicas e alternativamente seja dado o seguinte procedimento: O valor de Perdas Globais anuais a ser considerado no momento da revisão tarifária ou regularização e no primeiro reajuste após esse momento seria obtido através da diferença entre os valores injetados na rede de distribuição da permissionária e os valores faturados aos consumidores, por balanço energético. As permissionárias e as cooperativas em fase de regularização para permissionária devem, no segundo reajuste após a revisão ou regularização, apresentar um plano de redução das perdas técnicas e comerciais que inclua:

i) Avaliação consistente das Perdas Técnicas (PT) e Perdas Não-Técnicas (PNT)

ii) Uma trajetória de redução para as PT e PNT iii) Detalhamento das obras que permita aferir a

redução prevista para as Perdas Técnicas.

O não cálculo neste momento das Perdas Técnicas regulatórias segundo o modelo do PRODIST é motivado pelos fatos descritos no Anexo V.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 36 - 9.1.1. Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo 150. As receitas faturadas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, a partir de 1º de janeiro de 2012, deverão ser contabilizadas como Obrigações Especiais, em subconta específica que não será amortizada.

150. As receitas faturadas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, a partir de 1º de janeiro de 2013, deverão ser contabilizadas como Obrigações Especiais, em subconta específica que não será amortizada.

A contabilização das receitas faturadas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos como Obrigações Especiais não deve ser efetuada de forma retroativa, por isto propõe-se a aplicação a partir de 1º de janeiro de 2013.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 42 - Anexo I - Custo Operacional Contábil, por Cooperativa, relativo ao ano de 2010 (Preços

Vide justificativa. Para o estabelecimento da metodologia proposta a ANEEL utilizou dados de datas de referência diferentes.

19

Históricos) A ANEEL adotou procedimentos diferentes para a obtenção do valor de custo operacional contábil. Para uma parte na planilha de Custos Operacionais (obtida no endereço http://www.aneel.gov.br/arquivos/Excel/Planilha Oficio 014,xlsx ou por meio do endereço eletrônico mastersre@aneel.gov.br) foi efetuada a somatória dos itens até a linha 71 e para outras a somatória foi até a linha 73.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 44 - Anexo II - Modelo de Laudo de Ativos

PRORET - Submódulo 8.1 - página 43 - Anexo II - Modelo de Laudo de Ativos Incluir na tabela o preenchimento das quantidades para os módulos de Subestações Transformadoras - tensão primária de 138 kV.

No modelo de Laudo de Ativos faltou contemplar os ativos de subestações transformadoras com tensão primária de 138 kV.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 44 - Anexo II - Modelo de Laudo de Ativos

PRORET - Submódulo 8.1 - página 43 - Anexo II - Modelo de Laudo de Ativos Separar o preenchimento dos módulos de Geração em Pequenas Centrais Hidrelétricas e Pequenas Centrais Termelétricas, e incluir uma linha para informação sobre a quantidade de usinas.

Compatibilizar com a forma de valoração dos ativos de geração que estão separados em Pequenas Centrais Hidrelétricas e Pequenas Centrais Termelétricas.

PRORET - Submódulo 8.1, página 45 - Anexo III - Banco de Preços Referenciais - Valores por Módulos. Itens de módulos de medidores

Alterar os valores dos módulos de medidores para: Medidor de energia monofásico - baixa tensão = R$167,53 Medidor de energia bifásico - baixa tensão = R$374,00 Medidor de energia trifásico - baixa tensão = R$544,98 Medidor de energia trifásico - 13,8 kV = R$3.542,37

As obras realizadas pelas cooperativas são pequenas se comparadas com as concessionárias distribuidoras, e por este motivo não possuem escala que possibilite a aquisição de materiais com preços equivalentes aos de aquisição pelas concessionárias. Apresenta-se a seguir, através de levantamento realizado em 19 cooperativas, os valores de compra de medidores realizadas nos últimos 24 meses, sem correção monetária, e sem inclusão de componentes menores (transformador de corrente, condutores, etc.) e custos adicionais. 3647 medidores monofásicos - preço médio R$74,46

20

1769 medidores bifásicos - preço médio R$170,00 1936 medidores trifásicos - preço médio R$272,49 Cópias das notas fiscais de aquisição de medidores serão enviadas para a ANEEL em meio digital junto com a versão impressa destas contribuições. Para obtenção dos valores sugeridos foram considerados percentuais de componentes menores e custos adicionais de: 125% para medidores monofásicos, 110% para medidores bifásicos e 100% para medidores trifásicos, obtidos através do uso de uma base referencial de uma cooperativa. Devido a não coleta de preços de TP´s e TC´s para 13,8 kV está sendo adotada a relação de 6,5 vezes no preço de medidor de energia trifásico, igual ao considerado na proposta ANEEL.

PRORET - Submódulo 8.1, página 45 - Anexo III - Banco de Preços Referenciais - Valores por Módulos de Estruturas

Alterar os valores dos módulos de estrutura para: Rede de distribuição monofásica em BT = 632,32 R$/un Rede de distribuição bifásica em BT = 670,26 R$/un Rede de distribuição trifásica em BT = 682,90 R$/un Rede de distribuição monofásica em 13,8 kV = 864,99 R$/un Rede de distribuição bifásica em 13,8 kV = 951,49 R$/un Rede de distribuição trifásica em 13,8 kV = 994,74 R$/un

As obras realizadas pelas cooperativas são pequenas se comparadas com as concessionárias distribuidoras, e por este motivo não possuem escala que possibilite a aquisição de materiais com preços equivalentes aos de aquisição pelas concessionárias. Apresenta-se a seguir os valores de compras de 14.536 postes realizadas nos últimos 24 meses, sem correção monetária, e sem inclusão de componentes menores (transformador de corrente, condutores, etc.) e custos adicionais, obtidos através de levantamento realizado em 19 cooperativas: Postes utilizados em BT - preço médio R$265,68 Postes utilizados em 13,8 kV - preço médio R$363,44 Cópias das notas fiscais de aquisição de postes serão enviadas para a ANEEL em meio digital junto com a versão impressa destas contribuições. Os valores de componentes menores e custos

21

adicionais considerados foi desde 138% para estruturas monofásicas BT até 173% para estruturas trifásicas em 13,8 kV, obtidos através do uso de uma base referencial de uma cooperativa.

PRORET - Submódulo 8.1, páginas 45 e 46 - Anexo III - Banco de Preços Referenciais - Valores por Módulos de Subestações

Para os transformadores de subestações de propriedade de Cooperativas que possuírem CDC - Comutador de Derivação de Carga e estágios de refrigeração considerar valores idênticos aos constantes no Despacho ANEEL 3.515, de 29 de agosto de 2011.

Evitar que os módulos transformadores idênticos sejam valorados diferentemente em função da propriedade ser de uma permissionária ou concessionária distribuidora ou transmissora.

PRORET - Submódulo 8.1, páginas 45 e 46 - Anexo III - Banco de Preços Referenciais - Valores por Módulos (Ref.: 09/2011) - Valores dos Módulos de Subestações.

PRORET - Submódulo 8.1, páginas 45 e 46 - Anexo III - Banco de Preços Referenciais - Valores por Módulos (Ref.: 09/2011) - Valores dos Módulos de Subestações. Incluir os valores dos módulos para a classe de tensão 138 kV.

Necessidade de valoração de subestação com classe de tensão 138 kV. Esta classe de tensão foi considerada nos módulos construtivos de linhas de distribuição.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 46 Anexo III - Banco de Preços Referenciais - Valores por Módulos (Ref.: 09/2011) - Falta incluir os valores dos módulos construtivos de Geração 78. Os módulos construtivos de geração contemplam os ativos de geração e são divididos em duas categorias: Pequena Central Hidrelétrica e Pequena Central Termelétrica,

Incluir no Anexo III - Banco de Preços Referenciais - Valores por Módulos (Ref.: 09/2011) os valores dos módulos construtivos de Geração e submeter os mesmos a Consulta Pública.

De acordo com a nota de esclarecimentos da ANEEL de 02 de abril de 2012 esses valores serão disponibilizados no momento da audiência específica das permissionárias que possuem tais ativos. Devido a importância recomenda-se que tais custos sejam divulgados com pelo menos três meses de antecedência a data de referência de elaboração do laudo técnico, e que a metodologia de estabelecimento

22

descritas conforme a tabela a seguir. dos valores seja submetida a Consulta Pública pela ANEEL.

PRORET - Submódulo 8.1 - páginas 29 a 31 - 6. CUSTO DE CAPITAL

Propostas apresentadas no ANEXO II - WACC - CUSTO DE CAPITAL - O MODELO DE REGULAÇÃO PROPOSTO E SUAS CONSEQÜÊNCIAS

As propostas efetuadas pelo PRORET para a regulação do custo de capital das permissionárias trazem consequências que prejudicam consideravelmente a sustentabilidade da prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, e em consequência a garantia do reequilíbrio econômico-financeiro mencionado nos contratos de permissão. A contribuição aqui realizada propõe 4 metodologias alternativas ou complementares, em ordem de preferência, para a definição da taxa de retorno regulatório das cooperativas permissionárias, conforme os itens abaixo: 1 - Utilização da taxa de retorno regulatória das concessionárias cooperativas definidos pela ANEEL no PRORET Submódulo 2.4. 2 – Utilização da taxa SELIC para a remuneração do capital próprio da cooperativa e utilização da remuneração de capital de terceiros das concessionárias de distribuição na remuneração de capital de terceiros das permissionárias. 3 – Utilização de um plano de investimentos para que a cooperativa possa viabilizar economicamente a expansão da rede. 4 – Arbitragem, pelo órgão regulador, de um valor de sobras regulatórias, para suportar os novos investimentos e as reservas legais A contribuição completa se encontra no Anexo II.

PRORET - Submódulo 8.1 - página 39 - 10. GERAÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA - " 172. Os efeitos financeiros decorrentes das

Excluir o texto do item 172 A CVA não é aplicável às cooperativas permissionárias.

23

variações do montante de energia gerada pelos empreendimentos próprios da permissionária, em relação ao MGP definido na revisão, serão computados na Conta de Compensação da Variação de Itens da Parcela A – CVA, no item energia comprada para a revenda."

Incluir no PRORET - Submódulo 8.1 que para as cooperativas a serem regularizadas como permissionárias o Fator X deve ser zero até a sua primeira Revisão Tarifária Periódica.

Dar tratamento isonômico para estas cooperativas, visto que as já regularizadas possuem esta condição estabelecida no Contrato de Permissão. O estabelecimento das tarifas através da metodologia de Revisão Tarifária Periódica não deve ser considerada como primeira Revisão Tarifária Periódica.

ANEXO I - CUSTOS OPERACIONAIS 1. INTRODUÇÃO

A proposta da ANEEL parte da classificação das cooperativas em 5 clusters, conforme abaixo:

Antes do prosseguimento da análise é importante rever alguns conceitos da classificação em clusters

e da sua aplicação.

2. ANÁLISE DE CLUSTER

A Análise de Conglomerados, ou Clusters Analysis, é uma das técnicas de análise multivariada cujo

propósito primário é reunir objetos, baseados em características dos mesmos. Ela classifica objetos (p. ex.,

respondentes, produtos ou outras entidades) segundo aquilo que cada elemento tem de similar em relação a

outros pertencentes a determinado grupo, considerando, é claro, um critério de seleção predeterminado. O

grupo resultante dessa classificação deve então exibir um alto grau de homogeneidade interna

(within-cluster) e alta homogeneidade externa (between-cluster). Desse modo, se a classificação for

bem-sucedida, os objetos dentro do grupo estarão juntos quando “plotados” geometricamente e os

diferentes grupos formados estarão distantes uns dos outros.

A Análise de Conglomerados pode ser caracterizada como descritiva e não inferencial. Essa técnica

não tem base estatística a partir da qual se possa formular inferências sobre uma população com

base em uma amostra, e é usada como técnica exploratória. As soluções não são únicas, porque os

membros de qualquer número de soluções dependem dos critérios adotados; muitas soluções diferentes

podem ser obtidas variando-se um ou mais critérios. Além disso, a Análise de Conglomerados sempre

cria grupos independentemente da verdadeira existência de qualquer estrutura nos dados.

A solução obtida é totalmente dependente das variáveis usadas como base de mensuração da

similaridade. A adição ou exclusão de variáveis relevantes pode ter um substancial efeito na solução

resultante. Desse modo, o pesquisador deve tomar cuidado na avaliação dos efeitos de cada decisão

baseada na realização de uma Análise Cluster.

Em qualquer aplicação, os objetivos da Análise de conglomerados não podem ser separados da

seleção das variáveis usadas para caracterizar os objetos a serem agrupados. Se o objetivo é exploratório

ou confirmatório, o pesquisador tem efetivamente restringidos possíveis resultados pelas variáveis

selecionadas. Os grupos derivados da análise refletem a estrutura inerente às variáveis definidas.

Na busca por uma estrutura, a Análise de Conglomerados é bastante sensível à inclusão de variáveis

irrelevantes, bem como a “outliers” (objetos que são muito diferentes dos outros). Os “outliers” podem

representar: (1) observações que podem ser chamadas de verdadeiras “anomalias” e que não são

25

representativas da população geral; ou (2) itens de um determinado grupo, obtidos de uma má amostragem

de certa população, que levam a uma má representação dos grupos.

O conceito de similaridade é fundamental para a Análise de Conglomerados. A similaridade entre

objetos é uma medida de correspondência, ou semelhança, entre objetos a serem agrupados. A similaridade

entre objetos pode ser mensurada de várias maneiras, mas três métodos dominam as aplicações da Análise

de Conglomerados: medidas de correlação, medidas de distância e medidas de associação. Cada um

desses métodos representa uma particular perspectiva de similaridade, dependendo dos objetivos e do tipo

de dados.

As medidas de correlação e de distância requerem dados quantitativos (métricos), enquanto as

medidas de associação são para dados qualitativos (não métricos).

Os dados devem ser padronizados antes das similaridades serem calculadas? Para responder a

essa questão, o pesquisador deve considerar vários aspectos. Primeiro, a maioria das medidas de distância

são totalmente sensíveis a diferentes escalas ou magnitudes entre as variáveis. A forma mais comum de

padronização é a conversão de cada variável para escores padrões (também conhecidos como escores Z),

que se obtêm pela subtração da média e dividindo-se o resultado pelo desvio-padrão de cada variável. Esta

é uma opção disponível em todos os programas de computadores, incluindo o SPSS®, e muitas vezes é

diretamente incluída nos procedimentos de Análise Cluster.

Trata-se de forma geral de uma função de distância normalizada, que utiliza uma medida de distância

euclidiana, responsável pela transformação dos dados originais. Esse processo converte cada escore

original de dados em um valor padronizado com uma média igual a zero e um desvio-padrão igual a um.

Essa transformação, a seu turno, elimina a distorção introduzida pelas diferentes escalas de vários atributos

ou variáveis usadas na análise.

É muito mais fácil comparar variáveis quando elas estão na mesma escala (uma média igual a

zero e um desvio-padrão igual a um). Valores positivos estão acima da média, e os valores negativos

estão abaixo; a magnitude representa o número de desvios-padrões a que os valores originais estão em

relação à média. Segundo, não existe diferença nos valores padronizados quando apenas a escala muda.

Concluindo, a análise de cluster não tem base estatística a partir da qual se possam fazer inferências

sobre a população. Esse é o ponto principal para que não se estabeleça qualquer inferência sobre o custo

operacional das cooperativas utilizando-se a classificação em clusters. Ademais, a análise de clusters acaba

beneficiando ou penalizando as empresas que se encontram na “margem” dos clusters, ou seja, uma

pequena modificação na clusterização pode fazer com que uma cooperativa passe a ter déficits quando

antes tinha sobras em relação aos seus custos operacionais. Para se ter uma ideia, 50 cooperativas podem

ser agrupadas em 5 grupos diferentes de 50!/(10!)5=4,83*1031 maneiras diferentes.

3. APLICAÇÃO DO MODELO ANEEL ÀS COOPERATIVAS

A análise que se segue apresenta justamente as distorções que o procedimento proposto causa,

primeiro mostrando os efeitos nos custos operacionais das cooperativas e depois os efeitos no grupo de

distribuidoras de energia elétrica que utilizamos para a validação do modelo, pois como sabemos, dado que

as distribuidoras já passaram pelo processo de revisão tarifária, o modelo quando aplicado a elas deveria

apresentar alterações aproximadamente nulas nos custos operacionais.

26

Pela classificação da ANEEL, teríamos os seguintes clusters:

Comentários:

Pela proposta não caberia um quinto cluster, pois as cooperativas nele classificadas estão de

acordo com os critérios dos outros quatro clusters, vide a figura com o circulo pontilhado;

Na figura acima, podemos ver duas flechas apontado para duas cooperativas, que pelos critérios de

classificação não deveriam fazer parte desse cluster.

27

3.1. RESULTADOS DAS ESTIMATIVAS DE CUSTOS OPERACIONAIS PARA AS COOPERATIVAS

Ignorando os critérios de classificação e fazendo-se a análise dos custos operacionais estimados pela

classificação e pelos custos por unidade consumidora propostos na nota técnica, que não correspondem

ao primeiro quartil como consta da nota técnica, obtivemos os custos operacionais da tabela acima.

Comentários:

A classificação em clusters não criou homogeneidade interna para a variável custos por unidade

consumidora, como pode ser visto pelo coeficiente de variação do custo/UC de cada cluster, em

particular o último que chega a 61,69%, de tal modo que as estimativas de custos operacionais

Cooperativa

Custo

Operacional

em Reais

UCUC por km

de Rede

CUSTO

R$ CO/UC

CUSTO R$

ESTIMADO

RESÍDUO

ESTIMADO-

REAL

RESIDUO

PERCENTUAL

CUSTO

R$ CO/UC

MEDIDAS

CUSTO

R$/UC

ANEEL

CERTEL 18429156,31 51741 9,72 356,18 18412552,26 -16604,05 -0,1 MÉDIA

CETRIL 9350932,34 21526 12,10 434,40 7660242,36 -1690689,98 -18,1 476,56

COOPERA 7382800,00 18714 27,07 394,51 6659564,04 -723235,96 -9,8 D. PADRÃO

CERSUL 7964899,78 15856 7,21 502,33 5642516,16 -2322383,62 -29,2 76,77

CERGAL 6942516,63 14657 29,74 473,67 5215840,02 -1726676,61 -24,9 COEF. VAR.% 355,86

CERBRANORTE 6555000,00 14425 12,39 454,42 5133280,5 -1421719,5 -21,7 16,11 375,34

CERCI 7698268,00 13040 9,14 590,36 4640414,4 -3057853,6 -39,7 1º Quartil

CEPRAG 5589906,45 11635 11,68 480,44 4140431,1 -1449475,35 -25,9 434,40

CERMOFUL 6625185,02 10992 15,38 602,73 3911613,12 -2713571,9 -41,0 434,40

COPREL 16541745,00 46960 2,73 352,25 16711185,6 169440,6 1,0 MÉDIA

CERMISSOES 12775603,00 23828 4,62 536,16 8479432,08 -4296170,92 -33,6 518,71

CERTAJA 10250338,60 22404 5,35 457,52 7972687,44 -2277651,16 -22,2 D. PADRÃO

CEREJ 3635000,00 10112 5,11 359,47 3598456,32 -36543,68 -1,0 202,33

CRELUZ 10992884,00 20031 4,46 548,79 7128231,66 -3864652,34 -35,2 COEF. VAR.% 355,86

CERFOX 6696990,08 14520 3,72 461,23 5167087,2 -1529902,88 -22,8 39,01 355,86

COOPERLUZ 5585101,00 13590 2,81 410,97 4836137,4 -748963,6 -13,4 1º Quartil

CERILUZ 12954440,18 12660 4,22 1023,26 4505187,6 -8449252,58 -65,2 398,10

CELETRO #DIV/0! 0 0 #DIV/0! 398,10

CERACA 3369000,00 9247 4,90 364,33 3994981,41 625981,41 18,6 MÉDIA

CERPALO 4447088,51 9504 16,96 467,92 4106013,12 -341075,39 -7,7 657,70

CERIPA 9138619,16 9117 13,63 1002,37 3938817,51 -5199801,65 -56,9 D. PADRÃO

COOPERCOCAL 4211305,72 9079 14,37 463,85 3922400,37 -288905,35 -6,9 207,33

CEMIRIM 8774995,00 8136 7,17 1078,54 3514996,08 -5259998,92 -59,9 COEF. VAR.%

CERIM 4840526,40 7834 9,98 617,89 3384523,02 -1456003,38 -30,1 31,52 432,03

CERTHIL 5933398,31 7586 2,79 782,15 3277379,58 -2656018,73 -44,8 1º Quartil 432,03

COORSEL 4284000,00 6817 5,54 628,43 2945148,51 -1338851,49 -31,3 504,87

CRERAL 3541879,67 6596 3,02 536,97 2849669,88 -692209,79 -19,5 504,87

COOPERZEM 4837643,00 6535 6,20 740,27 2823316,05 -2014326,95 -41,6

CEDRAP 3268758,21 4720 5,60 692,53 2039181,6 -1229576,61 -37,6

COOPERNORTE 2328899,41 4503 6,14 517,19 1945431,09 -383468,32 -16,5

CEGERO 3378311,32 5115 9,42 660,47 2566758,15 -811553,17 -24,0 MÉDIA

CERGRAL 2131633,58 5071 13,21 420,36 2544678,51 413044,93 19,4 918,70

CEJAMA 2380287,33 4853 7,40 490,48 2435283,93 54996,6 2,3 D. PADRÃO

CERIS 2774990,59 4667 10,01 594,60 2341947,27 -433043,32 -15,6 445,66

CERRP 3073731,56 4558 7,19 674,36 2287249,98 -786481,58 -25,6 COEF. VAR.% 501,81

CERES 4299050,00 3961 11,43 1085,34 1987669,41 -2311380,59 -53,8 48,51 501,81

CERTREL 5617868,94 3552 7,83 1581,61 1782429,12 -3835439,82 -68,3 1º Quartil

CERMC 2014331,60 1935 8,68 1041,00 971002,35 -1043329,25 -51,8 594,60

CEESAM 1876614,70 1091 11,05 1720,09 547474,71 -1329139,99 -70,8 594,60

CERAL ARARUAMA 3460221,07 4735 1,16 730,78 2806434,50 -653786,57 -18,9 MÉDIA

COOPERSUL 3835654,00 4442 2,67 863,50 2632773,40 -1202880,60 -31,4 985,52

CERGAPA 2161604,41 3157 5,83 684,70 1871153,90 -290450,51 -13,4 D. PADRÃO

CERVAM 2709654,08 3032 6,04 893,69 1797066,40 -912587,68 -33,7 608,01

CERNHE 1770201,00 2519 11,89 702,74 1493011,30 -277189,70 -15,7 COEF. VAR.%

CERAL ANITAPOLIS 1402208,09 2669 4,22 525,37 1581916,30 179708,21 12,8 61,69 592,70

CEDRI 1594632,19 2416 5,70 660,03 1431963,20 -162668,99 -10,2 1º Quartil 592,70

CERPRO 1378154,08 1290 2,20 1068,34 764583,00 -613571,08 -44,5 678,53

CERSAD 469063,23 1033 5,63 454,08 612259,10 143195,87 30,5 678,53

COOPERMILA 764000,00 962 3,85 794,18 570177,40 -193822,60 -25,4

CERAL DIS 1521500,00 873 1,70 1742,84 517427,10 -1004072,90 -66,0

ELETRORURAL 1445036,71 534 2,10 2706,06 316501,80 -1128534,91 -78,1

CERCOS 816806,46 4365 31,45 187,13 2587135,50 1770329,04 216,7

28

apresentaram variações que representariam reajustes de custos que podem chegar a 30,5% e

reduções de até 78,1%;

O mais grave é que utilizando-se o primeiro quartil, uma simples mudança no critério de

classificação poderia alterar o resultado para uma determinada cooperativa. Por exemplo, a

CEREJ que aparece no segundo cluster da tabela e que teria uma redução de 1% no custo,

poderia muito bem estar classificada no terceiro cluster “indefinido”, pois nada a difere das

demais cooperativas desse cluster. Essa simples mudança, alteraria a redução de custos

operacionais de 1% para um reajuste positivo de 20%, por conta da utilização do custo/UC do

outro cluster. Isso confirma a advertência encontrada na bibliografia de que: “As soluções não

são únicas, porque os membros de qualquer número de soluções dependem dos critérios

adotados; muitas soluções diferentes podem ser obtidas variando-se um ou mais critérios”.

Efetuada a padronização dos dados, conforme indicado para a análise de cluster, transformando as

duas variáveis de classificação para média igual a zero e desvio padrão a igual a 1, resultou:

O cruzamento dos eixos se dá na mediana das duas variáveis, de maneira que cada quadrante irá

representar um cluster, deixando de criar um quinto cluster indefinido.

No primeiro quadrante não foram considerados para o 1º quartil as cooperativas que apresentaram

mais do que três desvios padrões em uma das variáveis de classificação.

29

3.2. RESULTADO DAS ESTIMATIVAS DE CUSTOS OPERACIONAIS PARA AS COOPERATIVAS

Comentários:

Em linhas gerais: coeficientes de variação dos custo/UC altos, estimativas que representariam

até 48,07% de reajuste para os custos operacionais das cooperativas e até 75,15% de redução,

ou seja, nada muito diferente da classificação em 5 clusters sem padronização.

Porém, como alerta a bibliografia da classificação em clusters: “A Análise de Conglomerados

pode ser caracterizada como descritiva e não inferencial. Essa técnica não tem base

estatística a partir da qual se possa formular inferências sobre uma população com base

Cooperativa

Custo

Operacional

em Reais

UCUC por km

de Rede

CUSTO

R$ CO/UC

CUSTO R$

ESTIMADO

RESÍDUO

ESTIMADO-

REAL

RESIDUO

PERCENTUAL

CUSTO

R$ CO/UC

MEDIDAS

CERTEL 18.429.156,31 4,12 0,29 MÉDIA

COOPERA 7.382.800,00 0,88 3,31 510,78

CERGAL 6.942.516,63 0,48 3,78 D. PADRÃO

CETRIL 9.350.932,34 1,15 0,70 434,40 9921856,05 -570.923,71 -6,1 64,28

CERSUL 7.964.899,78 0,60 -0,15 502,33 7308415,38 -656484,3994 -8,2 COEF. VAR.%

CERBRANORTE 6.555.000,00 0,46 0,76 454,42 6648832,74 93832,73617 1,4 12,58

CERCI 7.698.268,00 0,32 0,19 590,36 6010452,61 -1687815,391 -21,9 1º Quartil

CEPRAG 5.589.906,45 0,18 0,63 480,44 5362854,00 -227052,4545 -4,1 460,92

CERMOFUL 6.625.185,02 0,12 1,28 602,73 5066479,68 -1558705,336 -23,5

COPREL 16.541.745,00 3,65 -0,93 MÉDIA

CERMISSOES 12.775.603,00 1,38 -0,60 536,16 10347238,44 -2428364,563 -19,0 542,49

CERTAJA 10.250.338,60 1,24 -0,47 457,52 9728870,65 -521467,9459 -5,1 D. PADRÃO

CRELUZ 10.992.884,00 1,01 -0,63 548,79 8698402,43 -2294481,569 -20,9 205,58

CERFOX 6.696.990,08 0,47 -0,76 461,23 6305267,00 -391723,0787 -5,8 COEF. VAR.%

COOPERLUZ 5.585.101,00 0,37 -0,91 410,97 5901417,26 316316,2554 5,7 37,90

CERILUZ 12.954.440,18 0,28 -0,67 1023,26 5497567,51 -7456872,671 -57,6 1º Quartil

CEREJ 3.635.000,00 0,03 -0,51 359,47 4391106,05 756106,0549 20,8 434,25

CERACA 3.369.000,00 -0,05 -0,55 364,33 4668539,34 1299539,344 38,6 MÉDIA

CERPALO 4.447.088,51 -0,03 1,55 467,92 4798291,11 351202,6036 7,9 657,70

CERIPA 9.138.619,16 -0,06 0,97 1002,37 4602906,15 -4535713,007 -49,6 D. PADRÃO

COOPERCOCAL 4.211.305,72 -0,07 1,10 463,85 4583721,07 372415,347 8,8 207,33

CEMIRIM 8.774.995,00 -0,16 -0,15 1078,54 4107628,00 -4667367,001 -53,2 COEF. VAR.%

CERIM 4.840.526,40 -0,19 0,34 617,89 3955157,05 -885369,352 -18,3 31,52

CERTHIL 5.933.398,31 -0,22 -0,92 782,15 3829949,11 -2103449,195 -35,5 1º Quartil

COORSEL 4.284.000,00 -0,29 -0,44 628,43 3441703,55 -842296,4519 -19,7 504,87

CRERAL 3.541.879,67 -0,31 -0,88 536,97 3330127,12 -211752,5461 -6,0

COOPERZEM 4.837.643,00 -0,32 -0,32 740,27 3299330,01 -1538312,989 -31,8

CEDRAP 3.268.758,21 -0,50 -0,43 692,53 2382989,69 -885768,5155 -27,1

COOPERNORTE 2.328.899,41 -0,52 -0,33 517,19 2273432,75 -55466,65699 -2,4

CEGERO 3.378.311,32 -0,46 0,24 660,47 3125605,82 -252705,4954 -7,5 MÉDIA

CERGRAL 2.131.633,58 -0,46 0,90 420,36 3098718,89 967085,3128 45,4 897,10

CEJAMA 2.380.287,33 -0,48 -0,11 490,48 2965506,37 585219,0369 24,6 D. PADRÃO

CERIS 2.774.990,59 -0,50 0,34 594,60 2851847,97 76857,38331 2,8 427,73

CERRP 3.073.731,56 -0,51 -0,15 674,36 2785241,71 -288489,8496 -9,4 COEF. VAR.%

CERES 4.299.050,00 -0,57 0,59 1085,34 2420434,93 -1878615,069 -43,7 47,68

CERTREL 5.617.868,94 -0,61 -0,04 1581,61 2170508,68 -3447360,262 -61,4 1º Quartil

CERMC 2.014.331,60 -0,77 0,11 1041,00 1182413,93 -831917,6663 -41,3 611,07

CEESAM 1.876.614,70 -0,85 0,52 1720,09 666673,70 -1209941,004 -64,5

CERNHE 1.770.201,00 -0,71 0,67 702,74 1539276,85 -230924,15 -13,0

CERAL ARARUAMA 3.460.221,07 -0,49 -1,20 730,78 3183652,87 -276568,1972 -8,0 MÉDIA

COOPERSUL 3.835.654,00 -0,52 -0,94 863,50 2986649,64 -849004,36 -22,1 1.011,23

CERGAPA 2.161.604,41 -0,65 -0,39 684,70 2122659,37 -38945,04 -1,8 D. PADRÃO

CERVAM 2.709.654,08 -0,66 -0,35 893,69 2038613,62 -671040,46 -24,8 628,77

CERAL ANITAPOLIS 1.402.208,09 -0,70 -0,67 525,37 1794544,78 392336,69 28,0 COEF. VAR.%

CEDRI 1.594.632,19 -0,72 -0,41 660,03 1624436,19 29804,00 1,9 62,18

CERPRO 1.378.154,08 -0,83 -1,02 1068,34 867352,10 -510801,98 -37,1 1º Quartil

CERSAD 469.063,23 -0,86 -0,42 454,08 694554,05 225490,82 48,1 672,37

COOPERMILA 764.000,00 -0,87 -0,73 794,18 646816,06 -117183,94 -15,3

CERAL DIS 1.521.500,00 -0,87 -1,11 1742,84 586975,49 -934524,51 -61,4

ELETRORURAL 1.445.036,71 -0,91 -1,04 2706,06 359043,43 -1085993,28 -75,2

30

em uma amostra, e é usada como técnica exploratória. As soluções não são únicas, porque

os membros de qualquer número de soluções dependem dos critérios adotados; muitas

soluções diferentes podem ser obtidas variando-se um ou mais critérios. Além disso, a Análise

de Conglomerados sempre cria grupos independentemente da verdadeira existência de

qualquer estrutura nos dados”.

As consequências do alerta acima pode ser visto nas variações dos custos estimados em relação aos

custos reais na opção de 5 clusters sem padronização e na opção de 4 clusters com padronização. Sete

cooperativas tiveram o sinal do reajuste tarifário invertido, fora as outras diferenças elevadas de variações.

COOPERATIVAS

VARIAÇÕES CUSTO

ESTIMADO/ REAL

5 CLUSTERS

VARIAÇÕES CUSTO

ESTIMADO/ REAL

4 CLUSTERS

INVERSÃO

DE SINAL

CEDRAP -37,62 -27,10

CEDRI -10,20 1,87 *

CEESAM -70,83 -64,47

CEGERO -24,02 -7,48

CEJAMA 2,31 24,59

CEMIRIM -59,94 -53,19

CEPRAG -25,93 -4,06

CERACA 18,58 38,57

CERAL ANITAPOLIS 12,82 27,98

CERAL ARARUAMA -18,89 -7,99

CERAL DIS -65,99 -61,42

CERBRANORTE -21,69 1,43 *

CERCI -39,72 -21,92

CEREJ -1,01 20,80 *

CERES -53,76 -43,70

CERFOX -22,84 -5,85

CERGAPA -13,44 -1,80

CERGRAL 19,38 45,37

CERILUZ -65,22 -57,56

CERIM -30,08 -18,29

CERIPA -56,90 -49,63

CERIS -15,61 2,77 *

CERMC -51,80 -41,30

CERMISSOES -33,63 -19,01

CERMOFUL -40,96 -23,53

CERNHE -15,66 -13,05

CERPALO -7,67 7,90 *

CERPRO -44,52 -37,06

CERRP -25,59 -9,39

CERSAD 30,53 48,07

CERSUL -29,16 -8,24

CERTAJA -22,22 -5,09

CERTHIL -44,76 -35,45

CERTREL -68,27 -61,36

CERVAM -33,68 -24,76

CETRIL -18,08 -6,11

COOPERCOCAL -6,86 8,84 *

COOPERLUZ -13,41 5,66 *

COOPERMILA -25,37 -15,34

COOPERNORTE -16,47 -2,38

COOPERSUL -31,36 -22,13

COOPERZEM -41,64 -31,80

COORSEL -31,25 -19,66

CRELUZ -35,16 -20,87

CRERAL -19,54 -5,98

ELETRORURAL -78,10 -75,15

31

4. APLICAÇÃO DO MODELO ANEEL ÀS DISTRIBUIDORAS

Em primeiro lugar, é interessante observar que o padrão de dispersão das cooperativas e das

distribuidoras segundo as duas variáveis de classificação em clusters apresentam uma semelhança

considerável.

Como não se pode garantir que não haja elevada distorção nos custos das permissionárias optou-se

por aplicar o modelo para as distribuidoras, dado que elas já passaram pelo processo de estimação de

custos quando das respectivas revisões tarifárias e, portanto, há uma garantia de que não existam grandes

distorções em relação ao que deveriam ser os seus custos.

Assim, um ponto importante para a validação do modelo da ANEEL é que as variações entre os

custos operacionais reais das distribuidoras e os estimados sejam aproximadamente nulas.

Aqui foi adotada a opção de 4 clusters com as variáveis padronizadas, dado que não se tem

especificado na nota técnica o critério do quinto cluster (terceiro na nota técnica). Também foi utilizado o

quartil conforme a definição do mesmo na bibliografia estatística.

Importante relembrar da teoria de análise de clusters, que o estabelecimento de clusters por si só não

traz nenhuma garantia de melhores modelos de estimação.

Quando aplicado às distribuidoras, o procedimento de criação dos clusters na forma proposta reduz a

variância do custo por unidade consumidora dentro do cluster, que, ainda assim, permanece alta, com o

coeficiente de variação indo de 25,53% no cluster menos heterogêneo a 57,34% no mais heterogêneo. Isso

demonstra que, mesmo em se tratando de empresas que já passaram pelo processo de revisão de custos, o

modelo proposto não conseguiu gerar clusters homogêneos quanto ao custo por unidade consumidora.

O resultado da constatação feita no item anterior é que as estimativas de custos feitas pela proposta

do 1º quartil apresentaram resultados que variam de 70,99% abaixo do real até 55,75% acima do custo real,

quando na realidade deveriam apresentar variações bem inferiores a essas.

32

4.1. RESULTADOS DAS ESTIMATIVAS DE CUSTOS OPERACIONAIS PARA AS DISTRIBUIDORAS

5. MODELO PROPOSTO PELA INFRACOOP

A partir das análises realizadas pode-se constatar que não há garantias de que qualquer modelo

utilizando os custos operacionais totais com uma ou mais variáveis dentre UC, km de rede e GWh venham a

EmpresaCustos

Operacionais R$

UC

Padronizado

UC por km de

Rede

Padronizado

CUSTO

R$ CO/UC

CUSTO R$

ESTIMADO

RESÍDUO

ESTIMADO-REAL

RESIDUO

%

CUSTO

R$ CO/UC

AMAZONAS 224.558.917,62 -0,16 1,18 331,54 93.488.824,91 -131.070.092,71 -58,4

AMPLA 446.854.953,01 1,47 1,33 188,90 326.511.708,75 -120.343.244,25 -26,9 MÉDIA

BANDEIRANTE 279.779.538,92 0,62 1,83 188,72 204.628.035,39 -75.151.503,53 -26,9 186,31

CEAL 224.198.789,64 -0,01 -0,03 269,56 114.798.867,57 -109.399.922,06 -48,8 D. PADRÃO

CEB 225.676.552,84 -0,02 1,47 272,97 114.111.353,81 -111.565.199,03 -49,4 66,96

CELPE 356.893.144,57 2,08 -0,10 119,19 413.289.646,12 56.396.501,56 15,8 COEF. VAR.%

COELCE 325.234.142,71 1,84 -0,23 118,49 378.861.619,93 53.627.477,22 16,5 35,94

COSERN 125.143.623,04 0,23 -0,10 116,35 148.460.841,44 23.317.218,40 18,6

CPFLPAULISTA 505.472.806,64 2,57 0,84 144,31 483.481.247,62 -21.991.559,02 -4,4 1º Quartil

ESE 104.110.842,21 -0,26 -0,16 182,60 78.696.571,44 -25.414.270,77 -24,4 138,03

LIGHT 572.753.299,45 2,70 2,42 157,34 502.444.687,62 -70.308.611,83 -12,3

PIRATININGA 199.249.337,37 0,51 2,34 145,70 188.750.749,60 -10.498.587,77 -5,3

AES SUL 210.034.697,24 0,30 -0,75 182,56 223.753.552,72 13.718.855,48 6,5

CEEE 391.288.328,80 0,58 -0,42 272,09 279.677.259,89 -111.611.068,91 -28,5 MÉDIA

CELESC 731.230.800,18 1,35 -0,72 326,86 435.078.039,04 -296.152.761,14 -40,5 237,15

CELG 702.870.364,85 1,33 -1,01 317,58 430.424.312,37 -272.446.052,48 -38,8 D. PADRÃO

CELPA 440.559.844,52 0,80 -0,55 264,34 324.133.991,75 -116.425.852,76 -26,4 60,55

CELTINS 127.969.357,67 -0,41 -1,31 306,18 81.283.600,07 -46.685.757,59 -36,5 COEF. VAR.%

CEMAR 210.814.354,99 0,82 -0,50 124,89 328.271.570,64 117.457.215,65 55,7 25,53

CEMAT 291.621.296,88 0,15 -1,13 293,86 192.995.845,95 -98.625.450,93 -33,8

CEPISA 208.616.759,49 0,05 -0,52 233,77 173.552.638,46 -35.064.121,02 -16,8

COPEL 1.030.811.331,91 2,69 -0,68 284,11 705.616.652,64 -325.194.679,27 -31,5

ELEKTRO 421.453.770,14 1,24 -0,43 198,46 413.012.841,25 -8.440.928,88 -2,0 1º Quartil

EMG 74.652.712,68 -0,46 -0,78 201,08 72.201.545,76 -2.451.166,92 -3,3 194,48

ENERSUL 208.022.494,82 -0,06 -1,05 265,06 152.631.569,53 -55.390.925,29 -26,6

EPB 178.790.110,72 0,21 -0,67 168,74 206.066.894,18 27.276.783,46 15,3

ESCELSA 237.059.063,23 0,33 -0,37 199,98 230.543.652,23 -6.515.411,01 -2,7

RGE 189.905.561,15 0,37 -0,79 154,89 238.448.710,07 48.543.148,92 25,6

BOA_VISTA_ENERGIA 65.012.675,07 -0,74 0,15 822,64 19.431.779,88 -45.580.895,19 -70,1

CAIUA 45.720.850,54 -0,62 -0,11 221,93 50.656.043,08 4.935.192,53 10,8 MÉDIA

CFLO 13.904.983,10 -0,77 0,11 285,55 11.973.206,29 -1.931.776,81 -13,9 356,93

CJE 8.777.772,13 -0,78 0,56 276,40 7.808.709,04 -969.063,10 -11,0 D. PADRÃO

COOPERALIANÇA 10.439.451,39 -0,78 -0,14 339,44 7.562.089,75 -2.877.361,64 -27,6 204,65

DEMEI 7.344.188,07 -0,79 2,63 274,27 6.583.972,62 -760.215,46 -10,4 COEF. VAR.%

DME-PC 22.996.102,66 -0,75 1,49 367,33 15.392.928,17 -7.603.174,49 -33,1 57,34

EBO 28.602.803,34 -0,66 0,40 178,13 39.482.935,82 10.880.132,48 38,0

EFLUL 3.876.046,19 -0,81 -0,35 847,59 1.124.416,73 -2.751.629,47 -71,0

ENF 23.257.103,73 -0,73 1,35 254,63 22.457.845,17 -799.258,55 -3,4

EVP 39.720.743,68 -0,66 -0,34 253,87 38.471.378,69 -1.249.364,99 -3,1 1º Quartil

HIDROPAN 5.335.519,96 -0,80 0,43 364,15 3.602.657,75 -1.732.862,21 -32,5 245,88

JOAOCESA 1.500.275,63 -0,81 1,66 589,73 625.522,89 -874.752,74 -58,3

MOCOCA 6.947.285,18 -0,78 -0,15 175,78 9.717.734,10 2.770.448,92 39,9

MUXFELDT 1.636.107,33 -0,81 1,59 191,58 2.099.829,19 463.721,85 28,3

NACIONAL 26.162.288,20 -0,72 0,35 267,87 24.015.013,66 -2.147.274,53 -8,2

BRAGANTINA 32.807.983,07 -0,69 -0,42 264,78 26.888.678,17 -5.919.304,89 -18,0

CHESP 9.858.068,25 -0,79 -1,12 338,65 6.317.071,89 -3.540.996,36 -35,9 MÉDIA

COCEL 12.163.593,15 -0,78 -0,56 313,25 8.426.379,25 -3.737.213,90 -30,7 286,92

CPEE 10.852.306,87 -0,77 -0,47 217,56 10.824.956,90 -27.349,97 -0,3 D. PADRÃO

CSPE 10.907.512,83 -0,75 -0,53 155,55 15.217.394,25 4.309.881,43 39,5 87,03

ELETROACRE 61.732.238,72 -0,63 -0,59 324,43 41.291.862,73 -20.440.375,98 -33,1 COEF. VAR.%

ELETROCAR 10.573.431,60 -0,78 -0,83 328,52 6.984.368,16 -3.589.063,44 -33,9 30,33

IENERGIA 13.920.302,58 -0,79 -0,92 484,10 6.240.034,38 -7.680.268,20 -55,2

SANTACRUZ 31.686.065,88 -0,64 -0,45 179,25 38.359.664,82 6.673.598,95 21,1 1º Quartil

SANTAMARIA 22.233.712,37 -0,73 -0,98 260,32 18.534.562,31 -3.699.150,05 -16,6 217,01

SULGIPE 25.073.746,49 -0,70 -0,63 215,36 25.265.249,46 191.502,97 0,8

UHENPAL 5.025.208,48 -0,80 -1,20 361,29 3.018.349,46 -2.006.859,03 -39,9

33

apresentar resultados confiáveis. Assim optou-se por dividir os custos operacionais em três grupos e

estabelecer modelos independentes para cada um deles para depois obter o custo operacional total pela

soma dos mesmos.

Assim a proposta é:

i) Separar os custos operacionais em três grupos: 1º grupo: custos de pessoal e administrativos; 2º

grupo: custos de materiais; 3º grupo: custos de serviços, arrendamento e aluguéis, seguros, tributos

e outros;

j) Para a consistência dos dados, calcular os seguintes custos médios: custos do 1º grupo por UC,

custos do 2º grupo por km e custos do 3º grupo por GWh, e eliminar da análise as cooperativas com

valores de custos não disponíveis ou cujos custos médios sejam visualmente discrepantes;

k) Construir a matriz de correlação entre os três grupos e as variáveis unidades consumidoras-UC,

extensão de rede- km e mercado-GWh, e verificar para cada grupo com qual ou quais variáveis

ocorrem correlações mais significativas;

l) Construir a matriz identidade para as variáveis UC, km e GWh com o objetivo de verificar as

correlações entre essas variáveis;

m) Estabelecer um modelo de regressão para cada grupo de custos com as variáveis UC, km e GWh

não significativamente correlacionadas entre si;

n) Em cada modelo de regressão estimar os custos de cada grupo e dois intervalos para a média de

todos os possíveis valores de custos correspondente a cada valor da variável independente, um

intervalo de confiança com 90 % de probabilidade e outro com 99,9% de probabilidade. Esses

intervalos são muito mais restritos do que os intervalos de predições para cada valor individual de

custos.

o) As cooperativas que tiverem os custos dentro do intervalo de 90% de probabilidade terão os seus

custos estimados pelo modelo de regressão. As que tiverem os seus custos entre o IC com 90% de

probabilidade e o IC com 99,9% de probabilidade terão os seus custos estimados pelo limite inferior

do IC-90% se estiverem abaixo desse limite e pelo limite superior do IC-90% se estiverem acima

desse limite. As demais cooperativas terão os seus custos estimados pelo limite inferior do IC-

99,9%, se estiverem abaixo desse limite e pelo limite superior do IC-99,9% se estiverem acima

desse limite;

p) O custo operacional total será a soma dos custos dos três grupos, limitados à uma variação de 15%

para menos e 15% para mais. Essa limitação é estabelecida em função da variância não explicada

pelos modelos de regressão.

34

6. SIMULAÇÕES

6.1. DADOS COLETADOS

Item Descrição 8 Serviços de Terceiros - NG 21

DADOS GERAIS 8.1 Manut. e Conserv. Bens e Instalações

vinculadas ao Serviço Concedido

1 Número de Unidades Consumidoras em 31/12/10 8.2 Auditoria e Consultoria

2 Número de Medidores em 31/12/10 8.3 Serviços Jurídicos

3 km de Redes Urbanas em 31/12/10 8.4 Serviços de Informática

4 km de Redes Rurais em 31/12/10 8.4.1 Manutenção de Hardware / Software

5 km de Redes - Total em 31/12/10 8.4.2 Outros

6 Nº Trafos Urbanos em 31/12/10 8.5 Viagens (Passagens Aéreas, etc)

7 Nº Trafos Rurais em 31/12/10 8.6 Transportes (inclui Fretes)

8 Nº Trafos - Total em 31/12/10 8.7 Propaganda e Publicidade (exceto Publicações

Oficiais)

9 Potência Trafos Urbanos (kVA) em 31/12/10 8.8 Publicações Oficiais

10 Potência Trafos Rurais (kVA) em 31/12/10 8.9 Serviço de Engenharia e Supervisão de Obras

11 Potência Trafos - Total (kVA) em 31/12/10 8.10 Gestão Comercial

12 km de Linhas - Tensão ≥ 69 kV - Total em 31/12/10 8.11 Outros Serviços Terceirizados

13 Nº de Subestações em 31/12/10 8.12 (+) Créditos de Tributos Recuperáveis

14Potência Total dos Trafos das Subestações (MVA)

em 31/12/108.13 (-) Transferências da Administração Central

15 Mercado (MWh) em 2010 8.14 (+) Transferências para Ordens em Curso

16 Área Atendida (km2) 9 Arrendamento e Aluguéis - NG 91

17 Nº Total de Áreas Descontínuas 9.1 Arrendamentos (leasing)

Item CUSTOS OPERACIONAIS 9.2 Aluguéis em Geral

Valor Total de Custos Operacionais 9.3 (+) Créditos de Tributos Recuperáveis

1 Pessoal - NG 01 9.4 (-) Transferências da Administração Central

1.1 Remuneração 9.5 (+) Transferências para Ordens em Curso

1.2 Encargos 10 Seguros - NG 92

1.3 Encargos Adicionais e Benefícios 10.1 Seguros de Ativos

1.3.1 Previdência Privada / Complementar 10.2 Outros Seguros

1.3.2 Previdência - Fundação - Mantenedora 10.3 (+) Créditos de Tributos Recuperáveis

1.3.3 Previdência - Déficit ou Superávit Atuarial 10.4 (-) Transferências da Administração Central

1.3.4

Outros Benefícios (Assistência Médica e

Odontológica, Auxílio Transporte, Alimentação,

Creche, Cesta Básica, Seguros, Capacitação)

10.5 (+) Transferências para Ordens em Curso

1.3.5 Programa de Aposentadoria / Demissão

Voluntária 16 Tributos - NG 93

1.3.6 Despesas Rescisórias (multa, indenizações, etc) 16.1 Tributos

1.3.7 Participação nos Lucros e Resultados - PLR 16.2 (+) Créditos de Tributos Recuperáveis

1.3.8 Outros 16.3 (-) Transferências da Administração Central

1.4 (+) Créditos de Tributos Recuperáveis 16.4 (+) Transferências para Ordens em Curso

1.5 (-) Transferências da Administração Central 21 Outros - NG 99

1.6 (+) Transferências para Ordens em Curso 21.1 Indenização por Perdas e Danos

2 Administradores - NG 02 21.2 Consumo Próprio de Energia

2.1 Honorários e Encargos (Diretoria e Conselho) 21.3 Despesas com Estagiários e Programa de

Iniciação ao Trabalho

2.2 (+) Créditos de Tributos Recuperáveis 21.5 Despesas com Comunicação Interna,

Reprografia 2.3 (-) Transferências da Administração Central 21.11 Taxa de Arrecadação

2.4 (+) Transferências para Ordens em Curso 21.12 Taxas Bancárias

6 Materiais - NG 11 21.13 Outros - Especificar 01

6.1 Materiais - Veículos (Combustíveis,

Lubrificantes,etc) 21.14 Outros - Especificar 02

6.2 Outros 21.15 Outros - Especificar 03

6.3 (+) Créditos de Tributos Recuperáveis 21.16 Outros - Especificar 04

6.4 (-) Transferências da Administração Central 21.17 Outros - Especificar 05

6.5 (+) Transferências para Ordens em Curso 21.18 Outros - Especificar 06

35

6.2. DADOS SELECIONADOS

Das análises realizadas, resultou mais conveniente agrupar os custos nos três grupos citados no item 6

deste relatório e utilizar as variáveis UC, km e GWh citadas no mesmo item, conforme abaixo:

1 2 3 A B C

TOTAL PESSOAL +

ADMINISTRADORES

TOTAL

MATERIAIS

TOTAL SERVIÇOS

TERC.,ARREND.AL

UGUÉIS.,SEG.

NÚMERO DE

UNIDADES

CONSUMIDORAS

km DE REDES -

TOTAL em

31/12/10

MERCADO

(MWh) EM

2010

CERIPA 5825903,89 1847085,58 1465629,69 8991 2412,14 95759,69CERES 2635050 309400 1678600 3782 346,66 13571,45

CERPRO 990079,53 150575,53 237499,02 1362 585,59382 21358,58CERRP 511306,62 123346,22 2492485,03 4298 634,3701446 34548,76

CERTAJA ENERGIA 6042880,22 772006,23 4296677,88 22124 4187,47 83119,51CERCOS 589866,82 69365,56 157574,08 4206 138,792 5751,77CERNHE 1214711 77468 478022 2519 863,87 8587,5CERIM 2492228,79 486918,76 1861330,83 7447 784,779 26808,87CERMC 1319147,16 166558,08 528626,36 1927 223,004 18510,1CETRIL 4133876,84 2464023,43 2757655,48 20917 1779,25 55971,53

CERAL DIS 752900 127700 640900 860 513,032 18392,54CERIS 1924947,46 279448,87 508161,29 4434 466,18 12628

CEDRAP 2133275,13 383722,85 767137,34 3058 843,6 24809,11CEDRI 913549,89 293858,57 387223,73 2317 423,75 6399,51

CEJAMA 1592758,97 299754,99 473974,14 4760 655,65 24058,78CERAÇA 1999000 606000 1398000 16 1888,2 9606,56

CERAL ANITÁPOLIS 0 0 0 0 0 0CERBRANORTE 4148000 0 3355000 14445 1163,96 91783,52

CEREJ 2449000 503000 798000 9782 1979,84 24857,91

CERGAL 4397086,5 991708,49 1553721,64 14230 492,81 48928,85CERGRAL 1389349,61 233946,07 741819,58 4888 383,93 17989,61CERPALO 2815305,71 543986,61 1087796,19 9237 560,38 31175,63CERSUL 5440366,28 1275115,94 1490309,49 15618 2199,14 104689,84

COOPERA 5219700 694300 1723200 18542 1293645,17 171716,81COOPERMILA 372000 133000 259000 940 250,01 7999

COORSEL 2554000 458000 1697000 6686 1230,09 34593,52CERMISSÕES 9735568 1311519 1874664 23468 5155,61 81975,21COOPERLUZ 3472678 675740 1515177 13329 4837,56 42014,55

COPREL 6867603 4304932 5369210 46517 17188 261835,27CEPRAG 3905870 303692,56 1380343,89 11360 996,03 30005,92

CERGAPA 1444203,91 169446,13 691401,06 3251 541,93 18296,18CERTREL 0 0 0 0 0 0

CERTEL ENERGIA 9031147,58 417363 10293991,73 50785 5249,69 282552,31CRELUZ-D 5895585 1236364 3860935 19711 4490,7 63371,53CRERAL 2123432,55 574919,62 843527,5 6605 2182,86 24291,36

CERMOFUL 0 0 0 0 0 0COOPERCOCAL 2712164,78 797348,08 835052,86 8844 631,65 43004,54

CERILUZ 6636734,77 1289475,27 3234971,28 13129 2996,05 82299CEESAM 139145 85642,1 1775075,33 1064 93,2 17980,68CEGERO 2028927,71 425613,16 1087485,3 5015 542,928 89088,29CELETRO 0 0 0 0 0 0CEMIRIM 1216485 377741 7180769 7805 1130,76 102742,01

CERAL ARARUAMA 1674256,8 105138,73 1708706,45 4516 453,68 12689,07CERCI 0 0 0 0 0 0

CERFOX 4766713,63 531422,01 1677678,97 14482 3904,63 47544,81CERSAD 217526,35 47637,9 88930,39 1018 183,39 6053,21CERTHIL 3906822,6 744996,44 1357386,99 7434 2714,82 24768,79CERVAM 1326855,23 287589,55 1183508,94 2829 501,87 30115,98

COOPERNORTE 1560471 176889 94730 4433 485,72 9636,83COOPERSUL 0 0 0 0 0 0COOPERZEM 2779492 625554 1740978 6368 1054,64 27151,92

ELETRORURAL 1065317,17 87473,87 292245,666 527 254,37271 23251,17

COOPERATIVAS

36

6.3. COOPERATIVAS ELIMINADAS DA ANÁLISE

1/A 2/B 3/C

(PESSOAL + ADM)

/ UC

MATERIAIS / km

REDES

SERV.ARR.ALUG.S

EG.TRIB.OUTR. /

MWh

CERIPA 647,97 765,75 15,31

CERES 696,73 892,52 123,69

CERPRO 726,93 257,13 11,12

CERRP 118,96 194,44 72,14

CERTAJA ENERGIA 273,14 184,36 51,69

CERCOS 140,24 499,78 27,40

CERNHE 482,22 89,68 55,66

CERIM 334,66 620,45 69,43

CERMC 684,56 746,88 28,56

CETRIL 197,63 1.384,87 49,27

CERAL DIS 875,47 248,91 34,85

CERIS 434,13 599,44 40,24

CEDRAP 697,60 454,86 30,92

CEDRI 394,28 693,47 60,51

CEJAMA 334,61 457,19 19,70

* CERAÇA 124.937,50 320,94 145,53

* CERAL ANITÁPOLIS #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!

* CERBRANORTE 287,16 0,00 36,55

CEREJ #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!

* CERGAL 309,00 2.012,35 31,75

CERGRAL 284,24 609,35 41,24

CERPALO 304,79 970,75 34,89

CERSUL 348,34 579,82 14,24

* COOPERA 281,51 0,54 10,04

COOPERMILA 395,74 531,98 32,38

COORSEL 381,99 372,33 49,06

CERMISSÕES 414,84 254,39 22,87

COOPERLUZ 260,54 139,69 36,06

COPREL 147,64 250,46 20,51

CEPRAG 343,83 304,90 46,00

CERGAPA 444,23 312,67 37,79

* CERTREL #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!

CERTEL ENERGIA 177,83 79,50 36,43

CRELUZ-D 299,10 275,32 60,93

CRERAL 321,49 263,38 34,73

* CERMOFUL #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!

COOPERCOCAL 306,67 1.262,33 19,42

CERILUZ 505,50 430,39 39,31

CEESAM 130,78 918,91 98,72

CEGERO 404,57 783,92 12,21

* CELETRO #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!

CEMIRIM 155,86 334,06 69,89

CERAL ARARUAMA 370,74 231,75 134,66

* CERCI #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!

CERFOX 329,15 136,10 35,29

CERSAD 213,68 259,76 14,69

CERTHIL 525,53 274,42 54,80

CERVAM 469,02 573,04 39,30

COOPERNORTE 352,01 364,18 9,83

* COOPERSUL #DIV/0! #DIV/0! #DIV/0!

COOPERZEM 436,48 593,14 64,12

ELETRORURAL 2.021,47 343,88 12,57

COOPERATIVAS

CUSTOS MÉDIOS POR CATEGORIA

AS COOPERATIVAS COM VALORES INEXISTENTES OU EXCESSIVAMENTE

DISCREPANTES ESTÃO ASSINALADAS COM ASTERISCO NA COLUNA "A"

37

6.4. COOPERATIVAS RESULTANTES E CORRELAÇÕES

Com as cooperativas que restaram após a consistência dos dados foi calculada a matriz de

correlação entre os três grupos de custos e as variáveis unidades consumidoras (UC), extensão de rede

(km) e mercado (GWh), onde pode-se verificar que para o primeiro grupo de custos a correlação mais

significativa é com a variável UC, para o segundo grupo de custos com a variável km de rede e para o

terceiro grupo com a variável GWh.

AS CORRELAÇÕES ENTRE OS CUSTOS DE PESSOAL, MATERIAIS E

SERVIÇOS COM AS VARIÁVEIS UC, km e GWh, DIRECIONAM PARA

A CONSTRUÇÃO DOS MODELOS DE CUSTOS: PESSOAL x UC, MATE-

RIAIS x km e SERVIÇOS x GWh

UC km GWh

Pessoal + Adm 0,836960732 0,681813088 0,788330145

Materiais 0,668985719 0,826335851 0,531152114

Serv+Arr.+al+se+o 0,722216163 0,638133508 0,834026813

1 2 3

TOTAL PESSOAL

NG1 +

ADMINISTRADORES

NG2

TOTAL MATERIAIS

TOTAL

SERV.ARREND.ALUG.S

EG. TRIBUT.OUTROS

CERIPA 5.825.903,89 1.847.085,58 1.465.629,69

CERES 2.635.050,00 309.400,00 1.678.600,00

CERPRO 990.079,53 150.575,53 237.499,02

CERRP 511.306,62 123.346,22 2.492.485,03

CERTAJA ENERGIA 6.042.880,22 772.006,23 4.296.677,88

CERCOS 589.866,82 69.365,56 157.574,08

CERNHE 1.214.711,00 77.468,00 478.022,00

CERIM 2.492.228,79 486.918,76 1.861.330,83

CERMC 1.319.147,16 166.558,08 528.626,36

CETRIL 4.133.876,84 2.464.023,43 2.757.655,48

CERAL DIS 752.900,00 127.700,00 640.900,00

CERIS 1.924.947,46 279.448,87 508.161,29

CEDRAP 2.133.275,13 383.722,85 767.137,34

CEDRI 913.549,89 293.858,57 387.223,73

CEJAMA 1.592.758,97 299.754,99 473.974,14

CEREJ 2.449.000,00 503.000,00 798.000,00

CERGRAL 1.389.349,61 233.946,07 741.819,58

CERPALO 2.815.305,71 543.986,61 1.087.796,19

CERSUL 5.440.366,28 1.275.115,94 1.490.309,49

COOPERMILA 372.000,00 133.000,00 259.000,00

CERMISSÕES 9.735.568,00 1.311.519,00 1.874.664,00

COOPERLUZ 3.472.678,00 675.740,00 1.515.177,00

COPREL 6.867.603,00 4.304.932,00 5.369.210,00

CEPRAG 3.905.870,00 303.692,56 1.380.343,89

CERGAPA 1.444.203,91 169.446,13 691.401,06

CERTEL ENERGIA 9.031.147,58 417.363,00 10.293.991,73

CRELUZ-D 5.895.585,00 1.236.364,00 3.860.935,00

CRERAL 2.123.432,55 574.919,62 843.527,50

COOPERCOCAL 2.712.164,78 797.348,08 835.052,86

CERILUZ 6.636.734,77 1.289.475,27 3.234.971,28

CEESAM 139.145,00 85.642,10 1.775.075,33

CEGERO 2.028.927,71 425.613,16 1.087.485,30

CEMIRIM 1.216.485,00 377.741,00 7.180.769,00

CERAL ARARUAMA 1.674.256,80 105.138,73 1.708.706,45

CERFOX 4.766.713,63 531.422,01 1.677.678,97

CERSAD 217.526,35 47.637,90 88.930,39

CERTHIL 3.906.822,60 744.996,44 1.357.386,99

CERVAM 1.326.855,23 287.589,55 1.183.508,94

COOPERNORTE 1.560.471,00 176.889,00 94.730,00

COOPERZEM 2.779.492,00 625.554,00 1.740.978,00

ELETRORURAL 1.065.317,17 87.473,87 292.245,67

TOTAL 118.045.504,00 25.116.778,71 71.195.191,49

COOPERATIVAS

38

Foi construída também a matriz identidade para as variáveis UC, km e GWh onde pode-se verificar as

correlações significativas entre as três variáveis. Esta relação de “dependência” entre as variáveis

contraindica o uso das mesmas em modelos de regressão múltipla.

CORRELAÇÕES ALTAS ENTRE AS "VARIÁVEIS INDEPENDENTES"

DESACONSELHAM REGRESSÃO MÚLTIPLA COM A VARIÁVEL

DEPENDENTE CUSTOS OPERACIONAIS TOTAIS

UC km GWh

UC 1 0,822871649 0,908083845

km 0,822871649 1 0,767770353

GWh 0,908083845 0,767770353 1

A B C

NÚMERO DE

UNIDADES

CONSUMIDORAS

KILOMETROS DE

REDES - TOTAL em

31/12/10

MERCADO MWh -

2010

CERIPA 8.991 2.412,14 95.759,69

CERES 3.782 346,66 13.571,45

CERPRO 1.362 585,59 21.358,58

CERRP 4.298 634,37 34.548,76

CERTAJA ENERGIA 22.124 4.187,47 83.119,51

CERCOS 4.206 138,79 5.751,77

CERNHE 2.519 863,87 8.587,50

CERIM 7.447 784,78 26.808,87

CERMC 1.927 223,00 18.510,10

CETRIL 20.917 1.779,25 55.971,53

CERAL DIS 860 513,03 18.392,54

CERIS 4.434 466,18 12.628,00

CEDRAP 3.058 843,6 24809,11

CEDRI 2.317 423,75 6399,51

CEJAMA 4.760 655,65 24058,78

CEREJ 9.782 1979,84 24857,91

CERGRAL 4.888 383,93 17989,61

CERPALO 9.237 560,38 31175,63

CERSUL 15.618 2199,14 104689,84

COOPERMILA 940 250,01 7999

CERMISSÕES 23.468 5155,61 81975,21

COOPERLUZ 13.329 4837,56 42014,55

COPREL 46.517 17188 261835,27

CEPRAG 11.360 996,03 30005,92

CERGAPA 3.251 541,93 18296,18

CERTEL ENERGIA 50.785 5249,69 282552,31

CRELUZ-D 19.711 4490,7 63371,53

CRERAL 6.605 2182,86 24291,36

COOPERCOCAL 8.844 631,65 43004,54

CERILUZ 13.129 2996,05 82299

CEESAM 1.064 93,2 17980,68

CEGERO 5.015 542,928 89088,29

CEMIRIM 7.805 1130,76 102742,01

CERAL ARARUAMA 4.516 453,68 12689,07

CERFOX 14.482 3904,63 47544,81

CERSAD 1.018 183,39 6053,21

CERTHIL 7.434 2714,82 24768,79

CERVAM 2.829 501,87 30115,98

COOPERNORTE 4.433 485,72 9636,83

COOPERZEM 6.368 1054,64 27151,92

ELETRORURAL 527 254,37 23251,17

TOTAL 385.957,00 75.821,53 1.957.656,32

COOPERATIVAS

39

6.5. MODELOS DE REGRESSÃO

No gráfico abaixo são apresentados os dois modelos de regressão resultantes para o primeiro grupo

de custos com a variável UC.

O modelo com constante diferente de zero foi utilizado para as duas permissionárias com maior

número de consumidores, Coprel e Certel Energia, face aos ganhos de escala, e para as demais

cooperativas foi utilizado o modelo com a constante igual a zero. A razão de se ter adotado para as duas

cooperativas maiores o modelo com constante diferente de zero foi o ganho de escala. Acontece que no

modelo com constante diferente de zero, a inclinação de reta é menor, projetando um custo operacional

menor na faixa de maior número de consumidores em função do ganho de escala que se tem na utilização

de mão de obra. Se fosse utilizado o modelo com constante diferente de zero para as demais cooperativas,

as cooperativas muito pequenas teriam um reajuste do custo operacional extremamente elevado em função

da constante.

Deve ser observado que o coeficiente de explicação é menor do que para o modelo custo total x UC.

Não que o ajuste aqui seja pior, mas devido à redução na variação dos custos quando se divide o mesmo

em três grupos de custos. O coeficiente de explicação analisado isoladamente pode não significar melhor

ajuste de um modelo em relação a outro.

O gráfico seguinte apresenta o modelo de regressão resultante para o segundo grupo de custos com

a variável km.

A correlação mais significativa da variável “custos com materiais” com km de rede era esperada pela

experiência vivenciada pelos profissionais das cooperativas em relação a esses custos.

40

O terceiro grupo de custos, onde tem maior pesos os custos com serviços de terceiros, resultou no

modelo de regressão com o mercado em GWh abaixo:

7. RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES

A estimativa final obedeceu a seguinte regra: as cooperativas que tiveram os custos, em cada um dos

3 agrupamentos definidos (1.Custos de pessoal e administrativos, 2. custos de material e 3. custos de

41

serviços, arrendamento, seguros, tributos e outros), dentro do intervalo de confiança (IC) com 90% de

probabilidade tiveram os seus custos estimados pelo modelo de regressão. As que tiveram os seus custos

entre o IC com 90% de probabilidade e o IC com 99,9% de probabilidade tiveram os seus custos estimados

pelo limite inferior do IC-90% quando ficaram abaixo desse limite e pelo limite superior do IC-90% quando

ficaram acima desse limite. As demais cooperativas tiveram os seus custos estimados pelo limite inferior do

IC-99,9%, quando ficaram abaixo desse limite e pelo limite superior do IC-99,9% quando ficaram acima

desse limite.

Os resultados do valor estimado e do desvio padrão foram obtidos do processamento dos dados no

software SPSS.

Grupo 1: Custos Operacionais x Unidades Consumidoras (UC)

t-student = 1,684 1,684 3,551 3,551

COOPERATIVA UC

1º GRUPO

CUSTOS ESTIMADO 1 D.PADRÃO LMCI 90% UMCI 90% LMCI 99,9% UMCI 99,9%ESTIMADO

LIMITES REGR.

CERIPA 8.991 5.825.903,89 2.125.085,70 154.496,99 1.864.912,77 2.385.258,63 1576466,891 2673704,504 2.673.704,50CERES 3782 2.635.050,00 893.902,14 64.988,06 784.462,25 1.003.342,02 663129,5497 1124674,723 1.124.674,72

CERPRO 1362 990.079,53 321.918,22 23.403,95 282.505,97 361.330,47 238810,8003 405025,6405 405.025,64CERRP 4298 511.306,62 1.015.862,34 73.854,75 891.490,94 1.140.233,74 753604,1261 1278120,56 753.604,13

CERTAJA ENERGIA 22124 6.042.880,22 5.229.162,05 380.168,10 4.588.958,97 5.869.365,13 3879185,129 6579138,965 5.869.365,13CERCOS 4206 589.866,82 994.117,50 72.273,87 872.408,31 1.115.826,69 737473 1250762 737.473,00CERNHE 2519 1.214.711,00 595.383,26 43.285,28 522.490,85 668.275,66 441677,2437 749089,272 749.089,27CERIM 7447 2.492.228,79 1.760.150,50 127.965,64 1.544.656,37 1.975.644,64 1305744,515 2214556,494 2.214.556,49CERMC 1927 1.319.147,16 455.459,92 33.112,63 399.698,24 511.221,60 337876,9546 573042,8849 573.042,88CETRIL 20917 4.133.876,84 4.943.879,16 359.427,60 4.338.603,09 5.549.155,23 3667551,769 6220206,551 4.338.603,09

CERAL DIS 860 752.900,00 203.267,01 14.777,82 178.381,16 228.152,87 150790,9606 255743,0623 255.743,06CERIS 4434 1.924.947,46 1.048.006,89 76.191,71 919.700,06 1.176.313,73 777450,1384 1318563,649 1.318.563,65

CEDRAP 3058 2.133.275,13 722.779,68 52.547,19 634.290,21 811.269,14 536184,6015 909374,7494 909.374,75CEDRI 2317 913.549,89 547.639,15 39.814,21 480.592,02 614.686,27 406258,9018 689019,3899 689.019,39

CEJAMA 4760 1.592.758,97 1.125.059,27 81.793,53 987.318,96 1.262.799,58 834610,4327 1415508,112 1.415.508,11CEREJ 9782 2.449.000,00 2.312.044,08 168.089,15 2.028.981,95 2.595.106,20 1715159,507 2908928,646 2.312.044,08

CERGRAL 4888 1.389.349,61 1.155.312,97 83.993,02 1.013.868,71 1.296.757,22 857053,7385 1453572,196 1.296.757,22CERPALO 9237 2.815.305,71 2.183.229,52 158.724,13 1.915.938,08 2.450.520,96 1619600,119 2746858,914 2.746.858,91CERSUL 15618 5.440.366,28 3.691.423,47 268.372,15 3.239.484,78 4.143.362,16 2738433,979 4644412,961 4.644.412,96

COOPERMILA 940 372.000,00 222.175,57 16.152,50 194.974,75 249.376,39 164818,0266 279533,1146 279.533,11CERMISSÕES 23468 9.735.568,00 5.546.825,84 403.262,74 4.867.731,38 6.225.920,30 4114839,839 6978811,844 6.978.811,84COOPERLUZ 13329 3.472.678,00 3.150.402,32 229.039,08 2.764.700,51 3.536.104,13 2337084,55 3963720,09 3.150.402,32

COPREL 46517 6.867.603,00 9.670.607,84 740.314,50 8.423.918,22 10.917.297,46 7041751,048 12299464,63 7.041.751,05CEPRAG 11360 3.905.870,00 2.685.015,41 195.204,74 2.356.290,63 3.013.740,18 1991843,386 3378187,427 3.378.187,43

CERGAPA 3251 1.444.203,91 768.396,57 55.863,61 674.322,26 862.470,89 570024,8985 966768,2506 966.768,25CERTEL ENERGIA 50785 9.031.147,58 10.451.827,18 819.197,00 9.072.299,43 11.831.354,93 7542858,623 13360795,74 9.072.299,43

CRELUZ-D 19711 5.895.585,00 4.658.832,63 338.704,28 4.088.454,63 5.229.210,63 3456093,748 5861571,513 5.861.571,51CRERAL 6605 2.123.432,55 1.561.137,92 113.497,12 1.370.008,77 1.752.267,07 1158109,645 1964166,194 1.964.166,19

COOPERCOCAL 8844 2.712.164,78 2.090.341,22 151.971,01 1.834.422,04 2.346.260,40 1550692,157 2629990,282 2.629.990,28CERILUZ 13129 6.636.734,77 3.103.130,92 225.602,38 2.723.216,52 3.483.045,32 2302016,885 3904244,959 3.904.244,96CEESAM 1064 139.145,00 251.483,84 18.283,26 220.694,83 282.272,85 186559,9791 316407,6957 186.559,98CEGERO 5015 2.028.927,71 1.185.330,30 86.175,33 1.040.211,05 1.330.449,56 879321,7059 1491338,904 1.491.338,90CEMIRIM 7805 1.216.485,00 1.844.766,31 134.117,34 1.618.912,71 2.070.619,91 1368515,636 2321016,978 1.368.515,64

CERAL ARARUAMA 4516 1.674.256,80 1.067.388,17 77.600,76 936.708,49 1.198.067,84 791827,8812 1342948,453 1.342.948,45CERFOX 14482 4.766.713,63 3.422.921,93 248.851,67 3.003.855,71 3.841.988,15 2539249,64 4306594,219 4.306.594,22CERSAD 1018 217.526,35 240.611,42 17.492,82 211.153,51 270.069,32 178494,4161 302728,4156 240.611,42CERTHIL 7434 3.906.822,60 1.757.077,86 127.742,25 1.541.959,91 1.972.195,82 1303465,117 2210690,611 2.210.690,61CERVAM 2829 1.326.855,23 668.653,92 48.612,17 586.791,04 750.516,81 496032,1249 841275,7247 841.275,72

COOPERNORTE 4433 1.560.471,00 1.047.770,54 76.174,52 919.492,64 1.176.048,44 777274,8001 1318266,273 1.318.266,27COOPERZEM 6368 2.779.492,00 1.505.121,31 109.424,63 1.320.850,24 1.689.392,38 1116554,461 1893688,164 1.893.688,16

ELETRORURAL 527 1.065.317,17 124.560,13 9.055,71 109.310,31 139.809,95 92403,29791 156716,9696 156.716,97

TOTAL 385957 118045504 88348061,97 6519619,191 77369023,25 99327100,69 65196894,22 111499229,7 95612353,72

42

Grupo 2: Custos Operacionais x Extensão de rede (km de rede)

t-student = 1,684 1,684 3,551 3,551

COOPERATIVA km

2º GRUPO

CUSTOS ESTIMADO 2 D.PADRÃO LMCI 90% UMCI 90% LMCI 99,9% UMCI 99,9%ESTIMADO

LIMITES REGR.

CERIPA 2.412 1.847.085,58 617.193,88 52.350,61 529.035,45 705.352,31 431296,8602 803090,8949 803.090,89CERES 346,66 309.400,00 88.699,84 7.523,55 76.030,18 101.369,50 61983,70309 115415,9749 115.415,97

CERPRO 585,59382 150.575,53 149.834,82 12.709,04 128.432,79 171.236,85 104705,004 194964,636 149.834,82CERRP 634,3701446 123.346,22 162.316,15 13.767,72 139.131,32 185.500,98 113426,994 211205,3077 139.131,32

CERTAJA ENERGIA 4187,47 772.006,23 1.071.447,28 90.880,55 918.404,44 1.224.490,13 748730,4481 1394164,116 918.404,44CERCOS 138,792 69.365,56 35.512,18 3.012,16 30.439,71 40.584,65 24816,01037 46208,34001 46.208,34CERNHE 863,87 77.468,00 221.038,28 18.748,55 189.465,73 252.610,83 154462,1865 287614,372 154.462,19CERIM 784,779 486.918,76 200.801,53 17.032,06 172.119,55 229.483,52 140320,6903 261282,3769 261.282,38CERMC 223,004 166.558,08 57.058,97 4.839,76 48.908,81 65.209,14 39872,97578 74244,97318 74.244,97CETRIL 1779,25 2.464.023,43 455.256,41 38.615,02 390.228,73 520.284,10 318134,4941 592378,3341 592.378,33

CERAL DIS 513,032 127.700,00 131.268,90 11.134,28 112.518,78 150.019,03 91731,08867 170806,7201 131.268,90CERIS 466,18 279.448,87 119.281,40 10.117,49 102.243,55 136.319,26 83354,18768 155208,617 155.208,62

CEDRAP 843,6 383.722,85 215.851,80 18.308,63 185.020,07 246.683,53 150837,8582 280865,737 280.865,74CEDRI 423,75 293.858,57 108.424,85 9.196,63 92.937,71 123.911,98 75767,59415 141082,0958 141.082,10

CEJAMA 655,65 299.754,99 167.761,06 14.229,55 143.798,49 191.723,63 117231,9129 218290,2092 218.290,21CEREJ 1979,84 503.000,00 506.581,35 42.968,41 434.222,53 578.940,16 354000,504 659162,1868 506.581,35

CERGRAL 383,93 233.946,07 98.236,11 8.332,42 84.204,31 112.267,91 68647,67532 127824,5406 127.824,54CERPALO 560,38 543.986,61 143.384,34 12.161,91 122.903,68 163.865,00 100197,3909 186571,2918 186.571,29CERSUL 2199,14 1.275.115,94 562.693,60 47.727,88 482.319,86 643.067,35 393211,9102 732175,2927 732.175,29

COOPERMILA 250,01 133.000,00 63.970,02 5.425,96 54.832,70 73.107,34 44702,43353 83237,60421 83.237,60CERMISSÕES 5155,61 1.311.519,00 1.319.165,11 111.892,07 1.130.738,87 1.507.591,35 921836,3799 1716493,839 1.319.165,11COOPERLUZ 4837,56 675.740,00 1.237.785,71 104.989,44 1.060.983,50 1.414.587,92 864968,2187 1610603,195 864.968,22

COPREL 17188 4.304.932,00 4.397.890,82 373.030,71 3.769.707,11 5.026.074,53 3073258,78 5722522,864 4.397.890,82CEPRAG 996,03 303.692,56 254.854,04 21.616,81 218.451,32 291.256,75 178092,7358 331615,3391 291.256,75

CERGAPA 541,93 169.446,13 138.663,54 11.761,49 118.857,19 158.469,90 96898,48326 180428,6023 158.469,90CERTEL ENERGIA 5249,69 417.363,00 1.343.237,34 113.933,88 1.151.372,69 1.535.102,00 938658,1268 1747816,561 938.658,13

CRELUZ-D 4490,7 1.236.364,00 1.149.034,69 97.461,54 984.909,46 1.313.159,93 802948,7551 1495120,632 1.149.034,69CRERAL 2182,86 574.919,62 558.528,04 47.374,55 478.749,29 638.306,79 390301,0042 726755,0768 558.528,04

COOPERCOCAL 631,65 797.348,08 161.620,18 13.708,68 138.534,76 184.705,61 112940,6509 210299,7188 210.299,72CERILUZ 2996,05 1.289.475,27 766.598,84 65.023,19 657.099,78 876.097,89 535701,4759 997496,1966 997.496,20CEESAM 93,2 85.642,10 23.847,07 2.022,72 20.440,81 27.253,32 16664,40066 31029,73764 31.029,74CEGERO 542,928 425.613,16 138.919,41 11.783,20 119.076,51 158.762,31 97077,28585 180761,5394 180.761,54CEMIRIM 1130,76 377.741,00 289.327,38 24.540,85 248.000,58 330.654,18 202182,8076 376471,9545 376.471,95

CERAL ARARUAMA 453,68 105.138,73 116.083,03 9.846,20 99.502,02 132.664,04 81119,15541 151046,9032 116.083,03CERFOX 3904,63 531.422,01 999.077,06 84.742,08 856.371,39 1.141.782,72 698157,9258 1299996,186 698.157,93CERSAD 183,39 47.637,90 46.923,97 3.980,11 40.221,47 53.626,47 32790,60552 61057,33466 46.923,97CERTHIL 2714,82 744.996,44 694.640,56 58.919,67 595.419,84 793.861,28 485416,8257 903864,2961 694.640,56CERVAM 501,87 287.589,55 128.413,40 10.892,07 110.071,15 146.755,64 89735,65183 167091,1421 167.091,14

COOPERNORTE 485,72 176.889,00 124.281,10 10.541,57 106.529,10 142.033,10 86847,99014 161714,2079 161.714,21COOPERZEM 1054,64 625.554,00 269.850,57 22.888,82 231.305,79 308.395,35 188572,3551 351128,7825 351.128,78

ELETRORURAL 254,37271 87.473,87 65.085,61 5.520,59 55.788,95 74.382,28 45482,0128 84689,20996 84.689,21

TOTAL 75821,53167 25116778,71 19400440,24 1645552,435 16629329,94 22171550,54 13557083,55 25243796,94 19612018,92

43

Grupo 3: Custos Operacionais x Mercado (GWh)

O custo operacional total é dado pela soma dos custos estimados dos três grupos, limitados a uma

variação de 15% para menos e 15% para mais. Essa limitação foi estabelecida em função da variância não

explicada pelos modelos de regressão de cada grupo como forma de se evitar possíveis distorções

decorrentes desse fato.

t-student = 1,684 1,684 3,551 3,551

COOPERATIVA GWh

3º GRUPO

CUSTOS ESTIMADO 3 D.PADRÃO LMCI 90% UMCI 90% LMCI 99,9% UMCI 99,9%ESTIMADO

LIMITES REGR.

CERIPA 95.760 1.465.629,69 3.029.784,64 228.067,93 2.645.718,25 3.413.851,03 2219915,435 3839653,851 2.219.915,43CERES 13571,45 1.678.600,00 429.393,32 32.322,71 374.961,88 483.824,76 314615,3807 544171,2504 544.171,25

CERPRO 21358,58 237.499,02 675.773,88 50.869,08 590.110,36 761.437,41 495137,7913 856409,9773 495.137,79CERRP 34548,76 2.492.485,03 1.093.104,02 82.283,73 954.538,23 1.231.669,82 800914,5139 1385293,534 1.385.293,53

CERTAJA ENERGIA 83119,51 4.296.677,88 2.629.856,20 197.963,20 2.296.486,18 2.963.226,23 1926888,894 3332823,515 3.332.823,52CERCOS 5751,77 157.574,08 181.982,88 13.698,81 158.914,08 205.051,69 133338,3911 230627,3739 158.914,08CERNHE 8587,5 478.022,00 271.703,84 20.452,59 237.261,69 306.146,00 199076,7075 344330,9752 344.330,98CERIM 26808,87 1.861.330,83 848.218,10 63.849,87 740.694,93 955.741,28 621487,2281 1074948,978 1.074.948,98CERMC 18510,1 528.626,36 585.649,52 44.084,94 511.410,48 659.888,56 429103,9026 742195,1422 585.649,52CETRIL 55971,53 2.757.655,48 1.770.908,85 133.305,68 1.546.422,08 1.995.395,61 1297540,367 2244277,323 2.244.277,32

CERAL DIS 18392,54 640.900,00 581.929,99 43.804,95 508.162,45 655.697,52 426378,6091 737481,3665 581.929,99CERIS 12628 508.161,29 399.543,07 30.075,72 348.895,55 450.190,58 292744,1819 506341,9569 506.341,96

CEDRAP 24809,11 767.137,34 784.946,78 59.087,10 685.444,11 884.449,46 575128,4931 994765,0702 784.946,78CEDRI 6399,51 387.223,73 202.477,02 15.241,52 176.810,31 228.143,74 148354,3965 256599,6529 256.599,65

CEJAMA 24058,78 473.974,14 761.206,75 57.300,06 664.713,44 857.700,05 557734,231 964679,264 557.734,23CEREJ 24857,91 798.000,00 786.490,79 59.203,32 686.792,39 886.189,19 576259,782 996721,7924 786.490,79

CERGRAL 17989,61 741.819,58 569.181,50 42.845,30 497.030,01 641.332,99 417037,8256 721325,1767 721.325,18CERPALO 31175,63 1.087.796,19 986.380,02 74.250,05 861.342,94 1.111.417,10 722718,1105 1250041,931 986.380,02CERSUL 104689,84 1.490.309,49 3.312.329,74 249.336,59 2.892.446,92 3.732.212,57 2426935,506 4197723,983 2.426.935,51

COOPERMILA 7999 259.000,00 253.084,02 19.050,97 221.002,18 285.165,86 185434,0126 320734,0286 253.084,02CERMISSÕES 81975,21 1.874.664,00 2.593.651,17 195.237,85 2.264.870,63 2.922.431,72 1900361,561 3286940,786 1.900.361,56COOPERLUZ 42014,55 1.515.177,00 1.329.317,57 100.064,77 1.160.808,50 1.497.826,64 973987,5727 1684647,566 1.497.826,64

COPREL 261835,27 5.369.210,00 8.284.325,90 623.605,06 7.234.174,98 9.334.476,82 6069904,332 10498747,47 6.069.904,33CEPRAG 30005,92 1.380.343,89 949.371,03 71.464,18 829.025,35 1.069.716,71 695601,7186 1203140,343 1.203.140,34

CERGAPA 18296,18 691.401,06 578.881,21 43.575,45 505.500,15 652.262,27 424144,7772 733617,6421 652.262,27CERTEL ENERGIA 282552,31 10.293.991,73 8.939.801,81 672.946,20 7.806.560,40 10.073.043,21 6550169,848 11329433,76 10.073.043,21

CRELUZ-D 63371,53 3.860.935,00 2.005.040,83 150.930,04 1.750.874,65 2.259.207,01 1469088,273 2540993,389 2.540.993,39CRERAL 24291,36 843.527,50 768.565,45 57.853,99 671.139,33 865.991,57 563125,9353 974004,9698 768.565,45

COOPERCOCAL 43004,54 835.052,86 1.360.640,32 102.422,60 1.188.160,66 1.533.119,97 996937,6687 1724342,963 996.937,67CERILUZ 82299 3.234.971,28 2.603.895,71 196.009,01 2.273.816,54 2.933.974,89 1907867,709 3299923,718 2.933.974,89CEESAM 17980,68 1.775.075,33 568.898,96 42.824,04 496.783,28 641.014,64 416830,809 720967,1126 720.967,11CEGERO 89088,29 1.087.485,30 2.818.705,17 212.178,86 2.461.395,97 3.176.014,36 2065258,044 3572152,288 2.065.258,04CEMIRIM 102742,01 7.180.769,00 3.250.701,46 244.697,50 2.838.630,86 3.662.772,06 2381780,62 4119622,3 4.119.622,30

CERAL ARARUAMA 12689,07 1.708.706,45 401.475,29 30.221,17 350.582,84 452.367,74 294159,9158 508790,6664 508.790,67CERFOX 47544,81 1.677.678,97 1.504.292,00 113.236,02 1.313.602,54 1.694.981,45 1102190,886 1906393,105 1.504.292,00CERSAD 6053,21 88.930,39 191.520,28 14.416,75 167.242,48 215.798,08 140326,4182 242714,1429 140.326,42CERTHIL 24768,79 1.357.386,99 783.671,08 58.991,07 684.330,12 883.012,04 574193,7888 993148,3686 993.148,37CERVAM 30115,98 1.183.508,94 952.853,27 71.726,31 832.066,17 1.073.640,37 698153,146 1207553,393 1.073.640,37

COOPERNORTE 9636,83 94.730,00 304.904,07 22.951,74 266.253,34 343.554,81 223402,4323 386405,7143 223.402,43COOPERZEM 27151,92 1.740.978,00 859.072,02 64.666,90 750.172,96 967.971,08 629439,8644 1088704,174 1.088.704,17

ELETRORURAL 23251,17 292.245,67 735.654,41 55.376,60 642.400,21 828.908,60 539012,0953 932296,7151 539.012,10

TOTAL 1957656,32 71195191,49 61939183,95 4662490,222 54087550,42 69790817,48 45382681,17 78495686,73 61861404,26

44

Resultado Final

A soma do custo operacional total das cooperativas analisadas teve uma redução de 9,22% e o

coeficiente de explicação final do modelo, dado pela soma do quadrado dos resíduos entre os custos

operacionais reais e as estimativas finais, sobre a soma de quadrados total, representado pela soma dos

quadrados das diferenças entre os custos operacionais reais e a média, foi de 97,18%.

SOMA DE SOMA

INTERV. 90% MÁXIMOS 15% QUADRADOS TOTAL DE

INTERV. 99,9% MÍNIMOS -15% Limite ± %= 15 DO RESÍDUO QUADRADOS

COOPERATIVA UC CUSTO OPER. ESTIMADOESTIMADO

LIMITES REGR.

Estimativa

Final

%

ESTIMADO

%

ESTIMADO

LIMITES

REGR.

%

ESTIMADO

LIMITES

REGR. COM

LIMITE %

ACIMA

(CUSTO REAL-

ESTIM. FINAL)²

/10000000

(CUSTO REAL-

CUSTO MÉDIO

REAL)²

/10000000

CERIPA 8.991 9.138.619,16 5.772.064,22 5.696.710,83 7.767.826,29 -36,84 -37,66 -15,00 1.879.073,10 15.291.134,95CERES 3.782 4.623.050,00 1.411.995,29 1.784.261,95 3.929.592,50 -69,46 -61,41 -15,00 480.883,30 366.244,14

CERPRO 1.362 1.378.154,08 1.147.526,92 1.049.998,25 1.171.430,97 -16,73 -23,81 -15,00 42.734,45 14.823.092,89CERRP 4.298 3.127.137,87 2.271.282,52 2.278.028,98 2.658.067,19 -27,37 -27,15 -15,00 220.027,30 4.414.592,67

CERTAJA ENERGIA 22.124 11.111.564,33 8.930.465,53 10.120.593,08 10.120.593,08 -19,63 -8,92 -8,92 982.024,03 34.613.610,15CERCOS 4.206 816.806,46 1.211.612,56 942.595,42 939.327,43 48,34 15,40 15,00 15.011,39 19.460.667,16CERNHE 2.519 1.770.201,00 1.088.125,38 1.247.882,43 1.504.670,85 -38,53 -29,51 -15,00 70.506,26 11.957.972,02CERIM 7.447 4.840.478,38 2.809.170,14 3.550.787,85 4.114.406,62 -41,97 -26,64 -15,00 527.180,20 150.352,15CERMC 1.927 2.014.331,60 1.098.168,42 1.232.937,38 1.712.181,86 -45,48 -38,79 -15,00 91.294,47 10.329.149,85CETRIL 20.917 9.355.555,75 7.170.044,42 7.175.258,75 7.952.222,39 -23,36 -23,30 -15,00 1.969.344,53 17.034.808,95

CERAL DIS 860 1.521.500,00 916.465,90 968.941,95 1.293.275,00 -39,77 -36,32 -15,00 52.086,65 13.739.855,28CERIS 4.434 2.712.557,62 1.566.831,37 1.980.114,22 2.305.673,98 -42,24 -27,00 -15,00 165.554,30 6.328.612,95

CEDRAP 3.058 3.284.135,32 1.723.578,25 1.975.187,27 2.791.515,02 -47,52 -39,86 -15,00 242.674,76 3.779.508,32CEDRI 2.317 1.594.632,19 858.541,02 1.086.701,14 1.355.437,36 -46,16 -31,85 -15,00 57.214,17 13.203.040,88

CEJAMA 4.760 2.366.488,10 2.054.027,08 2.191.532,55 2.191.532,55 -13,20 -7,39 -7,39 30.609,44 8.189.572,87CEREJ 9.782 3.750.000,00 3.605.116,21 3.605.116,21 3.605.116,21 -3,86 -3,86 -3,86 20.991,31 2.185.167,12

CERGRAL 4.888 2.365.115,26 1.822.730,58 2.145.906,94 2.145.906,94 -22,93 -9,27 -9,27 48.052,29 8.197.432,19CERPALO 9.237 4.447.088,51 3.312.993,88 3.919.810,23 3.919.810,23 -25,50 -11,86 -11,86 278.022,39 610.183,71CERSUL 15.618 8.205.791,71 7.566.446,82 7.803.523,76 7.803.523,76 -7,79 -4,90 -4,90 161.819,50 8.865.867,32

COOPERMILA 940 764.000,00 539.229,61 615.854,74 649.400,00 -29,42 -19,39 -15,00 13.133,16 19.929.359,12CERMISSÕES 23.468 12.921.751,00 9.459.642,12 10.198.338,51 10.983.488,35 -26,79 -21,08 -15,00 3.756.862,10 59.190.248,79COOPERLUZ 13.329 5.663.595,00 5.717.505,60 5.513.197,18 5.513.197,18 0,95 -2,66 -2,66 22.619,50 189.541,74

COPREL 46.517 16.541.745,00 22.352.824,56 17.509.546,20 17.509.546,20 35,13 5,85 5,85 936.639,17 127.995.597,26CEPRAG 11.360 5.589.906,45 3.889.240,47 4.872.584,52 4.872.584,52 -30,42 -12,83 -12,83 514.550,75 130.809,07

CERGAPA 3.251 2.305.051,10 1.485.941,33 1.777.500,42 1.959.293,44 -35,54 -22,89 -15,00 119.548,36 8.544.981,18CERTEL ENERGIA 50.785 19.742.502,31 20.734.866,33 20.084.000,76 20.084.000,76 5,03 1,73 1,73 116.621,19 210.664.069,40

CRELUZ-D 19.711 10.992.884,00 7.812.908,15 9.551.599,59 9.551.599,59 -28,93 -13,11 -13,11 2.077.300,74 33.231.223,31CRERAL 6.605 3.541.879,67 2.888.231,41 3.291.259,69 3.291.259,69 -18,45 -7,08 -7,08 62.810,38 2.843.781,07

COOPERCOCAL 8.844 4.344.565,72 3.612.601,72 3.837.227,67 3.837.227,67 -16,85 -11,68 -11,68 257.391,90 780.864,46CERILUZ 13.129 11.161.181,32 6.473.625,47 7.835.716,05 9.487.004,12 -42,00 -29,79 -15,00 2.802.869,29 35.199.898,57CEESAM 1.064 1.999.862,43 844.229,87 938.556,83 1.699.883,07 -57,79 -53,07 -15,00 89.987,62 10.422.364,13CEGERO 5.015 3.542.026,17 4.142.954,88 3.737.358,49 3.737.358,49 16,97 5,51 5,51 38.154,71 2.843.286,99CEMIRIM 7.805 8.774.995,00 5.384.795,15 5.864.609,89 7.458.745,75 -38,63 -33,17 -15,00 1.732.512,09 12.579.534,32

CERAL ARARUAMA 4.516 3.488.101,98 1.584.946,49 1.967.822,15 2.964.886,68 -54,56 -43,58 -15,00 273.754,25 3.028.049,28CERFOX 14.482 6.975.814,61 5.926.290,98 6.509.044,14 6.509.044,14 -15,05 -6,69 -6,69 217.874,67 3.054.048,20CERSAD 1.018 354.094,64 479.055,67 427.861,80 407.208,84 35,29 20,83 15,00 2.821,12 23.757.206,02CERTHIL 7.434 6.009.206,03 3.235.389,50 3.898.479,54 5.107.825,13 -46,16 -35,12 -15,00 812.487,53 609.921,88CERVAM 2.829 2.797.953,72 1.749.920,59 2.082.007,24 2.378.260,66 -37,46 -25,59 -15,00 176.142,26 5.906.248,04

COOPERNORTE 4.433 1.832.090,00 1.476.955,71 1.703.382,91 1.703.382,91 -19,38 -7,03 -7,03 16.565,51 11.533.774,22COOPERZEM 6.368 5.146.024,00 2.634.043,90 3.333.521,12 4.374.120,40 -48,81 -35,22 -15,00 595.835,17 6.758,00

ELETRORURAL 527 1.445.036,71 925.300,15 780.418,27 1.228.281,20 -35,97 -45,99 -15,00 46.982,95 14.312.559,66

TOTAL 385.957 214.357.474,20 169.687.686,17 177085776,91 194589709 -20,84 -17,39 -9,22 22.018.568,25 780.294.990,29

MÉDIA 5.228.231,08

MÉDIA -20,84 -17,39 -9,22

MÍNIMO -69,46 -61,41 -15,00

MAXIMO 48,34 20,83 15,00

97,18

COEFICIENTE % DE EXPLICAÇÃO

FINAL DO MODELO

45

8. CONSIDERAÇÕES FINAIS

A elevada variância entre os custos das cooperativas deve-se às diferenças acentuadas entre as suas

características. Entre essas características encontram-se o número de unidades consumidoras, a extensão

da rede e o mercado em GWh, que são as principais, mas não as únicas. Outro conjunto de variáveis, cada

uma com uma parcela menor de contribuição pode ter influência nos custos, mas a consideração das

mesmas em um modelo de estimação nem sempre é possível.

As razões acima desaconselham a utilização de estimativas pontuais para a determinação dos custos,

em razão dos desvios elevados que provocam. Por este motivo, é que estimativas intervalares são

necessárias e uma limitação é recomendada em função da parcela de variação dos custos não explicada

pela modelagem.

As estimativas intervalares não foram feitas para as predições individuais dos custos operacionais de

cada cooperativa, mas para a média de todos os possíveis valores de custos operacionais correspondentes

a cada valor da variável independente do modelo, que representa intervalos mais restritos do que aqueles

que seriam determinados para predições individuais.

9. FONTE DE DADOS E BIBLIOGRAFIA

COOPERATIVAS: Dados da nota_tecnica_cooperativas_v8[1], e respostas das cooperativas ao Ofício SRE/SRD/014/2011

DISTRIBUIDORAS:http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/dspListaResultado.cfm?attAnoAud=2010&attIdeAud=462&attAnoFasAud=2011&id_area=13

BIBLIOGRAFIA:

[1] Lattin, James M. Carrol, J. Douglas. Green, Paul E. Análise de dados multivariados. São Paulo: Cengage Learning, 2011.

[2] I.Corrar, Luiz J. Paulo, Edilson. Dias Filho, José Maria. (coordenadores). Análise multivariada: para

os cursos de administração, ciências contábeis e economia. FIPECAFI – Fundação Instituto de

Pesquisas Contábeis, Atuariais e Financeiras. São Paulo: Atlas, 2007.

46

ANEXO II - WACC - CUSTO DE CAPITAL - O MODELO DE REGULAÇÃO PROPOSTO E SUAS CONSEQÜÊNCIAS

1. Introdução

As propostas efetuadas pelo PRORET para a regulação do custo de capital das permissionárias

trazem consequências que prejudicam consideravelmente a sustentabilidade da prestação do serviço de

distribuição de energia elétrica, e em consequência a garantia do equilíbrio econômico-financeiro

mencionado nos contratos de permissão.

A contribuição aqui realizada propõe 4 metodologias alternativas ou complementares, em ordem de

preferência, para a definição da taxa de retorno regulatório das cooperativas permissionárias, conforme os

itens abaixo:

1 - Utilização da taxa de retorno regulatório das concessionárias cooperativas definidos pela

ANEEL na AP040/2010.

2 – Utilização da taxa SELIC para a remuneração do capital próprio da cooperativa e da

remuneração de capital de terceiros das concessionárias de distribuição.

3 – Utilização de um plano de investimentos para que a cooperativa possa viabilizar

economicamente a expansão da rede.

4 – Arbitragem, pelo órgão regulador, de um valor de sobras regulatórias, para suportar os

novos investimentos e as reservas legais

2. A necessidade de investimentos em expansão da rede.

Nas condições definidas pelo PRORET, de forma similar às concessionárias de distribuição, a ANEEL

propõe o estabelecimento de uma Parcela B, composta pelos Custos Gerenciáveis da permissionária, que

pode ser dividida em 4 partes, conforme a figura apresentada abaixo.

A parcela de Custos Operacionais, definida regulatoriamente, é responsável pelo ressarcimento às

cooperativas dos custos “eficientes” com PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros). Na condição

Custos Operacionais

Parc

ela

B

Quota de Reintegração

Capital Terceiros

Capital PróprioA parcela B (custos gerenciáveis) de uma cooperativa é formado pelos Custos Operacionais, pela

Quota de Reintegração Regulatória, pela Remuneração do Capital de Terceiros e pela

Remuneração do Capital Próprio.

47

regulatória proposta, este repasse deve ter efeito neutro para as permissionárias, ou seja, deve apenas

cobrir os custos eficientes de forma integral, e não gerar receita extra.

A Quota de Reintegração Regulatória representa a reposição do valor dos investimentos em ativos

realizados pelas cooperativas. É calculada aplicando-se a Taxa Média de Depreciação Regulatória (TMD)

sobre uma Base de Remuneração Bruta. A TMD Regulatória é ajustada de forma eficiente de tal modo que

há um casamento entre a vida útil dos ativos em serviço e sua depreciação contábil (fato comprovado com a

recente mudança nas taxas de depreciação dos equipamentos de distribuição efetuada pela ANEEL). Numa

condição neutra, isto é, em que as condições da permissão são estáticas, sem expansão, retração ou

redistribuição do mercado, esta parcela representa a necessidade de reposição do ativo imobilizado em

serviço de modo a garantir a continuidade da prestação do serviço com atualidade. Particularmente no

serviço de distribuição, onde há necessidade de investimentos contínuos, este item não representa

remuneração de investimentos e também deve ter efeito nulo para a permissão, pois visa apenas garantir a

manutenção das condições de atendimento.

A parcela de Remuneração de Capital de Terceiros é responsável pelo ressarcimento dos custos

incorridos em empréstimos para investimentos em ativos. Este item também deve representar efeito nulo

para as cooperativas, pois são repassados.

O órgão regulador propõe inclusive uma estrutura de capital eficiente, onde o montante de Capital de

Terceiros dentro da estrutura da cooperativa que presta o serviço de distribuição é limitado a um valor

considerado adequado.

As três parcelas descritas anteriormente representam meramente repasse de custos incorridos e

necessários para a prestação do serviço de distribuição realizado pela permissionária. Se calculadas

regulatoriamente, representam a forma mais eficiente de reconhecimento dos custos, sem nenhuma

previsão regulatória de sobras nessas parcelas.

Voltando a atenção para a parcela de Remuneração de Capital Próprio, o PRORET propõe que, em

cooperativas com 100 % de cooperados, esta parcela seja igual a zero, criando uma situação em que,

regulatoriamente, não há sobra alguma de recursos.

Este fato, em uma cooperativa comum, não sujeita às obrigações da permissão, poderia representar

uma situação estável, já que os recursos disponibilizados em forma de tarifa seriam suficientes para a

manutenção do negócio, em tese, apesar dos riscos envolvidos em tal situação.

No entanto, entende-se que, no atendimento ao desenvolvimento das atividades da cooperativa,

deve-se incluir também as atividades relacionadas à expansão do sistema de distribuição da cooperativa

para atendimento ao crescimento do mercado, nos termos do contrato de permissão, ou seja, um aporte de

recursos para investimentos futuros.

Ora, não havendo a previsão de sobras regulatórias que permitam às cooperativas se capitalizar para

fazer frente a novos investimentos, estas ficarão impossibilitadas de realizar a expansão de sua rede para o

atendimento de novos consumidores ou do crescimento da carga, investimentos estes que são obrigatórios

pelo contrato de permissão. Desta forma a metodologia proposta se mostra contraditória, pois por um lado a

cooperativa é obrigada pelo contrato de permissão a atender à expansão da rede e por outro ela não recebe

recursos por intermédio da tarifa para custear esta expansão.

Desta forma, restam algumas alternativas para contornar esta situação, de toda forma impraticáveis:

48

a) Chamar, a cada novo investimento necessário, um aporte de capital dos cooperados (a popular

“vaquinha”). Em uma situação em que o detentor da obrigação da concessão ou permissão são acionistas

ou controladores, esse aporte de capital para novos investimentos é atraído justamente pela taxa de

remuneração do capital próprio. Estabelecer essa taxa como zero para os cooperados significa que eles

teriam que se cotizar para realização de novos investimentos que podem não ter sido provocados por eles

(como a regulação para novos acessos é de conexão rasa, os custos sistêmicos incorridos na ligação de

novos consumidores devem ser arcados pela permissionária), sem previsão de remuneração!

Cabe observar que uma das características das cooperativas de infra-estrutura é a forte capitalização,

face às necessidades de investimentos em ativo imobilizado. Assim, há muitos anos as cooperativas de

infraestrutura vêm adotando um processo permanente de capitalização, com a retenção das sobras para

fazer frente aos novos investimentos, como melhoria e implantação de novas redes de energia elétrica.

Está comprovado que, embora não tenham finalidade de lucro, as cooperativas só se viabilizaram

como atividade econômica sólida se obtiveram sobras a cada exercício social e capitalizaram grande parte

destas sobras. As cooperativas que obtiveram sobras de pequena monta ou mesmo obtiveram sobras

significativas mas que não as capitalizaram em parte, tiveram problemas de liquidez ou não conseguiram

recursos próprios para novos investimentos. Mesmo as cooperativas de produção de grãos, que tiveram

programas especiais de capitalização fomentados pelo Governo Federal (denominados de RECOOP),

fracassaram a chamar uma subscrição de capital para fortalecer o capital próprio.

Soma-se a isso a impossibilidade prática de obter essa subscrição de recursos. Como deverá ser

cobrado dos cooperados? Como uma taxa extra-tarifária? Como explicar, em cooperativas com atendimento

a consumidores (já que não se pode obrigar um novo requerente de conexão a se associar à cooperativa),

essa diferenciação nos custos cobrados pela prestação do serviço? Mesmo os Contratos de Permissão

indicam: "É vedado à Permissionária cobrar dos consumidores de energia elétrica, sob qualquer pretexto,

tarifas superiores àquelas homologadas pela ANEEL”.

Deste modo, a perspectiva de que uma cooperativa pode chamar capital de seus associados para

cada novo investimento é absolutamente fora da realidade brasileira.

b) Realizar todo investimento em expansão com 100 % de Capital de Terceiros. Nesta situação

dever-se-ia alterar a estrutura de capital eficiente proposta pelo PRORET para uma situação indesejável,

face aos riscos incorridos para uma empresa sem a obrigação de se capitalizar ao longo do tempo. Além

disso, quando uma cooperativa de infraestrutura fizer um investimento relevante e necessitar obter com

instituições financeiras estes recursos, lhe caberá aportar com recursos próprios parte desses novos

investimentos. Em geral, estas instituições financeiras requerem um aporte (contrapartida do financiamento)

de recursos próprios de 20 a 25% (vinte a vinte e cinco por cento) do total do investimento.

Ainda, dentro da questão de caracterização de sobras regulatórias das cooperativas de eletrificação

rural, apresenta-se a obrigação legal de constituição de reservas, de acordo com a Lei n° 5.764 de 16 de

Dezembro de 1974, que é sustentada no contrato de permissão, a saber:

I – Reserva legal para reparar perdas e prejuízos e atender ao desenvolvimento de suas

atividades, de no mínimo 10% (dez por cento) das sobras do exercício (Fundo de Reserva);

II – Reserva de Assistência Técnica, Educacional e Social – RATES, de no mínimo 5% (cinco

por cento) das sobras do exercício (Fundo de Assistência Técnica, Educacional e Social).

49

O Quadro abaixo apresenta os dispositivos da Lei e do Substitutivo do Senado que propõe a sua

atualização, em caráter final de tramitação:

LEI Nº 5.764, DE 16 DE DEZEMBRO DE 1971. Substitutivo CCJ PLS 3/2007 (Osmar

Dias) e PLS 153/2007 (Eduardo Suplicy)

CAPÍTULO VII Dos Fundos

CAPÍTULO VII Das Reservas Legais

Art. 28. As cooperativas são obrigadas a constituir: I - Fundo de Reserva destinado a reparar perdas e atender ao desenvolvimento de suas atividades, constituído com 10% (dez por cento), pelo menos, das sobras líquidas do exercício; II - Fundo de Assistência Técnica, Educacional e Social, destinado a prestação de assistência aos associados, seus familiares e, quando previsto nos estatutos, aos empregados da cooperativa, constituído de 5% (cinco por cento), pelo menos, das sobras líquidas apuradas no exercício. § 1° Além dos previstos neste artigo, a Assembleia Geral poderá criar outros fundos, inclusive rotativos, com recursos destinados a fins específicos fixando o modo de formação, aplicação e liquidação. § 2º Os serviços a serem atendidos pelo Fundo de Assistência Técnica, Educacional e Social poderão ser executados mediante convênio com entidades públicas e privadas.

Art. 14. A cooperativa é obrigada a constituir: I – Reserva Legal com o mínimo de dez por cento das sobras do exercício e, quando previsto nos estatutos, com um percentual sobre o valor do movimento econômico do cooperado, destinada a reparar perdas e prejuízos e atender ao desenvolvimento de suas atividades; II – Reserva de Assistência Técnica, Educacional e Social – RATES, destinado à educação e assistência aos cooperados, seus familiares e empregados da cooperativa, com: a) mínimo de cinco por cento das sobras do exercício; b) resultado positivo dos negócios mencionados nos arts. 49 e 50; c) dotação orçamentária prevista no estatuto e fixada pela assembleia geral. § 1° O estatuto ou a assembleia geral poderão criar outras reservas ou fundos, inclusive mediante a utilização de sobras, prevendo a sua formação, finalidade, aplicação e liquidação. § 2° Anualmente, a administração da cooperativa apresentará à assembleia geral que examinar a prestação de contas, o plano de aplicação dos recursos da RATES. § 3° A assembleia geral poderá deliberar pela utilização da RATES no apoio a outra cooperativa, respeitada sua finalidade, ou pela transferência de parte dos fundos desta reserva para a RATES de outra cooperativa.

Para cumprimento da determinação legal de constituição das reservas mencionadas, é necessária a

existência de sobras no exercício financeiro ou, mesmo, a definição de valores de referência para sobras

regulatórias, de modo a servirem de base de cálculo das reservas ou fundos.

50

Pelo exposto, não se pode admitir a falta de previsão regulatória para sobras na cooperativa, como

proposto pelo PRORET, em seu item 6.

3. Proposta 1 - Custo Médio Ponderado do Capital das Concessionárias de Distribuição

A nova metodologia para a definição do custo médio ponderado do capital das concessionárias de

distribuição foi definida na Audiência Pública 040/2010 e sacramentada no submódulo 2.4 do PRORET.

A taxa de remuneração regulatória de todas as concessionárias é definida a partir da mesma

metodologia apresentada para as cooperativas. Neste sentido, não existe diferenciação na metodologia ou

na definição do custo de capital próprio e de terceiros para as concessionárias cooperativas e para as

demais concessionárias.

A diferenciação do cálculo da taxa de remuneração regulatória das cooperativas é apresentada

apenas na aplicação da Alíquota Tributária Marginal Efetiva (T), pois estas são isentas de impostos sobre a

renda (IR e CSSL), conforme apresentado no texto abaixo transcrito do parágrafo 19 do referido submódulo.

Tendo em vista que as alíquotas de IRPJ e CSLL estão sujeitas a tratamento legal diferenciado, de

acordo com as especificidades da distribuidora, podendo resultar em alíquotas finais inferiores ao valor de

34%, serão consideradas as seguintes alíquotas:

a) para as concessionárias cooperativas e autarquias municipais, as alíquota de IRPJ e CSSL somam

0,00% (zero), podendo ser considerada alíquota proporcional para a cooperativa conforme a carga tributária

efetiva;

O valor do WACC final real (deflacionando-se a taxa nominal pela inflação norte americana) antes da

aplicação de impostos resultou em 9,55% para as concessionárias cooperativas, como pode ser observado

na tabela abaixo.

Utilizando-se da tendência da agência de utilizar metodologias e parâmetros definidos para as

concessionárias de distribuição para a aplicação às cooperativas e da similaridade de mercado, tecnologia e

negócio entre estas, sugere-se que seja considerada a taxa e remuneração regulatória utilizada para as

concessionárias cooperativas na revisão tarifária das permissionárias cooperativas.

51

4. Proposta 2 - Taxa SELIC para Capital Próprio e Custo de Capital de Terceiros das

Concessionárias.

4.1. Interpretação Técnica ICPC 01 – dos Contratos de Concessão

O Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC), criado pelo Conselho Federal de Contabilidade, em

função das necessidades de convergência da Contabilidade Brasileira aos padrões internacionais e

centralização na emissão e divulgação de normas dessa natureza, emitiu a Interpretação Técnica ICPC

01(R1) – Contratos de Concessão, a partir da International Financial Reporting Interpretations Committee

IFRIC 12 – “Service Concession Arrangements”, da International Accounting Standards Board (IASB),

aprovada pela Deliberação CVM nº 677, de 13 de dezembro de 2011, obrigatório para as companhias

abertas e aplicando-se aos exercícios iniciados a partir de 1º de janeiro de 2011.

Os contratos dentro do alcance da IFRIC 12 geralmente envolvem uma entidade privada

(concessionário) que constrói ou melhora (aumento de capacidade) a infraestrutura usada para prestar os

serviços públicos, além de operá-la e mantê-la durante prazo específico. Tais contratos podem ser descritos

como “construir-operar-transferir”, “recuperar-operar-transferir” ou contrato de concessão de serviço público

a entidades do setor privado.

Nesses casos, pela ICPC 01(R1), a infraestrutura vinculada à concessão de serviço público “não será

registrada como ativo imobilizado do concessionário porque o contrato de concessão não transfere ao

concessionário o direito de controlar o uso da infraestrutura de serviços públicos. O concessionário tem

acesso para operar a infraestrutura para a prestação dos serviços em nome do concedente, nas condições

previstas no contrato.”

Conquanto, a infraestrutura utilizada para prestação do serviço não deve ser reconhecida como ativo

imobilizado da concessionária, pois, o que se adquire é o direito de exploração da atividade durante um

determinado período de tempo. O concessionário tem, portanto, direitos sobre ativo financeiro ou ativo

intangível, onde entende-se por:

ativo financeiro: direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro do

concedente;

ativo intangível: direito (autorização) de cobrar os usuários dos serviços públicos prestados.

Portanto, segundo a Contabilidade Internacional (IFRIC 12), nas concessões dos serviços públicos, o

que se adquire é o direito de exploração da atividade (ativo intangível) durante um determinado período de

tempo, permanecendo os bens utilizados na prestação do serviço público de propriedade do Estado.

Neste sentido, as cooperativas, dentro do processo de regularização imposto pelo art. 23 da Lei

9.074/1995, tiveram seu regime de serviço substancialmente modificado, passando da condição de

consumidores para detentores de um contrato de permissão, sujeito às condições de regulação técnica e

econômica e com obrigações de atendimento aos cooperados e consumidores, inclusive quanto ao

atendimento pleno às necessidades do mercado na região em que atua, na quase totalidade em franca

expansão.

52

4.2. Sobre a expansão do negócio e das taxas de juros das Cooperativas

A proposta do PRORET apresentada estabelece determinados conceitos relacionados às

cooperativas, especialmente no enfoque das transações com associados e com não associados, criando

separações quanto a base de remuneração dos capitais próprios e de terceiros.

Um dos principais aspectos a considerar é que sendo uma cooperativa uma entidade sem finalidade

de lucro, não precisa ter uma remuneração adequada para os seus capitais próprios.

Ora, esta remuneração pelo seu capital próprio está prevista na Lei nº 5764/1971, que rege a atuação

das cooperativas em nosso País. Em seu artigo 24 – Parágrafo 3º a Lei diz: É vedado às cooperativas

distribuírem qualquer espécie de benefício às quotas-partes do capital ou estabelecer outras vantagens ou

privilégios, financeiros ou não, em favor de quaisquer associados ou terceiros, excetuando-se os juros até o

máximo de 12% (doze) por cento ao ano que incidirão sobre a parte integralizada. (grifo nosso).

Ou seja, a própria lei cooperativista prevê uma remuneração para o capital do associado. Como

observado, mesmo a ANEEL, dentro do PRORET, Submódulo 2.4, recém-aprovado pela Resolução

Normativa ANEEL 457/2011, ao tratar do WACC para as concessionárias de distribuição, não distingue ou

diferencia o valor final do Custo de Capital Próprio para cooperativas, autarquias municipais ou empresas,

diferenciando apenas o valor do Custo Médio Ponderado de Capital - WACC final antes de impostos de

acordo com a alíquota de IRPJ e CSLL incidente sobre cada organização.

A lei 5764/1971 está sendo revista, estando em caráter de discussão final pelo Senado Federal. Pelo

Substitutivo da Comissão de Assuntos Econômicos, do Senado Federal, em caráter terminativo, de 6 de

maio de 2011, da Senadora Gleisi Hoffmann (em pauta para votação), sobre os Projetos de Lei do Senado

nº 3, de 2007, do Senador Osmar Dias, e nº 153, de 2007, do Senador Eduardo Suplicy, que dispõem sobre

as sociedades cooperativas, constata-se uma revisão das taxas de juros sobre as quotas-partes do capital

social de, no máximo, 12% (doze por cento), na lei vigente (Lei nº 5.764/1971, art. 24, § 3º), para limitados

ao valor da taxa referencial do Sistema Especial de Liquidação e Custódia para Títulos Federais (SELIC),

conforme art. 12 do referido substitutivo.

Nesse sentido, é razoável considerar uma taxa de juros referente ao custo de capital próprio igual a

taxa SELIC do Banco Central, para as cooperativas reguladas como permissionárias de energia elétrica,

considerando que o modelo regulatório de cálculo da receita requerida das permissionárias não apresenta

margem para caracterização de sobras no movimento financeiro da cooperativa. Neste caso, uma parcela

das sobras regulatórias a ser definida pela ANEEL seria igual à remuneração do capital próprio pela taxa

SELIC.

O Quadro abaixo apresenta os dispositivos da lei e do substitutivo do projeto de lei das sociedades

cooperativas:

LEI Nº 5.764, DE 16 DE DEZEMBRO DE 1971.

Substitutivo CCJ PLS 3/2007 (Osmar Dias) e PLS 153/2007 (Eduardo Suplicy)

Análise do Relator

CAPÍTULO VI Do Capital Social

CAPÍTULO VI Do Capital

Comentários

Art. 24. O capital social será subdividido em quotas-partes,

Art. 10. O capital social, expresso no padrão

Sugestão do Governo Federal, que define a taxa

53

cujo valor unitário não poderá ser superior ao maior salário mínimo vigente no País. § 1º Nenhum associado poderá subscrever mais de 1/3 (um terço) do total das quotas-partes, salvo nas sociedades em que a subscrição deva ser diretamente proporcional ao movimento financeiro do cooperado ou ao quantitativo dos produtos a serem comercializados, beneficiados ou transformados, ou ainda, em relação à área cultivada ou ao número de plantas e animais em exploração. § 2º Não estão sujeitas ao limite estabelecido no parágrafo anterior as pessoas jurídicas de direito público que participem de cooperativas de eletrificação, irrigação e telecomunicações. § 3° É vedado às cooperativas distribuírem qualquer espécie de benefício às quotas-partes do capital ou estabelecer outras vantagens ou privilégios, financeiros ou não, em favor de quaisquer associados ou terceiros excetuando-se os juros até o máximo de 12% (doze por cento) ao ano que incidirão sobre a parte integralizada. Art. 25. Para a formação do capital social poder-se-á estipular que o pagamento das quotas-partes seja realizado mediante prestações periódicas, independentemente de chamada, por meio de contribuições ou outra forma estabelecida a critério dos respectivos órgãos executivos federais.

monetário nacional, será dividido em quotas-partes, cujo valor unitário não poderá ser superior à unidade monetária. § 1º Nenhum cooperado poderá subscrever mais de um terço do total das quotas-partes, salvo nas sociedades em que a subscrição deva ser diretamente proporcional às operações do cooperado, se assim for previsto no estatuto. § 2° Nas sociedades cooperativas em que a subscrição de capital for diretamente proporcional ao movimento ou à expressão econômica de cada cooperado, o estatuto deverá prever sua revisão periódica para ajustamento às condições vigentes. Art. 11. A integralização das quotas-partes e o aumento do capital social poderão ser feitos com bens avaliados previamente e após homologação em assembleia geral ou mediante retenção de determinada porcentagem do valor do movimento financeiro de cada cooperado. Parágrafo único. O disposto neste artigo não se aplica às cooperativas de crédito. Art. 12. A cooperativa poderá pagar juros, limitados ao valor da taxa referencial do Sistema Especial de Liquidação e Custódia para Títulos Federais (SELIC). Parágrafo único. A apuração de juros sobre as quotas-partes do capital social somente poderá incidir sobre o exercício em que,

SELIC como limite para remuneração das quotas-partes dos associados da cooperativa, mesmo considerando que “a cooperativa é uma sociedade de pessoas, de forma jurídica própria, constituída para o exercício de atividade econômica de proveito comum, sem objetivo de lucro.” Ou seja, admite-se a taxa livre de risco do mercado no Brasil (taxa SELIC) como limite de remuneração do capital próprio dos associados (custo de oportunidade).

54

Art. 26. A transferência de quotas-partes será averbada no Livro de Matrícula, mediante termo que conterá as assinaturas do cedente, do cessionário e do diretor que o estatuto designar. Art. 27. A integralização das quotas-partes e o aumento do capital social poderão ser feitos com bens avaliados previamente e após homologação em Assembleia Geral ou mediante retenção de determinada porcentagem do valor do movimento financeiro de cada associado. § 1º O disposto neste artigo não se aplica às cooperativas de crédito, às agrícolas mistas com seção de crédito e às habitacionais. § 2° Nas sociedades cooperativas em que a subscrição de capital for diretamente proporcional ao movimento ou à expressão econômica de cada associado, o estatuto deverá prever sua revisão periódica para ajustamento às condições vigentes.

simultaneamente, forem apuradas sobras líquidas e não restar saldo de perdas acumuladas de exercícios anteriores.

Com essa proposta, atender-se-ia a necessidade de existência de sobras para constituição das

reservas legais e necessidade de investimentos futuros.

4.3. Do custo de capital de terceiros

A referência ao limite de 12% para taxa de juros das cooperativas, nos termos do § 3º do art. 24 da

Lei 5.764, de 1971, não pode ser interpretada como limite de captação de recursos no mercado financeiro a

título de alavancagem de investimentos em expansão da rede de distribuição das cooperativas de

eletrificação rural, pois contraria, dessa forma, as chamadas regras de mercado, no caso específico, a

captação de recursos de terceiros por falta de capacidade de investimento ou por custo de oportunidade.

A proposta da nova lei das sociedades cooperativas torna clara esta questão ao definir o limite da

taxa de juros sobre as quotas-partes do capital social no valor da SELIC (art. 12, caput e parágrafo único).

55

Portanto, tornar-se-ia mais justo para os permissionários de distribuição de energia elétrica

(cooperativas de eletrificação rural) a utilização, nesse caso, do mesmo tratamento realizado para as

concessionárias de distribuição de energia elétrica, quanto ao método de cálculo do custo de capital de

terceiros, por similaridade de mercado, tecnologia e negócio.

5. Proposta 3 - Plano de Investimentos

Propõe-se a definição, pela Aneel, de um montante de sobras regulatórias, contemplando as

necessidades de investimentos e constituição de reservas. Uma referência para o ajuste do valor dessa

parcela de recursos para investimentos futuros pode ser estabelecida a partir de um plano de expansão da

rede no período de entre revisões periódicas (4 anos), a ser apresentado pela cooperativa e aprovado pela

ANEEL, em consonância com as experiências do regulador no 2º ciclo de revisão tarifária e as

características de cada cooperativa. Tal modelo, chamado de Plano de Negócios, não é inédito na

regulação, sendo aplicado para a regulação da distribuição do Gás Canalizado em São Paulo, por exemplo.

As permissionárias poderiam realizar o planejamento dos investimentos na rede, que serão validados pela

ANEEL, e que deverão ser previstos nas tarifas, como um adicional na Parcela B. Estes valores devem ser

fiscalizados na próxima revisão tarifária periódica (Fator X – 2º ciclo).

Corrobora tal avaliação, o dispositivo proposto na nova lei das sociedades cooperativas (art. 11) que

disciplina a integralização das quotas-partes e o aumento do capital social, no qual considera também um

valor percentual sobre o movimento financeiro de cada cooperado, ou seja, das sobras existentes no

exercício.

6. Proposta 4 - Arbitragem de sobras regulatórias

Utilizando-se da argumentação realizada acima, em que as cooperativas não terão recursos para a

realização dos investimentos propõe-se esta última alternativa de metodologia de menor custo de

implantação. Neste caso, haveria a arbitragem, pela ANEEL, de um valor de sobras regulatórias necessário

para suportar os novos investimentos e as reservas legais.

56

ANEXO III – DEMAIS ATIVOS DE USO ADMINISTRATIVO / BAR – BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA

A Base de Anuidade Regulatória (BAR) definida para as concessionárias de distribuição é composta

por 3 grupos de ativos (PRORET, Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória, Parágrafo 121):

- Aluguéis: esse grupo de ativos inclui os edifícios administrativos, gerências regionais, almoxarifados

e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de escritórios, equipamentos de oficina

e laboratórios;

- Veículos: esse grupo de ativos inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação; e

- Sistemas: esse grupo de ativos inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas

corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas

Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores.

A definição do valor que será utilizado como base para o cálculo das anuidades é feita através da

seguinte regressão (Nota Técnica n° 296 – BRR, Parágrafo 37).

Desta forma, uma distribuidora com valor do Ativo Imobilizado em Serviço - AIS (descontado o Índice

de aproveitamento) de 1 bilhão terá uma BAR de 4,50% e uma outra com AIS de 100 milhões terá uma BAR

de 7,29%.

A tabela abaixo apresenta a BAR das pequenas distribuidoras utilizadas para o cálculo da TMD das

permissionárias (Nota Técnica n° 56/2012 – Metodologia e Critérios Gerais, Parágrafo 110).

Distribuidora AIS - IA BAR (%)

EFLUL 7.457.592 12,58

CAIUA 295.771.360 5,81

CNEE 114.579.958 7,09

CLFSC 313.452.053 5,74

Faixa de valores de

AIS das Cooperativas

Proposto pela ANEEL para as

Cooperativas BAR = 4,6%. O maior valor

de AIS não atinge R$350 milhões.

57

CSPE 121.859.968 6,99

EDEVP 236.023.057 6,09

ELFSM 186.875.523 6,39

EMG 676.833.987 4,88

CJE 64.916.106 7,98

CLFM 54.380.253 8,29

CPEE 86.337.682 7,52

CFLO 51.505.968 8,38

EFLJC 1.431.344 17,79

IENERGIA 37.921.354 8,94

COCEL 72.618.149 7,80

CHESP 38.545.379 8,91

UHENPAL 21.503.576 10,07

DEMEI 10.808.350 11,63

Média 8,49

Mínimo 4,88

Máximo 17,79

A BAR média das pequenas distribuidoras resultou em 8,49% e os limites superior e inferior

resultaram em 17,79% e 4,88%, respectivamente.

A divisão da BAR entre os ativos que dela fazem parte é realizada considerando os seguintes

percentuais (PRORET, Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória, Parágrafo 122).

Finalmente, a valoração da depreciação e do retorno destes ativos é realizada considerando o

seguinte equacionamento (PRORET, Submódulo 2.1 – Procedimentos Gerais, Parágrafos 30, 32 e 34).

onde:

CAL: Custo Anual de Aluguéis;

BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para

infraestrutura de imóveis de uso administrativos; e

VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle

Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, sendo 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de

Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral”.

58

onde:

CAV: Custo Anual de Veículos;

BARV: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos; e

VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle

Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, referente ao TUC “Veículos”.

onde:

CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática;

BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de

informática; e

VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle

Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”.

A proposta da AP 014/2011 é de que todas as permissionárias tenham o mesmo percentual para a

BAR, conforme o texto a seguir (PRORET, Submódulo 8.1 – Revisão Tarifária Periódica das

Permissionárias, Parágrafo 83).

Por fim, os demais ativos de uso administrativos devem ser valorados a partir de um percentual

regulatório, assumido como eficiente, em relação ao somatório do Valor Novo de Reposição de medidores;

redes, equipamentos e linhas de distribuição; e equipamentos, terrenos e edificações de subestações. Para

tal, adota-se o percentual de 4,6%. Esse total inclui os seguintes ativos:

Móveis e Imóveis Administrativos: inclui os edifícios administrativos, gerências regionais,

almoxarifados e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de

escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios;

Veículos: inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação; e

Sistemas: inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas corporativos como

GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas

Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores.

As permissionárias, na prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, necessitam da mesma

infraestrutura utilizada pelas distribuidoras. Neste sentido, todas as permissionárias possuem móveis e

imóveis administrativos, veículos para uso administrativo e operação e sistemas de informática corporativos

e de gestão.

59

Neste caso, pela semelhança dos requisitos necessários para a prestação de serviços entre as

permissionárias e distribuidoras, sugere-se que seja utilizada a regressão e os equacionamentos para o

cálculo da Base de Anuidade Regulatória e para os Custos Anuais das Permissionárias.

A tabela a seguir apresenta o valor da BAR, em percentual do Ativo Imobilizado em Serviço, para as

permissionárias.

Cooperativa Estado AIS BAR (%)

CERES RJ 5.531.066,79 13,39

CERPRO SP 7.692.668,14 12,49

CERTAJA ENERGIA RS 52.380.098,58 8,35

CERCOS SE 1.033.010,64 19,05

CERNHE SP 3.283.482,49 14,94

CERIM SP 19.739.329,74 10,25

CERMC SP 3.316.317,09 14,91

CETRIL SP 48.931.019,93 8,47

CERAL DIS PR 3.420.822,96 14,81

CEDRAP SP 9.591.160,54 11,93

CEJAMA SC 6.126.864,26 13,11

CERAÇA SC 12.348.760,29 11,31

CERBRANORTE SC 9.837.745,00 11,87

CERGRAL SC 5.795.046,67 13,26

CERPALO SC 12.062.967,86 11,37

CERSUL SC 45.519.144,14 8,60

COOPERA SC 38.092.015,00 8,93

COOPERMILA SC 2.703.620,57 15,56

CERMISSÕES RS 86.371.112,94 7,52

COOPERLUZ RS 31.073.319,58 9,32

COPREL RS 219.697.802,76 6,18

CERTEL ENERGIA RS 120.353.640,53 7,01

CRELUZ-D RS 59.093.723,67 8,14

CRERAL RS 1.569.703,07 17,44

COOPERCOCAL SC 9.652.593,65 11,91

CEESAM SC 2.572.295,87 15,73

CEMIRIM SP 48.256.871,67 8,50

CERAL ARARUAMA RJ 5.609.886,11 13,35

CERFOX RS 45.244.332,21 8,61

CERTHIL RS 28.391.291,52 9,50

COOPERZEM SC 8.621.792,82 12,20

ELETRORURAL PR 3.474.131,52 14,76

Média 11,65

Mínimo 6,18

Máximo 19,05

60

A BAR média das cooperativas resultou em 11,65% e os limites superior e inferior resultaram em

19,05% e 6,18%, respectivamente.

Com base nas informações apresentadas acima solicitamos que a Base de Anuidade Regulatória das

Permissionárias de Distribuição de Energia Elétrica seja calculada através da mesma metodologia definida

para as Distribuidoras de Energia Elétrica, apresentada nos submódulos 2.1 – Procedimentos Gerais e 2.3 –

Base de Remuneração Regulatória dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

61

ANEXO IV – FATOR X

O fator X proposto pela ANEEL para as permissionárias é composto por dois componentes: o

componente Pd é responsável por capturar os ganhos de produtividade auferidos pelas permissionárias no

período entre revisões tarifárias, garantindo assim o equilíbrio econômico entre receitas e despesas durante

os anos; e o componente T é responsável por definir uma trajetória da variação da parcela B com vistas a

atingir uma meta no final do 1CRTP-P.

A proposta da AP 019/2011 para o componente T é apresentada a seguir (PRORET, Submódulo 8.1 –

Revisão Tarifária Periódica das Permissionárias, Parágrafos 132-135).

O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição da Parcela B.

Quando o valor da Parcela B definido no 1CRTP-P estiver contido no intervalo de +/- 30,0% (mais ou

menos trinta por cento) em relação à Parcela B atual, não haverá aplicação do componente T.

Caso contrário, o reposicionamento tarifário será limitado a +/- 30% e a diferença será incorporada no

Componente T, conforme a fórmula abaixo.

(14)

onde:

N: número de reajustes entre duas revisões tarifárias sucessivas;

: parcela B adotada na revisão tarifária do 1CRTP-P; e

: meta de parcela B para o 1CRTP-P.

O valor do Componente T será limitado a +/- 4,0% (mais ou menos quatro por cento).

A parcela B corresponde aos custos gerenciáveis e, juntamente com a Parcela A, forma a Receita

Requerida pela permissionária para a prestação do serviço de distribuição de energia elétrica aos seus

consumidores. Esta parcela é formada pelos custos operacionais, que repassam as permissionárias as

despesas “eficientes” com PMSO incorridas no período, pela Quota de Reintegração Regulatória, que repõe

a depreciação anual dos ativos instalados em sua rede, e pela Remuneração do Capital, que remunera os

investimentos realizados na rede.

As permissionárias têm historicamente definido o valor de sua parcela B de modo que pudesse cobrir

os seus custos, realizar investimentos em sua rede para manter os padrões exigidos pela agência

reguladora e por seus próprios consumidores, e viabilizar a participação nos fundos exigidos por lei, além de

contribuir com o desenvolvimento social da região.

62

Ademais, as permissionárias sempre objetivaram manter a tarifa em valores módicos, próximos aos

valores pagos pelos consumidores localizados na área de concessão de sua supridora, de modo que estes

não fossem punidos por se encontrarem conectados à permissionária.

Posto isto, é notório que o objetivo das permissionárias nunca foi o mesmo encontrado em empresas

privadas, onde a redução dos custos e a eficiência dos investimentos são imprescindíveis para o sucesso do

produto ou da prestação de serviços.

A metodologia proposta pela ANEEL na AP014/2011 enquadra as permissionárias neste tipo de

regime, onde todas as prestadoras de serviços devem ter redução de seus custos até atingirem níveis

eficientes e o valor de sua empresa, capturado pela Quota de Reintegração Regulatória e pela

Remuneração do Capital, terá valor calculado por intermédio de custos médios de compra de ativos e taxa

de remuneração que atualmente se encontram distantes da realidade desta permissionárias.

A contribuição aqui não se aplica à metodologia proposta pela ANEEL para os componentes que

formam a parcela B (estas criticas serão realizadas em outros itens), e sim à forma em que eles estão sendo

aplicados, de forma abrupta e sem nenhum preparo por parte das permissionárias.

As concessionárias de distribuição, por exemplo, no 1CRTP tiveram seus custos operacionais

definidos pelo modelo de Empresa de Referência e no 2CRTP também pela Empresa de Referência, mas

com valores ajustados para aproximar os valores de custos calculados às realidades encontradas para as

distribuidoras. A partir do 3CRTP serão então aplicados modelos de “benchmarking” em que a

concessionária terá que reduzir custos para se aproximar dos melhores valores encontrados no setor. Nota-

se que ao utilizar o modelo de Empresa de Referência nos 2 primeiros ciclos, a ANEEL permitiu que as

distribuidoras tivessem uma transição mais suave para um modelo de custos eficientes e, mais ainda,

sinalizou para estas a distância entre seus custos praticados e os custos eficientes, permitindo assim que a

distribuidora adota-se uma estratégia de redução de custos antes mesmo da imposição do modelo de

“benchmarking”.

O mesmo comportamento pode ser notado para a definição da Quota de Reintegração Regulatória e

da Remuneração do Capital. Apenas no 3CRTP a ANEEL revisou os valores de taxas de depreciação, para

representarem de forma mais fiel a realidade de vida útil dos ativos. Da mesma forma, apenas no 3CRTP a

ANEEL revisou de forma mais concreta a taxa de remuneração regulatória (WACC), impactando assim o

valor da Remuneração do Capital das concessionárias.

A proposta, aqui documentada, é de que seja realizada uma transição mais suave entre os custos

praticados pelas permissionárias e os custos regulatórios eficientes, para que estas tenham tempo e

condições econômicas de continuarem prestando o serviço de distribuição de energia elétrica com os níveis

de qualidade exigidos, e possam reduzir gradualmente seus custos até atingirem esta “meta regulatória”.

Desta forma, sugerimos que seja aplicada a mesma metodologia proposta pela ANEEL, mas que seja

reduzida a faixa de variação em torno da Parcela B atual de +/- 30% para +/- 10% (mais ou menos dez por

cento) e que o limitante do componente T passe de +/-4,0% para +/-2,0% (mais ou menos dois por cento).

63

ANEXO V - PERDAS TÉCNICAS E PERDAS NÃO TÉCNICAS Sugere-se que, no âmbito do PRORET não sejam utilizados os procedimentos descritos nos módulos 6 e 7 do PRODIST para a avaliação das perdas técnicas e alternativamente seja dado o seguinte procedimento: - O valor de Perdas Globais anuais a ser considerado no momento da revisão tarifária ou regularização e no

primeiro reajuste após esse momento deve ser obtido através da diferença entre os valores injetados na rede de distribuição da permissionária e os valores faturados aos consumidores, por balanço energético.

- As permissionárias e as cooperativas em fase de regularização para permissionária devem, no segundo

reajuste após a revisão ou regularização, apresentar um plano de redução das perdas técnicas e comerciais que inclua:

i) Uma avaliação consistente das Perdas Técnicas (PT) e Perdas Não-Técnicas (PNT) ii) Uma trajetória de redução para as PT e PNT iii) Um detalhamento das obras que permita aferir a redução prevista para as Perdas Técnicas.

O não cálculo neste momento das Perdas Técnicas regulatórias segundo o modelo do PRODIST é motivado pelos seguintes fatos:

A) As campanhas de medições são necessárias no procedimento de cálculo do PRODIST, pois das curvas de carga típicas depende o cálculo do coeficiente de perdas. Analisando o coeficiente de perdas resultantes de curvas de cargas típicas de transformações de MT/BT de 3 concessionárias que fornecem energia para cooperativas, observou-se variações significativas em alguns casos. Os valores extremantes observados estão entre 1 e 1.9, o que mostra a importância de campanhas de medições especificas para cada caso, inclusive para o mercado das cooperativas. É muito importante que esse assunto seja melhor estudado.

B) Para fazer os cálculos de perdas de potência e energia das redes de BT das cooperativas precisam-se informações detalhadas da energia de cada transformador MT/BT da rede. Em cada transformador essa energia é obtida através da somatória das energias faturadas dos consumidores ligados ao mesmo. Também são necessários os dados de comprimento do circuito que se deriva de cada transformador, os níveis de tensão fase-fase e fase linha, o tipo de conexão e, as resistências

a 55 ⁰C dos condutores de tronco e ramal do circuito. Essas informações podem não estar

disponíveis para a maioria das cooperativas em processo de revisão ou regularização, já que essas informações não eram necessárias até então. É necessário um período de adaptação para que essas informações sejam compiladas e consolidadas de forma confiável.

C) Uma preocupação adicional está relacionada com o comportamento do modelo PRODIST para aplicações nas redes das cooperativas. As topologias de redes das cooperativas podem diferir das redes das distribuidoras que foram usadas para o calculo dos coeficientes das regressões utilizadas para as avaliações das perdas de potencia. No PRODIST, o modelo adotado para o cálculo de perdas nas redes BT é simulado para cargas concentradas que estão perto e ao redor do transformador (fato muito comum nas redes urbanas).

64

Nas cooperativas as redes são principalmente rurais (troncos e ramais muito compridos com baixa densidade de carga), o que sugere que o modelo deve ser aferido.

D) No procedimento PRODIST se estabelece uma fórmula de cálculo para uma resistência de tronco

equivalente no caso de vários trechos serem definidos como tronco.

A fórmula não considera as energias de cada trecho. Isto pode afetar muito o cálculo de resistência de tronco das redes rurais, e consequentemente o cálculo das perdas de potência e energia. Por causa disso, em alguns cálculos efetuados com informações adicionais às compiladas inicialmente, foi necessário rever o critério de estabelecimento de comprimento de tronco e ramal.

E) O critério de estabelecimento de comprimento de tronco e ramal para circuitos de MT não é

adequado para alguns casos nas cooperativas. Por exemplo, na CERTAJA a aplicação desse critério produziu resultados inadequados para dois dos nove circuitos existentes (vide abaixo):

Ramal

Comprimento [km] Código do Condutor

Resistência do

Condutor 55

⁰

C

[ohm / km]

Comprimento [km]

TQR-CT1 4,41 S336,4SN 0,1939 919,86

PID-CT2 13,67 S120AG 0,3035 227,01

TRI-CT3 14,82 S4/0SN 0,3053 156,84

SCR2-CT4 0,35 S4/0SN 0,3053 263,47

VAS-CT5 9,23 S2/0SN 0,4862 33,53

RPA-CT6 21,59 S4/0SN 0,3053 282,14

BDR-CT8 14,51 S2SN 0,9745 160,82

RDP-CT9 15,04 S4/0SN 0,3053 121,49

Código do

Alimentador de MT

Tronco

65

Circuito TQR-CT1 – o tronco (em laranja), corresponde a 0,47 % do comprimento total da rede

F) Os valores padronizados de perdas para transformadores de potência utilizados no PRODIST não correspondem à realidade das cooperativas que, em muitos casos, possuem valores de perdas maiores que aquele.

G) Nas simulações efetuadas usando a metodologia do PRODIST para 12 cooperativas cujos dados necessários foram possíveis de serem utilizados, houve uma dispersão muito grande dos resultados em relação às perdas globais obtidas por balanço energético. Em alguns casos a perda regulatória obtida foi de cerca de metade da perda global, em cooperativas com muito baixo índice de perda não-técnica.

Uma vez consolidados os dados, será possível realizar uma avaliação da metodologia do Módulo 7 do PRODIST para as tipologias de rede das cooperativas. No entanto, pelas razões apontadas, há grandes indícios que a aplicação da metodologia do Módulo 7 do PRODIST para o cálculo de Perdas Técnicas Regulatórias não seja adequado para as cooperativas permissionárias, devendo a ANEEL revê-lo, de modo a adequá-lo à essa realidade. Sugerimos que essa revisão seja realizada até o 2º CRTP-P.