b Metodologia de Cálculo

áà Notaà T i aà / à“‘E/“‘Gà áNEEL,à ueà al ulouà osà ustosàope a io aisà efi ie tes à dasà geradoras, traz como informações referentes à base de dados utilizada:

Os custos operacionais contábeis de cada usina foram encaminhados pelas geradoras como resposta ao Ofício Circular 008/2012 SRE/SFF/ANEEL, de 30 de maio de 2012. Nesse Ofício foi solicitado o detalhamento dos custos operacionais da atividade de geração por usina, referentes à 2011. Esses custos são aqueles relativos à atividade exclusiva de geração de energia e os custos administrativos associados a esta atividade.

Para fins de apuração dos custos, a ANEEL considerou as seguintes Naturezas de Gasto (NG)43_:

 Pessoal – NG 01 (Remuneração, Encargos, Previdência(s), Participação nos Lucros e Resultados (PLR) e Outros.

 Administradores – NG 02  Materiais – NG 11  Materiais – NG 11

 Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia Elétrica – NG 12  Serviços de Terceiros – NG 21

 Arrendamento e Aluguéis – NG 91  Segugos – NG 92

 Tributos – NG 93

 Outros Custos e Despesas Operacionais – NG 99 (Contribuição Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, Despesas com Comunicação Interna, Taxas Bancárias).

Considerando que esta Nota Técnica não possui grande detalhamento, buscou-se na Nota Técnica 192/2014 SRE ANEEL, posta em Audiência Pública na 1ª etapa das discussões da metodologia de Custos Operacionais das distribuidoras de energia, informações adicionais à metodologia de l uloà utilizadaà pelaà áNEELà pa aà aliza e toà doà ueà podeà ouà ãoà se à o side adoà ustoà ope a io al àdasà o essio ias (supondo que as métricas são iguais entre os segmentos).

43 _{Nomenclatura dada pelo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico para dividir os diferentes tipos de} gasto contábil.

APÊNDICE A – CÁLCULO DAS DESPESAS OPERACIONAIS

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

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

 Indenização porr perdas e danos  Consumo próprio de energia

 Despesas com estagiários e programas de iniciação ao trabalho  Despesas com conselho de consumidores

 Despesas com comunicação interna e reprografia  Taxa de arrecadação

 Taxas bancárias

3. Os dados de 2003 a 2008 são baseados no BMP. Os ajustes mencionados no parágrafo anterior foram feitos a partir das informações encaminhadas pelas Distribuidoras como resposta ao Ofício Circular 351/2009 SRE-SFF-SRD/ANEEL, de 15 de setembro de 2009. Os dados de 2009 a 2012 se basearam no Relatório de Informações Trimestrais – RIT.

4. No âmbito da Consulta Pública 11/2013 foram apontadas inconsistências na Base de Dados de Custos Operacionais. Todas as inconsistências, quando pertinentes, foram corrigidas.

5. Há, no entanto, dois temas metodológicos que merecem ser discutidos. O primeiro diz respeito aos custos com Programa de Demissão Voluntária - PDV. Os mesmos não foram considerados por diversas razões. A primeira é sua natureza transitória. Não é razoável esperar que despesas dessa natureza ocorram de forma sistemática no setor, o que os próprios dados revelam.

Um segundo ponto é a dificuldade de caracteriza-los como custos eficientes. Empresas que realizam PDV justamente para alcançar um nível eficiente de custos. Por fim, custos com PDV ocorreram de forma bastante pontual, em algumas poucas empresas e concentradas em alguns anos específicos. Assim, considerar custos com PDV na análise teria o efeito de aumentar o erro das estimativas.

6. Custos com déficit ou superávit atuariais não foram considerados por motivos similares. Nesse caso, porém, não é clara a relação com eficiência. Um maior superávit atuarial pode ou não ocorrer em função de uma maior eficiência da distribuidora. São custos concentrados em um grupo pequeno de distribuidoras e variam bastante no tempo, alcançando valores negativos e positivos. Não é razoável esperar que empresas eficientes tenham déficits ou superávits sistemáticos ao longo do tempo. Entendemos que considerar esse tipo de custo só faria aumentar o ruído nas estimativas.

7. Por fim, em relação aos custos com condenações judiciais, em função do atraso no envio das informações por parte de algumas distribuidoras, a análise do assunto ainda não foi concluída. Esses custos podem ou não ser considerados em uma segunda etapa da Audiência Pública.

Um ponto importante quando se discute o que deve e o que não deve ser considerado como OPEX à aà fo ataçãoà daà f ulaà ueà al ulaà oà í elà ta if io à ta à ha adoà deà e eitaà e ue ida à daà ge ado aà e o ada.à Issoà po ue,à aà f ula,à e iste à pa elasà ueà pode à se à o side adasà o oà ustos ge e i eis àeà ustosà ãoàge e i eis ,àaàe e ploàdoà ueàa o te eà aàdist i uiçãoà o deàsãoà ha ados,à espe ti a e te,àdeà Pa elaàB àeà Pa elaàá .àáà‘áGàdasà geradoras foi definida pela Resolução Homologatória ANEEL 1.572/2013.

RAGt = GAGt-1 x (IVIGAG ± X) + EUt + ECt ± AjIt-1 (Equação 2.2.3.2.b-1) Onde:

RAGt: Receita Anual de Geração reajustada, a ser praticada no ano seguinte (R$/ano);

GAGt-1: Custo da Gestão dos Ativos de Geração, incluídos os custos regulatórios de operação, manutenção, administração, remuneração e amortização da Usina Hidrelétrica (R$/ano);

IVIGAG: Índice de Variação da Inflação que reajustará o Custo de Gestão de Ativos de Geração, definido a partir da variação anual acumulada do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, e na hipótese de sua extinção, o índice que vier a sucedê-lo (%);

X: Percentual a ser definido pela ANEEL no processo de revisão tarifária de que trata a Cláusula Sétima,

destinado a estimular a eficiência e capturar ganhos de produtividade para o consumidor a ser acrescido ou subtraído do IVIGAG (%);

EUt Encargo de Uso do Sistema de Distribuição ou Transmissão (R$/ano);

ECt: Encargo de Conexão de responsabilidade da Concessionária para o ano seguinte (R$/ano);

AjIt-1: Ajuste pela indisponibilidade apurada ou pelo desempenho apurado (R$/ano), conforme a modalidade de operação definida pelo ONS (ver Resolução Normativa ANEEL 541/2013).

Assim, todos os custos que forem considerados à parte na fórmula – ou seja, considerados como ãoàge e i eis à– não podem ser considerados como OPEX (dentro do estudo de benchmarking para definição do custo eficiente),àj à ueà ãoàseàpodeàe igi àdaà o essio iaàu aà efi i ia à sobre os custos não controlados por ela. Na prática, isso quer dizer que apenas a parcela denominada GAG podeàse à o side adaà o oà ge e i el ,àe pu ga do-se da base comparativa, portanto, os custos com encargos de uso do sistema de transmissão e os encargos de conexão.

Figura 13: Ilustração dos custos a serem reconhecidos pela tarifa

Sobre a composição da GAG, cumpre ressaltar que ela é composta por uma parcela de Operação e Manutenção (GAGO&M), dada pela Nota Técnica ANEEL 385/2012 – SRE/SRG e por uma parcela

referente à administração dos ativos não indenizados (GAGAdB), dada pela Resolução Normativa

ANEEL 642/2014. A parcela-alvo do presente capítulo é, portanto, apenas a GAGO&M – que

demonstra o comportamento do OPEX da concessionária.

A tabela a seguir demonstra quais são as naturezas de gasto aceitas pela ANEEL na NT 385/2012 SRE/SRG e quais não são aceitas, incluindo outras Naturezas que não poderiam ser consideradas

Tabela 23: Naturezas de Gasto Consideradas pela ANEEL no cálculo do OPEX Eficiente Natureza de Gasto (de acordo com o Manual de Contabilidade

do Setor Elétrico)

Considera / Não Considera

01 - Pessoal Considera

(depende da classe de custo)

02 – Administradores Considera

11 – Material Considera

12 - Matéria-Prima e Insumos para Produção de Energia Elétrica N/A

(apenas para usinas térmicas)

21 - Serviço de Terceiros Considera

37 - Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos Não considera – Parcela A 38 - Taxa de Fiscalização Não considera – Parcela A 40 - Energia Elétrica Comprada para Revenda – Curto Prazo Não considera

41 - Energia Elétrica Comprada para Revenda Não considera

42 - Encargos de Uso da Rede Elétrica Não considera – Parcela A

43 – Energia Adquirida - PROINFA N/A

53 – Depreciação Não considera – entra como QRR

55 – Amortização Não considera

56 – Descomis-sionamento N/A

81 - Encargos Financeiros e Efeitos Inflacionários Não considera

82 - Aquisição de Imóveis e Instalações Não considera

83 – Valor Líquido da Desativação Não considera

91 - Arrendamentos e Aluguéis Considera

92 – Seguros Considera

93 – Tributos Considera

94 - Doações, Contribuições e Subvenções Não considera

95 – Provisão Não considera

96 - (-) Reversão da Provisão Não considera

97 - Perdas na Alienação de Materiais Não considera

98 - (-) Recuperação de Despesas Não considera

99 – Outros _{(depende da classe de custo)}Considera

A regressão calculada pela ANEEL na Nota Técnica 385/2012 a partir destes dados resultou na seguinte equação:

& = � _{� (Equação 2.2.3.2.b-2)}

Onde:

O&M = Custos Operacionais CI = Capacidade Instalada FP = Fator de Potência

e∂ = 290610,623050509 (portanto, ∂ = constante = 12,5797395850266) α = Constante = 0,734533090317389

β = Constante = 0,376998633707648

A tabela com os valores de GAG divulgados pela ANEEL na referida Nota Técnica encontra-se a seguir.

Ressalta-se que, reaplicando a fórmula acima, não foi possível chegar nos mesmos números da Nota Técnica, encontrando-se erros que variaram de -11,65% (usina de São Domingos) a -3,36 (Usina de Forquilha), sendo a média ponderada dos erros encontrados de -8,25% (e sendo os números da NT sempre maiores do que os calculados).

Tabela 24: GAG-O&M Calculada pela ANEEL versus reaplicação das fórmulas

NT 385/2012 Re-cálculo

Usina OPEX (R$) Potência

(MW) Gar. Física (MW) FP OPEX Calculado Erro Boa Esperança 14.397.013 237,30 143,00 0,60 13.338.931 -7,35% Bugres 1.723.527 11,12 10,00 0,90 1.638.056 -4,96%

Cachoeira do Lavrinha (São

Patrício) 564.633 3,01 1,81 0,60 538.515 -4,63% Canastra 3.930.091 42,50 24,00 0,56 3.680.056 -6,36% Capigui 538.581 3,76 1,26 0,34 509.097 -5,47% Coaracy Nunes 7.013.468 76,95 63,68 0,83 6.573.494 -6,27% Corumbá I 19.649.258 375,30 209,00 0,56 18.131.449 -7,72% Ernestina 832.940 4,80 3,24 0,68 793.147 -4,78%

Estreito (Luiz Carlos Barreto

de Carvalho) 39.614.238 1.048,00 495,00 0,47 36.229.071 -8,55% Forquilha 294.947 1,00 0,95 0,95 285.045 -3,36% Funil 2.828.522 30,00 13,95 0,47 2.648.111 -6,38% Funil 13.075.322 216,00 121,00 0,56 12.110.620 -7,38% Furnas 44.884.152 1.216,00 598,00 0,49 41.029.298 -8,59% Guarita 370.530 1,76 0,99 0,56 354.360 -4,36% Herval 230.253 1,44 0,33 0,23 217.978 -5,33% Ijuizinho 263.902 1,00 0,70 0,70 254.047 -3,73% Jacuí 12.279.899 180,00 123,00 0,68 11.416.697 -7,03% Luiz Gonzaga (Itaparica) 57.400.853 1.479,60 959,00 0,65 52.588.266 -8,38%

Macaco Branco 499.816 2,36 1,66 0,70 478.430 -4,28% Marimbondo 51.339.626 1.440,00 726,00 0,50 46.892.577 -8,66% Passo do Ajuricaba 607.921 3,40 1,95 0,57 578.997 -4,76% Passo do Inferno 263.855 1,33 0,52 0,39 251.628 -4,63% Passo Real 9.421.287 158,00 68,00 0,43 8.714.862 -7,50% Pedra 1.503.224 20,01 3,74 0,19 1.394.764 -7,22%

Pedro Affonso Junqueira

(Antas I) 1.228.871 8,60 5,16 0,60 1.163.883 -5,29% Porto Colômbia 17.682.554 319,20 185,00 0,58 16.342.590 -7,58% Porto Góes 2.883.476 24,80 17,91 0,72 2.718.262 -5,73% Rasgão 2.370.505 22,00 11,84 0,54 2.228.055 -6,01% Rio do Peixe 1.695.848 18,06 5,79 0,32 1.585.478 -6,51% Santa Rosa 325.632 1,40 0,88 0,63 312.340 -4,08% Xingó 102.361.615 3.162,00 2.139,00 0,68 93.358.392 -8,80% São Domingos 1.683.340 12,00 7,20 0,60 1.487.199 -11,65% Sinceridade 239.208 1,41 0,37 0,26 225.879 -5,57% Três Irmãos 26.613.379 807,50 217,50 0,27 24.206.615 -9,04% Neblina 1.064.297 6,47 4,66 0,72 1.012.088 -4,91% Dona Rita 423.422 2,40 1,03 0,43 401.874 -5,09%

Complexo Paulo Afonso 116.392.192 4.279,60 2.225,00 0,52 105.584.976 -9,29%

Fonte: Nota Técnica ANEEL 385/2012.à Co side aà ape asà oà OPEXà efi ie te à osà ú e osà ãoà t aze à aà remuneração de 10%, que será vista no capítulo a seguir).

O problema dos números apresentados pela Nota Técnica 385 é que a base de dados que foi utilizada como referência priorizou usinas novas, que logicamente possuem custos operacionais menores do que aquelas com mais de 30 anos de operação. Esta realidade será posteriormente comprovada no capítulo 3.2 deste trabalho, e acabou distorcendo por completo o que seriam os ustosà efi ie tes àdasàusi asà elhas ,àfaze doà o à ueàseà e o he esseàu à alo à uitoà e o à do que o realmente necessário.