Segmento de distribuição de energia

A conexão e atendimento ao consumidor, qualquer que seja o seu porte, são realizados pelas distribuidoras de energia elétrica. O segmento de distribuição, é aquele que recebe grande quantidade de energia do sistema de transmissão e a distribui de forma pulverizada para consumidores médios e pequenos.

O principal objetivo da regulação econômica é reproduzir, no desempenho da empresa monopolista regulada, os efeitos semelhantes aos mercados competitivos. O modelo de

concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica brasileiro estabelece um mecanismo de regulação econômica conhecido como preço teto (price cap) (BACELAR, 2006).

A Aneel é o órgão responsável pela determinação desta tarifação (price cap) e pelos respectivos critérios de reajuste. Existem três tipos de reajustes dos valores das tarifas de energia elétrica (Figura 2.4): o primeiro é reajustado anualmente pela Aneel, chamado Reajuste Tarifário Periódico; o segundo, a cada 4 ou 5 anos, denominado Revisão Tarifária Periódica e, por fim, o terceiro dependendo do contrato de concessão, podem ser revistos em caráter extraordinário, com a Revisão Extraordinária.

Figura 2.4 – Tipos de reajustes do valor tarifário. Fonte: Aneel (2008).

A revisão das tarifas acontece em média a cada quatro anos e é o momento em que são reavaliados os custos das distribuidoras, revertendo-se para a modicidade tarifária os ganhos médios de eficiência por elas obtidos. Nos anos em que uma distribuidora não passa por revisão, a tarifa é reajustada. Os períodos de revisão são chamados de Ciclos de Revisão Tarifária Periódica (CRTP), o primeiro teve vigência de 2003 até 2006 (1CRTP), o segundo de 2007 a 2010 (2CRTP), o terceiro de 2011 a 2014 (3CRTP) e atualmente encontra-se no quarto ciclo (4CRTP) de 2015 a 2018.

A Aneel adotou a metodologia de regulação por custo, tanto o 1CRTP como no 2CRTP, para determinação dos custos operacionais eficientes através do modelo de Empresa de Referência (peer set) que, de forma simplificada, pode ser entendida como a representação matemática da atividade de distribuição de energia elétrica, definindo cada ação e cada processo adotado pelas distribuidoras, bem como seus custos médios parametrizados.

Os primeiros ciclos foram reformulados e a Aneel passou a utilizar no 3CRTP e 4CRTP a metodologia de regulação por incentivos por meio de técnicas de benchmarking. Como afirma Goulart (2013), esta nova condição regulatória estimula a competição entre os agentes setoriais, exigindo eficiência na gestão dos custos operacionais, otimização do planejamento e execução orçamentária e, principalmente, uma engenharia financeira bem articulada com as oportunidades do mercado (distribuição e comercialização).

Com a revisão obtém-se o reposicionamento tarifário, que é resultado da relação entre a receita requerida e a receita verificada, esta última consiste na receita que seria auferida caso não fossem alteradas as tarifas vigentes. A Aneel divide a receita requerida das concessionárias de distribuição em 2 parcelas correspondentes aos seguintes custos (Figura 2.5): (1) custos não-gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A e (2) custos gerenciáveis pela distribuidora ou custos da Parcela B.

Figura 2.5 – Composição da receita do serviço de distribuição. Fonte: Aneel (2008).

O valor da Parcela A (VPA) é constituído pelos custos oriundos da aquisição da energia elétrica (CE), os custos referentes a conexão com as linhas de transmissão (CT) e encargos setoriais (ES). Já o valor da Parcela B (VPB) compreende os custos que são dependentes da gestão das concessionárias e inerentes a atividade de distribuição, incluindo os custos de administração, operação e manutenção (CAOM) e os custos de capital (CAA). Andrade et al. (2014) afirmam que na parcela A estão os custos não gerenciáveis, que independem da gestão das distribuidoras, sendo apenas repassados para a tarifa de energia. Compõem esta parcela as despesas com compra de energia, transmissão e encargos setoriais. A parcela B, por sua vez, engloba os custos gerenciáveis pela distribuidora como a despesa de operação e manutenção, a depreciação e a remuneração dos investimentos realizados.

O CAA corresponde à soma da remuneração do capital (RC), quota de reintegração regulatória (QRR) e o custo anual das instalações de móveis e imóveis (CAIMI). Os cálculos para a sua realização são complexos e encontram detalhados no módulo 2 do PRORET. O CAOM é composto pelos custos operacionais regulatórios (CO) e as receitas irrecuperáveis (RI).

Para a determinação dos custos operacionais regulatórios é necessário observar os custos praticados pelas distribuidoras e o nível eficiente de custos para assegurar a prestação de serviço adequada. O nível eficiente de custos é obtido através de um método de

benchmarking, o DEA com retornos não decrescentes de escala.

A partir da análise do DEA se obtém um intervalo de custos eficientes que são comparados com a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa. Caso os custos operacionais presentes na tarifa estejam fora do intervalo, uma parte da diferença é considerada no momento da revisão e a outra parte é considerada no cálculo da componente T do fator X.

O Reajuste Tarifário é realizado anualmente, excetuando-se os anos em que ocorre a revisão tarifária, e o seu cálculo é detalhado no módulo 3 do PRORET. O valor da parcela B é ajustado pelo fator X e pelo IGPM (Índice Geral de Preços do Mercado) ou IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo).

O Fator X, que nos ciclos anteriores considerava ganhos de produtividade, o Índice Aneel de Satisfação dos Consumidores (IASC) e o IGPM, agora, no 4CRTP, é calculado

(Equação 2.1) pela soma de três componentes: (1) Pd consiste nos ganhos de

produtividade ajustados pelas variações de mercado; (2) Q é o resultado da qualidade de serviços comerciais e técnicos e (3) T que é a trajetória dos custos operacionais.

  =
+  +  (Equação 2.1)

Com isso, pode-se observar que, de acordo com o regime de regulação por incentivos, parte dos ganhos de eficiência obtidos pelas distribuidoras serão repassados aos consumidores através dos custos operacionais eficientes calculados nas revisões tarifárias, como também é expresso na componente T do Fator X. A Figura 2.7 apresenta um fluxo da metodologia utilizada na revisão tarifária, como também pode-se observar em quais etapas é utilizado o DEA.

A qualidade da energia elétrica fornecida pelas distribuidoras é fiscalizada pela Aneel quanto aos aspectos da continuidade e conformidade com os níveis de tensão de energia elétrica. A continuidade do serviço observa a duração e a frequência das interrupções no fornecimento de energia e é medida por indicadores denominados DEC e FEC, os quais são apurados por área de concessão.

Esses indicadores de qualidade são considerados no âmbito técnico da componente Q. A Aneel também contabiliza outros cinco indicadores no âmbito comercial: três relacionados ao atendimento telefônico, a frequência de reclamações e o IASC. Por fim, são aplicados diferentes pesos para cada indicador.

Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a Revisão Tarifária Extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.

Por fim, o valor repassado para o consumidor é composto pelo valor da tarifa definida pela Aneel sobre a qual incidem as alíquotas dos tributos que integram a base de cálculo (Figura 2.6). De modo que, a concessionária, ao receber os valores cobrados nas contas de energia, discrimina os tributos para recolher à União a parcela referente ao PIS e à COFINS, e para transferir aos Estados, conforme as leis estaduais correspondentes, a parte equivalente ao ICMS.

Figura 2.6 – Cálculo do valor da conta de luz do consumidor. Fonte: Aneel (2008).

Dessa forma, a mensuração do desempenho é parte essencial da regulação do tipo price

cap, uma vez que eficiência e produtividade são fatores chaves na determinação da receita

(tarifa) que cubra todos os custos das empresas. Esse tipo de regulação vem sendo adotada em muitos países, pois além de ser útil no ajuste dos incentivos regulatórios conduz a maior nível de eficiência (MUNISAMY, 2010).

Corroborando como exposto, Dieese (2012) afirma que as empresas são estimuladas pela Agência Nacional de Energia Elétrica a serem eficientes e a reduzirem seus custos operacionais. Como a Aneel pré-estabelece as tarifas que deverão ser cobradas dos consumidores, as distribuidoras devem buscar a eficiência constantemente, procurando reduzir seus custos e despesas para alcançar maiores lucros.