Brasília, 28 de julho de 2006.
Assunto: Contribuição à Audiência Pública 008/2006 – Proposta de Aperfeiçoamento das metodologias utilizadas no primeiro ciclo de Revisão Tarifária Periódica – RTP das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica .
I.
INTRODUÇÃO
A ANEEL instaurou, em 07 de junho de 2006, a Audiência Pública 008/2006, visando aperfeiçoar as metodologias utilizadas nos processos de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica. A minuta de resolução proposta possui os seguintes anexos:
− Anexo I: Custos operacionais eficientes; − Anexo II: Estrutura de capital ótima;
− Anexo III: Taxa de remuneração do capital; − Anexo IV: Base de remuneração regula tória; − Anexo V: Outras receitas;
− Anexo VI: Fator X;
− Anexo VII: Investimentos x Qualidade; − Anexo VIII: Perdas de Energia;
− Anexo IX: Repasse dos custos da Parcela A.
Os agentes autoprodutores de energia elétrica conectados nos sistemas de distribuição arcam com os custos do uso dos mesmos, tanto pelo lado de carga quanto pelo lado da geração, e, portanto, possuem grande interesse em trazer suas contribuições para a discussão em questão.
II.
CONTRIBUIÇÕES
A contribuição da ABIAPE está separada por temas, não necessariamente aderentes a cada um dos anexos, pois alguns desses temas possuem caráter geral, e não uma relação específica com algum dos anexos.
II.I. Mercado do Ano-teste
O mercado utilizado na revisão tarifária é o previsto para os próximos doze meses, sendo o mesmo informado pela própria distribuidora. A ABIAPE entende que, por mais que a ANEEL defina uma receita eficiente, se as tarifas forem calculadas para um mercado sobre ou subestimado resultará em perdas ou ganhos extraordinários para as empresas de distribuição.
É necessário que a ANEEL compatibilize as projeções de mercado de energia informadas pelas empresas no ano de revisão com as previsões informadas ao MME para a compra de energia, garantindo assim que as tarifas em R$/MWh estão sendo definidas da melhor forma.
Além do mercado de energia, a ANEEL deve estar bastante atenta ao mercado de demanda. Tal mercado, por se tratar das demandas contratadas (que podem divergir das verificadas e ser não coincidentes) é um dado que só pode ser verificado através da fiscalização aos sistemas de faturamento das empresas de distribuição. E, é exatamente sobre essa variável de difícil auditoria que são calculadas as tarifas em R$/kW, onde está, de fato, todo o negócio da distribuidora (remuneração e O&M).
Assim, é fundamental que a ANEEL tenha uma maior rigidez em relação ao mercado de demanda informado pelas distribuidoras, e aprimore os procedimentos para fiscalização e acompanhamento do mesmo, instituindo inclusive, penalidades para as empresas que alterarem seu mercado artificialmente para fins tarifários.
II.II. Custos Operacionais Eficientes
Com base na experiência obtida no primeiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL propõe alterações na metodologia da Empresa de Referência, buscando uma adequação da mesma com a realidade das empresas de distribuição no Brasil. No entanto, a aplicação de metodologias em que o regulador “emula” os processos e atividades da empresa regulada, exige um grande conhecimento do regulador sobre o negócio e expõe o mesmo à assimetria da informação, já que o regulado terá sempre um maior conhecimento sobre o negócio do que o regulador.
A literatura internacional separa as técnicas de definição de custos eficientes em três grandes grupos [1]:
− Técnicas de Programação Matemática: são técnicas que relacionam os
inputs e os outputs, calculando assim uma fronteira de eficiência. A mais
disseminada técnica de programação é a Análise Envoltória de Dados – DEA. Tal técnica é utilizada pelos reguladores de energia da Holanda, Noruega, Dinamarca, Colômbia, Austrália, Alemanha, Inglaterra, Bélgica, Irlanda, Finlândia.
− Técnicas Econométricas: são técnicas que exigem um conhecimento prévio da relação entre os inputs e outputs, e define os parâmetros da função que represente tal relação. Entre as técnicas mais disseminadas, destacam-se a Análise de Fronteiras Estocásticas – SFA e Mínimos Quadrados Ordinários Corrigidos – COLS. Tais métodos têm sido usados por reguladores da Inglaterra, como, por exemplo, na revisão das distribuidoras de energia em 19991, como também na Irlanda e Suécia, mas sempre de forma complementar a outras técnicas.
− Técnicas de Processos: tais técnicas, ao contrário das anteriores, consistem em uma abordagem do tipo bottom-up, através da qual são
1
Foi utlizado COLS juntamente com uma metodologia bottom-up (similar à Empresa de Referência) para definição dos custos operacionais eficientes.
utilizados conhecimentos de engenharia para a definição dos custos necessários para a operação da empresa, com base nas suas especificidades. As Técnicas de processo são utilizadas, principalmente, no Chile, como em outros países da América Latina, como Peru e Brasil (Empresa de Referência), e também na Inglaterra.
Apesar da Nota Técnica 166/06 manter a utilização da metodologia de Empresa de Referência, a mesma traz um indicativo da possibilidade de utilização de outras metodologias a partir do terceiro ciclo:
“... Além disso, para o segundo ciclo, sugere-se a criação de um grupo de estudo para analisar a elaboração de um sistema padronizado com informações econômicas e técnicas (com georeferenciamento) de distribuidoras de energia elétrica. Tal iniciativa poderá aumentar as opções à disposição da Agência em termos de esquemas de regulação, permitindo inclusive uma ponderação mais acurada dos prós e contras de cada técnica existente...”
No entanto, a ABIAPE entende que, assim como está sendo proposto pela ANEEL para as empresas transmissoras [2], poderia ser proposta a utilização de DEA ou SFA para alguma parcela, mesmo que pouco significativa, dos custos operacionais das empresas de distribuição. Dessa forma, a ANEEL poderia avaliar melhor (inclusive de forma comparativa) as metodologias, podendo tomar uma decisão mais embasada sobre a extensão ou não dessas técnicas no processo de revisão.
É claro que, para que se utilizem abordagens de comparação entre empresas, é preciso que a base de informações esteja organizada de forma comparável, missão essa a ser definida no PRODIST e pela área de fiscalização financeira da ANEEL. Nesse tema, o próprio Banco
Mundial e a CIER2 têm feito esf orços no sentido de orientar os reguladores da América Latina, para uma padronização das informações das empresas reguladas, permitindo assim a realização de comparações, inclusive internacionais.
II.III. Estrutura de Capital Ótima
A Nota Técnica 165/2006 propõe a manutenção, para o segundo ciclo de revisões, da mesma metodologia utilizada no primeiro ciclo, recomendando a atualização dos dados, de forma a se considerar o atual ambiente institucional e econômico-financeiro.
No entanto, sabe-se que existem restrições para o endividamento de empresas com o controle estatal (lei de responsabilidade fiscal3, impossibilidade de empréstimos do BNDES, etc) que fazem com que as mesmas tenham uma maior restrição para endividar-se. Dessa forma, as empresas controladas pelo estado serão sempre menos alavancadas4 do que as empresas privadas, já que as últimas não sofrem restrição legal alguma.
Como o nível inferior de endividamento das empresas de controle estatal é devido a restrições legais, tal fator passar a ser exógeno à gestão da empresa, e portanto merece uma tratativa distinta do regulador para as empresas de controle privado e público.
De forma a definir uma estrutura de capital mais aderente à realidade das empresas de distribuição, levando em conta os fatores citados, a ABIAPE sugere que sejam estabelecidos dois níveis de endividamento regulatório: um
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Comisión de Integración Energética Regional
3
“Art. 32. O Ministério da Fazenda verificará o cumprimento dos limites e condições relativos à realização de operações de crédito de cada ente da Federação, inclusive das empresas por eles controladas, direta ou indiretamente”
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Relação entre o endividamento de longo prazo e o capital empregado por uma empresa. Assim, o quociente Endividamento de Longo Prazo/Capital Empregado reflete o grau de alavancagem empregado.
para as distribuidoras estatais, e outro (maior) para as distribuidoras de capital privado. Dessa forma, sugere-se a manutenção da alavancagem de 50% para as empresas de controle estatal, e o cálculo de um valor específico para as privadas.
II.IV. Fator X
As modificações da metodologia do Fator X, em específico a componente Xe, conferem às distribuidoras uma possibilidade maior de interferência no valor final, já que a mesma passa a informar os investimentos em expansão na média e baixa tensão, como também a previsão de mercado.
Em relação à previsão de mercado, como já mencionado no item “mercado do ano-teste”, é necessário que a ANEEL compatibilize as projeções de mercado para a componente Xe com a informada para o ano-teste, assim como com as informadas ao MME.
As projeções de investimento, caso não haja um acompanhamento sistemático pela agência, tenderão sempre a ser sobreestimadas, já que isso resultaria em um valor inferior de Xe. No entanto, antes de realizar o acompanhamento da execução dos investimentos projetados, a ANEEL deve estabelecer um mecanismo que permita aplicar penalidades às empresas que não realizarem o que foi informado.
A ABIAPE sugere a utilização de um mecanismo similar ao utilizado pelo OFGEM5, onde foi contratada uma empresa de consultoria (PB Power) que elaborou um planejamento de referência para cada uma das distribuidoras de energia [3,4]. Além do planejamento de referência, foi apresentada às empresas a tabela abaixo:
Com base na tabela de incentivos e penalidades, e no planejamento de referência, a empresa opta por uma das taxas que relacionam os investimentos que a distribuidora pretende realizar e os previstos pela consultoria (DNO/PB Power). Pode-se observar através dos índices que a empresa tem o incentivo para informar os investimentos que de fato pretende realizar, reduzindo assim a assimetria de informação.
Através do exemplo abaixo, pode-se perceber a importância do monitoramento dos itens citados. A empresa analisada possui cerca de 1.000.000 (um milhão) de unidades consumidoras, e obteve uma Parcela B de cerca de R$500.000.000,00 (quinhentos milhões), e o Fator X para o caso base foi de 0,739% (para uma taxa de crescimento de 5%)
Taxa de Crescimento da Demanda Fator Xe Fator X Ganho da Distribuidora [R$/ano] 4,75% 1,103% 0,600% R$ 693.437,63 4,80% 1,135% 0,628% R$ 554.479,98 4,85% 1,167% 0,656% R$ 415.657,58 4,90% 1,198% 0,683% R$ 276.970,24 4,95% 1,230% 0,711% R$ 138.417,78 5,00% 1,262% 0,739% R$ 0,00 5,05% 1,294% 0,766% (R$ 138.283,28) 5,10% 1,325% 0,794% (R$ 276.432,26) 5,15% 1,357% 0,822% (R$ 414.447,12) 5,20% 1,389% 0,849% (R$ 552.328,04) 5,25% 1,420% 0,877% (R$ 690.075,22)
Sensibilidade da Taxa de Crescimento da Demanda
A Tabela acima, mostra o impacto da variação da taxa de crescimento informada na redução provocada pelo Fator X. Observe que, se a empresa informasse uma taxa de crescimento um pouco menor (4,75%), o Fator X cairia para 0,6%, e a empresa teria um ganho de cerca de R$ 690.000,00 (seiscentos e noventa mil reais) por ano.
Variação Percentual Fator Xe Fator X Ganho da Distribuidora [R$/ano] -0,25% 1,373% 0,835% (R$ 482.738,57) -0,20% 1,350% 0,816% (R$ 386.162,59) -0,15% 1,328% 0,797% (R$ 289.600,76) -0,10% 1,306% 0,777% (R$ 193.053,05) -0,05% 1,284% 0,758% (R$ 96.519,47) - 1,262% 0,739% R$ 0,00 0,05% 1,240% 0,719% R$ 96.505,35 0,10% 1,218% 0,700% R$ 192.996,60 0,15% 1,196% 0,681% R$ 289.473,75 0,20% 1,173% 0,662% R$ 385.936,81 0,25% 1,151% 0,642% R$ 482.385,77
Sensibilidade aos Investimentos em Expansão U < 34,5 kV
Tabela 02
Já na tabela 02, analisamos a variação do montante de investimentos em expansão (média e baixa tensão), e o seu impacto no Fator X. Nesse caso, o efeito e contrário ao anterior, ou seja, o Fator X se reduz com o aumento do montante informado de investimentos. Assim, com um aumento de 0,25% no montante de investimentos informado pela empresa o Fator X se reduz à 0,642% resultando em um ganho de cerca de R$ 480.000,00 (quatrocentos e oitenta mil reais) por ano.
Analisando o efeito conjunto das duas variáveis, que a partir da proposta da ANEEL serão informadas pelas distribuidoras, constatamos que uma redução da taxa de crescimento de 5% para 4,75% e um aumento dos investimentos informados em 0,25%, resultaria em uma sobre-receita de mais de R$ 1.175.000,00 (um milhão cento e setenta e cinco mil reais) por ano para a distribuidora, ressaltando assim a necessidade de um acompanhamento eficiente da agência.
Complementarmente, é importante lembrar, que a função da componente Xe, advinda da definição clássica do Fator X [5], é a de capturar os ganhos de
Os sistemas de planejamento agregado são utilizados para planejamento de longo prazo (10 anos), ou planejamento estratégico. Seus resultados não possuem uma relação direta com o plano de obras, e, portanto, o regulador deve ser cauteloso nos momentos em que irá utilizar-se de tais ferramentas para validar ou emular projeções de investimentos das empresas de distribuição.
II.V. Estrutura Tarifária
A estrutura tarifária (cálculo dos custos marginais de capacidade) é definida nos momentos de revisão tarifária, e permanece constante durante os anos de reajuste tarifário. Apesar de tal tema não ter sido colocado em pauta na AP 008/2206 a ABIAPE identifica o mesmo como um dos pontos críticos no processo de formação atual de tarifas.
Hoje existem dois grandes problemas em relação ao cálculo dos custos marginais de capacidade: o primeiro em relação às simplificações que são feitas na metodologia (utilização de CIMLPs médios, não utilização de fatores de perdas, etc), e o segundo em relação a metodologia em si, que é apropriada apenas para redes radiais, e não possui um acoplamento com a metodologia da transmissão (nodal).
Os problemas citados têm resultado em tarifas de uso (TUSD) sem a aderência com os custos reais imputados pelos consumidores ao sistema. Tem-se percebido que o efeito citado vem estabelecendo um subsídio no fio aos consumidores de média e baixa tensão, o que só poderia ocorrer caso houvesse um dispositivo legal que o determinasse.
O problema citado tem se materializado através da viabilidade, encontrada por alguns consumidores dos sistemas de distribuição, em construir um ramal próprio para se conectar diretamente à Rede Básica. Dessa forma, solicitamos que a ANEEL institua, o mais breve possível, uma audiência para tratar especificamente da estrutura tarifária.
Tiago G. Leite Ferreira
Consultor Técnico - ABIAPE
Cristiano Abijaode Amaral
Diretor Técnico - ABIAPE
III.
REFERÊNCIAS
[1] “Background to Work on Assessing Efficiency for The 2005 Distribution Price Control Review”, Cambridge Economic Policy Associates, London, September 2003.
[2] Carvalho, C. G.; Silva, A. L. G.; Lima, D. A.; “Metodologia para Cálculo dos Custos Operacionais de Empresas de Transmissão Visando a Primeira Revisão Tarifária Periódica: Nota Técnica nº 064/2006 – SRT/ANEEL”, Agência Nacional de Energia Elétrica, Brasília, Abril de
Efeito da Distorção 138kV 69kV 34,5kV 13,8kV BT
Estrutura Tarifária Atual Estrutura Tarifária Aderente aos Custos
138kV
69kV
34,5kV
13,8kV
[3] Shuttleworth, G.; “Using Incentives to Inform Regulatory Decisions”, Energy Regulations Insights, Issue 25, National Economic Research Associates – NERA, London, August 2005.
[4] Shuttleworth, G.; “Setting Incentives for Truth-Telling and Efficiency”, Platts Power UK, Issue 140, London, October 2005.
[5] Bernstein, J. I.; Sappington, D. E. M.; “Setting the X Factor in Price-Cap Regulation Plans”, Journal of Regulatory Economics, Volume 16, Number 1, July 1999.
