Nota Tecnica nº 094 Geral pós AP versão 14 04 fig.1e2 v2 · 2011-04-27 · 8. Esta Nota Técnica...

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M IC A

Nota Técnica nº 094/2011-SRE/ANEEL Brasília, 13 de Abril de 2011

T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Ã O T A R I F Á R I A D A S C O N C E S S I O N Á R I A S

D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . M e t o d o l o g i a e C r i t é r i o s

REABERTURA AUDIÊNCIAPÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica – SRE SGAN 603 / Módulo “J” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8814 Fax: + 55 61 2192-8679

Índice I. DO OBJETIVO ............................................................................................................................................................ 1 II. PRINCIPAIS CONTRIBUIÇÕES .................................................................................................................................... 2 III. DESCRIÇÂO DO MÉTODO ATUAL .............................................................................................................................. 3 IV. DESCRIÇÃO DO MÉTODO PROPOSTO ...................................................................................................................... 8 IV.1. EXPOSIÇÃO DOS MOTIVOS ................................................................................................................................. 14 IV.2. ADEQUAÇÃO DO PROCESSO DE REVISÃO AO MÉTODO PROPOSTO .................................................................... 18 IV.3. CÁLCULO DO FATOR DE AJUSTE DE MERCADO (푃푚) ......................................................................................... 21 IV.3.2 RESULTADOS OBTIDOS .................................................................................................................................... 23 IV.3.3 APLICAÇÃO NO PROCESSO DE REVISÂO ........................................................................................................... 25 V. CONCLUSÕES ........................................................................................................................................................ 28 VI. RECOMENDAÇÕES ................................................................................................................................................ 28

Nota Técnica nº 094/2011–SRE/ANEEL

Em 13 de abril de 2011.

Processo n.º 48500.007103/2009-32 Assunto: Aprimoramento da metodologia geral de reposicionamento tarifário a ser adotada no terceiro ciclo de revisões tarifárias das concessionárias de distribuição de energia elétrica, reabertura da Audiência Pública 040/2010.

I. DO OBJETIVO

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL instaurou a Audiência Pública n°

040/2010 com o intuito de obter subsídios e informações adicionais para o estabelecimento das metodologias e critérios gerais para o terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas (3CRTP) das concessionárias de distribuição de energia elétrica. A Nota Técnica n°269-SRE/ANEEL, de 25 de agosto de 2010, disponibilizada para consulta, apresentou a proposta de metodologia geral de reposicionamento tarifário a ser adotado no 3CRTP.

2. Agora, finda a 1ª etapa de contribuições da AP/040, faz-se necessários esclarecimentos adicionais a respeito da metodologia proposta. A principal alteração na metodologia geral de reposicionamento tarifário é o cálculo da tarifa homologada na revisão a partir da tarifa que recupera os custos eficientes no período de 12 (doze) meses imediatamente anterior a data da revisão com posterior correção da tarifa de Parcela B resultante por um fator de ajuste de mercado, adequando-a, assim, para o seu período de vigência. Deste modo, o resultado, tal como proposto, é uma Tarifa de Equilíbrio que, quando aplicada ao efetivo mercado de vigência das tarifas – 12 (doze) meses subsequentes à data da revisão tarifária periódica – é compatível com equilíbrio econômico-financeiro definido no contrato de concessão. 3. Nos ciclos revisionais anteriores, os custos de Parcela A e de Parcela B eram referenciados ao período dos 12 (doze) meses imediatamente posteriores à data da revisão e, em igual modo, o mercado de referência utilizado para o cálculo da tarifa de equilíbrio. Portanto, era necessário prever o mercado da concessionária usando técnicas usuais de projeção e com base neste efetuava-se a divisão dos custos de Parcela A e de Parcela B, obtendo a Tarifa de Equilíbrio para igual período.

4. Não obstante, há dificuldades, conhecidas, inerentes à projeção de mercado: escolha da metodologia mais apropriada; assimetria de informação; identificação das variáveis que influenciam o crescimento; antecipação de choques externos; estimação da demanda faturada; definição da elasticidade consumo-preço etc. Além disso, a experiência regulatória dos ciclos anteriores demonstra que tais obstáculos são inerentes inclusive às próprias distribuidoras de energia elétrica, cujas projeções de mercado para o 2°

(Fls. 2 da Nota Técnica no 094/2011-SRE/ANEEL, de 13/04/2011).

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Superintendência de Regulação Econômica – SRE/ANEEL Processo n.º 48500.007103/2009-32

(segundo) ciclo mostraram-se, na maioria dos casos, de baixa capacidade de predição, justificando a revisão das projeções pela ANEEL durante os processos tarifários de revisão. 5. Assim, o que se pretende com a metodologia proposta de reposicionamento tarifário é a construção das tarifas para o período de 12 (doze) meses imediatamente anterior à data da revisão, que independe da projeção do mercado das distribuidoras, com posterior ajuste da tarifa resultante de Parcela B, para o efetivo período de vigência das tarifas, por uma medida agregada de ajuste de mercado. 6. Ressalte-se que a construção da tarifa tendo como base o período imediatamente anterior, dada a proximidade da janela de análise com a de vigência, com posterior correção para o período de vigência, conduz a resultados similares ao de se utilizar o valor projetado. Neste caso como a tarifa é construída inicialmente para o período anterior ao de vigência, é necessária seu ajuste de modo a refletir a evolução da produtividade (variação do custo médio, relação custo mercado) que normalmente ocorre ao longo do tempo. Para tanto, propõe-se a aplicação de um fator que reflita a variação histórica dos custos médios ao longo do tempo.

7. Note que se, por exemplo, o custo médio eficiente decresce ao longo do tempo, a não aplicação de um fator de ajuste na tarifa, construída para o período anterior, acaba por desconsiderar a redução potencial do custo médio que ocorrerá nos próximos 12 (doze) meses, resultando em uma tarifa maior do que a de equilíbrio estabelecida no contrato de concessão. 8. Esta Nota Técnica está organizada da seguinte forma. A seção II enumera as principais contribuições levantadas na 1° etapa da AP 040/2010. A seção III descreve o cálculo da Tarifa de Equilíbrio nos processos revisionais anteriores. A seção IV enumera as principais alterações no cálculo da Tarifa de Equilíbrio propostas para o 3CRTP e discute os aspectos teóricos e a motivação da proposta para o 3CRTP. Por fim, as considerações finais são apresentadas na seção V. Ressalta-se que as alterações necessárias no cálculo dos Custos Operacionais Eficientes, Base de Remuneração Regulatória, Fator X, Outras Receitas, Perdas Elétricas Regulatórias e Receitas Irrecuperáveis serão apresentadas de forma detalhada em Notas Técnicas específicas, também a serem disponibilizadas na 2° (segunda) etapa da AP 040.

II. PRINCIPAIS CONTRIBUIÇÕES 9. A Nota Técnica 269/2010 SRE/ANEEL foi disponibilizada no âmbito da Audiência Pública 040/2010, no endereço eletrônico da Agência, no período de 10 de setembro de 2010 a 10 de janeiro de 2011, para recebimento de sugestões, tendo sido realizada a audiência presencial no dia 16 de dezembro de 2010, na sede da ANEEL em Brasília – DF. As contribuições recebidas foram avaliadas e consideradas, quando cabível, na presente nota, devendo o relatório de análise de contribuições ser disponibilizado quando da conclusão da Audiência Pública. 10. A seguir são apresentadas as principais contribuições a respeito da metodologia geral de reposicionamento tarifário:

A utilização do mercado realizado em detrimento do mercado projetado implica em riscos ao esperar que o futuro se comporte conforme o passado;




Ao se prevalecer a hipótese do ano teste retrospectivo seria necessário considerar

atipicidades no mercado de referência;

O princípio de equilíbrio econômico-financeiro estabelecido no contrato de concessão não é mantido.

A alteração da data-base de atualização dos Custos Operacionais e da Base de Remuneração

Regulatória, para o atendimento do mercado nos 12 (doze) meses anteriores a data da revisão, modifica a data da revisão tarifária estabelecida no contrato de concessão;

Impossibilidade de aplicação do fator de ajuste, baseado na variação histórica dos custos

médios ao longo do tempo, na tarifa que recupera os custos eficientes dos 12 (doze) anteriores a data da revisão.

11. No que tange aos aspectos jurídicos presentes nas contribuições acima, busca-se ao longo desta Nota apresentar elementos técnicos adicionais que poderão contribuir para o esclarecimento da metodologia proposta. III. DESCRIÇÂO DO MÉTODO ATUAL 12. Conforme Constituição Federal de 1988, art. 175, cabe ao poder público, diretamente ou sob regime de concessão, a prestação de serviços públicos conforme definido em lei específica. 13. Assim, a Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro 1995, normatizou o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos, estabelece no artigo 9º, §2º que:

§ 2o Os contratos poderão prever mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro.

14. Em seguida foi instituída autarquia específica pela Lei n° 9.427, de 27 de dezembro 1996, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, em sucessão ao DNAEE, à qual incumbe a regulação dos preços – art. 3º. Ainda na mesma lei foi disciplinado de forma mais especifica o regime das concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica, define nos artigos 14 e 15 que:

“Art. 14. O regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica, conforme estabelecido no respectivo contrato, compreende: I - a contraprestação pela execução do serviço, paga pelo consumidor final com tarifas baseadas no serviço pelo preço, nos termos da Lei nº. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; ........ IV - apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade; ..........”




“Art. 15. Entende-se por serviço pelo preço o regime econômico-financeiro mediante o qual as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica são fixadas: .........”:

15. Desse modo, observando à Lei n° 8.987/95 e à Lei nº 9.427/1996, os contratos de concessão para os serviços públicos de distribuição de energia, firmados entre o poder concedente e as empresas, dispuseram, na cláusula que trata sobre as tarifas aplicáveis na prestação do serviço de distribuição de energia, que se efetuariam revisões periódicas1.

“CLÁUSULA SÉTIMA - TARIFAS APLICÁVEIS NA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ..........

Subcláusula Sétima – A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado nesta Subcláusula, procederá às revisões dos valores das tarifas aplicáveis na prestação dos serviços de energia elétrica, alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mercado da CONCESSIONÁRIA, os níveis de tarifários observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas (...).”

16. Posteriormente, a ANEEL regulou o processo de revisão. No que se refere à metodologia geral de cálculo do reposicionamento tarifário aplicada no segundo ciclo, a Resolução Normativa n° 234, de 31 de outubro de 2006, com redação alterada pela Resolução nº 338, de 25 de novembro de 2008, estabeleceu os conceitos gerais e os procedimentos iniciais para revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

“DAS DEFINIÇÕES ....... III – Receita Requerida: receita compatível com a cobertura de custos operacionais eficientes e com um retorno adequado para o capital prudentemente investido; IV – Receita Verificada: receita estimada para o Ano-Teste, obtida considerando-se as tarifas vigentes de fornecimento, suprimento e uso do sistema de distribuição e a previsão do mercado para o referido período; V- Ano-Teste: período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência da Revisão Tarifária Periódica; ...... DO CÁLCULO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA ..... Art. 4 º O Reposicionamento Tarifário – RT será definido conforme fórmula a seguir::

1 De fato o período compreendido entre revisões pode ser entendido como um fator de incentivo à eficiência, porque dá oportunidade à firma de se apropriar dos ganhos de eficiência empresarial no período em que as suas tarifas estão fixas.




푅푇 =푅푒푐푒푖푡푎 푅푒푞푢푒푟푖푑푎 − 푂푢푡푟푎푠 푅푒푐푒푖푡푎푠

푅푒푐푒푖푡푎 푉푒푟푖푓푖푐푎푑푎

§ 1º O Reposicionamento Tarifário será composto pela Parcela A e Parcela B, referenciadas ao Ano-Teste, sendo que: I- a Parcela A será obtida pelo somatório dos custos relativos aos encargos setoriais, encargos de transmissão e de distribuição e de compra de energia, considerando os critérios estabelecidos em Resoluções específicas da ANEEL; e II- a Parcela B será obtida pelo somatório dos custos operacionais eficientes, da remuneração dos investimentos prudentes e da quota de reintegração regulatória. ...... § 3º Os mercado de fornecimento, suprimento e de uso do sistema de distribuição para o Ano-Teste serão definidos pela ANEEL a partir da análise dos valores informados pelas concessionárias e resultarão nos valores regulatórios a serem considerados”.

17. Nota-se, portanto, que a redefinição do nível das tarifas de uso do sistema de distribuição se dava ajustando as tarifas homologadas no último reajuste, para mais ou para menos, de forma que quando aplicadas ao mercado dos 12 (doze) meses subsequentes à revisão, se obtivesse receita compatível com a recuperação dos custos eficientes e adequada remuneração do capital. 18. Neste caso, o Ano-Teste foi definido como o período, de 12 (doze) meses, imediatamente posterior à data de início da vigência da revisão tarifária periódica. Assim, tanto a Receita Verificada quanto a Receita Requerida eram referenciadas ao mesmo período. A primeira correspondendo à receita que seria auferida aplicando as tarifas vigentes ao mercado do ano-teste, enquanto a última a receita que reflete os custos operacionais eficientes e a remuneração adequada do capital investido. Se a Receita Requerida fosse inferior a Receita Verificada o reposicionamento resultaria no repasse aos usuários dos ganhos de eficiência obtidos pela concessionária ao longo do ciclo tarifário que se encerrava. Da receita requerida ainda seriam descontadas as outras receitas, que devem ser, quando cabível, revertidas para a modicidade tarifária. 19. Assim de acordo com a RN nº 234/2006, o reposicionamento tarifário tinha como referência o ano-teste projetado e em cada processo de revisão tarifária das distribuidoras de energia era necessário prever o mercado, bem como estabelecer a receita requerida para os doze meses subsequentes ao da revisão. 20. Com isso, o regulador, com o intuito de tornar as análises de projeção de mercado dotadas de critérios mais objetivos e menos susceptíveis às dificuldades que são inerentes a qualquer atividade de projeção, elaborou a Nota Técnica 351/2007. Tal apresentou os critérios gerais adotados na validação das projeções de mercado informadas pelas concessionárias. Na ocasião foi proposta a utilização de modelos econométricos de séries de tempo para a interpretação e validação das projeções, quando não possível a utilização de métodos mais simples, como a média de crescimento histórico, método válido e previsto na referida nota técnica. 21. Assim, a utilização desses modelos possibilitou avaliar a influência de variáveis apontadas como importantes para determinar o consumo futuro de energia e que tanto a ANEEL como as concessionárias




realizassem suas próprias projeções de crescimento de mercado. No primeiro momento as projeções eram apresentadas pelas distribuidoras e posteriormente avaliadas pela ANEEL a fim de se certificar se estavam consistentes com a evolução histórica. Como muitas das séries de consumo de energia elétrica não apresentavam um comportamento regular, em regra geral, eram apresentadas supostas atipicidades2 pelas distribuidoras nas projeções de mercado do 2º (segundo) ciclo, fazendo, por vezes, com que o regulador optasse pela média de crescimento histórica, procedimento comumente contestado por não projetar os possíveis efeitos das supostas atipicidades. No entanto, o comportamento do mercado realizado demonstrou que as projeções de mercado das distribuidoras no 2° (segundo) ciclo mostraram-se de baixa capacidade de predição, corroborando a revisão das projeções pela ANEEL para a taxa de crescimento histórica. 22. Portanto, apesar da utilização de modelos econométricos de séries de tempo no 2º (segundo) ciclo tarifário ter possibilitado estudar variáveis que possuem relação com o mercado, ainda era possível gerar diversos cenários conforme variável ou modelo adotado. Se por um lado resultava em melhor qualidade de predição para determinado cenário, por outro lado abria ampla possibilidade de escolhas de cenários, solução muitas vezes não desejável ao ocasionar dificuldade na decisão de qual deles adotar (assimetria de informação). 23. Adicionalmente, nem todos os cenários são possíveis de serem previstos, basta ressaltar que nos processos de revisão tarifária ocorridos no 1º semestre de 2008, por exemplo, as projeções, tanto da ANEEL como das distribuidoras, não eram capazes de prever os efeitos da crise financeira iniciada em setembro de 2008. Frisando que tal fato não gerou necessariamente impactos negativos globais ao mercado das distribuidoras, pois ao passo que empresas situadas em áreas de concessão altamente industrializadas apresentavam eventual contração do mercado da classe industrial alternativamente tinham aumento do consumo residencial, praticamente alheio à crise, compensando os efeitos. Por fim, a experiência demonstrou que, apesar do uso das sofisticadas técnicas econométricas utilizadas no 2º (segundo) ciclo, a simples utilização da taxa média de crescimento histórica do mercado adotada na maioria das projeções são as que mais proporcionam segurança preditiva e confiabilidade às projeções.

24. Na prática, as projeções realizadas pelas distribuidoras e pela ANEEL eram feitas de forma agregada, mais especificamente por classe de consumo (Residencial, Industrial etc), dada à dificuldade de se prever individualmente o comportamento dos vários segmentos e tipos de consumidores existentes no mercado de cada distribuidora. Ademais, modelos de previsão dinâmicos, que retroalimentam preços, conduzem à necessidade de levantamento da elasticidade consumo-preço não foram utilizados pelas distribuidoras, como também nas simulações feitas pela ANEEL. Logo, na maioria das vezes, a estrutura de mercado do ano anterior (segregação em agrupamentos tarifários, nível de tensão, grupos de consumidores por benefícios tarifários definidos em lei etc.) constituía-se a melhor referência disponível para a definição da estrutura futura. 25. No que diz respeito à receita requerida, composta pela Parcela A e pela Parcela B, esta foi referenciada para o ano-teste projetado. Atendendo à Resolução Normativa n° 234, de 31 de outubro de 2006, com redação dada pela Resolução nº 338, de 25 de novembro de 2008:

2 Representadas por variáveis que indicavam baixas taxas de crescimento do mercado.




I – a Parcela A é determinada pelo somatório dos custos relativos aos encargos setoriais à transmissão e à distribuição e à compra de energia, considerando o mercado do Ano-Teste e as condições vigentes de preços na data da revisão tarifária periódica; e II – a Parcela B é definida pelo somatório dos custos de administração, operação e manutenção, da remuneração do capital e da quota de reintegração regulatória, considerando o mercado do Ano-Teste e as condições vigentes de preços na data da revisão tarifária.

26. Ainda, em adendo, a Receita Requerida de Parcela B, assim obtida, correspondia ao valor compatível com a cobertura dos custos gerenciáveis nos próximos 12 (doze) meses, mesmo que sujeita à variação de preços dos insumos e dos ativos ao longo destes 12 (doze) meses, haja vista a impossibilidade de antecipar estas variações de preços relativos já no processo de revisão. Adicionalmente, os custos da Parcela B são atualizados monetariamente, para o período de vigência dos reajustes tarifários subsequentes, conforme fórmula paramétrica do índice de reajuste tarifário, com frequência anual. 27. Quanto ao cálculo dos custos de Parcela B, este se realizava da seguinte forma:

I - Custo de Administração, Operação e Manutenção – definido por meio do Modelo de Empresa de Referência, no qual as informações de unidades consumidoras e dados físicos são atualizados até o mês da revisão tarifária periódica, sendo o procedimento de cálculo descrito no Anexo I da Resolução Normativa n° 234/2006. II - Remuneração líquida do Capital – WACC [% a.a.] multiplicado pela Base de Remuneração Líquida (BRL) na data da revisão, obtida mediante elaboração de laudo de avaliação referenciado em data próxima ao 6° (sexto) mês anterior ao da revisão tarifária e posterior movimentação para a data de revisão. Assim, os ativos considerados na BRL eram atualizados até o mês da revisão tarifária periódica, sendo o procedimento descrito no Anexo IV da Resolução Normativa n° 234/2006. III- Quota de Reintegração Regulatória – Taxa de Depreciação [% a.a.] multiplicada pela Base Bruta na data da revisão, encontrada mediante elaboração de laudo de avaliação referenciado em data próxima ao 6° (sexto) mês anterior ao da revisão tarifária e posterior movimentação contábil para a data de revisão. Assim, os ativos considerados na Base Bruta eram atualizados até o mês da revisão tarifária periódica, sendo o procedimento descrito no Anexo II da Resolução Normativa n° 234.

28. Assim, a Parcela B correspondia ao valor regulatório definido para ajuste do componente fio B e, consequentemente, à cobertura tarifária anual compatível com o atendimento do mercado projetado. 29. No que tange aos custos de Parcela A o cálculo considerava o mercado de referência projetado e as condições vigentes na data da revisão tarifária periódica. Desse modo, era realizado da seguinte forma:




I - Custo de Energia Comprada – montante de energia elétrica para o atendimento ao mercado de referência projetado valorado pelo preço médio ponderado de repasse dos contratos vigentes na data da revisão tarifária periódica.

II – Custo com o Uso do Sistema de Distribuição ou Transmissão – os montantes de demanda de potência contratados nos 12 (doze) meses posteriores ao mês da revisão tarifária periódica, valorados pelas respectivas tarifas vigentes na data da revisão tarifária periódica.

III – Custos com os Encargos Setoriais – os valores vigentes na data da revisão tarifária periódica.

30. Outro ponto de relevo no processo de revisão é o cálculo do fator X. No que diz respeito à definição da componente Xe do respectivo cálculo, a metodologia adotada pela ANEEL foi a do Fluxo de Caixa Descontado – FCD, baseada na projeção dos fluxos de receitas e despesas ao longo do ciclo tarifário. Assim, o Fator Xe era calculado reduzindo o fluxo de receitas, de modo que este e o de despesas tivessem o mesmo Valor Presente Líquido, ou seja, que o equilíbrio definido no momento da revisão, conforme metodologia descrita anteriormente, se preservasse ao longo do ciclo tarifário. 31. Observe que, no fluxo de receitas, era necessário projetar o mercado até o final do ciclo. Já o de despesas, no que se refere à projeção de investimentos, optou-se por utilizar os apresentados pelas distribuidoras para o ciclo tarifário e avaliá-los posteriormente, verificando-se a variação entre o projetado e o efetivamente realizado. Tais projeções, informadas pelas distribuidoras, incluíam os investimentos em renovação de ativos, melhoria da qualidade e expansão decorrentes do crescimento do mercado, seja por maior consumo dos clientes existentes ou incorporação de novos. Ainda, para o fluxo de despesa também era necessário projetar o número de clientes.

32. A forma de cálculo do Fator Xe assegurava a consistência entre a metodologia que define o reposicionamento tarifário e a que atualiza o fluxo de receitas e despesas no cálculo do Fator Xe. A condição de equilíbrio estabelecida na revisão tarifária era contemplada no fluxo de caixa descontado, pelo WACC regulatório, igualando os fluxos de receita e de despesa do primeiro ano, sendo que o descasamento entre ambos ocorria a partir do 1º (primeiro) reajuste tarifário pós revisão. O equilíbrio era restabelecido quando da aplicação do fator Xe que alterava o fluxo de receitas para compatibilizá-lo ao de despesas.

33. A atualização dos custos de capital (Remuneração líquida do Capital e Quota de Reintegração Regulatória) no fluxo de despesas, para o atendimento do mercado de vigência dos reajustes, era obtida incorporando na base de ativos, estabelecida na data da revisão, os investimentos projetados pelas distribuidoras até a data de cada reajuste tarifário. Assim, de forma semelhante se dava a atualização dos Custos de Administração, Operação e Manutenção ao considerar o acréscimo de número de consumidores da data da revisão até a data de cada reajuste. IV. DESCRIÇÃO DO MÉTODO PROPOSTO 34. Nota-se, pelas razões expostas anteriormente, que nos ciclos revisionais anteriores foi feita a opção de uma abordagem prospectiva no cálculo do nível eficiente de tarifas na revisão e no cálculo do Fator Xe. Assim a Tarifa de Equilíbrio era calculada diretamente para o período de vigência da revisão e considerava




a produtividade esperada ao se estabelecer a receita requerida eficiente para o atendimento do mercado projetado. 35. No que tange à metodologia proposta para o 3CRTP a mesma Tarifa de Equilíbrio é obtida. Para isto calcula-se a tarifa que recupera os custos eficientes no período imediatamente anterior à data da revisão – doze meses anteriores – com posterior adequação para o período de vigência – doze meses posteriores – por um fator de ajuste de mercado, de forma a, também, considerar a produtividade esperada entre o período de construção da tarifa e o efetivo período de vigência.

36. Importa ressaltar que a tarifa obtida em ambas as metodologias é uma Tarifa de Equilíbrio que quando aplicada ao mercado de vigência é compatível com a recuperação dos custos eficientes e a remuneração adequada do capital investido.

37. Nota-se que o aprimoramento, ora proposto, uma vez que ambas as metodologias consideram a produtividade esperada, independe da projeção do mercado. Este último procedimento requer utilização de cenários para determinação dos fatores que interferem no mercado das distribuidoras e, com isso, incrementa-se a assimetria de informação. Por causa disto, entende-se mais adequado e simples, quando se fala em nível tarifário3, ao procedimento de cálculo da revisão, aplicar um fator de ajuste para o mercado de vigência – que reflita a evolução dos custos médios baseado nos valores históricos – cuja forma de cálculo é amplamente utilizada na experiência regulatória internacional4. 38. Para demonstrar isto a figura abaixo ilustra o cálculo da Tarifa de Equilíbrio (T1) para ambas as metodologias. Por simplificação, a variação dos custos da Parcela A entre os ciclos tarifários, representados pelas áreas laranja, é nula bem como o efeito inflacionário.

Figura 1 – Representação do Reposicionamento Tarifário

3 A discussão sobre os efeitos da distribuição do mercado são tratados na AP-120. 4 Índices Malmquist e Tornqvist.




39. Como o eixo da abscissa corresponde a uma escala de tempo contínua, na figura acima, as tarifas regulatórias ao longo do ciclo são representadas por segmentos de retas sólidas. Ressalte-se, as tarifas fixadas no período tarifário anterior – 2007 a 2010 – são decrescentes para ilustrar os ganhos de produtividade compartilhados com os usuários, mediante a subtração do Fator X na atualização da Parcela B, conforme fórmula paramétrica aplicada nos reajustes tarifários. 40. Lembre-se, no regime de price-cap, ao final do ciclo tarifário, a tarifa de Parcela B, T1, é reposicionada para o período de vigência – 2011 – refletindo a evolução dos ganhos de produtividade obtidos pela distribuidora no ciclo que se encerra. Desse modo o ajuste da tarifa de Parcela B apenas pelo Fator X por um período de tempo predeterminado – 2007 a 2010 – propicia condições para que o esforço de redução de custos além do fixado pelo regulador seja recompensado dentro do ciclo tarifário. Em outros termos, isso significa que a concessionária tem a oportunidade de, reduzindo custos além do reconhecido regulatoriamente, representado no gráfico pelos seguimentos de retas pontilhadas, aumentar sua remuneração ao longo do ciclo (área azul da figura). 41. Nota-se que os custos médios, representados pelos segmentos de retas pontilhadas, tendem a cair em função do tempo, entre os motivos, porque o mercado cresce proporcionalmente mais do que os custos eficientes. Além disso, todos os fatores associados aos ganhos de evolução técnica e tecnológica que contribuem para uma prestação do serviço de forma mais eficiente atuam no sentido de diminuir os custos médios5.

42. Ainda, na metodologia de reposicionamento tarifário dos ciclos revisionais anteriores, a tarifa T1 era calculada diretamente para o período de vigência, conforme metodologia descrita na seção II. Na metodologia proposta para o 3CRTP, a mesma tarifa T1 é obtida calculando a tarifa que recupera os custos eficientes no período imediatamente anterior a data da revisão, tarifa T0 da Figura 2, e posterior correção para o período de vigência por um Fator de Ajuste (푷풎). O modo como se faz tal ajuste é ilustrado na Figura 2 descontando de T0 um fator que reflete o padrão anual de redução dos custos médios eficientes ao longo do tempo, representado pelos segmentos de retas pontilhadas decrescentes.

43. Note-se que a similaridade entre os métodos, em termos de proposta de Tarifa de Equilíbrio calculada na data de revisão, assegura a consistência da metodologia do 3CRTP com a adotada nos ciclos revisionais anteriores, evidenciando que o princípio de equilíbrio estabelecido para a data da revisão é mantido com a metodologia proposta.

5 Ressaltem-se as razões postas na literatura para ganhos de produtividade que em geral decorrem de ganhos de escala, de eficiência e de evolução técnica. No primeiro caso, a empresa se torna mais produtiva na medida em que o seu mercado aumenta e a sua escala de produção se aproxima de uma escala mais eficiente. Observe, o setor de distribuição se caracteriza por ter proporção de custos fixos sobre os custos totais bem maior do que os variáveis, portanto, em uma escala relativamente longa da produção, os custos médios são decrescentes e esse crescimento do mercado resulta descasamento entre receita e custo marginal, como descrito. Por sua vez, o que aqui se denomina evolução técnica engloba todos os impactos na alocação de insumos externos à empresa, como surgimento de novos equipamentos mais eficientes, novos métodos de gestão administrativa, novas tecnologias etc e, também, internos, decorrentes do próprio processo de aprendizagem da empresa. Em relação aos custos operacionais, por exemplo, pode representar a maior fonte de ganhos de produtividade de uma empresa. No que tange aos ganhos de eficiência, a empresa se torna mais produtiva por aproveitar melhor, dada sua escala de produção, alternativas técnicas disponíveis e seu conhecimento interno.




Figura 2 – Representação da aplicação do fator de ajuste.

44. Este padrão de redução dos custos médios ao longo do tempo vem sendo verificado na prestação do serviço de distribuição de energia conforme se observa na Figura 3 abaixo, que demonstra a evolução dos custos médios, do mercado do grupo B e dos custos de Parcela B no período de 2003 a 2009. A linha verde corresponde o número índice (base 2003 =1) construído para os custos médios. Destaca-se, para o período analisado, que o mercado (linha vermelha) aumentou proporcionalmente mais do que os custos de Parcela B (linha azul). O resultado é uma evolução dos custos médios que decresce ao longo do tempo, refletindo o ganho de produtividade do setor para o período analisado.

Figura 3 – Variação da produtividade ao longo do tempo.




45. A Figura 4 ilustra o cálculo do reposicionamento tarifário de acordo com a metodologia adotada nos ciclos revisionais anteriores. Neste contexto de redução dos custos médios nos últimos anos, caso as revisões fossem realizadas em 2009, a Tarifa de Equilíbrio seria diretamente obtida para o período de vigência estabelecendo a receitas requerias eficientes (ponto azul da Figura 4) para o mercado projetado (ponto vermelho da Figura 4).

Figura 4 – Exemplo método atual.

46. Para o 3CRTP, a mesma Tarifa de Equilíbrio é obtida calculando a tarifa eficiente para o período imediatamente anterior à data da revisão (ilustrado na Figura 5 pelo ano civil de 2008) e posterior correção, para o período de vigência (ano civil 2009), pelo Fator de Ajuste baseado no comportamento histórico dos custos médios eficientes (linha verde na Figura 6).

PeríodoVigência

Tarifa de E

quilíbrio




Figura 5 – Exemplo método proposto.

Figura 6 – Evolução dos custos médios. 47. A Figura 7 ilustra a necessidade da aplicação do fator de forma mais detalhada.

Figura 7 – Fator de ajuste de mercado

48. Sejam M0 e T0, respectivamente, mercado realizado nos dozes meses anteriores à data da revisão e o custo médio eficiente associado ao atendimento deste mercado. Sejam M1 e T1, respectivamente, o mercado a se realizar nos dozes meses posteriores à data da revisão e o custo médio eficiente associado ao atendimento deste mercado.

T1 = T0 – FATOR P CUSTO MÉDIO

T0= RR/M0

DEMANDA

RECEITA=DESPESA

LUCRO ADICIONAL FATOR P

M0 M1

TARIFAS

MERCADO




49. Neste caso se apresentam os efeitos dos ganhos de produtividade sobre o custo médio das empresas. Nota-se que tendem a cair em função do tempo, entre outros motivos já discutidos, porque o mercado cresce em proporções diferentes dos custos. Uma vez que parte dos custos totais corresponde a variáveis, que aumentam com o mercado, e parte correspondente a fixos, tem-se que: quanto maior o mercado, maior o universo de rateio dos custos fixos e, com isso, o custo médio é decrescente em decorrência da elevada proporção daqueles nos custos totais.

50. Note que na Figura 7 o eixo da abscissa corresponde ao montante de mercado enquanto que nas Figuras 1 e 2 o eixo da abscissa se refere a uma escala de tempo.

51. Assim, a tarifa T0 da Figura 7 corresponde à tarifa resultante da aplicação do reposicionamento tarifário considerando o ano teste realizado e é calculada pela razão entre a receita requerida (baseada em custos eficientes históricos) e o mercado dos doze meses anteriores à data de aniversário contratual (T0= RR/MO). Ainda que parte dos ganhos de eficiência seja efetivamente compartilhada no cálculo da tarifa T0, pois a receita requerida possibilita a recuperação apenas de custos eficientes, baseadas em metodologias regulatórias disponíveis, falta considerar a redução do custo médio que a empresa regulada vai obter entre o mercado M0 e o mercado M1, por esse motivo a subtração do fator de ajuste 푷풎. A tarifa T1, assim obtida, corresponde àquela que garante receita igual à despesa eficiente no período em que estas tarifas serão efetivamente aplicadas. 52. Caso a tarifa T0 não fosse ajustada pela medida de ajuste para o mercado de vigência, o ganho obtido seria apropriado somente pela concessionária (especificamente no caso onde há redução dos custos médios ao longo do tempo), em detrimento dos clientes, área azul do gráfico. Dessa forma, não seria atendido o conceito básico de equalizar receitas e custos eficientes no ano de aplicação das tarifas definidas na revisão tarifária. IV.1. EXPOSIÇÃO DOS MOTIVOS 53. De todo o exposto há de se empreender a discussão por mais alguns fatores. 54. Primeiramente, cumpre destacar que o processo de definição dos preços regulados ou das tarifas no setor elétrico compõe-se de duas etapas bem caracterizadas: definição da função de custos regulatória6 e definição da função de receitas – em ambas a variável independente é o mercado. Deve-se entender que o atual regime de preços, por meio destas funções, procura estabelecer a tarifa média que em tese é uma aproximação da função de custos da empresa. Portanto, variações de mercado global provocam variações no valor obtido pela função de custo regulatória – mais mercado mais receita, menos mercado menos receita. Todavia, a normalização desta função pelo mercado, dada a existência do custo fixo, provoca uma variação do valor médio obtido e, por isto, a importância do fator de ajuste proposto pela ANEEL. 6 O termo função de custos regulatório (comumente definida como Receita Requerida nos processos de revisão da ANEEL) é empregado para deixar claro que esta é definida pelas metodologias em discussão e que no mundo real cada empresa possui sua própria função. Este tipo de abordagem influencia no comportamento da empresa uma vez que o ajuste de receita é com relação ao valor regulatório e não o real de tal modo que valores de custo superiores implicarão em redução do lucro econômico ou reversão conquanto menores implicarão em valor adicionado em relação ao custo de capital determinado pela ANEEL.




55. Cumpre ainda esclarecer que a AP-040 trata especificamente da definição da função de custo regulatório e muitas das discussões levantadas nesta, no curto prazo, estão de fato atreladas ao segundo passo, qual seja, a definição da função de receita, que em geral também possui como variável independente o mercado, alvo da AP-120, ainda em discussão. 56. No que diz respeito ao uso de projeções de mercado no processo tarifário, observa-se que o mercado de qualquer empresa possui grande segmentação, em função da segregação por nível de tensão, benefícios tarifários concedidos em Lei, incentivos para uso eficiente de rede, etc. Adiciona-se a questão dos diversos subsídios tarifários que, em grande parte, são compensados dentro da área de concessão (Lei nº 8.987/1996). Esta diversidade faz com que seja necessário efetuar a projeção de mercado por vários componentes, tais como, demanda de ponta e fora de ponta, energia de ponta período seco e úmido, etc., o que implica a adoção de diversos modelos, calibrados e determinados conforme base de dados disponível. Ademais, é comum também a necessidade de uso de modelos de previsão dinâmicos, que retroalimentam preços e implicam o levantamento de características de elasticidade, que por sua vez, em função da heterogeneidade das leis de demanda, conduzem a divisão em agrupamentos, dentro da segmentação tarifária e geográfica, que conduz a procedimento dado intensivo.

57. Outro ponto importante, em geral, é o fato de a demanda ser faturada com base no valor contratado7 e, portanto, a base histórica não pode prever mudanças no comportamento empresarial dos contratantes. Por vezes, as mudanças ocorrem em escalas de tempo não coincidentes com o conceito de ano teste projetado, dificultando o uso de tipologias de carga como mecanismos de predição, sendo, por vezes, nestes casos, mais efetivo pesquisas do que previsões. Tudo isto em conjunto faz com que a previsão por segmentos possua grau de incerteza associado maior do que o obtido de forma agregada. 58. Além disso, outra dificuldade do uso de qualquer tipo de projeção é que não existem critérios objetivos consensuais para se afirmar que uma projeção é melhor que outra. Isto gera espaço para controvérsia sob o modelo adotado, uma vez que os agentes envolvidos preferem o modelo que lhes proporciona o melhor resultado.

59. Logo, as dificuldades inerentes à projeção de mercado, do qual o mercado de referência projetado é dependente, são: escolha da metodologia mais apropriada; assimetria de informação entre o regulador e a empresa regulada; identificação das variáveis que influenciam o crescimento; antecipação de choques externos; e estimação da demanda faturada. 60. Por fim, a experiência demonstrou que apesar do uso das sofisticadas técnicas econométricas utilizadas no 2º (segundo) ciclo, a simples utilização da taxa média de crescimento histórica do mercado adotada na maioria das projeções são as que mais proporcionam segurança preditiva e confiabilidade as projeções. 61. Um caminho alternativo, que corresponde à proposta de aprimoramento para o terceiro ciclo, é a construção da Tarifa de Equilíbrio a partir da tarifa que recupera os custos eficientes no período imediatamente anterior a data da revisão – doze meses anteriores – com posterior adequação para o período de vigência – doze meses posteriores – por um fator de ajuste. Neste caso sem a necessidade de projetar o mercado.

7 Despreza-se os efeitos da faixa de tolerância e da ultrapassagem.




62. Observem que como o mercado é o realizado na proposta para o 3CRTP não há incertezas sobre seus valores, porém ainda podem surgir discussões sobre a influência de supostos fatos atípicos no ano de referência adotado, mas que muitas vezes são difíceis de reconhecê-los como tal, por não se saber como o mercado se comportará adiante. Note que estes podem ter impacto sob período inferior ao do ciclo entre revisões e, assim, provocando perdas ou ganhos de escala transitórios para as empresas – o grande questionamento das empresas é sobre a distribuição do mercado e os efeitos da alocação dos custos bem como da alteração global daquele. Importante ressaltar que isto independe do valor utilizado ser projetado ou realizado e que a discussão pode ser melhor conduzida na determinação do fator de produtividade a ser empregado.

63. De fato, reconhecer os efeitos de supostas atipicidades na projeção do mercado implica alterar a trajetória de eficiência para estabelecer, a priori, valores passíveis de serem realizáveis no ano da revisão, mas com reflexos tarifários permanentes para todo o ciclo, sem que de fato resultem em perdas ou ganhos de escala necessariamente permanentes. De qualquer forma entende-se que as variações de mercado ocasionadas por fatos externos ao controle da concessionária devem ser consideradas como risco do negócio, não cabendo intervenções regulatórias no mercado de referência a fim de mitigar possíveis perdas ou ganhos. 64. Assim, neste ciclo, pretende-se introduzir ferramentas regulatórias que permitam mensurar a variação do custo médio unitário ao longo do tempo8, amplamente utilizadas na experiência regulatória internacional, conferindo possibilidade de ajuste da tarifa de parcela B – calculada para os 12 meses anteriores a data da revisão - pela produtividade potencial assim medida, em substituição a necessidade de projetar o mercado para o período de vigência. 65. No que se refere ao impacto da metodologia proposta para a estabilidade regulatória, o procedimento de cálculo adotado nos ciclos revisionais anteriores e o proposto para o 3CRTP são equivalentes em diversos aspectos, que são de fundamental importância para a regulação do setor de distribuição, a saber:

i. Manutenção dos mecanismos de incentivo do regime de preços máximos;

ii. Repasse aos usuários dos ganhos de produtividade ao longo do ciclo; e

iii. Risco de mercado alocado à distribuidora. 66. As atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos. Sua finalidade fundamental é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço, atendendo ao princípio da modicidade tarifária. 67. Logo o reposicionamento da Parcela B apenas no momento das revisões tarifárias, que ocorrem em média a cada quatro anos, é o que garante às empresas reguladas que o esforço de redução dos custos médios, além do valor fixado pelo regulador, será recompensado no período entre as revisões tarifárias.

8 Índices de Törnqvist e Malmquist.




68. Assim sendo, o procedimento proposto para o 3CRTP não provoca alteração no mecanismo de incentivo do price-cap, pois significa apenas uma mudança no procedimento de cálculo da tarifa máxima da revisão, mantido o mesmo fundamento de mantê-la até a revisão tarifária seguinte. Portanto, o mecanismo de incentivo depende somente da fixação dessa tarifa máxima por um período de tempo predeterminado, qualquer que seja a metodologia de cálculo utilizada para obter a Tarifa de Equilíbrio. 69. Adicionalmente, é importante ressaltar que metodologia proposta para o 3CRTP não representa qualquer tipo de alteração no procedimento de cálculo do reajuste tarifário. Neste, o valor da Parcela B corresponde ao valor residual da receita total da concessionária verificada nos últimos doze meses deduzida dos itens de custo da Parcela A e atualizado pelo IGP-M menos o Fator X. Admite-se, dessa forma, que a receita aumente com o mercado, em razão da existência de custos a serem recuperados, mas que não crescem na proporção da arrecadação, por isso a necessidade de se antecipar e descontar os ganhos de produtividade esperados. O mecanismo de incentivo após o primeiro reajuste tarifário permanece o mesmo, independentemente da escolha do ano-teste, isto é, a simples fixação da tarifa. 70. Da mesma forma, a metodologia proposta para o 3CRTP também não representa mudança na forma como os ganhos de produtividade são repassados aos usuários no momento do reposicionamento tarifário. Independentemente do procedimento de cálculo, seja nos ciclos revisionais anteriores seja no proposto, pelas razões expostas anteriormente, a tarifa de equilíbrio é sempre calculada de forma a refletir tanto os ganhos de produtividade alcançados pelas distribuidoras ao longo do ciclo que se encerra bem como os custos eficientes no 1º ano de aplicação das tarifas do ciclo que se inicia. 71. No que se refere ao risco de mercado, este também não representa qualquer tipo de transferência alocativa. Ainda que a opção de cálculo dispense a necessidade de projetar o mercado dos doze meses subsequentes, o risco de mercado continua sendo das distribuidoras. A transferência do risco de mercado depende exclusivamente do regime regulatório adotado, que não se altera com a metodologia de cálculo proposta. 72. As variações de mercado durante o ciclo tarifário representam um risco de mercado que podem ser transferidos para os consumidores ou para as empresas reguladas conforme o regime regulatório adotado. Os custos no serviço de distribuição são na maioria fixos devido a sua característica de monopólio natural, não importando o volume de energia e de demanda que são distribuídos. Enquanto que a receita é proporcional ao volume de energia e de demanda distribuído, tarifa do tipo volumétrica. Dessa forma, como as variações da receita e dos custos são distintas conforme o mercado se altera, existe um risco associado ao mercado. Dependendo do regime regulatório adotado, se o mercado variar diferentemente dos custos, os ganhos e perdas resultantes podem ser sobre os consumidores (risco de mercado dos consumidores) ou sobre as concessionárias (risco de mercado das distribuidoras). 73. Não obstante, depois de fixada a tarifa, a saída ou entrada de grandes usuários, a qual se traduz em perdas ou ganhos de parcela B para a distribuidora, é considerado fato decorrente do risco do negócio da concessionária, não devendo o ganho de receita ser revertido para modicidade tarifária ou a perda de receita ser compensada. Raciocínio similar se aplica a aumento ou diminuição de consumo das unidades já existentes, não devendo o consequente ganho ou perda de parcela B ser revertido para a modicidade tarifária ou a perda de receita ser compensada. O risco do negócio é da distribuidora.




IV.2. ADEQUAÇÃO DO PROCESSO DE REVISÃO AO MÉTODO PROPOSTO 74. No reposicionamento tarifário o reequilíbrio econômico e financeiro da concessão se dá ajustando as tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, de forma a considerar alterações nos custos e novos padrões de produtividade esperados no período de vigência das tarifas. 75. Para fins de adequação ao método proposto, o cálculo do percentual do reposicionamento tarifário (RT) no 3CRTP seguirá a seguinte fórmula:

푅푇 = (1) Onde:

RT: percentual médio de variação das tarifas estabelecidas na data da revisão tarifária. Redefine o nível das tarifas de energia elétrica reguladas em nível compatível com o equilíbrio econômico-financeiro no período de vigência;

Período de Vigência: 12 (doze) meses posteriores à data da revisão tarifária periódica; RV: receita anual de fornecimento, de suprimento e de uso do sistema de distribuição

calculada considerando as tarifas de base econômica do último reajuste tarifário e o consumo de energia elétrica e de demanda no período de referência, bem como os valores percentuais médios dos subsídios, se dentro da estrutura, denominada como “Receita Verificada”;

Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores a data da revisão tarifária periódica; RR: receita compatível com a cobertura de custos operacionais eficientes e com um retorno

adequado para o capital prudentemente investido. Calculada para o período de referência e considerando a evolução esperada do custo médio para o período de vigência, denominada como “Receita Requerida”; e

OA: receitas que não decorrem exclusivamente das tarifas, mas que mantêm relação, mesmo que indireta, com o serviço público prestado ou com os bens afetos a sua prestação.

76. Note que, conforme a discussão da seção III.1, o mercado do período de referência utilizado no cálculo da receita verificada será o efetivamente realizado. Não cabendo qualquer alteração para supostas atipicidades (ex: temperatura, PIB, Chuva, etc), haja vista a dificuldade de identificá-las como tais, pois as variações de mercado correspondem um risco de negócio da atividade de distribuição no regime de price cap. 77. A RR deverá ser calculada seguindo a seguinte fórmula:

푹푹 = 푽푷푨 + 푽푷푩 ∙ (ퟏ+ 푷풎) (2) Onde:

VPA: parcela que incorpora os custos não gerenciáveis da concessionária de distribuição, tais como compra de energia, transporte de energia e encargos setoriais resultantes de políticas de governo, denominada “Valor de Parcela A”.




VPB: parcela que incorpora os custos gerenciáveis relacionados à atividade de distribuição de energia elétrica, tais como custos operacionais, remuneração dos investimentos e quota de reintegração, denominada de “Valor de Parcela B”.

푃 : índice que ajusta os custos de parcela B para o período de vigência. Valor estabelecido pela ANEEL considerando a evolução dos custos médios históricos gerenciáveis na prestação do serviço de distribuição, denominado “Fator de Ajuste de Mercado”.

78. Para o Valor de Parcela A, o seu cálculo considerando o mercado de referência e as condições vigentes na data da revisão tarifária periódica, será realizado da seguinte forma:

I. Custo de Energia Comprada – o montante de energia elétrica para o atendimento ao mercado de referência realizado valorado pelo preço de repasse dos contratos vigentes na data da revisão tarifária periódica. No montante de energia elétrica deverão ser acrescidos os limites regulatórios de perdas elétricas no sistema de distribuição definidos no terceiro ciclo, os quais se dividem em perdas técnicas e não técnica; e, quando cabível, os limites regulatórios de perdas elétricas no transporte de Itaipu e na Rede Básica.

II. Custo com o Uso do Sistema de Distribuição e/ou Transmissão – os montantes de demanda

de potência contratados nos doze meses anteriores ao da revisão tarifária periódica, valorados pelas respectivas tarifas vigentes na data da revisão tarifária periódica.

III. Custos com os Encargos Setoriais – os valores vigentes na data da revisão tarifária periódica.

79. Observe que na metodologia proposta o nível tarifário de Parcela A, compatível com o equilíbrio econômico-financeiro do período de vigência, passa a ser obtido dividindo o VPA pelo mercado do período de referência. Mesmo procedimento adotado nos reajustes tarifários periódicos, quando o VPA1 9 é dividido pelo mercado de referência do reajuste tarifário – doze meses anteriores ao mês do reajuste tarifário em processamento – no cálculo do nível tarifário de Parcela A. 80. Neste ponto cumpre destacar que no atual modelo de regulação do sistema de distribuição de energia elétrica, os custos de Parcela A são repassados diretamente para as tarifas – mecanismo de pass-through. Seus preços unitários são redefinidos em cada processo de reajuste e estão sujeitos a mecanismos de repasse de variação de preços, a Conta de Variação de Custos de Parcela A - CVA. Enquanto que o controle típico de preços do regime de preço teto se dá no nível tarifário de Parcela B. 81. Especificamente para o Valor de Parcela B, o seu cálculo considerando o mercado do período de referência será realizado da seguinte forma:

I. Custo de Administração, Operação e Manutenção – serão atualizados os valores de custos operacionais, definidos por meio do Modelo de Empresa de Referência (ER) no 2° (segundo) ciclo, observando os crescimentos de unidades consumidores (UC), redes de distribuição e

9 Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na data do reajuste tarifário em processamento e o “Mercado de Referência”, conforme determina o contrato de concessão.




mercado, além da produtividade alcançada pela distribuidora. Ressalte-se que a atualização das UC, redes e mercado será realizada até o sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária periódica. Tal procedimento de cálculo dos Custos Operacionais Eficientes será descrito na Nota Técnica disponibilizada para a 2° etapa da AP 040/2010.

II. Remuneração líquida do Capital – WAAC [% a.a.] multiplicado pela BRL, sendo definida

mediante elaboração de laudo de avaliação referenciado no 6° (sexto) mês anterior ao mês da revisão tarifária. Tal procedimento de cálculo está descrito na Nota Técnica SRE/SFF/ANEEL n° 091/2011.

III. Quota de Reintegração Regulatória – Taxa de Depreciação [% a.a.] multiplicada pela Base

Bruta, sendo determinada mediante elaboração de laudo de avaliação referenciado no 6° (sexto) mês anterior ao mês da revisão tarifária. Tal procedimento de cálculo está descrito na Nota Técnica SRE/SFF/ANEEL n° 091/2011

82. Assim considera-se que a tarifa média de equilíbrio para o período de vigência das tarifas estabelecidas na revisão é obtida dividindo “VPB x (1-푃 )” pelo mercado do período de referência. Logo a interpretação do nível tarifário de Parcela B de equilíbrio proposto para o 3CRTP não pode estar desvinculada da atualização do VPB pelo Fator de Ajuste, de maneira a considerar a evolução dos custos médios para o período de vigência. 83. Relevante observar, para tal entendimento, que, no atual modelo de regulação do sistema de distribuição, a regulação é sobre o preço (price cap) e não sobre a receita requerida (revenue cap). Portanto não se confunde o cálculo da RR descrito em (2) com a receita que será auferida durante o efetivo período de vigência das tarifas estabelecidas na revisão. Uma vez homologada a tarifa de Parcela B, um aumento do mercado em relação ao mercado de referência implica, em termos de faturamento, valor superior à receita requerida calculada por (2). Portanto, admite-se que a receita aumente com o mercado, em razão da existência de custos variáveis a serem recuperados, mas não na mesma proporção que ocorre na arrecadação da receita, por isso a aplicação do Fator de Ajuste para o cálculo da Tarifa de Equilíbrio.

84. A discussão anterior é importante para esclarecer que, ao propor o 6º (sexto) mês anterior ao da revisão como a data para a atualização dos Ativos Físicos, UC e Mercado no cálculo Custos Operacionais Eficientes e da Base de Remuneração Regulatória, não está sendo proposto que a receita requerida, assim calculada, corresponda à receita autorizada a auferir no período de vigência. Ao estabelecer a tarifa de cobertura de parcela B - dividindo o “VPB x (1-푃 )” pelo mercado do período de referência - admite-se, na prática, que a receita auferida aumenta com a expansão do mercado, em razão da existência de custos de variáveis associados com a expansão de Ativos Físicos, UC e Mercado, por exemplo. 85. Por sua vez, a definição do 6º (sexto) mês anterior à data da revisão tarifária busca contemplar o princípio de equalizar receitas e custos eficientes ao longo do período de referência. A base de cálculo das receitas corresponde aos mercados de uso do sistema de distribuição10 nos doze meses anteriores à revisão.

10 Compreendendo todas as modalidades que pagam Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD.




86. Os custos eficientes devem, portanto, corresponder aos custos operacionais e custos de capital (remuneração e depreciação) nos mesmos doze meses em que foi apurado o mercado de referência. Sob o ponto de vista teórico, deveriam ser calculados os custos eficientes para cada um dos doze meses e, em seguida, integralizá-los. No entanto, sob o ponto de vista operacional, não faria sentido definir a base de remuneração e os custos operacionais para cada mês do ano-teste realizado. O modo mais simples e que melhor aproxima o objetivo pretendido é a utilização do sexto mês anterior à revisão. A figura a seguir ilustra o procedimento.

Figura 8 – Custos Eficientes no ano-teste realizado

87. Os custos de capital variam à medida que a distribuidora faz novos investimentos e que o ativo imobilizado é depreciado, enquanto que os custos operacionais variam ao passo que a distribuidora atende maior número de unidades consumidoras, expande seu sistema de distribuição, etc. O custo eficiente para o período de referência é o somatório dos custos de capital e operacionais mês a mês, o que traz uma dificuldade de implementação prática.11 Havendo impossibilidade de calcular os custos eficientes para cada um dos meses do ano-teste realizado e supondo estabilidade no ritmo crescimento de investimentos e de crescimento do número de clientes e de redes ao longo do tempo, o ponto médio do período de referência é a melhor aproximação de custos operacionais e de capital médio desse período. 88. Dessa forma a utilização do sexto mês que antecede a data da revisão tarifária é o que melhor aproxima os custos eficientes no ano-teste realizado. Assim a tarifa deve ser aquela que aplicada ao mercado realizado nos doze meses que antecedem a revisão, resulte nos custos eficientes. Em seguida é aplica a produtividade potencial a fim de se estimar os custos eficientes para o período em que as tarifas serão efetivamente aplicadas. IV.3. CÁLCULO DO FATOR DE AJUSTE DE MERCADO

11 Aqui se faz uma simplificação, calculando-se os custos de capital e operacionais para cada mês, utilizando o somatório das áreas para se definir o custo eficiente anual. No entanto, os custos operacionais e de capital variam a todo momento, tornando necessário se definir uma função contínua para os custos de capital e operacionais, para em seguida se calcular a integral da função definida no tempo, que resultaria nos custos eficientes. A implementação prática desse tipo de medida não é factível e desnecessária para a precisão que se pretende alcançar.




89. Pelas razões exposta anteriormente, na metodologia proposta para o 3CRTP, a Tarifa de Equilíbrio é obtida calculando a tarifa que recupera os custos eficientes no período imediatamente anterior a data da revisão – doze meses anteriores – com posterior adequação para o período de vigência – doze meses posteriores – por um fator de ajuste de mercado. 90. Portanto é necessário introduzir ferramentas regulatórias que permitam mensurar a variação do custo médio anual por empresa. A abordagem que se sugere para o cálculo da produtividade histórica das empresas é o de Produtividade Total dos Fatores (PTF). Mesma metodologia empregada no cálculo do componente 푃 do Fator X.

91. A discussão detalhada da metodologia de PTF e os resultados observados para o setor de distribuição de energia elétrica são apresentados na Nota Técnica nº 093/2010-SRE/ANEEL. De modo que esta seção pode ser vista seletivamente, salvo a seção IV.3.3 que trata da aplicação do fator 푃 no reposicionamento tarifário. 92. Basicamente, a abordagem PTF busca medir a relação entre a evolução dos insumos e a evolução dos produtos ao longo do tempo. Como insumos da atividade de distribuição são considerados os custos operacionais e os custos de capital (depreciação e remuneração). Como produto, é considerado o mercado atendido, segregado em alta, média e baixa tensão, considerando o peso de cada mercado na formação da receita de Parcela B da distribuidora. 93. Os dados de custos operacionais foram extraídos diretamente da contabilidade, levando-se em conta os custos que apresentam natureza tarifária, ou seja, similaridade com os custos operacionais eficientes a serem definidos nos processos de revisão tarifária. 94. Os valores de depreciação e remuneração não puderam ser extraídos diretamente da contabilidade. A principal razão é que os custos contábeis estão valorados a custos históricos. A solução adotada foi considerar os valores de Base de Remuneração Regulatória definidos no 1CRTP e 2CRTP. Alguns ajustes se fizeram necessários no sentido de uniformizar a metodologia a ser utilizada para definição do custo de capital no 3CRTP.

95. Os valores de base de remuneração bruta e líquida têm como referência o mês de junho de cada ano e foram estimadas adotando um crescimento linear, mês a mês, das respectivas bases entre as datas de revisão do 1º e 2º Ciclo.

96. Como proxy para o produto utilizou-se a energia faturada nos grupos de alta, média e baixa tensão. Para a estimativa da PTF, foram utilizados os índices de Tornqvist e Malmquist. Na estimativa do índice de Tornqvist, como foi utilizada a energia faturada por nível de tensão (AT, MT e BT) como proxy para o produto, utilizou-se a participação de cada nível de tensão na Parcela B como proxy para a participação na receita.

97. O tratamento realizado nos dados é discutido na Seção III.1.1.1 da Nota Técnica nº 093/2010-SRE/ANEEL.




IV.3.2 RESULTADOS OBTIDOS 98. No gráfico abaixo é apresentada a evolução anual da produtividade média do setor de distribuição de energia elétrica, estimados através dos índices de Tornqvist e Malmquist, para o período 2003/200912. O ganho médio de produtividade no período estimado através do índice de Tornqvist foi de 2,12% ao ano. Pelo índice de Malmquist a estimativa resultou em 2,18% ao ano.

Figura 9 – Ganho Médio de Produtividade no Período 2003-2009

99. A Figura 9 demonstra que a produtividade anual medida por ambos índices têm resultados muito próximos, tanto quando avaliando o resultado geral do setor de distribuição, quanto os resultados por empresa. Não se espera resultados idênticos dos dois métodos já que no índice de Tornqvist o peso atribuído a cada um dos produtos é previamente definido, enquanto que no Malmquist os pesos atribuídos a cada produto buscam, por definição, maximizar a eficiência de cada concessionária. A proximidade das estimativas revela que os pesos empregados nos modelos são similares, o que reforça a estimativa de ambos e traz robustez aos resultados. 100. Conforme esperado os insumos crescem em menor velocidade que os produtos, ou seja, o mercado cresce mais rapidamente que os custos operacionais e custos de capitais, o que reflete em diminuição do custo médio para se prestar o serviço de distribuição de energia elétrica ao longo do tempo. 101. No entanto, dadas as condições do setor de distribuição brasileiro, onde as concessionárias têm diferentes necessidades de investimentos e despesas e a velocidade de crescimento do mercado varia bastante entre as regiões, foi necessário testar estatisticamente, por meio de modelos de regressão, se estas especificidades de cada área de concessão poderiam influenciar a produtividade potencial de cada distribuidora.

12 O Anexo II da Nota Técnica nº 093/2011-SRE/ANEEL faz uma discussão conceitual acerca dos índices de produtividade

2,12%2,18%

-3,00%

-2,00%

-1,00%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

6,00%

7,00%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

tornqvist malquist

média torn média malm




102. Uma das razões que impactam a produtividade é a redução dos insumos, ou seja, diminuição dos investimentos e custos operacionais. A fim de isolar o efeito da melhoria da gestão, na regressão foi utilizada a variação da eficiência como variável de controle. A variação da eficiência deriva das simulações realizadas para se definir os custos operacionais eficientes, em seu 1º estágio, com estrutura de dados em cross section.

103. Um segundo fator que afeta a produtividade é o crescimento de mercado. Maiores crescimentos de mercado resultam, em média, em maiores ganhos de produtividade. No entanto, foi argumentado durante a Audiência Pública que empresas com mesmo crescimento de mercado não têm, necessariamente, a mesma produtividade potencial. Isso porque podem ter necessidades diferenciadas de investimentos e despesas operacionais em função, por exemplo, de estarem em diferentes estágios no processo de universalização.

104. A fim de suprimir essa deficiência, foram testadas algumas variáveis sendo que a estatisticamente mais significativa foi a variação de unidades consumidoras. Neste caso os ganhos de produtividade são inversamente proporcionais ao crescimento do número de unidades consumidoras atendidas. Em outras palavras, espera-se que concessionárias que no período avaliado tiveram que atender maior número de unidades consumidoras apresentem, em média, produtividades menores.

105. Também foi introduzida na análise a qualidade do serviço prestado. A intenção foi isolar o efeito da relação entre a produtividade e a deterioração do serviço prestado.

106. A tabela a seguir resume os resultados das regressões tendo como variável dependente o índice Malmquist ou o índice de Tornqvist para o mesmo conjunto de variáveis explicativas.

107. As observações correspondem às variações médias entre 2003 e 2009.

Tabela 1 – Resultados regressões TFP

Var. Dependente Malmquist Tornqvist Média Média

Var. Explicativa Coeficiente p-valor IC 95% Coeficiente p-valor IC 95% Coeficiente IC 95%

Variação Mercado 0.831 0.009 0.219 1.443 0.996 0.001 0.400 1.592 0.914 0.310

Variação UC (0.905) 0.027 (1.703) (0.106) (1.157) 0.004 (1.935) (0.379) (1.031) (0.243)

Variação DEC/FEC 0.173 0.003 0.062 0.284 0.203 0.000 0.095 0.311 0.188 0.079

Variação Eficiência 0.633 0.000 0.426 0.841 0.655 0.000 0.452 0.857 0.644 0.439

R² 0.499 0.552 0.525

R² Ajustado 0.462 0.519 0.490

108. Todos os coeficientes são estatisticamente significativos a 10% além de terem os sinais corretos. A produtividade cresce com o crescimento do mercado, com menor crescimento de unidades consumidoras e com a piora dos indicadores de continuidade do serviço prestado. A variação da eficiência e de qualidade foram utilizada apenas como variável de controle, não sendo empregada na definição do fator 푃 . 109. O resultado é bastante intuitivo, crescimentos de mercado com pequeno acréscimo de unidades consumidoras são características de um crescimento vertical do mercado, sem a necessidade de crescimento proporcional dos custos, enquanto que o crescimento de mercado com elevado aumento do número de unidades consumidoras caracteriza um crescimento horizontal do mercado, onde são necessários maiores




investimentos e despesas operacionais em função, principalmente, de grandes programas de universalização do acesso à energia elétrica. 110. A despeito dos coeficientes de regressão se mostrarem estatisticamente significantes, propõe-se a consideração do limite inferior do intervalo de confiança construído para cada coeficiente - com 95% de confiança. Tal proposta visa (1) dar maior ênfase à produtividade média do setor e (2) evitar uma alta volatilidade dos resultados, de maneira a evitar que pequenas variações no crescimento de mercado e unidades consumidoras resultem em forte impacto na produtividade esperada para cada distribuidora.

111. Assim, sugere-se a utilização dos coeficientes estabelecidos na última coluna da Tabela 1 quando do cálculo do índice 푃 . IV.3.3 APLICAÇÃO NO PROCESSO DE REVISÂO

112. Identificado a relação entre produtividade, crescimento de mercado e unidades consumidoras, o índice 푃 que ajusta a tarifa de Parcela B para o mercado de vigência de cada concessionária i será calculado da seguinte forma:

푃 (푖) = 푇퐹푃 + 0,31 × (푉푎푟푀푊ℎ(푖)−푉푎푟푀푒푑푀푊ℎ)− 0,24 × (푉푎푟푈퐶(푖)−푉푎푟푀푒푑푈퐶) (3)

onde: TFP: Produtividade Média do setor de distribuição, de 2,15%; VarMWh: Variação média de mercado, medida a partir da variação do produto do índice de Tornqvist; VarMedMWh: Variação média de mercado de todas as distribuidoras no período avaliado, de 4,27%; VarUC(i): Variação média do número de unidades consumidoras da empresa i; VarMedUC: Variação média do número de unidades consumidoras de todas as distribuidoras no período avaliado, de 3,52%.

113. Assim, o valor 푃 (푖) será definido a partir da produtividade média do setor de distribuição, medida pela média entre os índices de Malmquist e Tornqvist (2,18% e 2,12% respectivamente), e variará de acordo com o crescimento do número de unidades consumidoras e a variação do mercado. Crescimentos de mercado acima da média levam a uma maior produtividade com a contrapartida de que o crescimento de unidades consumidoras acima da média reduz a produtividade. 114. A rigor, os resultados acima implicam que para cada ponto percentual acima da média de crescimento de mercado, mantendo-se fixas as demais variáveis, têm-se um ganho de 0,31% de produtividade média . Implicam ainda que para cada ponto percentual de crescimento das unidades consumidoras acima da média, mantendo-se fixas as demais variáveis, têm-se uma redução de 0,24% de produtividade média . 115. Para avaliação da taxa média anual de crescimento do mercado será ponderado o crescimento do mercado de baixa, média e alta tensão pela participação de cada nível de tensão na formação da Parcela B na data da revisão do 3CRTP. Para Alta Tensão (AT), consideram-se os grupos A1, A2 e A3, como Média Tensão (MT), os grupos A3a e A4 e, como baixa tensão, o grupo BT. 116. Dessa forma, a variação anual do mercado [%] será obtida a partir da fórmula de variação do produto usada no cálculo do índice de Tornqvist:




푉푎푟푀푊ℎ(푖, 푡) = 1 + 푙푛 퐴푡

퐴푡−1× 휋퐴 + 푙푛 푀푡

푀푀푡−1× 휋푀 + 푙푛 퐵푡

퐵푡−1× 휋퐵 (4)

onde, 푉푎푟푀푊ℎ(푖, 푡)= Variação anual do mercado da empresa i. 푀푊ℎ = Mercado de 12 (doze) meses verificado no nível de tensão X (A= Alta Tensão, M=Média Tensão e B=Baixa Tensão) no período t; 푀푊ℎ =Mercado de 12(doze) meses verificado no nível de tensão X (A= Alta Tensão, M=Média Tensão e B=Baixa Tensão) no período t-1; 휋 = Participação do nível de tensão X (A= Alta Tensão, M=Média Tensão e B=Baixa Tensão) no valor de Parcela B definida na revisão tarifária do 3° ciclo.

117. Um aspecto relevante do cálculo do produto do índice de Tornqvist é a ponderação do crescimento de mercado pela participação na receita da distribuidora. Este mecanismo tem como vantagem atribuir pesos maiores ao crescimento de mercado que implicar maiores custos e, portanto, receita. Caso haja um crescimento muito elevado na alta tensão, por exemplo, isto irá implicar custos menores (e, portanto, receitas menores) relativamente a um alto crescimento na baixa tensão. Logo, o crescimento de mercado na alta tensão deve possuir peso menor que o crescimento de mercado na baixa tensão. 118. A variação média de mercado 푉푎푟푀푊ℎ(푖) ponderado pelas respectivas participações na Parcela B será dada por:

푉푎푟푀푊ℎ(푖) =∑ 푉푎푟푀푊ℎ(푖, 푡)

n

− 1 (5)

푉푎푟푀푊ℎ(푖) = Variação média do mercado [%];

n= número de períodos de 12 (doze) meses entre a data da 2° (segunda) revisão tarifária periódica e a data da 3°(terceira) revisão tarifária periódica; t = período de 12 (doze) meses de vigência das tarifas estabelecidas na 2° (segunda) revisão tarifária periódica.

119. Por sua vez, a variação anual das unidades consumidoras será obtida:

푉푎푟푈퐶(푖, 푡) = 1 + (6) onde, 푉푎푟푈퐶(푖, 푡)= Variação anual das unidades consumidoras [%]; 푈퐶 = Número de unidades consumidoras verificado nomeio do período t de 12 (doze) meses; 푈퐶 =Número de unidades consumidoras verificado no meio do período t-1 de 12 (doze) meses;

120. Enquanto que a variação média de unidades consumidoras 푉푎푟푈퐶(푖) será dada por:




푉푎푟푈퐶(푖) =∑ 푉푎푟푈퐶(푖, 푡)

n

− 1 (7)

onde:

푉푎푟푈퐶(푖) = Variação média das unidades consumidoras [%]; n: número de períodos de 12 (doze) meses entre a data da 2° (segunda) revisão tarifária periódica e a data da 3°(terceira) revisão tarifária periódica. 푡 = período de 12 (doze) meses de vigência das tarifas estabelecidas na 2° (segunda) revisão tarifária periódica.

121. A partir do crescimento médio do mercado, 푉푎푟푀푊ℎ(푖), e do número de unidades consumidoras, 푉푎푟푈퐶(푖), define-se o índice 푃 que ajusta a tarifa de Parcela B – calculada para os 12 meses anteriores a data da revisão - para o mercado de vigência, de acordo com a equação (3). 122. Uma alternativa à utilização da equação (3) no estabelecimento do fator 푃 é o uso de uma tabela com valores do índice 푃 calculados a partir de bandas de variações de mercado e unidades consumidoras. O quadro a seguir ilustra essa alternativa.

Quadro 1 – Valores de 퐏퐦 por faixa de variações de Mercado e Unidades Consumidoras

123. O eixo horizontal corresponde a variações do número de unidades consumidoras e no eixo vertical a variação de mercado. Quanto maior a variação do número de unidades consumidoras, menor o índice 푃 , enquanto que maiores variações de mercado, maior o índice índice 푃 . A título de ilustração, o número entre colchetes define o número de concessionárias que estariam naquele quadrante quando consideradas as médias históricas de 2003 a 2009

< 0.5% 0.5% a 1.5% 1.5% a 2.5% 2.5% a 3.5% 3.5% a 4.5% 4.5% a 5.5% 5.5% a 6.5% 6.5% a 7.5% 7.5% a 8.5% > 8.5%

< -2.5% 0.75%{ } 0.51%{ } 0.27%{ } 0.03%{ 1} -0.22%{ } -0.46%{ } -0.70%{ } -0.95%{ } -1.19%{ } -1.43%{ }-2.5% a -1.5% 1.06%{ } 0.82%{ } 0.58%{ } 0.33%{ } 0.09%{ } -0.15%{ } -0.39%{ } -0.64%{ } -0.88%{ } -1.12%{ }-1.5% a -0.5% 1.37%{ } 1.13%{ } 0.89%{ } 0.64%{ } 0.40%{ } 0.16%{ } -0.08%{ } -0.33%{ } -0.57%{ } -0.81%{ }-0.5% a 0.5% 1.68%{ } 1.44%{ } 1.20%{ } 0.95%{ } 0.71%{ } 0.47%{ } 0.23%{ } -0.02%{ } -0.26%{ } -0.50%{ }0.5% a 1.5% 1.99%{ } 1.75%{ } 1.51%{ 2} 1.26%{ } 1.02%{ } 0.78%{ } 0.54%{ } 0.29%{ } 0.05%{ } -0.19%{ }1.5% a 2.5% 2.30%{ } 2.06%{ } 1.82%{ 2} 1.57%{ 1} 1.33%{ } 1.09%{ } 0.85%{ } 0.60%{ } 0.36%{ } 0.12%{ }2.5% a 3.5% 2.61%{ } 2.37%{ 1} 2.13%{ 4} 1.88%{ 2} 1.64%{ 1} 1.40%{ } 1.16%{ } 0.91%{ } 0.67%{ } 0.43%{ }3.5% a 4.5% 2.92%{ } 2.68%{ 1} 2.44%{ 5} 2.19%{ 9} 1.95%{ 7} 1.71%{ 2} 1.46%{ } 1.22%{ } 0.98%{ } 0.74%{ }4.5% a 5.5% 3.23%{ } 2.99%{ } 2.74%{ 1} 2.50%{ 3} 2.26%{ 2} 2.02%{ 2} 1.77%{ 1} 1.53%{ } 1.29%{ } 1.05%{ }5.5% a 6.5% 3.54%{ } 3.30%{ } 3.05%{ } 2.81%{ 1} 2.57%{ 1} 2.33%{ 2} 2.08%{ 1} 1.84%{ 1} 1.60%{ } 1.36%{ }6.5% a 7.5% 3.85%{ } 3.61%{ } 3.36%{ 1} 3.12%{ 1} 2.88%{ } 2.64%{ 3} 2.39%{ 1} 2.15%{ } 1.91%{ } 1.67%{ }7.5% a 8.5% 4.16%{ } 3.92%{ } 3.67%{ } 3.43%{ } 3.19%{ } 2.95%{ } 2.70%{ } 2.46%{ 1} 2.22%{ } 1.98%{ }8.5% a 9.5% 4.47%{ } 4.23%{ } 3.98%{ } 3.74%{ } 3.50%{ } 3.26%{ } 3.01%{ } 2.77%{ } 2.53%{ } 2.28%{ }

> 9.5% 4.78%{ } 4.54%{ } 4.29%{ } 4.05%{ } 3.81%{ } 3.56%{ } 3.32%{ } 3.08%{ 1} 2.84%{ } 2.59%{ }

Variação de Unidade Consumidoras

Var

iaçã

o de

Mer

cado




V. CONCLUSÕES 124. Observa-se, pelo exposto, a opção regulatória de se calcular a Tarifa de Equilíbrio a partir da tarifa que recupera os custos eficientes nos últimos 12 (doze) meses e posterior adequação da tarifa de Parcela B resultante por uma medida de ajuste para o mercado de vigência, em substituição à necessidade de projetar o mercado do período de vigência. As dificuldades que envolvem a projeção de mercado foram discutidas e evidenciam o esforço que é requerido por parte do regulador na validação das projeções. A grande segmentação do mercado por nível de tensão e por modalidade tarifária aumenta ainda mais as incertezas que envolvem a projeção de mercado no processo tarifário. 125. Neste contexto, a proposta de reposicionamento tarifário para o 3CRTP igualmente respeita o equilíbrio econômico financeiro estabelecido nos contratos de concessão e não implica alterações nas premissas regulatórias que atualmente fundamentam o processo tarifário das distribuidoras de energia elétrica. VI. RECOMENDAÇÕES 126. Recomenda-se a submissão ao processo de Audiência Pública a proposta de metodologia geral de cálculo do reposicionamento tarifário a ser aplicada no terceiro ciclo de revisões tarifárias das concessionárias de distribuição de energia elétrica




CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES

Especialista em Regulação de Serviços Públicos de Energia

CLAUDIO ELIAS CARVALHO Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Energia

HÁLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA

Especialista em Regulação de Serviços Públicos de Energia

LEANDRO CAIXETA MOREIRA Especialista em Regulação


LUÍS CÂNDIDO TOMASELLI Especialista em Regulação


THIAGO ROBERTO MAGALHÃES VELOSO Especialista em Regulação


VICTOR QUEIROZ DE OLIVEIRA Especialista em Regulação


De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

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