CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA NÚMERO 008/2006 NOME DA INSTITUIÇÃO: AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia

Transcrição

1 CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA NÚMERO 008/2006 NOME DA INSTITUIÇÃO: AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia NOTA TÉCNICA EMPRESA DE REFERÊNCIA TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Custos Adicionais não previstos inicialmente na Empresa de Referência 70. Alguns custos não previstos inicialmente na Empresa de Referência foram incluídos durante o primeiro ciclo. Esses custos referem-se a particularidades do negócio de distribuição no Brasil e de regulamentação. Além disso, há itens que são particulares de cada área de concessão. Esses custos adicionais foram: Obrigações legais, regulamentares e trabalhistas, por exemplo: i) publicações legais; ii) Adicionais de Pessoal (Sistema Odontológico Vale Refeição, Plano de Saúde, Seguro de Vida, Fundação e Transporte de Empregados); iii) Atendentes adicionais, conforme a Resolução 057/2004; iv) Ouvidoria; e v) O&M de Iluminação Pública. Tecnologias empregadas para O&M, por exemplo: i) gastos com equipe Linha Viva; e ii) Estação Móvel. Gastos específicos de instalações elétricas, por exemplo: i) consumo específico de subestações; ii) vigilância de redes; e iii) subestações, consumo No segundo ciclo de Revisão Tarifária, serão revistos e incluídos os custos adicionais não contemplados ou contemplados parcialmente no primeiro ciclo, tais como: publicações legais; plano de saúde e odontológico; vale refeição; seguros de vida; atendentes adicionais conforme Resolução Aneel 057/2004; Ouvidoria; O&M de Iluminação Pública e custos com previdência complementar inclusive complementações temporárias de proventos desde que este último, caracterize custos herdados do processo de privatização. Em boa hora o regulador admite a existência de alguns custos adicionais particulares à algumas concessionárias e que no entanto não podem ser por ela evitados. Dentre estes custos, conforme destacado no texto da agência, vale destacar os custos de previdência privada. Em alguns casos como o da AES Sul, existem custos decorrentes do processo de privatização, ou seja, é uma herança do próprio edital de licitação porque lá constava como obrigação. Em um certo sentido, tais custos, conhecidos como CTP s ( Complemento Temporário de Proventos) e que consistem em complementar o salário daqueles empregados aposentados pela previdência oficial,

2 próprio. Outros Gastos, por exemplo: i) Seguros; ii) Provimento para Engenharia e Supervisão de Obras; e iii) Crescimento de processos e atividades Comerciais e de O&M (em virtude de ajuste para o ano teste do crescimento do número de clientes e dos ativos). como se na ativa estivessem até que atinjam as carências exigidas pela Fundação CEEE, podem ser classificados como não gerenciáveis, porque não são uma opção da concessionária. 71. Com relação à inadimplência dos clientes (perdas de receita irrecuperáveis), adotou-se uma trajetória regulatória de acordo com o conceito de custo operacional eficiente da Empresa de Referência. Esse é visto sob a forma de um percentual do faturamento bruto (sem o ICMS) verificado no ano anterior ao da revisão tarifária periódica, cujo valor final é de 0,2%. Foi estabelecida a seguinte trajetória regulatória decrescente: i) ano da 1ª revisão tarifária periódica = 0,5%; ii) primeiro ano posterior à revisão = 0,4%; iii) segundo ano posterior à revisão = 0,3%; iv) terceiro ano posterior à revisão = 0,2%; v) a partir do quarto ano posterior à revisão tarifária periódica, considera-se uma inadimplência regulatória permanente de 0,2%. 72. Dessa forma, será mantido, para o segundo ciclo de revisões tarifárias, o percentual de 0,2% como provisão de inadimplência regulatória calculada sobre o faturamento bruto (sem o ICMS). Portanto, será mantido o percentual de inadimplência coerente com a trajetória decrescente estabelecida no primeiro ciclo, com o objetivo de evitar que consumidores em situação A trajetória regulatória definida para o primeiro ciclo, no que diz respeito à inadimplência, será ajustada para o segundo ciclo de revisões tarifárias tomando por base a média móvel mensal A trajetória regulatória é interessante e indica incentiva a concessionária em melhorar continuamente o seu resultado em termos de inadimplência. Essa trajetória, contudo, não pode ser mais agressiva do que a realidade enfrentada

3 regular paguem pelos consumidores inadimplentes o que constituiria uma clara injustiça. Nesse sentido, entende-se que a concessionária deve se esforçar e realizar a melhor gestão possível das dívidas de seus clientes e que, fundamentalmente, clientes em situação regular não devem pagar pelos clientes em situação irregular. Entre concessionária e cliente, apenas a primeira está em condições de influir na determinação da inadimplência. Dados de Ativos 76. Ao tratar dos dados sobre ativos, o regulador deve assegurar que haja coerência entre os ativos da Base de Remuneração Regulatória que foram considerados necessários para determinado nível de qualidade na prestação do serviço e os custos operacionais eficientes associados a essa prestação. Por um lado, quando se trata da remuneração de ativos, considera-se a necessidade de reposição dos mesmos ao fim de sua vida útil, assim como um adequado retorno sobre o capital investido. Por outro lado, nos custos das inadimplências medidas a partir de 2003, sempre 50 dias após o vencimento das faturas. Assim, o nível de inadimplemento em relação a um determinado mês de faturamento é medido 50 dias após o vencimento. Alternativamente, a definição do índice de inadimplência tomará por base as provisões anuais para fins de créditos de liquidação duvidosa, nos termos do plano de contas da ANEEL. O percentual de inadimplência assim obtido, considerando que a concessionária recolhe o ICMS sobre o faturamento, será aplicado sobre a receita bruta da concessionária sem descontar o ICMS. Anualmente, o índice de inadimplência assim apurado, será reduzido em 10%, até o limite acumulado de 70% como incentivo à melhoria contínua. pelas concessionárias, principalmente considerando as dificuldades de cobrança, inclusive em nível judicial enfrentado pelos operadores, por tratar-se de um serviço público freqüentemente visto como essencial e ininterruptível. Por outro lado, a determinação do índice de inadimplência deve se ater a esta mesma realidade não podendo ser mais agressivo do que a capacidade da concessionária considerando as restrições sócio-econômicas e culturais do meio. Assim um índice de 0,2% como está hoje estabelecido além de ser inatingível apresenta um outro vício que é a metodologia de cálculo já que este é aplicado sobre o faturamento líquido ou seja, descontado o ICMS como se a concessionária não precisasse recolher o ICMS ao governo estadual independente do pagamento da conta pelo consumidor.

4 operacionais eficientes são incluídos todos os itens (manutenção preventiva, substituição de componentes) necessários para que esses ativos mantenham inalterada sua capacidade para cumprir o serviço durante toda sua vida útil. 77. Com esse objetivo em mente, para o segundo ciclo serão utilizados dados dos ativos físicos validados da Base de Remuneração Regulatória, o que é uma questão essencial para a qualidade do cálculo dos custos operacionais e dos custos de distribuição em geral. Também serão utilizados dados que as empresas já dispõem na base de dados digitais de rede (GIS), em que é possível obter a quantidade de instalações vinculadas às características técnicas da rede. Para o segundo ciclo, serão estabelecidas, pelo menos, as quantidades e características das instalações para as áreas urbanas e rurais, por nível de tensão. 78. Alguns dados foram calculados no primeiro ciclo de maneira indireta ou por meio de regras padronizadas. Para o segundo ciclo, eles serão obtidos diretamente. São eles: quantidade de postes, linhas simples e mistas, linhas trifásicas e monofásicas, comprimento dos ramais, disjuntores e seccionadores, potência dos transformadores, entre outras informações detalhadas. Esses dados serão calculados levando-se em conta as instalações reconhecidas na base de remuneração, ou seja, as instalações eficientes para a prestação do serviço. 79. Portanto, para o aperfeiçoamento, serão uniformizadas as informações dos ativos físicos Ainda que teoricamente correta a definição apresentada pelo regulador, é necessário considerar que o estabelecimento de uma rede modelo para fins de definição dos custos operacionais da empresa de referência, esta pode apresentar variações significativas em relação à realidade de cada empresa, causando desequilíbrios econômico-financeiros severos. O dimensionamento desse potencial desequilíbrio será proporcional à qualidade dos dados da BRR estabelecida no primeiro ciclo de revisões e que será, segundo a nota técnica 183/2006 blindada para o segundo ciclo de revisões. Desponta claramente ao longo das notas técnicas para o segundo ciclo, a justa preocupação do regulador com a assimetria das informações. Pois bem, dado o grau de incerteza e as dificuldades de toda ordem enfrentadas pelos concessionárias para fazer as avaliações da base de ativos na forma da Resolução 493, é possível que tenha havido um elevado grau de informações assimétricas e que influenciaram o resultado da BRR e a manutenção dessa base para fins de determinação dos custos da ER potencializará

5 considerados na Empresa de Referência com aqueles incluídos na base de remuneração validada, dando coerência entre a Empresa de Referência e a Base de Remuneração Regulatória. Além disso, a melhora nos formatos dos dados físicos de entrada da ER, tais como separação de linhas monofásicas de trifásicas na média e baixa tensão, especificação de quantidades de disjuntores e transformadores em subestações, tornará também os resultados mais precisos. esse erro. Sugere-se pois, que a definição de uma rede modelo para a empresa de referência seja postergada para o próximo ciclo ou precedida de uma nova avaliação da base de ativos. NOTA TÉCNICA 167/2006 OUTRA RECEITAS TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO 20. De volta às atividades que não apresentam repercussão negativa na tarifa de energia, entendese ser essencial a manutenção do incentivo utilizado na prestação do serviço básico, esse especialmente caracterizado pela possibilidade de a concessionária apresentar ganhos de eficiência durante o período tarifário. Assim, se a empresa prestadora consegue desenvolver uma gestão mais eficiente que a referência definida pela regulação, e isso lhe permite designar de maneira parcial recursos humanos e materiais para execução de outras atividades, parece razoável que ela possa reter os ganhos derivados dessas atividades, durante o período tarifário em que se originam, de modo a incentivar sua própria eficiência. Esse É correto o posicionamento da Agência no sentido de permitir ao concessionário desenvolver outras atividades que não violem o quanto disposto na lei 10848/04, mas que possam gerar alguma receita e que eventualmente possa ser utilizada para a modicidade tarifária. Parece correto também que as receitas a serem utilizadas para fins de modicidade tarifária se limitem àquelas que gerem algum custo adicional na tarifa de energia e que as demais sejam integralmente capturadas e mantidos pela concessionária. O que não parece fazer sentido é apuradas essas receitas fazer ajustes na empresa de referência. Tal ação, de uma forma diversa da utilizada no primeiro ciclo de revisões, mas, com potencial efeito critério permite preservar o fornecimento eficiente financeiro similar àquele, desestimula o do serviço regulado e transferir à empresa os riscos e benefícios econômicos da atividade adicional. Em contrapartida, o regulador deve garantir que empresário na busca de melhor performance financeira. A melhor performance financeira de qualquer empresa o que, ainda que de forma

6 essas atividades não prejudiquem o atendimento dos padrões de qualidade do serviço básico e, ao proceder à revisão tarifária, deverá contemplar ajustes na estrutura e custos de recursos humanos associados ao serviço básico, a partir dos quais se determinam as tarifas, incorporando-se a maior eficiência obtida. Incluem-se nessas atividades as relacionadas à prestação de serviços, como os serviços de consultoria, de operação e manutenção, aluguéis de imóveis, entre outros. 21. Entre essas atividades que não são cobertas pelas tarifas, cabe destacar os serviços cobráveis ou taxados, dos quais resultam receitas baseadas em taxas de serviços definidas pela ANEEL que devem cobrir os custos adicionais incorridos pelas concessionárias na sua execução. Nesse caso, se indireta, beneficia os consumidores na medida em que empresas saudáveis econômica e financeiramente têm muito mais credibilidade no mercado e facilidade de acesso a linhas de financiamento para project finance ou mesmo para capital de giro, etc. Desta forma, sugerimos que os ganhos com outras receitas, que não tenham gerado custos adicionais na tarifa sejam integralmente capturados pela concessionária e que nenhum ajuste na empresa de referência seja feito por conta dessas receitas adicionais. Ampara-se esta sugestão no fato de que estas outras receitas são possíveis de serem geradas de forma complementar com os recursos aprovados dentro da estrutura de custos da empresa de referência, portanto, qualquer ajuste aí afetaria, na verdade, a capacidade de operação do serviço público de distribuição de energia elétrica. Sugere-se ainda que seja definido em nível de resolução quais são os serviços usualmente enquadráveis nessa categoria, tais como: cobrança de outros serviços através da conta de energia elétrica, venda de sucatas, etc. Desta forma, ter-se-á maior clareza e transparência regulatória e maior simetria de procedimentos entre as concessionárias. Entendemos como correto o posicionamento da Agência no que diz respeito ao não compartilhamento com os consumidores da receita gerada por serviços taxados. O que cabe destacar aqui é que estes serviços taxados, por se proporem a cobrir os custos dos serviços

7 parte dessas receitas fossem destinadas para a modicidade tarifária, haveria prejuízo para a concessionária pela não cobertura desses custos adicionais. Dessa forma, não é identificado qualquer benefício para a concessionária pela prestação desses serviços e, assim, não é possível que haja qualquer reversão dessas receitas para as tarifas. 24. O compartilhamento de infra-estrutura é um caso com grande reflexo na gestão das concessionárias de distribuição de energia elétrica e que apresenta crescente desenvolvimento, em especial quanto ao uso dos elementos de suporte de redes de distribuição de energia elétrica para a construção de redes para comunicações (fibra óptica, TV por cabo, telefonia). Trata-se de uma situação onde a sinergia que se obtém por esse uso compartilhado é evidente, e não se limita aos aspectos estritamente econômicos de custos evitados de duplicação de redes. Deve-se considerar que as dificuldades existentes para construir novos elementos de infra-estrutura física em áreas de alta densidade urbana são cada vez maiores, dado que o impacto dessas sobre o demandados pelos clientes de modo a não onerar os demais consumidores que desses serviços não necessitam, requerem um ajuste urgente destas taxas de serviço o que vem sendo reivindicado pelas concessionárias há bastante tempo sem sucesso. Manter as taxas congeladas como estão desde 2001/2002 acaba se configurando numa transferência indevida de renda da concessionária para os consumidores na medida em que os custos reais dos serviços demandados por estes não são cobertos. É, pois imperioso que o regulador ajuste o valor destas taxas de serviço tomando por base os custos reais incorridos na sua consecução para que os serviços executados sejam auto-sustentáveis e não onerem a concessionária e/ou os demais consumidores. É correto o posicionamento do regulador no que diz respeito ao compartilhamento de infraestrutura, de modo a evitar a poluição visual de cidades, etc. É correto também, no entendimento da AES Sul que os custos gerados pelo compartilhamento e que oneram a tarifa de fornecimento sejam recuperados e utilizados para a modicidade tarifária. A questão aqui é a justa e correta apuração destes custos e que, por conseguinte serão devolvidos ao consumidor via a modicidade tarifária. Então é necessário estabelecer uma metodologia clara para a apuração destes custos sob pena de se incorrer em uma divisão inadequada da receita obtida a partir do compartilhamento entre os consumidores e o concessionário. Propõe-se pois, o estabelecimento

8 ambiente é percebido negativamente pelos habitantes das áreas afetadas. Isso se traduz em requisições adicionais e reticência crescente das autoridades municipais que devem autorizar a execução dessas obras. Ambos os elementos incidem nos custos diretos desses projetos e, em alguns casos extremos, podem chegar a torná-los inviáveis. O uso compartilhado de elementos existentes constitui, então, uma opção racional que deve ser incentivada pelo marco regulatório dos serviços envolvidos. de um custo médio padrão e que este seja transformado em percentual a ser aplicado sobre a receita obtida com esta atividade.