Curitiba, junho de 2014 LMDM Consultoria Empresarial

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1 Nota Técnica no 71/2015- SGT/ANEEL Análise de conteúdo, críticas e propostas sobre a metodologia de Base de Remuneração das distribuidoras de energia elétrica para o 4º Ciclo Curitiba, junho de 2014 LMDM Consultoria Empresarial

2 1. Introdução A ANEEL tem, desde outubro de 2013 com a Consulta Pública 11/2013 ouvido os agentes do setor elétrico quanto a possíveis alterações de metodologia de Revisão Tarifária Periódica (RTP) em distribuidoras de energia. Com a abertura da Audiência Pública 023/2014, em 11/06/2014, evidenciou-se que o ponto de maior sensibilidade seria aquele que definiria a Base de Remuneração Regulatória (BRR). A razão para isto é clara: o WACC aplicado sobre a Base Líquida é a única forma de remuneração das distribuidoras. Claro que outras iniciativas como a eficiência operacional e a melhoria de qualidade podem ajudar as concessionárias a obterem melhores resultados. No entanto, a BRR é a principal fonte de renda das empresas, funcionando exatamente como um empréstimo na tabela SAC: a Quota de Reintegração (QRR), constante, representando a amortização do principal, e a Remuneração do Capital (RC), decrescente, representando os juros pagos pela parcela não amortizada. Por isso, esta discussão é tão sensível às distribuidoras; e, por isso, colocamos os pontos a seguir que, no nosso entendimento, são de extrema importância para o processo de aperfeiçoamento regulatório. 2. Pontos de Atenção a. Quanto às penalidades já impostas ao CAPEX das distribuidoras A despeito da importância que o CAPEX possui na receita financeira das distribuidoras, observam-se falhas metodológicas que o penalizam de forma importante. Destaca-se duas: o Fator X e o timing de reconhecimento. Primeiramente, é importante entender o que a ANEEL entende como objetivo fundamental do Fator X 1 : O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. O Fator X é utilizado nos reajustes tarifários para corrigir o valor da Parcela B. Assim, o objetivo perseguido na definição do Fator X é de estimar os ganhos potenciais de produtividade da Parcela B ao longo do período de vigência das tarifas estabelecidas nos reajustes tarifários. A fórmula atualmente vigente para a aplicação do Fator X é: 1 ANEEL. Nota Técnica 295/2011 SRE 1

3 Isso quer dizer que o Fator X incide sobre a Parcela B em prol de um estímulo à eficiência das concessionárias de distribuição. Ocorre que a Parcela B possui três componentes: a Quota de Reintegração Regulatória (QRR), a Remuneração de Capital (RC) e os Custos Operacionais (OPEX). Eficiência é um conceito que significa, basicamente, fazer mais com menos. Este conceito é empregado no estudo do OPEX da ANEEL, que considera os custos operacionais como insumo, enquanto o mercado, a rede e a quantidade de clientes são considerados produtos. Busca-se, portanto, quem oferece mais produtos com menos insumo. Este conceito é perfeitamente defensável quando falamos do OPEX. No entanto, consideramos que não é coerente aplicar o Fator X sobre a QRR, muito menos sobre a RC. Isso porque ambas são variáveis diretas do CAPEX, calculadas da seguinte forma: QRR = [Base Bruta (-) 100% Depreciados (-) Obrigações Especiais Líquidas] x [Taxa Média de Depreciação] RC = [Base Líquida] x [WACC regulatório] Ora, se a BRR é aferida por meio de uma metodologia de Valor Novo de Reposição, que já traz certa eficiência ao cálculo do CAPEX, se as taxas de depreciação são definidas pelo Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE) e não podem ser questionadas pelas concessionárias, e se o WACC é regulatório e também não pode ser alterado, onde reside a oportunidade de eficientizar estas parcelas das empresas? É no mínimo incoerente cobrar destes componentes da Parcela B uma eficiência impossível de ser conseguida, já que falamos de determinações da própria ANEEL que não estão sob gestão das distribuidoras. Este problema fica ainda maior caso adotados os módulos propostos pela NT 071/2015, que já definirá um CAPEX eficiente. Realizamos um estudo com 23 concessionárias 2 para verificar seus níveis tarifários no 3º Ciclo de revisão tarifária. A Tabela 1 demonstra a participação de cada componente na Parcela B destas distribuidoras. Tabela 1: Distribuição dos componentes da Parcela B Custos Operacionais (OPEX) ,57 54,38% Remuneração do Capital (RC) ,19 27,82% Quota de Reintegração (QRR) ,04 17,80% Assim, podemos observar que o OPEX representa 54,38% da Parcela B, ao passo que as componentes ligadas ao CAPEX que não poderiam receber interferência do Fator X representam 45,62%. Conclui-se, portanto, que quase a metade da Parcela B recebe, incorretamente, um estímulo à eficiência além do possível. O segundo ponto que trazemos refere-se ao timing do reconhecimento dos investimentos. Em um modelo de fluxo de caixa descontado, sabe-se que os primeiros anos sempre são os mais importantes nas receitas, já que o desconto acumulado é menor e o valor presente, maior. Neste contexto, as distribuidoras sofrem com o reconhecimento de seus investimentos somente no processo ordinário de Revisão Tarifária fazendo com que os ativos fiquem até 4 anos sem reconhecimento. Além disso, como dito anteriormente, a metodologia da ANEEL assemelha-se a uma tabela SAC. Isso significa que ficar 4 anos sem receber QRR e RC faz com que a maior área da pirâmide formada pelo pagamento do investimento ao longo do tempo seja perdida. 2 AES Sul, Amazonas, Bandeirantes, Caiuá, Ceal, Celpa, Celpe, Celtins, Cemar, Cflo, Chesp, Cocel, Coelce, Copel, Cosern, Eflul, Elektro, Eletrocar, Eletropaulo, Jaguari, Light, RGE e Vale do Paranapanema. 2

4 Tabela 2: Exemplo de perda financeira pelo timing do reconhecimento do CAPEX (considera, para fins ilustrativos, WACC de 8% e Depreciação Anual de 10%) # Bruta Dep QRR Líq. RC PB-CAPEX PB-CAPEX (devida) (real) ,00 10,00% 1.000, ,00 720, , ,00 20,00% 1.000, ,00 640, , ,00 30,00% 1.000, ,00 560, , ,00 40,00% 1.000, ,00 480, , ,00 50,00% 1.000, ,00 400, , , ,00 60,00% 1.000, ,00 320, , , ,00 70,00% 1.000, ,00 240, , , ,00 80,00% 1.000, ,00 160, , , ,00 90,00% 1.000, ,00 80, , , ,00 100,00% 1.000,00 0,00 0, , ,00 TOTAL , , , , ,00 Figura 1: Representação gráfica da Tabela , ,00 500,00 Volume financeiro perdido pelos 4 anos de gap PB-CAPEX (devida) PB-CAPEX (real) De lá para cá, mais precisamente em dezembro de 2014, a ANEEL avançou na regulamentação da regra de Revisão Tarifária das geradoras de energia cotistas, atingidas pela lei /2013. Por meio da Resolução Normativa 642/2014, publicada em 16 de dezembro, a ANEEL inovou no reconhecimento dos ativos incrementais destas concessionárias: passará a reconhecer o valor contábil destes investimentos nos processos de Reajuste, calculando o VNR no processo de Revisão Tarifária e ajustando variações positivas ou negativas ex-post. O mesmo tratamento foi dado para as transmissoras renovadas, conforme submódulo 9.7 do Proret. Tal reconhecimento organiza o fluxo de caixa das concessionárias e passa uma sinalização correta ao investidor, que até então era estimulado a concentrar seus investimentos no ano da revisão ordinária, o que causava problemas de natureza técnica e operacional. Trazemos estes pontos, portanto, para demonstrar que o CAPEX não pode mais sofrer pressões, sob pena de acabarmos com a única parcela que dá à distribuidora fôlego financeiro (e interesse comercial). 3

5 b. Quanto à contabilização de Mão de Obra Própria (MOP) Um dos principais pontos de discussão quando da avaliação dos ativos das distribuidoras refere-se à discricionaridade da ANEEL na aprovação dos valores de Mão de Obra Própria (MOP). Neste sentido, o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico que entrou em vigor em janeiro de 2015 trouxe luz a este ponto, garantindo uma melhor compreensão do que pode e do que não pode ser imobilizado. Assim, acreditamos que o principal problema dos ciclos anteriores foi resolvido, ou pelo menos mitigado. c. Quanto à deseconomia de escala apresentada pela ANEEL Um ponto interessante de ser observado na NT 71/2015 refere-se à deseconomia de escala do CAPEX. De acordo com o estudo da ANEEL, quanto maior a concessionária, maior o custo unitário dos ativos indo contra a lógica de que empresas maiores teriam materiais mais baratos, pelo poder de barganha, ou processos melhor estruturados que garantiriam um investimento unitário menor. É importante que este ponto seja investigado, com o objetivo de não prejudicar as empresas de menor porte. Ressalta-se que, contabilmente, o que não é imobilizado como CAPEX segue para OPEX. Assim, caso este fenômeno seja causado por falhas de apropriação de custos como investimento, estes dados precisarão ser revistos pois faltará CAPEX para estas empresas. d. Quanto à necessidade de investimento das distribuidoras Conforme estudo da ABRADEE, 2/3 do CAPEX das distribuidoras ainda é em expansão, enquanto apenas 1/3 refere-se à melhoria da qualidade e confiabilidade. É importante lembrar que, apesar do serviço estar praticamente universalizado no Brasil, o país ainda possui um consumo percapto muito baixo, equivalente a 1/5 do consumo americano de acordo com o Banco Mundial. Isso significa que ainda haverá uma necessidade muito grande de investimento em redes de distribuição, e uma metodologia que desincentive tais investimentos certamente não irá ao encontro dos objetivos do Brasil. Como dito, o CAPEX é o único estímulo financeiro atual das distribuidoras. Não seria recomendável adotar uma metodologia que sinalize às distribuidoras que elas devem investir menos, ou que seus investimentos podem não ser inteiramente reconhecidos na Revisão Tarifária. Tal sinalização perde ainda mais o sentido quando observa-se que o CAPEX (somando QRR e RC) representa cerca de 8% do Nível Tarifário da empresa, ou seja, ajustes que podem desestabilizar por completo uma distribudora (em termos financeiros) praticamente não são sentidos pelo consumidor final. Por exemplo: um corte de 20% no CAPEX quebra uma empresa, em prol de um benefício tarifário de apenas 1,6%. 4

6 e. Quanto à impossibilidade de mudança da metodologia na metade do ciclo É importante voltar ao ponto da isonomia. Enquanto algumas distribuidoras, como Elektro, Coelce e Eletropaulo já passaram por fiscalizações do 4º Ciclo de RTP para validação da BRR seguindo a metodologia atual de avaliação, outras poderão receber a metodologia nova, ora proposta pela ANEEL por meio da NT 071/2015 e esta é uma decisão injusta. Isso porque CEB, CPFL Piratininga e Energisa Minas Gerais estão entre as cinco maiores variações positivas de BRR (isto é, aquelas que ganhariam com a metodologia nova), e já terão (provavelmente) passado pelo processo de Revisão Tarifária (metodologia antiga) até que a nova metodologia seja aprovada e implantada. Enquanto isso, quatro das cinco principais variações negativas (AES-Sul, CEAL, Cepisa e Coelba, que perderão com a nova metodologia) terão suas revisões certamente após a aprovação dos módulos regulatórios de CAPEX. Considerando que o próprio conceito de média é que, enquanto alguns ganham, outros perdem, neste caso a balança tende para a de todos perdem, o que não é razoável. f. Quanto ao prazo de discussão da metodologia A ANEEL tem mantido, de forma bastante positiva, uma coerência nos últimos ciclos de Revisão Tarifária. As concessionárias puderam, ao longo dos anos, compreender o que a Agência quer ver, e adequaram seus processos (contabilidade, gestão de ativos, engenharia, etc) para que pudessem dar à Agência as informações solicitadas quando do processo de Revisão Tarifária. Mudar as regras na metade do jogo é passar uma sinalização bastante negativa ao mercado, de que não adianta se preparar: nunca se sabe o que vai encontrar no final do ciclo. É importante lembrar que, se a data de corte da BRR de uma empresa é junho de 2015, e se o seu ciclo é de 4 anos, definir a metodologia em maio de 2015 não ajuda em absolutamente nada pelo contrário, só atrapalha. A empresa deve receber a sinalização de como será avaliada sua BRR em maio de 2011, ou seja, no início de seu período incremental. Só assim ela poderá compreender a regra do jogo, adequar-se a ele e planejar seus investimentos de forma coerente. Frisa-se: o CAPEX é sua única forma de remuneração, e por consequencia seu único estímulo comercial. Um investidor do porte daqueles que controlam uma distribuidora de energia não pode depender da sorte, não pode investir hoje para, quem sabe, ganhar ou perder quatro anos depois. Ressalta-se que a metodologia já não foi publicada a tempo das distribuidoras que terão seus contratos vencendo em 2015 decidirem se renovam ou não suas concessões. Obviamente a definição da metodologia de BRR é fator primordial para que o investidor devida se permanece no negócio ou se pega o valor da BRR líquida e sai da concessão. Este é mais um importante argumento para que não haja, de forma alguma, uma ruptura na metodologia atual de avaliação de ativos. 5

7 3. Propostas da LMDM sobre a NT 071/2015 Com o objetivo de mitigar os impactos negativos que esta nova metodologia pode trazer às distribuidoras, sem que isso resulte em uma tarifa necessariamente menor ao consumidor final dada à imaterialidade do CAPEX no Nível Tarifário propomos as seguintes ações: a. Estabelecimento do SISBASE apenas como um referencial Propomos que o COM e o CA regulatório, bem como o Banco de Preços regulatório (quando houver) seja usado apenas como um referencial pela fiscalização. Isso significa que a avaliadora continuaria fazendo seu laudo nos mesmos moldes que faz hoje; no entanto, a ANEEL quando de sua fiscalização da BRR pela SFF teria como foco apenas aqueles investimentos que tiverem valores superiores a determinados parâmetros (por exemplo: variações acima de 20% do preço referencial seriam analisadas de forma detalhada; os demais investimentos, dentro do limite, seriam automaticamente aprovados). Isso diminuiria significativamente a discricionaridade da fiscalização, que se concentraria apenas em uma pequena parcela do CAPEX, garantindo assim a manutenção do modelo atual, sem desconsiderar o importante estudo realizado pela ANEEL no sentido de comparar o CAPEX das empresas de distribuição. Este referencial serviria, no médio-longo prazo, para que as concessionárias adequassem todo o seu ativo a estes limites, fazendo com que as obras futuras atendessem a este limite. Isso porque seria do interesse das empresas reduzirem qualquer discricionaridade do regulador, que poderia concentrar o foco da fiscalização em uma análise quantitativa dos investimentos, em testes de conciliação físico-contábil. Ainda, o plano de desenvolvimento da distribuição (PDD) serviria como aprovação ex-ante dos investimentos realizados, possibilitando uma análise quanto à prudência dos investimentos de forma antecipada, facilitando a previsibilidade do CAPEX no ciclo seguinte, dando segurança às distribuidoras e facilitando, inclusive, a fiscalização da SFF, que poderá verificar o PDD x Base Incremental (quantitativo), aprovando os valores destes investimentos. b. Garantir a independência das empresas avaliadoras Um ponto que foi levantado pelo Tribunal de Contas da União (TCU) em 2014 foi a questão de independência que as empresas avaliadoras possuem para elaboração dos laudos de avaliação nas distribuidoras. Isso porque é facultado às concessionárias escolherem a empresa avaliadora que contratarão para elaboração do laudo, desde que esta empresa seja credenciada na ANEEL. Considerando que este credenciamento já se configura como uma pré-seleção da Agência, e que a contratação diretamente pela distribuidora pode gerar conflitos comerciais entre as partes, a ANEEL poderia indicar, por meio de rodízio ou sorteio, a empresa avaliadora que faria o laudo das distribuidoras de energia elétrica. Este procedimento eliminaria qualquer dúvida quanto à independência das partes envolvidas, dando maior credibilidade ao laudo formatado. É importante considerar que os valores dos serviços de avaliação são reconhecidos pela ANEEL como componentes financeiros. Isso significa que a Agência possui, com precisão, todos os valores já pagos pelas distribuidoras desde o 1º ciclo de Revisão Tarifária. Assim, o valor a ser pago pela distribuidora pelo laudo já poderia ser definido pela ANEEL, de forma antecipada, com base em seu histórico de preços por tamanho da empresa. 6

8 c. Abrir a Base de Remuneração Blindada Observa-se atualmente uma enorme variação entre o CAPEX das empresas e os produtos que elas possuem. A Figura 2 dá apenas um exemplo , , , , , ,00 800,00 600,00 400,00 200,00 - Figura 2: R$ (Base Líquida) / Unidade Consumidora (valores atualizados para dez.2014) Observa-se que, enquanto a Light possui uma base líquida de R$1.800,00 por unidade consumidora, a CELG possui apenas R$600,00 por unidade consumidora. Esta variação é parcialmente explicada pelo nível de depreciação das bases, conforme Figura 3. Porém, pode ser explicada também por erros na base blindada principalmente do primeiro ciclo de revisão tarifária. 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Figura 3: Base Líquida / Base Bruta (valores atualizados para dez.2014) 7

9 Sobre isso, há dois pontos a serem considerados: (i) O VNR corretamente calculado e anuído na época da blindagem remunera de forma mais justa a concessionária do que um VNR calculado hoje, com uma situação sócio-econômica diferente. Não se pode penalizar a concessionária por um equipamento que hoje custa menos, mas há dez anos custava mais e, da mesma forma, não se pode beneficiá-la se, por um acaso, os ativos valorizaram neste período mais do que pelo índice inflacionário utilizado na atualização da Base Blindada (IGP-M). (ii) É sabido que as Bases Blindadas, principalmente do primeiro e do segundo ciclo ou seja, no início do processo de RTP da ANEEL trazem uma série de erros de avaliação, levantamento e conciliação (que prejudicam algumas concessionárias e beneficiam outras), inconsistências e lacunas de informação causadas, em grande parte, pelo nível precoce de maturidade metodológico e operacional dos agentes envolvidos. Assim, sugerimos que a base de remuneração seja desblindada, nem que para fins quantitativos (mantendo-se os valores unitários da época). Este procedimento faz todo o sentido em um momento no qual as distribuidoras já possuem seu MCPSE implantado, e que a própria ANEEL exige coerência entre os quantitativos do AIS, do GIS e da BRR. 8