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TD - 2003 - Fator X na Revisão Tarifária da Eletropaulo

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O objetivo deste artigo é analisar as duas propostas (inicial e final) elaboradas pela ANEEL para o cálculo do Fator X. A dinâmica tarifária do segmento de distribuição de energia elétrica contempla três elementos fundamentais. O reajuste anual de tarifas, a revisão tarifária ordinária e a revisão tarifária extraordinária. O reajuste anual é feito através da aplicação de fórmula paramétrica, com o objetivo de manter o poder de compra real da tarifa. A fórmula para cálculo do índice de reajuste tarifário (IRT) compõe-se de duas parcelas: a primeira, denominada VPA, contempla os custos operacionais não ge-renciáveis pela concessionária. A segunda, VPB, refere-se aos custos operacionais gerenciáveis. Os custos incidentes sobre a primeira parcela VPA são repassados às tarifas, enquanto que sobre a parcela VPB aplica-se um índice de preços (IVI) subtraído de um fator de produtividade (Fator X).

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TD - 2003 - Fator X na Revisão Tarifária da Eletropaulo

  1. 1. Fator X na Revisão Tarifária da Eletropaulo: Análise da Proposta da ANEEL Luiz Nelson Porto Araujo* Texto para Discussão 2003-01 Junho 2003 * Economista. Sócio-diretor da Delta Economics & Finance. Ex-professor do Departamento de Planejamento e Análise Econômica da EAESP-FGV e do Departamento de Economia da FCCA da Universidade Mackenzie. O autor agradece os comentário e sugestões de Cláudia Regina Belucio Araujo. As opiniões expressas neste trabalho são exclusivamente do autor e não refletem, necessariamente, a opinião da Delta Economics & Finance. Nenhuma responsabilidade deve ser atribuída à Delta. Todos os erros remanescentes são de responsabilidade do autor. Email: lnelson@deltaef.com. Os Textos para Discussão da Delta são divulgados exclusivamente para fins de discussão e comentários. Eles não foram revisados, inclusive pela Diretoria da Delta que o faz no caso de publicações oficiais da empresa. © 2003 de Luiz Nelson Porto Araujo. Todos os direitos reservados. Pequenas citações do texto, não excedendo cinco parágrafos, podem ser citadas sem permissão explícita do autor, desde que o crédito, inclusive © seja dado à fonte.
  2. 2. Índice 1 Introdução 1 2 Proposta Inicial da ANEEL para o Cálculo do Fator X 1 2.1 Fundamentos Metodológicos 2 2.2 Estimativa do Fator X 5 3 Proposta Final da ANEEL para o Cálculo do Fator X 7 3.1 Fundamentos Metodológicos 9 3.2 Estimativa do Fator X 13 4 Conclusões 17 5 Bibliografia 18 6 Anexo I – Política Tarifária no Contrato de Concessão 19 7 Anexo II – Metodologia para Fator X na Revisão Tarifária da Escelsa 21 7.1 Introdução 21 7.2 Fundamentos Teóricos 22 7.3 Formulação Matemática do Modelo de Determinação do Fator X 22 7.4 Determinação do Valor do Fator X 24 7.5 Considerações Finais 24 8 Anexo III – Metodologia para Fator X na Nota Técnica ANEEL n° 326 24 8.1 Produtividade do Segmento de Distribuição de Energia Elétrica 26 8.2 Produtividade Operacional Relativa da Concessionária 29 8.3 Análise de Consistência 30 8.4 Resultados 32 9 Anexo IV – Modelo de Bernstein/Sappington 33 10 Anexo V – Fundamentos Teóricos da PTF 35
  3. 3. Sumário O objetivo deste artigo é analisar as duas propostas (inicial e final) elaboradas pela ANEEL para o cálculo do Fator X. A dinâmica tarifária do segmento de distribuição de energia elétrica contempla três elementos fundamentais. O reajuste anual de tarifas, a revisão tarifária ordinária e a revisão tarifária extraordinária. O reajuste anual é feito através da aplicação de fórmula paramétrica, com o objetivo de manter o poder de compra real da tarifa. A fórmula para cálculo do índice de reajuste tarifário (IRT) compõe-se de duas parcelas: a primeira, denominada VPA, contempla os custos operacionais não ge- renciáveis pela concessionária. A segunda, VPB, refere-se aos custos operacionais gerenciáveis. Os cus- tos incidentes sobre a primeira parcela VPA são repassados às tarifas, enquanto que sobre a parcela VPB aplica-se um índice de preços (IVI) subtraído de um fator de produtividade (Fator X). A regra para a correção das tarifas estabelecida no contrato de concessão fixa que, no período que antecede a primeira revisão periódica, o Fator X tem valor igual a zero, como forma de incentivo a concessionária. Nesse período, o IVI será pleno. A partir da primeira revisão, deixa de existir reajuste da parcela B pelo IVI pleno. Já a revisão tarifária periódica compreende, especificamente, a determina- ção do Fator X, com o objetivo de compartilhar ganhos de produtividade com os consumidores, o qual será aplicado no momento dos reajustes tarifários contratuais. A correta determinação do Fator X é de fundamental importância no contexto de um modelo regulatório do tipo price cap, pertencente à classe mais ampla de modelos baseados em incentivos. O histórico do processo de definição do Fator X, desde a segunda revisão tarifária periódica da Escelsa, concluído em agosto de 2001, deixa claro que o regulador adotou metodologias variadas para a estimativa do Fator X. Os resultados da versão final – sem qualquer detalhamento – foram apresenta- dos às concessionárias poucos dias antes da divulgação para consulta pública em 17/02/2003. A mode- lagem proposta pela ANEEL na Nota Técnica n° 326/02 e operacionalizada nas Notas Técnicas de 17/02/2003 é complexa. Em consequência, na ausência de correções e esclarecimentos da metodologia prejudica-se não apenas a estimativa do Fator X como, eventualmente, torna-se todo o procedimento mais discricionário e com baixa possibilidade de ser replicado fora do âmbito do regulador. Uma premissa implícita na metodologia final proposta pela ANEEL é que os novos investimentos são remunerados ao WACC. Uma crítica geral é que ela não permite a derivação de um único cap. Além dessas considerações, uma avaliação da proposta da ANEEL permite diversas conclusões. Primeira, a paramétrica adotada transfere integralmente o crescimento do mercado para o Fator X. Segunda, a pro- jeção de investimentos é baseada em metodologia ultrapassada e não considera a resposta da concessi- onária ao pedido de informações feito pela ANEEL quando do início do processo de revisão tarifária, em abril de 2002. Terceira, o ajuste do Fator X pelo IASC é discricionário e sem correlação direta com princípios econômicos adotados na teoria e melhor prática internacional. Quarta, o componente Xc, da maneira como estimado, terá efeitos assimétricos em cada uma das concessionárias. Quinta, o compo- nente Xa deve introduzir variáveis nominais (remuneração de mão-de-obra) no cálculo do Fator X. Por fim, a paramétrica para os reajustes anuais dos contratos de distribuição de energia elétrica será modifi- cada, ou seja, o IGPM não mais será utilizado como índice para o reajuste anual da Parcela B. JEL Codes: D86, G38, K23, L43, L51 Keywords: ANEEL, Fator X, Revisão Tarifária, Eletropaulo, Modelo de Bernstein/Sappington, Contrato de Concessão
  4. 4. 1 1 Introdução O objetivo deste artigo é analisar as duas propostas (inicial e final) elaboradas pela ANEEL para o cálculo do Fator X. A dinâmica tarifária do segmento de distribuição de energia elétrica contempla três elementos fundamentais. O reajuste anual de tarifas, a revisão tarifária ordinária e a revisão tarifária extraordinária. O reajuste anual é feito através da aplicação de fórmula paramétrica, com o objetivo de manter o poder de compra real da tarifa. A fórmula para cálculo do índice de reajuste tarifário (IRT) compõe-se de duas parcelas: a primeira, denominada VPA, contempla os custos operacionais não ge- renciáveis pela concessionária. A segunda, VPB, refere-se aos custos operacionais gerenciáveis. Os cus- tos incidentes sobre a primeira parcela VPA são repassados às tarifas, enquanto que sobre a parcela VPB aplica-se um índice de preços (IVI) subtraído de um fator de produtividade (Fator X). A correta determinação do Fator X é de fundamental importância no contexto de um modelo regu- latório do tipo price cap, pertencente à classe mais ampla de modelos baseados em incentivos. Como ressaltado por Beesley e Littlechild (1989), erros na estimativa do Fator X podem penalizar tanto a concessionária quanto o consumidor. Neste sentido, é fundamental resgatar o princípio de que a deter- minação do Fator X não deve estar dissociada do contexto mais amplo da revisão tarifária, onde a Base de Remuneração Regulatória (BRR), o custo e a estrutura de capital, a evolução das despesas computá- veis e do mercado também assumem papel relevante. O histórico do processo de definição do Fator X, desde a segunda revisão tarifária periódica da Escelsa, concluído em agosto de 2001, deixa claro que o regulador adotou metodologias variadas para a estimativa do Fator X. Os resultados da última versão – sem qualquer detalhamento – foram apresen- tados às concessionárias poucos dias antes da divulgação para consulta pública em 17/02/2003. A mo- delagem proposta pela ANEEL na Nota Técnica n° 326/02 e operacionalizada nas Notas Técnicas de 17/02/2003 é complexa. Em consequência, na ausência de correções e esclarecimentos da metodologia prejudica-se não apenas a estimativa do Fator X como, eventualmente, torna-se todo o procedimento mais discricionário e com baixa possibilidade de ser replicado fora do âmbito do regulador. 2 Proposta Inicial da ANEEL para o Cálculo do Fator X Em 17/02/2003, a ANEEL disponibilizou para consulta pública quatro Notas Técnicas referentes aos processos de revisão tarifária periódica da Cemat, Cemig, CPFL e Enersul.1 No item 36 destas Notas Técnicas o regulador afirma que "A determinação das variáveis do reposicionamento tarifário e o cálculo do Fator X devem ser reali- zados de forma a considerar que todos os procedimentos e análises fazem parte de um único processo, que é a revisão tarifária periódica. A inconsistência regulatória derivada de um tratamento fragmen- tado do conjunto de temas que integram a revisão tarifária periódica teria consequências negativas bastante significativas, podendo conduzir a resultados (níveis tarifários) totalmente diferentes dos ob- jetivos fundamentais que procura obter. É necessário, dessa forma, assegurar que exista total coerência entre o tratamento regulatório de cada componente da revisão tarifária e o aplicado aos demais com- ponentes." A proposta de Revisão Tarifária Periódica elaborada pela ANEEL, em cumprimento ao contrato de concessão, compreendeu a proposição do índice de reposicionamento tarifário para o início do segundo 1. Estas são as concessionárias com reposicionamento tarifário em 08/04/03. Ao longo da análise será feita referência geral a "Notas Técnicas de 17/02/2003". Posteriormente, a ANEEL disponibilizou outras Notas Técnicas para as concessionárias com revisão tarifária em abril 2003: AES Sul, RGE, Coelba, Coelce, Cosern e Energipe. O conteúdo das Notas é o mesmo, exceto pelo valor do Fator X da concessionária.
  5. 5. 2 ciclo regulatório e do Fator X a ser aplicado em cada ano deste ciclo.2 Conforme entendimento do regu- lador "o reposicionamento tarifário visa estabelecer uma Receita Requerida para cobrir os custos ope- racionais de uma prestação eficiente do serviço de distribuição de energia elétrica e proporcionar uma adequada remuneração do capital sobre investimentos prudentes. O Fator X busca compartilhar os ganhos esperados de produtividade com os consumidores." Mais ainda, reconhece a ANEEL que "o pressuposto básico é que a aplicação de (IGPM – X) não resulte em distorções na condição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, que podem se traduzir em benefícios ou em prejuízos para as concessionárias prestadoras do serviço, inde- pendentemente de uma maior ou menor eficiência na sua gestão". Antes das Notas Técnicas de 17/02/2003, a ANEEL divulgou, em 25/10/2002, a Nota Técnica n° 326/02/SER/ANEEL que trata do "Cálculo do Fator X na Revisão Tarifária Periódica das Concessioná- rias de Distribuição de Energia Elétrica". Esta Nota Técnica está organizada da seguinte maneira: (i) objetivos do Fator X na regulação econômica das concessionárias de distribuição; (ii) o Fator X na experiência internacional: método da Produtividade Total dos Fatores (PTF); método do fluxo de caixa descontado; critério do regulador; e método da comparação entre empresas; (iii) proposta ANEEL de metodologia para o cálculo do Fator X e (iv) considerações finais. Esta Nota propôs duas abordagens para o cálculo do Fator X. 2.1 Fundamentos Metodológicos A análise da Proposta da ANEEL para o Fator X é feita no contexto da Nota Técnica n° 326/02 SER/ANEEL e das Notas Técnicas de 17/02/2003, mapeando os resultados sugeridos pelo regulador e a metodologia anteriormente divulgada.3 O fundamento teórico do Fator X é a transferência de ganhos projetados de produtividade da concessionária para o consumidor. Conforme o item 43 das Notas Téc- nicas de 17/02/2003, "No caso do serviço de distribuição de energia elétrica, no qual a evolução tecnológica é gradual (diferentemente de setores como o de telecomunicações), esses ganhos de produtivi- dade projetados têm como causa principal alterações na escala do negócio. Durante o perí- odo tarifário se produzirão incrementos nas vendas da concessionária, tanto pelo maior con- sumo dos clientes existentes (crescimento vertical) como pela incorporação de novos clientes na área servida (crescimento horizontal). Esse incremento nas vendas será atendido pela con- cessionária com custos incrementais decrescentes com relação aos definidos no reposiciona- mento tarifário. Esse ganho de produtividade do negócio, que não decorre de uma maior eficiência na gestão da concessionária distribuidora, deve ser repassado aos consumidores [...]".4 Em resumo, a proposta da ANEEL para o Fator X adota a metodologia apresentada na Audiência Pública n° 023/02. A Nota Técnica n° 326/02 SER/ANEEL propôs duas abordagens para o cálculo do Fator X. Na abordagem inicial o Fator X é dado pela soma de duas parcelas, a primeira, denominada Xe, refere- se à soma da variação relativa da produtividade total dos fatores e da variação relativa dos insumos da 2. O Anexo I resume as cláusulas tarifárias dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica no Brasil. 3. É importante ressaltar que durante o processo de revisão tarifária periódica da Escelsa, em 2000, a ANEEL divulgou duas Notas Técnicas (n° 73 e n° 97) onde sugeria uma metodologia para a definição e estimativa do Fator X. Existem diferenças relevantes entre as duas Notas. 4. A preocupação do regulador é com economias de escala, insuficientes para a caracterização de monopólios naturais no caso de firmas multiproduto. Mais ainda, em nenhum momento da análise disponibilizada pela ANEEL faz-se referência a economias de escopo.
  6. 6. 3 concessionária. A segunda parcela, denominada Xo, refere-se à produtividade operacional relativa.5 A segunda abordagem baseia-se no método do fluxo de caixa descontado. Em particular, a ANEEL afirma na Nota Técnica n° 326/02 que "nos termos do item IV.4 da [Nota Técnica] será avaliada a consistência do Fator X calculado a cada ano pela metodologia definida pela ANEEL, utilizando-se o método do fluxo de caixa descontado." Fica claro, então, que o método do fluxo de caixa, como inicialmente pro- posto pelo regulador é, nas suas palavras, um "teste de consistência" para a primeira abordagem. Este entendimento prevaleceu desde a divulgação da Nota Técnica n° 326/02 até o 17/02/2003, quando o regulador, no item 168 das Notas Técnicas afirma que "Embora a metodologia da produtividade total dos fatores seja amplamente difundida e ado- tada no âmbito mundial, se obtém melhores resultados quando aplicada em setores compostos por empresas com custos que não apresentam grande dispersão. Resulta altamente provável que essa seja a condição a partir da segunda revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição no Brasil. Entretanto, nesta primeira revisão tarifária essa dispersão pode ser muito significativa como consequência do panorama atual do setor de distribuição de energia elétrica do Brasil, onde coexistem 64 concessionárias distribuidoras com distintas situações em termos de propriedade do capital, gestão, etc. Nessas condições, pode ocorrer que a apli- cação da abordagem da produtividade total dos fatores (Xe), associada com eficiência relativa (Xo), não configure os melhores resultados. Ademais, esta abordagem não é necessariamente consistente com o enfoque de "Empresa de Referência", adotado para a determinação dos custos de operação eficientes no reposicionamento tarifário. O enfoque da "Empresa de Re- ferência" visa justamente reduzir essa dispersão durante o segundo período tarifário. Além disso, a metodologia da produtividade total dos fatores não permite contemplar os novos in- vestimentos a serem realizados pela concessionária de distribuição ao longo do próximo pe- ríodo tarifário, podendo resultar incompatível com a manutenção do equilíbrio econômico- financeiro da concessionária." Duas considerações merecem ser feitas. Primeiro, a correlação proposta pela ANEEL entre a aplicabili- dade do modelo da produtividade total de fatores e a dispersão de custos das distribuidoras brasileiras não é correta.6 Senão pelo simples fato de que derivação inicial de Xe feita pelo regulador é exatamente a mesma para as quatro concessionárias analisadas.7 Segundo, na estimativa inicial do Fator X pela ANEEL, com base da Nota Técnica n° 326, não foram feitas considerações sobre a consistência meto- dológica do modelo para o Fator X e a Empresa de Referência. Ou seja, o regulador não considerou a possibilidade de eventuais conflitos teóricos entre as duas metodologias.8 Segundo o item 170 das Notas Técnicas, "A abordagem que assegura plena consistência entre o reposicionamento tarifário e o cálculo do Fator X, [...], se realiza aplicando a metodologia de cálculo do método de fluxos de caixa descontados, do tipo forward looking. A determinação do Fator X mediante a aplicação desse procedimento contempla estritamente a produtividade derivada dos ganhos de escala que uma 5. Ao longo do tempo, o regulador mudou a notação, de superscrito para subscrito. Para manter consistência com a versão mais recente a notação adotada ao longo de todo o texto adota subscrito. 6. Na verdade, o arcabouço teórico originalmente adotado pelo regulador desde a revisão da Escelsa baseia-se na formulação de Bernstein/Sappington. Ver Anexo 5 para uma discussão deste modelo. O Anexo 6 resume conceitos fundamentais na análise de produtividade total de fatores. 7. Ver Anexo 4 para maiores detalhes. 8. Uma terceira consistência deve ser ressaltada: aquela entre a metodologia que define e estima a Base de Remuneração Regulatória (BRR) com base na Resolução ANEEL n° 493/02 (esta metodologia é baseada na abordagem conhecida como Depreciated Optimized Replacement Cost (DORC), utilizada na Austrália) e aquela para o Valor Novo de Reposição (VNR) com base no Anexo IV das Notas Técnicas de 17/02/2003.
  7. 7. 4 concessionária distribuidora obtém ao atender uma maior demanda com custos incrementais menores que os reconhecidos no reposicionamento tarifário. Do mesmo modo, o Fator X as- sim calculado contempla o impacto que os investimentos associados ao atendimento desta demanda têm sobre a base de remuneração. No atual ciclo de revisões tarifárias, essa meto- dologia evita que seja considerado de forma inadequada uma projeção dos ganhos de efici- ência produzidos no período posterior à privatização das distribuidoras, que não são susten- táveis em períodos seguintes. Também se assegura que a concessionária poderá reter, durante o segundo período tarifário, aqueles benefícios que obtenha em consequência de uma gestão mais eficiente que a definida como referência no reposicionamento tarifário [...]." No item 171 o regulador conclui que "Visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão e tendo em conta a natureza contratual da aplicação do índice (IGPM-X), a abordagem para o cálculo do Fator X é constituída de dois componentes. O primeiro refere-se exclusivamente aos ga- nhos de produtividade XE que podem ser obtidos na gestão de serviço durante o segundo período tarifário. O segundo componente consiste em um "fator de qualidade" Xc, vinculado ao nível de satisfação que têm os clientes com o serviço que recebem da concessionária, me- dido por empresas especializadas em pesquisa de opinião pública sobre satisfação do consu- midor, segundo procedimentos definidos pela ANEEL." Conforme a proposta da ANEEL, os ganhos de produtividade dependem das premissas adotadas em relação ao comportamento das seguintes variáveis "chaves" no SPT: número de clientes; venda de ener- gia; PIB; investimentos na expansão da rede necessários para atender à demanda projetada; custos ope- racionais eficientes; depreciações; tributação; e custo médio ponderado de capital. Em 04/04/2003, três dias antes do anúncio do resultado do reposicionamento tarifário da Cemat, Cemig, CPFL e Enersul, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) divulgou a Resolução n° 1 que estabelece diretrizes para a ação da ANEEL na definição de critérios para o cálculo do Fator X.9 A Resolução deixa claro que a ANEEL solicitou manifestação do CNPE sobre estes critérios. Esta soli- citação é, no mínimo, inconsistente com o procedimento até então adotado pelo regulador, que conside- rou da sua esfera de competência a definição desta metodologia de cálculo desde primeira revisão tari- fária da Escelsa, em 1998, e passando ainda pela segunda revisão, em 2001. O art. 1° desta Resolução determina que a ANEEL "defina a metodologia de cálculo dos valores de X a serem aplicados nos reajustes tarifários anuais, considerando, para o componente mão-de-obra da Parcela B, índice que reflita o valor da renumeração de mão-de-obra do setor formal da economia brasileira". Apesar do detalhamento desta orientação ainda não ter sido feita pelo regulador, já é possível concluir que o CNPE: (i) sugere a inclusão de variáveis nominais (remuneração de mão-de-obra) no cálculo do Fator X. Ora, esta Fator deve refletir, exclusivamente, ganhos esperados de produtividade cuja dimensão é física (unidades de produto por unidade de insumos); (ii) pretende, em última instância, alterar a paramétrica para os reajuste anuais dos contratos de distribuição de energia Elétrica.10 Em par- ticular, a aplicação da variação do (IGPM - X) sobre a Parcela B agora será feita por um índice dado por 9. O CNPE levou em conta na sua manifestação que: (i) "um dos objetivos a serem buscados pela Política Energética Nacional é a proteção dos interesses dos consumidores, bem como a busca pela eficiência e modicidade tarifária"; (ii) "cabe à ANEEL implementar, em sua esfera de atribuições, a política de energia elétrica, com ênfase na proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta de energia"; (iii) "incumbe ao Poder concedente, através da delegação confe- rida à ANEEL, bem como, nos termos das cláusulas previstas nos Contratos de Concessão, a definição dos valores de X previsto na fórmula a ser aplicada por ocasião dos reajustes tarifários anuais"; e 4) a revisão tarifária periódica tem reflexos "nas tarifas de fornecimento de energia elétrica e na capacidade de investimento e de prestação dos serviços nos níveis ade- quados de qualidade por parte das concessionárias de distribuição". 10. O Anexo I resume as cláusulas tarifárias dos contratos de concessão.
  8. 8. 5 (IGPM' - X) onde IGPM' é um outro índice de preço que considera a remuneração de mão-de-obra,11 e (iii) destacou apenas uma variável na Parcela B, a mão-de-obra, para explicitar na metodologia de cál- culo do Fator X. Ora, esta Parcela é formada ainda por materiais, serviços e outros; remuneração do capital próprio e de terceiros; e tributos. Por fim, em 07/04/2003, a ANEEL divulgou quatro resoluções sobre, respectivamente, o resultado da revisão tarifária da Cemat, Cemig, CPFL e Enersul. Segundo estas resoluções "o Fator X considera os ganhos de produtividade da concessionária, previstos para o próximo período tarifário, decorrentes do crescimento do mercado atendido; o seu desempenho quanto à qualidade do serviço prestado, na ótica do consumidor; bem como a manutenção da condição de equilíbrio econômico-financeiro definida na revisão tarifária periódica". Além disso, fixou uma nova paramétrica para este Fator e um valor provisório para o mesmo. Finalmente, determinou que o Fator X será calculado em cada reajuste tarifário anual, cuja metodologia será definida pela ANEEL em audiência pública. 2.2 Estimativa do Fator X A tabela abaixo resume os valores iniciais propostos pela ANEEL para o Fator X da Cemat, Cemig, CPFL e Enersul, estimados a partir da primeira abordagem.12 A variável i representa a proporção dos custos operacionais sobre a parcela B da receita da concessionária de distribuição de energia elétrica no ano teste. Proposta inicial da ANEEL para o Fator X (em %) – efeito no VPB XE Xo i X Cemat 6,21 não apresentou 0,43 2,67 Cemig 6,21 nd nd nd CPFL 6,21 2,02 0,34 2,11 Enersul 6,21 3,56 0,34 2,11 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. O Fator X é estimado como um valor único por concessionária, não se discriminando por categorias de consumidores. A tabela abaixo resume os valores iniciais e finais propostos pela ANEEL para o Fator X estimados com base na segunda abordagem da Nota Técnica n° 326, quando da divulgação das res- pectivas Notas Técnicas.13 Proposta inicial e final da ANEEL para o Fator X (em %) Concessionária Fator X – proposta inicial Fator X – proposta final AES Sul 1,81 1,82 Cemat 2,40 2,30 Cemig 1,02 1,00 Coelba 1,14 1,10 Coelce 1,49 1,47 Cosern 1,78 1,78 CPFL 2,56 2,43 Energipe 1,40 1,40 11. Alternativamente, pode-se imaginar que a proposta do CNPE seja dada pela expressão (IGPM - X') onde X' considera a remuneração de mão-de-obra. Essa proposição, como indicado no item anterior, viola o fundamento teórico do Fator X e deve ser descartada, apesar de ter sido adotada pela ANEEL na sua interpretação. 12. Esses valores constam de Notas Técnicas iniciais disponibilizadas pela ANEEL. Para a Cemat e CPFL as respectivas Notas foram divulgadas em 17/12/2002. Para a Enersul e Cemig, em 18/12/2002. 13. Os valores iniciais foram definidos nas respectivas Notas Técnica para a Audiência Pública. Os valores finais constam das Resoluções que estabelecem o resultado da primeira revisão tarifária periódica da concessionária.
  9. 9. 6 Enersul 2,39 2,35 RGE 1,72 1,72 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. Segundo a ANEEL, com a finalidade de avaliar a solidez dos resultados encontrados realizou-se uma análise de sensibilidade sobre as premissas mais importantes que afetam o cálculo do fluxo de caixa descontado. A análise de sensibilidade sobre os investimentos e a demanda fornece como resultado uma faixa de variação do Fator X. Os resultados para as quatro primeiras empresas analisadas estão descritos a seguir. Cemat Fator X Sensibilidade ≠ 1 – demanda Sensibilidade ≠ 2 – investimentos (caso base) Cenários de PIB Variação % no fluxo de pessimista otimista 10% -10% 2,40 2,79 3,02 2,17 2,65 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. Cemig Fator X Sensibilidade ≠ 1 – demanda Sensibilidade ≠ 2 – investimentos (caso base) Cenários de PIB Variação % no fluxo de pessimista otimista 10% -10% 1,02 0,82 1,21 0,73 1,31 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. CPFL Fator X Sensibilidade ≠ 1 – demanda Sensibilidade ≠ 2 – investimentos (caso base) Cenários de PIB Variação % no fluxo de pessimista otimista 10% -10% 2,56 2,37 2,76 2,36 2,76 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. Enersul Fator X Sensibilidade ≠ 1 – demanda Sensibilidade ≠ 2 – investimentos (caso base) Cenários de PIB Variação % no fluxo de pessimista otimista 10% -10% 2,39 2,11 2,68 2,41 2,65 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. Conforme o item 178 das Notas Técnicas de 17/02/03 o "[...] percentual é provisório, uma vez que o procedimento de determinação do Fator X, [...], requer o valor definitivo da Parcela B do reposicionamento tarifário, o qual será estabelecido pela ANEEL após a conclusão da análise das contribuições recebidas [...] além disso, o valor da Parcela B aqui apresentado será alterado em função do valor definitivo da componente denominada Base de Remuneração Regulatória. [...]. Consequentemente, a determinação do valor definitivo do Fator X se realizará aplicando-se o método do fluxo de caixa descontado, introduzindo na equação de cálculo o valor definitivo da Parcela B definido pela ANEEL ao final do processo de revisão tarifária periódica."
  10. 10. 7 A tabela abaixo compara os valores iniciais e finais para o Fator X de cada concessionária. Propostas da ANEEL para o Fator X (em %) – Efeito no VPB Inicial Final Cemat 2,67 2,30 Cemig nd 1,00 CPFL 2,11 2,43 Enersul 2,11 2,35 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. Finalmente, é fundamental ressaltar que, na medida em que o Fator X incide apenas sobre um subconjunto da Parcela B, o Fator X "efetivo" é muito mais alto do que aquele indicado acima, conforme apresentado na tabela abaixo. Propostas da ANEEL para o Fator X (em %) – Efeito no VPB e no VPBc Inicial no VPB Inicial no VPBc Final no VPB Final no VPBc Cemat 2,67 6,21 2,30 5,35 Cemig nd 6,21 1,00 nd CPFL 2,11 6,21 2,43 7,15 Enersul 2,11 6,21 2,35 6,91 Fonte: ANEEL; elaboração do autor. Em resumo, o regulador está estimando que as concessionárias terão um ganho esperado de produtividade sobre a parcela VPBc no intervalo derivado acima, em cada um dos anos do Segundo Período Tarifário (SPT). A magnitude dos valores estimados não guarda consistência com indicadores de produtividade setoriais estimados para a economia brasileira em todo o período do pós-guerra. 3 Proposta Final da ANEEL para o Cálculo do Fator X A abordagem final adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X é constituída de três componentes.14 O primeiro refere-se exclusivamente aos ganhos de produtividade XE que podem ser obtidos na gestão de serviço durante o segundo período tarifário. O segundo componente consiste em um fator de quali- dade Xc vinculado ao nível de satisfação que têm os clientes com o serviço que recebem da concessio- nária, medido segundo procedimentos definidos pela ANEEL. O terceiro componente, Xa refere-se ao ajuste decorrente de índice que reflita o valor da renumeração de mão-de-obra do setor formal da eco- nomia brasileira. A paramétrica é, então, dada por: X = Xe + Xc+ Xa Onde Xe representa a soma dos ganhos de produtividade total dos fatores e dos ganhos derivados do gerenciamento da combinação de insumos, dados seus preços relativos, Xc é um fator de qualidade e Xa é um fator de custo de mão-de-obra. O Anexo V das Notas Técnicas de 17/02/2003 apresenta a metodologia de cálculo do componente Xe que integrará o Fator X a ser aplicado, durante cada ano do SPT, ao índice que reajusta a Parcela B das tarifas. Conforme o disposto neste Anexo a determinação do Fator X para cada concessionária é 14. Esta abordagem consta das resoluções da ANEEL sobre a revisão periódica das concessionárias com data-base em abril 2003. Ela decorre da interpretação dada pelo regulador à Resolução n° 1 do CNPE, de 04/04/2003.
  11. 11. 8 feita com base nas seguintes informações: número de clientes; volume de energia; plano de investimen- tos; base de remuneração regulatória; e custo médio ponderado de capital (WACC). Segundo a ANEEL, Xe é estimado a partir do fluxo de caixa descontado para o SPT. Conforme o Anexo V: "A eficiência refletida pelo Fator X está então estreitamente ligada aos ganhos de escala que uma distribuidora elétrica obtém ao atender uma maior demanda com custos incrementais menores aos reconhecidos no reposicionamento tarifário. Do mesmo modo, o Fator X assim calculado contempla o impacto que os investimentos associados ao atendimento desta de- manda têm sobre a base de remuneração. Esta metodologia permite considerar de forma ade- quada o efeito potencialmente distorcido de adotar ganhos de eficiência históricos pouco pos- síveis de reproduzir, dado o escasso tempo transcorrido desde o início das privatizações no Brasil. É conhecido que, em geral, no período imediatamente seguinte à posse de uma em- presa por um novo operador privado, produzem-se importantes incrementos na eficiência da gestão, que não são sustentáveis em períodos seguintes." O regulador ainda observa que: "Como todo valor resultante da aplicação de um enfoque de tipo foward looking, o Fator X que se calcula com a metodologia de fluxos de caixa descontado depende das hipóteses ado- tadas com relação aos parâmetros de maior incidência em sua determinação. Por esta razão, é conveniente realizar análises de sensibilidade dos valores obtidos frente a variações de pa- râmetros mais significativos". Em conclusão, entende o regulador que: "Esta metodologia de cálculo do Fator X é consistente com um método de determinação de custos associados a uma gestão eficiente de uma concessionária distribuidora, no cumpri- mento de suas atividades de operação e manutenção de redes elétricas, comerciais e de ad- ministração. Neste sentido, existe total compatibilidade e complementaridade entre o enfoque de determinação do Fator X pelo procedimento de fluxo de caixa descontado e o método de Empresa de Referência para determinação de custos operacionais eficientes aplicado no re- posicionamento tarifário." Cada uma das resoluções da revisão tarifária deixa claro que o valor de Xe é provisório, devendo o percentual definitivo ser estabelecido quando da definição do valor definitivo do reposicionamento ta- rifário. Este, por sua vez, depende da definição do valor da Quota de Reintegração Regulatória e da Base de Remuneração Regulatória, nos termos do disposto na Resolução ANEEL n° 493, de 04/09/2002. Estas resoluções deixam claro a preocupação da ANEEL com a neutralidade deste componente, estabelecendo, para isso, um procedimento de recálculo deste componente. Este recálculo será feito por ocasião da próxima revisão tarifária periódica da concessionária, "utilizando-se os valores da receita da Parcela B e dos investimentos associados ao mercado de vendas efetivamente verificado em cada ano do segundo período tarifário, calculados se- gundo os mesmos procedimentos utilizados para determinar os valores previstos desses pa- râmetros na revisão tarifária periódica [...]." Além disso, em "cada reajuste tarifário anual se calculará a diferença entre os valores anuais acumu- lados do mercado de venda previsto e do efetivamente verificado e, no caso dessa diferença, em valor absoluto, resultar superior a 2,5% do valor acumulado do mercado de vendas previsto, o recálculo [...] será efetuado na data do reajuste tarifário anual".
  12. 12. 9 No caso do componente Xc inicialmente, conforme o item 179 das Notas Técnicas de 17/02/2003 a ANEEL "desenvolveu um indicador para avaliar a qualidade do serviço prestado pelas concessioná- rias de distribuição do ponto de vista do consumidor. O parâmetro foi definido a partir de uma pesquisa de satisfação, aplicada junto aos clientes de todas as concessionárias de distri- buição de energia, em julho de 2000, e se denomina Índice ANEEL de Satisfação do Consu- midor (IASC). O índice pode ser mensurado em números e permite que a ANEEL compare as empresas sem recorrer a detalhes operacionais". Se uma concessionária i obtém uma pontuação IASCi, o valor do Xc é dado por: max max min ( ) ( ) i c IASC IASC X IASC IASC    Onde IASCmax é a pontuação IASC máxima do grupo ao qual pertence a concessionária i; IASCmin é a pontuação IASC mínima do grupo ao qual pertence a concessionária i. O valor de Xc está compreendido entre zero e 1,0% para todas as concessionárias. Já na versão final da metodologia para o cálculo do Fator X, que consta apenas das resoluções da revisão, o regulador estabeleceu que uma nova paramétrica para o cálculo de Xc. Seja IASCc = IASC da concessionária; IASCmg = IASC médio do grupo da concessionária; IASCMg = IASC máximo do grupo da concessionária e M = max {IASCMg, 1,1xIASCmg}. Então, componente Xc é dado por: a) se IASCc ≤ IASCmg m( ) 10 g c c IASC IASC X   Com valor limite superior igual a 1,0%. b) se IASCmg ≤ IASCc ≤ M 0cX  c) se IASCc > M m( ) 10 g c c IASC IASC X   Com valor limite superior igual a -1,0%. O componente Xc será calculado em cada reajuste tarifário anual. Por último, o componente Xa também será calculado em cada reajuste tarifário anual, nos termos do disposto na Resolução n° 1 do CNPE, de 04/04/2003, cuja metodologia para implementação será definida pela ANEEL em audiência pública. 3.1 Fundamentos Metodológicos Para fins de análise de consistência dos valores obtidos para o Fator X com o equilíbrio econômico- financeiro da concessionária, a ANEEL sugeriu na Nota Técnica n° 326/02 que poderia utilizar como
  13. 13. 10 ferramenta adicional o método do fluxo de caixa descontado para ajustes dos valores obtidos, caso ne- cessário. Este método era o teste de consistência da metodologia então proposta pelo regulador. Na versão final desta metodologia, este teste tornou-se o procedimento para o cálculo do componente Xe do Fator X. O método proposto é o seguinte. Seja: FCi = fluxo de caixa no período tarifário; ROi = receitas operacionais da concessionária no período tarifário (igual ao valor da parcela B da receita); OMi = custos de operação e manutenção da concessionária no período tarifário; Ao = valor inicial dos ativos; A1 = valor dos ativos ao final do período tarifário (valor residual); di = valor da depreciação no período tari- fário; e Ii = investimentos realizados no período tarifário. As equações para o fluxo de caixa e a evolução dos ativos da concessionária são dadas, respectivamente, por: 1 1 1 1 1 0 1 1 FC RO OM I A A I d       Segundo o regulador, a avaliação da situação financeira da concessionária ao longo do período tarifário a partir do fluxo de caixa descontado iguala o valor atual dos ativos ao VPL do fluxo de caixa e do VPL dos ativos ao final do período. Portanto, 0 1 1 0 1 1 1 0 1 1 ( ) ( ) ( ) ( ) A VPL FC VPL A A VPL RO OM I VPL A I d         Que pode ser reescrito como: 0 1 11 1 1 0 ( )( ) 1 1 A I dRO OM I A r r        No caso de o período tarifário ser igual à n temos, similarmente, 0 0 1 1 ( (1 ) ) (1 ) (1 ) (1 ) n n i i i i i i i n i i RO X OM I I d A A r r r              Em equilíbrio esta equação é reescrita como: 0 0 1 1 0 1 ( (1 ') ) (1 ) (1 ) (1 ) ( (1 ') ) (1 ) (1 ) n n i i i i i i i n i i n i i i n i n i RO X OM I I d A A wacc wacc wacc RO X OM I A A wacc wacc                        O valor do Fator X é aquele que iguala o valor presente líquido dos fluxos de caixa (net cash in flow) da concessionária no período de vigência do price cap (incluindo o valor dos ativos da mesma ao fim do período), com o valor dos ativos da concessionária ao início do período de vigência. O custo de capital é dado pelo WACC, nos termos do Anexo II das Notas Técnicas de 17/02/2003. Na proposta inicial do regulador como este resultado está associado a um teste de consistência, o valor de X’ na equação acima é comparado com aquele obtido com o Fator X derivado com base no modelo de Bernstein/Sappington.
  14. 14. 11 Uma omissão importante nesta formulação para a estimativa do Fator X é um intervalo de validação para a aplicação do teste de consistência.15 Além disso, uma grande dificuldade na aplicação deste teste é assegurar-se, ex-ante, da consistência de toda a modelagem na medida em que, o uso incorreto da base de dados pode levar a resultados conflitantes. Um problema adicional refere-se ao fato de que a duration utilizada na estimativa do WACC não é compatível com o ciclo regulatório, ou seja, com o período de tempo adotado no cálculo do fluxo de caixa. Este procedimento é idêntico ao descrito por Armstrong et al. (1994: 190-191). É importante res- saltar que implicitamente assume-se que "new investment earns the cost of capital because the present value of the cash flows attribut- able to new investment less the present value of the future capital expenditure will be zero". No entanto, "unless the regulator has a good idea about future levels of the caps, this process will not uniquely determine the current cap. A tough initial price cap followed by an easy one can produce the same present value of cash flows as an intermediate cap for both periods." Em resumo, "the cash flow procedure has some attractions, but its operation requires a large number of assumptions and does not generate a unique price cap. It is also close in spirit to rate-of- return regulation if the valuation of existing assets effectively ensures that all past efficiency gains are clawed back at the price review. While its focus on long-run rates of return makes it an attractive approach for the regulation of industries with large investment requirements, it might be less suitable for industries with scope for efficiency gains." Por fim, é importante reconhecer que o fluxo de caixa deve estar associado à um cenário base de proje- ções sobre demanda, investimentos e custos operacionais eficientes. Como todos os valores são espera- dos não se pode falar de um único valor do Fator X, mas sim de um valor associado a um conjunto de premissas. Segundo a ANEEL, "é importante a seleção das premissas chaves, as quais foram escolhidas com base na experiência local e internacional, realizando-se exercícios de sensibilidade sobre os pa- râmetros críticos". As principais premissas adotadas pela ANEEL, conforme o Anexo V das Notas Téc- nicas de 17/02/2003, são as seguintes: Receitas Operacionais As projeções de demanda são feitas a partir de projeções do PIB e de séries históricas para o mercado e o número de clientes no período 1991-2002, para os consumidores residenciais, industriais, comerciais, rurais e outros, utilizando-se um modelo econométrico estimado por mínimos quadrados ordinários. O ano de 2001 não foi considerado devido ao racionamento. A demanda foi valorada ao preço de referência no ano base, dado pela tarifa do reposicionamento tarifário. Nos anos subsequentes ao ano base do novo período tarifário considerado, esse preço base será modificado com a inclusão de um Fator X com o propósito de refletir os ganhos esperados de produtividade. Para a determinação do preço médio do serviço de distribuição, consideram-se valores eficientes, tanto dos custos operacionais (Empresa de Referência) como dos investimentos (BRR). 15. Na medida em que a ANEEL abandonou a primeira abordagem para a determinação do Fator X – baseada no modelo de Bernstein/Sappington – esta omissão é menos relevante. No entanto, ainda é importante, na medida em que metodologias alternativas poderiam ser adotadas e, portanto, resultados comparados.
  15. 15. 12 Custos de Operação e Manutenção Os custos de operação e manutenção foram calculados a partir da metodologia de Empresa de Referência (ER), com valores atualizados para março de 2003.16 A projeção dos custos para o SPT se realizou uti- lizando como variável explicativa (driver) principal a relação clientes/ empregados. Investimentos Os investimentos foram projetados com base na demanda esperada (crescimento vertical e horizontal). Esses investimentos consideram apenas a rede, na medida em que aqueles relacionados à gestão comer- cial, administração e outros, como veículos, softwares, etc. já que foram reconhecidos nos custos da Empresa de Referência. Do mesmo modo, e com a finalidade de atribuir investimentos entre os segmen- tos de sub transmissão e distribuição, procedeu-se à análise do VNR da concessionária.17 Conforme o Anexo V das Notas Técnicas de 17/02/2003, "A metodologia aplicada para estimar a projeção dos investimentos em distribuição se fun- damenta em leis teórico-empíricas, apoiadas no incremento do valor do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) para atender o crescimento horizontal e vertical [...]. O modelo baseia-se, prin- cipalmente, nas premissas de Yves Alvoury em Análisis de Costos Marginales y Deseño de Tarifas de Electricidade y Agua, 1983." Os investimentos considerados foram segregados em: investimentos em expansão da distribuição; in- vestimentos em renovação de distribuição; e investimentos em sub transmissão. Segundo a ANEEL, esta projeção dos investimentos em distribuição requer as seguintes informações: (i) custos do ativo imobilizado em serviço (AIS); (ii) estimativa da porcentagem de distribuição – sub transmissão sobre o total do AIS; (iii) estimativa da porcentagem de linhas, estações e ramais sobre o total do AIS de distri- buição; (iv) projeções de clientes e energia; (v) taxas de crescimento históricas dos ativos de distribuição e (vi) vida útil média das instalações. Para os itens (ii) e (iii) o regulador utiliza o VNR da concessionária. A determinação dos itens (iv), (v) e (vi) é feita com base na experiência de consultores especializados. Valor Inicial e Residual dos Ativos A BRR considerada é o valor dos ativos físicos da concessionária no ano 2002, líquida de depreciação, descontados os ativos que estão incluídos nos custos operacionais da Empresa de Referência, mais o capital de giro estimado para o ano 2002. O valor residual foi estimado somando ao valor inicial dos ativos, os investimentos líquidos de depreciações e adicionado o capital de giro estimado para o ano. Depreciação Para o cálculo das depreciações analisou-se em detalhe o perfil das mesmas em cada concessionária, com o propósito de atribuir taxas ajustadas à realidade. 16. O Anexo I das Notas Técnicas de 17/02/2003 apresenta a Metodologia e Cálculo da Empresa de Referência. 17. A ANEEL reconhece que o modelo de projeção de investimentos baseia-se em previsões de demanda, e em consequência, apresenta melhor ajuste quando esta última é estacionária. No Brasil, com o racionamento do ano 2001 e com uma recuperação prevista para 2003, gera-se uma situação de instabilidade na demanda que tem impacto direto nos investimentos necessários para seu atendimento.
  16. 16. 13 3.2 Estimativa do Fator X Conforme entendimento da ANEEL, para a adoção desta metodologia é necessário dispor de séries his- tóricas (em especial para realizar as estimativas de demanda), bem como de projeções para as variáveis de exógenas. As hipóteses do regulador que justificam as projeções apresentadas a seguir são comuns para as concessionárias distribuidoras em processo de revisão tarifária periódica. Receitas Operacionais Para determinação da receita das concessionárias distribuidoras foi estimado o volume físico das vendas totais de energia elétrica durante o SPT, bem como a tarifa média do serviço de distribuição (ou Parcela B) definida no reposicionamento tarifário. A demanda foi projetada a partir de um modelo econométrico, estimado por mínimos quadrados ordinários, sobre as séries históricas mensais de: (i) vendas de energia e quantidade de consumidores do período 1991-2002 para os consumidores residenciais, industriais, comerciais, rurais e outros e (ii) PIB da área de concessão da distribuidora a preços correntes (período 1991-2002). O modelo adotado é o seguinte: CONSt = 1 + 2 PIBt + 3 CLIt Onde CONSt = vendas de energia elétrica em MWh no período t (em log); PIBt = Produto Interno Bruto da área de concessão correspondente à distribuidora, a preços correntes, no período t (em log); CLIt = quantidade de consumidores da distribuidora no período t (em log); 1 = intercepto da reta de regressão (consumo autônomo); 2 e 3 = coeficientes da regressão que representam, respectivamente, a elastici- dade produto da demanda e a elasticidade da demanda em relação ao número de consumidores.18 Para projetar o PIB respectivo a cada área de concessão, usou-se uma série histórica do Banco Central a preços correntes, para o período 1991-2002, e se assumiu que a participação no PIB de cada Estado se mantém constante durante o período em análise (para determinar esta participação foram con- siderados dados para o ano de 2001). Segundo a ANEEL no período 1997-2001, as percentagens se mantiveram relativamente constantes. Para o Caso Base, assumiram-se as seguintes taxas de crescimento para o PIB: Cenários de crescimento da economia Anos PIB – Caso Base (%) PIB – Otimista (%) PIB – Pessimista (%) 2003 1,99 2,99 0,99 2004 3,50 4,50 2,50 2005 3,50 4,50 2,50 2006 4,00 5,00 3,00 2007 4,00 5,00 3,00 Fonte: Banco Central do Brasil, junho 2002. Citado pela ANEEL nas Notas Técnicas de 17/02/2003. O gráfico e tabela abaixo mostram a evolução da participação dos Estados de São Paulo, Minas Gerais, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul no PIB, conforme estimativa do IBGE. 18. Uma característica importante dos modelos trabalhados com as séries em logaritmos, que tornaram muito popular nos trabalhos empíricos, é que os coeficientes 2 e 3 representam as elasticidades das variáveis respectivas à variável que se está explicando (as vendas de energia elétrica neste caso).
  17. 17. 14 Participação no PIB à preço de mercado corrente – 1985-2000 Nota-se, imediatamente, que a premissa do regulador apresenta problemas em pelo menos dois Estados: São Paulo e Minas Gerais. Para projetar a quantidade de consumidores utilizou-se o seguinte modelo: CLIt = 1 + 2 POBt Onde CLIt = quantidade de consumidores da distribuidora do período t (em log); POBt = população da área de concessão correspondentes à distribuidora, do período t (em log); 1 = constante da linha de regressão; 2 = coeficiente estimado pela regressão que representa a elasticidade dos clientes em relação à população. Para projetar a população de cada área de concessão se utilizaram dados históricos do censo, extra- polando-se para os anos intermediários (período 1997-2000), com a hipótese de crescimento linear da Participação no PIB à Preço de Mercado Corrente 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 SP MG MT MS Total Ano SP MG MT MS Total 1985 36,12 9,61 0,69 0,95 47,37 1986 35,73 9,47 0,81 1,08 47,09 1987 37,72 9,84 0,76 1,00 49,32 1988 38,14 9,66 0,86 0,97 49,63 1989 37,77 9,57 0,84 0,94 49,12 1990 37,02 9,29 0,83 0,96 48,10 1991 35,25 9,52 0,91 0,99 46,67 1992 35,49 9,54 0,95 0,94 46,92 1993 34,88 9,43 1,06 0,97 46,34 1994 34,15 9,95 1,11 1,10 46,31 1995 35,47 9,74 1,01 1,08 47,30 1996 34,93 10,09 1,02 1,07 47,11 1997 35,48 10,01 1,05 1,07 47,61 1998 35,46 9,79 1,08 1,10 47,43 1999 34,94 9,63 1,20 1,12 46,89 2000 33,67 9,64 1,22 1,08 45,61 Média 35,76 9,67 0,96 1,03 47,43 Des. Pad. 1,29 0,22 0,16 0,07 1,12 Cof. Var. 27,73 44,28 6,17 15,52 42,28
  18. 18. 15 população entre 1996 e 2000. Para projetar o crescimento da população no período 2001-2008 utiliza- ram-se modelos tendenciais; para isso se assume que a população crescerá à mesma taxa de crescimento médio histórico. No Apêndice II do Anexo V o regulador apresentou os dados anualizados históricos e projetados segundo esta metodologia para as vendas de energia elétrica, o número de consumidores e o consumo médio. Em todos os casos, as vendas faturadas de energia elétrica e o número de consumidores para o ano 2002 correspondem a dados reais. As principais considerações neste caso são as seguintes. Primeiro, o regulador não apresentou o resultado dos modelos econométricos estimados. Segundo, existe discrepância entre os valores de mer- cado utilizados no cálculo da Parcela A e do Fator X. Terceiro, as taxas de crescimento do número de clientes é superior à média histórica. Quarto, a base de clientes em 2001-02 não corresponde àquela apurada pela concessionária. Custos de O&M Utilizaram-se os custos do O&M da Empresa de Referência. Os custos de pessoal de O&M foram pro- jetados sobre a base do driver da quantidade de empregados, que foram estimados considerando a evo- lução da quantidade de clientes, assumindo um rateio de produtividade no ano 2002 que surge da Em- presa de Referência. A relação consumidores/empregados se manteve constante até o final do período em estudo. O restante dos custos do O&M foram projetados sobre a base de crescimento das vendas de energia assumindo uma elasticidade unitária. A ANEEL não apresentou os resultados obtidos para estes o que impede o questionamento dos resultados. Custos de Gestão Comercial Utilizaram-se os custos de gestão comercial da Empresa de Referência. Os custos de pessoal de gestão comercial foram projetados sobre a base da evolução prevista da quantidade de empregados, que foi estimada considerando o crescimento da quantidade de clientes, assumindo o rateio de produtividade que surge da Empresa de Referência, e considerando que o mesmo se mantém constante em seu nível de eficiência no SPT. Os demais custos de gestão comercial foram projetados sobre a base do cresci- mento da quantidade de consumidores. A ANEEL não apresentou os resultados obtidos para estes o que impede o questionamento dos resultados. Custos de Administração Utilizaram-se os custos de administração da Empresa de Referência. Os custos de pessoal de adminis- tração foram projetados sobre a base da evolução prevista da quantidade de empregados, os quais foram estimados considerando o crescimento da quantidade de clientes, assumindo o rateio de produtividade consumidores/empregados que surge da Empresa de Referência, e mantendo constante a relação durante o período 2003-2008. Os demais custos de administração se mantiveram constantes em relação aos va- lores da Empresa de Referência. A ANEEL não apresentou os resultados obtidos para estes o que impede o questionamento dos resultados. Investimentos O fluxo de investimentos em expansão para o período 2003-2008 foi projetado com base no crescimento horizontal (incorporação de novos clientes) e no crescimento vertical (aumento do consumo médio por cliente) da demanda. Para estimar os investimentos em renovação, considerou-se que todos os anos se renovam os ativos que chegaram ao final de sua vida útil. A ANEEL não apresentou os resultados obti- dos para o fluxo de investimento, bem como as informações necessárias à sua estimativa, o que impede o questionamento dos resultados.
  19. 19. 16 Valor Inicial e Residual dos Ativos A base de remuneração regulatória considerada é o valor dos ativos físicos da concessionária no ano 2002, líquida de depreciação, descontados todos os ativos que estão incluídos nos custos operacionais da Empresa de Referência, mais o capital de giro estimado para o ano 2002, com valores ajustados pelo IGP-M estimado até fim de março de 2003. O valor residual foi estimado somando ao valor dos ativos ao início, os investimentos líquidos de depreciações, e adicionando, além disso, o capital de giro esti- mado do ano. A principal questão é a compatibilidade entre o valor inicial da BRR, os investimentos e as depreciações com a metodologia da Empresa de Referência. Na medida em que a ANEEL não dispo- nibilizou a base de dados é difícil avaliar o grau desta compatibilidade. Capital de Giro Assumiu-se um montante igual a 1/12 dos custos totais como cifra representativa do capital de giro. Os montantes anuais de capital de giro podem observar-se nos fluxos de caixa incluídos nos demonstrativos de resultado. Duas considerações. Primeiro, a ANEEL não disponibilizou os demonstrativos de resulta- dos. Segundo, a determinação do capital de giro poderia ser feita a partir da metodologia Fleuriet, di- vulgada no Brasil pela Fundação Dom Cabral. Esta metodologia, agrupa as contas patrimoniais por sua atividade como fonte e uso de recursos. Sua maior virtude é a de apresentar maiores informações sobre a dinâmica das empresas, permitindo perceber com maior clareza os investimentos operacionais de curto prazo das concessionárias. Depreciação A depreciação dos ativos físicos correspondentes às redes de distribuição foi projetada sobre a base de dados dos balanços históricos de cada concessionária. As taxas de depreciação foram calculadas por concessionária. As depreciações anuais podem ser obtidas nos demonstrativos de resultados. A ANEEL não disponibilizou os demonstrativos de resultados e, em geral, subestimou as taxas de depreciação históricas. Impostos A ANEEL considerou apenas o imposto de renda sobre o lucro líquido, mais o adicional e a contribuição social. A alíquota total é de 34%. Outros impostos, como PIS/COFINS, não foram contemplados. Não é correto afirmar que diferenças temporais permitem desconsiderar o montante do PIS/COFINS ou as- sumi-las como contempladas no capital de giro. A base de cálculo e o montante efetivamente desembol- sado não validam a premissa assumida pelo regulador. Custo do Capital O custo médio ponderado sugerido pela ANEEL é de 11,26%, conforme derivação apresentada Anexo II das Notas Técnicas de 17/02/2003.
  20. 20. 17 4 Conclusões O histórico do processo de definição do Fator X, desde a segunda revisão tarifária periódica da Escelsa, concluído em agosto de 2001, deixa claro que o regulador adotou metodologias variadas para a estima- tiva do Fator X.19 Os resultados da última versão – sem qualquer detalhamento – foram apresentados às concessionárias poucos dias antes da divulgação para consulta pública em 17/02/2003.20 A modelagem proposta pela ANEEL na Nota Técnica n° 326/02 e operacionalizada nas Notas Téc- nicas de 17/02/2003 é complexa. Em consequência, na ausência de correções e esclarecimentos da me- todologia prejudica-se não apenas a estimativa do Fator X como, eventualmente, torna-se todo o proce- dimento mais discricionário e com baixa possibilidade de ser replicado fora do âmbito do regulador. Uma premissa implícita na metodologia é que os novos investimentos são remunerados ao WACC. Uma crítica geral é que ela não permite a derivação de um único cap. Além dessas considerações, uma avaliação da proposta da ANEEL permite diversas conclusões. Primeira, a paramétrica adotada transfere integralmente o crescimento do mercado para o Fator X. Segunda, a projeção de investimentos é baseada em metodologia ultrapassada e não considera a resposta da concessionária ao pedido de informações feito pela ANEEL quando do início do processo de revisão tarifária, em abril de 2002.21 Em particular, neste pedido a concessionária submeteu um detalhado Plano Quinquenal de Investimentos, físico e fi- nanceiro. Além disso, não está clara a compatibilidade entre a metodologia proposta e os critérios para definição da Base de Remuneração Regulatória (BRR) definidos na Resolução ANEEL n° 492/02 e no Anexo IV das Notas Técnicas de 17/02/2003 – Metodologia de Avaliação da Base de Remuneração Regulatória pelo Valor Novo de Reposição (VNR). Terceira, o ajuste do Fator X pelo IASC é discricionário e sem correlação direta com princípios econômicos adotados na teoria e melhor prática internacional. Mais ainda, não se ajusta à própria inter- pretação do regulador de que os "ganhos de produtividade projetados têm como causa principal altera- ções na escala do negócio", além de representar uma penalidade não prevista no contrato de concessão (Anexo V, da Qualidade do "Produto e Serviço" e "Atendimento Comercial" onde inclusive são fixadas penalidades em VUPs (Valor Unitário de Penalidade), baseadas num percentual do faturamento e gra- vidade da falta, bem como na legislação (Resolução ANEEL n° 318). Quarta, o componente Xc, da maneira como estimado, terá efeitos assimétricos em cada uma das concessionárias. Na metodologia, todas as concessionárias serão "penalizadas" por este componente, exceto aquela que obtiver a pontuação máxima do grupo ao qual pertence. Quinta, o componente Xa deve introduzir variáveis nominais (remuneração de mão-de-obra) no cálculo do Fator X. Por fim, a paramétrica para os reajustes anuais dos contratos de distribuição de energia elétrica será modificada, ou seja, o IGPM não mais será utilizado como índice para o reajuste anual da Parcela B. Do ponto de vista dos procedimentos adotados e da base de dados utilizada na obtenção dos resul- tados as principais conclusões são as seguintes: primeira, exceto pela estimativa da evolução da demanda de energia, do número de consumidores e do custo médio ponderado de capital, nenhuma outra informação numérica foi disponibilizada pela ANEEL. Em conseqüência não se consegue reproduzir os resultados obtidos. Segunda, o ganho esperado de produtividade sobre VPBc, em cada um dos anos do segundo ciclo regulatório, não guarda consistência com indicadores de produtividade setoriais estimados 19. Os Anexos 3 e 4 apresentam uma análise crítica da metodologia proposta pela ANEEL na Revisão Tarifária da Escelsa (Nota Técnica n° 097/00) e da metodologia da Nota Técnica n° 326/02. 20. Neste contexto é importante ressaltar o atraso na data de apresentação na Internet, pela ANEEL, na forma de consulta pública, da proposta de Revisão Tarifária Periódica e da proposta de Reestruturação Tarifária, prevista inicialmente para o final de janeiro de 2003. Tal ocorreu apenas em 17/02/2003, ou seja, com aproximadamente, 20 dias de atraso. Além disso, foi mantido pelo regulador o prazo para manifestação dos interessados até 24/02/2003 bem como a data de audiência pública. 21. O pedido inicial de informações foi bastante exaustivo, compreendendo os seguintes itens: (i) compra de energia elétrica (físico); (ii) compra de energia elétrica (R$); (iii) venda de energia elétrica (físico); (iv) venda de energia elétrica (R$); (v) despesas de operação e manutenção; (vi) quota de reintegração; (vii) resultado não operacional; (viii) alíquota de ICMS; (ix) estrutura de capital; (x) plano de investimento (quinquenal); (xi) benefícios extra concessão; (xii) outras receitas e (xiii) serviço da dívida. Posteriormente, outras solicitações foram feitas pelo regulador.
  21. 21. 18 para a economia brasileira em todo o período do pós-guerra. Terceira, a premissa de que a participação relativa do Estado – ou área de concessão – no PIB do país à preço de mercado corrente é constante tem, ao menos, dois problemas: (i) nos casos onde a área de concessão é um subconjunto daquela do Estado a extrapolação pode estar destituída de qualquer significado, dadas as especificidades de cada conjunto (Estado e área de concessão) e (ii) a evidência empírica apurada pelo IBGE para o período 1985-2000 sugere que para alguns Estados esta premissa não pouco razoável. Quarta, não se observa consistência entre a premissa adotada para a projeção da demanda e os valores utilizados no ano teste que definem o cálculo da Parcela A, ou seja, os mercados estimados em cada caso não são iguais. Mais ainda, em alguns casos, o mercado utilizado pelo regulador no período 2001-02 é maior do que aquele informado pela concessionária. Quinta, extrapolação do número de consumidores não considera um cenário regu- latório que contempla consumidores livres. A evidência recente para as concessionárias bem como si- mulações feitas sugerem que comportamento da relação consumidores cativos / consumidores livres tem impacto não trivial na demanda de energia. Por fim, projeção do número de clientes é muito superior ao crescimento histórico. Em consequência, o valor para o Fator X proposto pela ANEEL para o SPT é, em praticamente todos os casos, bastante elevado o que, caso seja imposto pelo regulador e atingido pela concessionária, implicará no comprometimento não apenas dos seus indicadores de qualidade, mas até mesmo da sua capacidade operacional de prestadora de serviço público de distribuição de energia elétrica. Por outro lado, caso seja imposto e não atingido, impactará na remuneração justa sobre os investimentos prudentes efetuados. O valor inicial do Fator X para a Eletropaulo é de 2,58. A empresa ainda não foi informada pela ANEEL sobre as premissas que levaram a tal resultado. Sabe-se, apenas, da referência metodoló- gica geral para o cálculo deste Fator. No entanto, como indicado acima, é bastante razoável supor-se que o regulador, também neste caso, adotou tratamento teórico e econométrico similar àquele utilizado para as demais concessionárias. 5 Bibliografia Anderberg, M. R. (1973): Cluster Analysis for Applications, New York, NY: Academic Press. Armstrong, Mark, Simon Cowan e John Vickers (1994): Regulatory Reform: Economic Analysis and British Experience, Cam- bridge, MA: MIT Press. Beesley, M. E. e Stephen C. Littlechild (1989): The Regulation of Privatized Monopolies in the United Kingdom, Rand Journal of Economics, vol 20, n 3, outono, pp. 454-472. Bernstein, Jeffrey I. e David E. M. Sappington (1998): Setting the X Factor in Price Cap Regulation Plans, NBER Working Paper n° 6662, June, Cambridge: National Bureau of Economic Research. Bonelli, Regis (1994): Produtividade, Crescimento Industrial e Exportações de Manufaturados no Brasil: Desempenho e Com- petitividade, Texto para Discussão n° 327, IPEA: Rio de Janeiro. ________ (1998): Ganhos de Produtividade e de Eficiência: Novos Resultados para a Economia Brasileira, Texto para Discus- são n° 557, IPEA: Rio de Janeiro. Coelli, T. J. (1998): Productivity Growth in Australian Electricity Generation: Will the Real TFP Measure Please Stand Up?, CEPA Working Papers, n° 3, University of New England: Centre for Efficiency and Productivity Analysis. Diewert, W. E. (1976): Exact and Superlative Index Numbers, Journal of Econometrics, vol 4, pp. 116-145. Farrell, M. J. (1957): The Measurement of Productive Efficiency, Journal of the Royal Statistical Society, Series A, volume 120, number III, pp. 253-290. Gasques, José Garcia e Júnia Cristina P. R. da Conceição (1997): Crescimento e Produtividade da Agricultura Brasileira, Texto para Discussão n° 502, IPEA: Brasília. Grosskopf, Shawna (1996): Statistical Inference and Nonparametric Efficiency: a Selective Survey, Journal of Productivity Analysis, vol 7, n° 1, pp. 161-176. Jamasb, T., Pollitt, M. (2001): Benchmarking and Regulation: International Electricity Experience, Utilities Policy, vol 9, n° 3, pp. 107-130. Johnson, R. A. e Wichern, D. W. (1992): Applied Multivariate Statistical Analysis, 3rd Edition, New Jersey: Prentice Hall. Kendrick, J. (1961): Productivity Trends in the United States, Princeton, NJ: Princeton University Press. Klecka, W. R. (1980): Discriminant Analysis, Beverly Hills, CA: Sage Publications.
  22. 22. 19 Moreira, Ajax e Hélio Migon (2000): Heterogeneidade Espacial da Produtividade na Agropecuária: Brasil - 1970/96, Texto para Discussão n° 707, IPEA: Rio de Janeiro. Pinheiro, Armando Castelar (1990): Measuring and Explaining Total Factor Productivity Growth, Texto para Discussão n° 189, IPEA: Rio de Janeiro. Rees, R. e J. Vickers (1995): RPI-X Price-Cap Regulation, em M. Bishop, J. Kay e C. Mayer (orgs.) The Regulatory Challenge, Oxford, UK: Oxford University Press. Rossi Jr., José Luiz e Pedro Cavalcanti Ferreira (1999): Evolução da Produtividade Industrial Brasileira e Abertura Comercial, Texto para Discussão n° 651, junho, IPEA: Rio de Janeiro. Saboia, João Luiz Maurity e Paulo Gonzaga Mibielli de Carvalho (1997): Produtividade na Indústria Brasileira - Questões Metodológicas e Análise Empírica, Texto para Discussão n° 504, IPEA: Rio de Janeiro. Silva Filho, Tito N. T. (1991): Estimando o Produto Potencial Brasileiro: Uma Abordagem de Função de Produção, Trabalhos para Discussão n° 17, abril, Banco Central do Brasil: Brasília. Solow, Robert (1957): Technical Change and the Aggregate Production Function, Review of Economics and Statistics, vol 39, n° 3, August, pp. 312-330. Spulber, Daniel F. (1989): Regulation and Markets, Cambridge, MA: The MIT Press. Stockburger, David W. (1998): Multivariate Statistics: Concepts, Models, and Applications, WWW Version 2.0; First Pub- lished July, 1997, Revised March, 1998, Second Revision October, 2001, Southwest Missouri State University. Vickers, John e George Yarrow (1988): Privatization: An Economic Analysis, Cambridge, MA: MIT Press. Yaisawarng, S., Klein, J. D. (1994): The Effects of Sulfur Dioxide Controls on Productivity Change in the US Electric Power Industry, Review of Economics and Statistics, volume 76, n° 3, August 1994, pp. 447-460. 6 Anexo I – Política Tarifária no Contrato de Concessão No Brasil, o novo modelo regulatório adotado para o setor elétrico no âmbito do programa de desestati- zação é do tipo price cap. A principal característica desse tipo regulatório é que, durante um período de tempo pré-determinado (o ciclo, ou hiato, regulatório) a concessionária pode internalizar todos os ganhos de eficiência obtidos na gestão da concessão, sujeita à restrição de que a tarifa média de uma cesta específica de serviços não aumente mais do que (IGPM-X),22 onde IGPM é um índice de preços e X é um número definido pelo regulador. Ao final do período, o nível de X é redefinido e o processo recomeça.23 Em geral, as cláusulas do contrato de concessão referentes à política tarifária estabelecem que:24 • A concessionária obriga-se a adotar, na prestação dos serviços, tecnologia adequada e a empregar equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na prestação dos serviços e a modicidade das tarifas; • A concessionária não poderá dispensar tratamento diferenciado, inclusive tarifário, aos usuários de uma mesma classe de consumo e nas mesmas condições de atendimento, exceto nos casos previstos na legislação; • Além de outras obrigações decorrentes da Lei n° 8.987/1999995 e das normas regulamentares es- pecíficas, constituem encargos da concessionária inerentes à prestação dos serviços concedidos: (i) fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, nos pontos de en- trega definidos nas normas dos serviços, pelas tarifas homologadas pela ANEEL, nas condições estabelecidas nos respectivos contratos de fornecimento e nos níveis de qualidade e continuidade estipulados na legislação e nas normas específicas e (ii) dar atendimento abrangente ao mercado, sem exclusão das populações de baixa renda e das áreas de baixa densidade populacional, inclusive as rurais; 22. A literatura refere-se a preços. Para adequar a terminologia ao caso brasileiro será feita referência à tarifas. 23. O modelo adotado no Brasil apresenta especificidades distintas. 24. Estas cláusulas explicitam a operacionalização do instituto da concessão e da regulação pelo modelo price cap no âmbito do setor elétrico brasileiro. Elas estão presentes, com variações de redação irrelevantes para essa discussão, em todos os con- tratos de concessão assinados no âmbito de operações de privatização, a partir do processo da Companhia de Eletricidade da Bahia (COELBA).
  23. 23. 20 • Pela prestação dos serviços que lhe são concedidos pelo contrato, a concessionária cobrará as tarifas discriminadas, homologadas pelo poder concedente. É facultada à concessionária cobrar tarifas in- feriores às discriminadas no contrato, desde que não implique em pleitos compensatórios posterio- res quanto à recuperação do equilíbrio econômico-financeiro; • A concessionária reconhece que as tarifas indicadas no contrato em conjunto com as regras de reajuste e revisão, são suficientes, na data da assinatura, para a adequada prestação dos serviços concedidos e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato; • Os valores das tarifas serão reajustados com periodicidade anual, um ano após a "Data de Referên- cia Anterior" sendo definida da seguinte forma: (i) no primeiro reajuste, a data de assinatura do contrato e (ii) nos reajustes subsequentes, a data de início da vigência do último reajuste ou da revisão que o tenha substituído. A periodicidade de reajuste poderá ocorrer em prazo inferior a um ano, caso a legislação venha assim a permitir, adequando-se a "Data de Referência Anterior" à nova periodicidade estipulada; • Para fins de reajuste tarifário, a receita da concessionária será dividida em duas parcelas: (i) parcela A: parcela da receita correspondente aos seguintes custos: Cota da Reserva Global de Reversão (RGR); Cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); encargos da compensação financeira pela exploração de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica; valores relativos à fiscalização dos serviços concedidos; compra de energia; e encargos de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica para revenda e (ii) parcela B: valor remanescente da receita da concessionária, excluído o ICMS, após a dedução da parcela A; • O reajuste será calculado mediante a aplicação, sobre as tarifas homologadas, na "Data de Referên- cia Anterior" do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), assim definido: 1 0 0 ( )VPA VPB IVI X IRT RA    • Onde: VPA = valor da Parcela A, considerando-se as condições vigentes na data do reajuste em processamento e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";25 IVI = número índice obtido pela divisão dos índices do IGP-M, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à "Data de Referência Anterior";26 X = número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI; RA0 = receita anual, calculada considerando-se as tarifas homologa- das na "Data de Referência Anterior" e o "Mercado de Referência", não incluindo o ICMS; VPB0 = valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e o "Mercado de Referência" calculado da seguinte forma: VPB0 = RA0 – VPA0 • Onde: VPA0 = valor da Parcela A, considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência"; • A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado, procederá às revisões dos valores das tarifas alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mer- cado da concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. Estas revisões obedecerão ao seguinte cronograma: a primeira revisão será procedida um ano após o quarto reajuste anual con- cedido; a partir desta primeira revisão, as subsequentes serão realizadas a cada quatro anos; 25. Aqui entendido como mercado de energia garantida da concessionária, nos doze meses anteriores ao reajuste em proces- samento. 26. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, o Poder Concedente estabelecerá novo índice a ser adotado.
  24. 24. 21 • No processo de revisão das tarifas a ANEEL estabelecerá os valores de X, que deverá ser subtraído ou acrescido do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subsequentes. Para os primeiros quatro reajustes anuais, o valor de X é zero; • Sem prejuízo dos reajustes e revisões, caso haja alterações significativas nos custos da concessio- nária, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia elétrica e encargos de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição que possam ser aprovadas pela ANEEL durante o período, por solicitação desta, devidamente comprovada, a ANEEL poderá, a qualquer tempo, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato; • No atendimento do disposto no §3° do art. 9° da Lei n° 8.987, de 13/02/1995, ressalvados os im- postos sobre a renda, a criação, a alteração ou a extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a assinatura do contrato, quando comprovado seu impacto, implicará a revisão das tarifas, para mais ou para menos, conforme o caso; • Na hipótese de ter ocorrido, após a "Data de Referência Anterior", revisões de tarifas que tenham sido realizadas por alteração de impostos ou encargos que não aqueles constantes da parcela a, quando do reajuste previsto, as tarifas, após a aplicação do IRT, serão alteradas, para mais ou para menos, pelos mesmos percentuais destas revisões; • É vedado à concessionária cobrar dos consumidores de energia elétrica, sob qualquer pretexto, valores superiores àqueles homologados pela ANEEL; • Havendo alteração unilateral do contrato que afete o seu inicial equilíbrio econômico-financeiro, a ANEEL deverá restabelecê-lo, a partir da data da alteração mediante comprovação da concessio- nária. 7 Anexo II – Metodologia para Fator X na Revisão Tarifária da Escelsa A ANEEL manifestou-se sobre o Fator X durante a Segunda Revisão Tarifária Periódica da Escelsa em duas oportunidades. A primeira, na Nota Técnica n° 073/01 e, posteriormente, na Nota Técnica n° 097/01. Estas Notas atestam a evolução da visão do regulador sobre esta matéria, tanto do ponto de vista de correção de erros iniciais quanto de incorporação de novos elementos ao modelo. 7.1 Introdução A dinâmica tarifária do segmento de distribuição de energia elétrica contempla três elementos funda- mentais. O reajuste anual de tarifas, a revisão tarifária ordinária e a revisão tarifária extraordinária. O reajuste anual é feito através da aplicação de fórmula paramétrica, com o objetivo de manter o poder de compra real da tarifa. A fórmula para cálculo do índice de reajuste tarifário (IRT) compõe-se de duas parcelas: a primeira, denominada VPA, contempla os custos operacionais não gerenciáveis pela conces- sionária. A segunda, VPB, refere-se aos custos operacionais gerenciáveis. Os custos incidentes sobre a primeira parcela VPA são repassados às tarifas, enquanto que sobre a parcela VPB aplica-se um índice de preços (IVI) subtraído de um fator de produtividade (Fator X), conforme a equação abaixo: 1 0 0 (1 )VPA VPB X IRT RA    Onde 0 e 1 referem-se a períodos no tempo e RA à receita. Nota-se que a princípio – conforme a melhor prática teórica – não se determinou nenhuma restrição sobre o valor do Fator X, podendo o mesmo ser positivo, negativo, ou mesmo igual à zero.
  25. 25. 22 A regra para a correção das tarifas estabelecida no contrato de concessão fixa que, no período que antecede a primeira revisão periódica, o Fator X tem valor igual a zero, como forma de incentivo a concessionária. Nesse período, o IVI será pleno. A partir da primeira revisão, deixa de existir reajuste da parcela B pelo IVI pleno. Já a revisão tarifária periódica compreende, especificamente, a determina- ção do Fator X, com o objetivo de compartilhar ganhos de produtividade com os consumidores, o qual será aplicado no momento dos reajustes tarifários contratuais. 7.2 Fundamentos Teóricos A ANEEL partiu da premissa de uma firma cujo objetivo é maximizar o lucro, ou seja, tomou-se como referencial para a análise os fundamentos microeconômicos da teoria clássica e os objetivos do modelo price cap, incorporando adicionalmente, duas outras premissas: (i) no mercado, as empresas criam di- ferenciais competitivos a partir de ganhos de produtividade diferenciados, podendo, assim, oferecer pre- ços menores aos consumidores. Como consequência, expandem suas curvas de oferta, ganhando maiores fatias no mercado e (ii) no momento do reposicionamento tarifário, assegura-se a obtenção de equilíbrio econômico-financeiro, isso é produtividade unitária. Em outras palavras, não existem excedentes finan- ceiros. Além disso, o Fator X estabelecido não deve modificar o mencionado equilíbrio até a próxima revisão periódica. Desta maneira, o regulador concluiu que o Fator X é determinado em função do nível de custos operacionais gerenciáveis, observados no momento em que a empresa regulada foi considerada como estando em equilíbrio econômico-financeiro, portanto dotada de receita suficiente para fazer frente aos seus custos operacionais, adicionados do retorno adequado sobre o capital investido. Dadas as especificidades da dinâmica tarifária o Fator X também é calculado em função da parcela VPBc, ou seja, a parcela dos custos contidas na parcela B. Assim, a remuneração e os encargos devidos pela empresa são corrigidos integralmente pelo IVI. O modelo garante que quanto menores forem os custos gerenciáveis com relação ao VPB, para um mesmo nível de preços e produtividade geral, menor será o impacto do Fator X sobre a tarifa. Na prática, isto significa uma forma de incentivo àquelas empresas que são mais eficientes. A ANEEL também reconheceu que a determinação do Fator X deve contemplar a mensuração de eficiências relativas, o que implica comparar as distâncias das variáveis em consideração a determinado referencial (fronteira eficiente) ou a algum outro ponto pré-determinado. Para resolver este problema o regulador optou por uma variante do modelo formulado por Bernstein/Sappington.27 7.3 Formulação Matemática do Modelo de Determinação do Fator X No modelo finalmente adotado pela ANEEL, foram separados os ganhos de produtividade econômica, que são função das variações nos preços relativos, dos de produtividade técnica, que são função das variações nas quantidades físicas. O Fator X, que representa a produtividade total estimada, será obtido pela soma da produtividade técnica e da produtividade econômica, sendo que a primeira parcela Xp será multiplicada por um coeficiente de prêmio por eficiência técnica e qualitativa, conforme a seguinte equação: ( ) ( )e p m dcIVI INR VPB X X X X PIB VPB         27. As principais características deste modelo são resumidas mais adiante.
  26. 26. 23 Produtividade Econômica (Xe ) Em condição de equilíbrio econômico-financeiro (EEF), o lucro normal da firma é igual a receita menos custos. No caso do reposicionamento tarifário tem-se, analogamente, que: ( ) ( )c rL R C VPA VPB VPA VPB VPB       Assume-se a hipótese de que no reposicionamento tarifário as quantidades e os preços dos insumos e dos produtos igualam-se, resultando em produtividade total unitária. Considerando as quantidades físi- cas como sendo constantes ao longo do tempo e estimando as possíveis variações dos preços relativos, tem-se: 1 ( ) 1 c r c r R VPA VPB P C VPA VPB VPB VPA VPB IGPM X P VPA VPB VPB IGPM                Nos reajustes tarifários anuais, a concessionária tem suas tarifas recompostas pelo repasse da variação dos custos não gerenciáveis e pela aplicação do IGP-M sobre a parcela B (custos gerenciáveis). Ainda segundo o regulador, o gerenciamento otimizado, tende a elevar a produtividade acima daquela verifi- cada no momento do reposicionamento, isto é, Xe > 1, o que identifica a presença de excedentes (lucros extraordinários), fazendo com que a concessionária saia da posição inicial de EEF. A equação demonstra que as metas de produtividade são inversamente proporcionais aos ganhos de eficiência históricos da empresa, isto é, as empresas que apresentam maiores reduções nos custos operacionais gerenciáveis no momento do reposicionamento tarifário são compensadas com a fixação de um X menor. Dessa forma, as metas futuras de produtividade (projeções) estão condicionadas, em certa medida, pelo desempenho histórico. Produtividade Técnica (Xp ) Inicialmente, a ANEEL reconhece que existem duas formas de avaliar a produtividade técnica: produ- tividade total dos fatores e produtividade parcial dos fatores. Na Nota Técnica n° 097/01 foi adotada a produtividade parcial dos fatores em razão de ser o método mais utilizado e exigir menos informações estatísticas, não requerendo qualquer suposição sobre os possíveis ganhos de escala da firma. No cálculo da produtividade técnica, interessa observar as variações das quantidades físicas, supondo os preços constantes, então a variação será função das quantidades. A formulação adotada pela ANEEL estima a variação média da produtividade técnica possível para a concessionária, respeitadas as condições de crescimento do seu mercado e a necessidade de insumos físicos para atendê-lo. Assim, a meta de pro- dutividade técnica estimada é dada por: 1 2 1 1 1 100 1 ( ) t i i t t m n n t t n n p m d M X H X X X nX X X X PIB                        
  27. 27. 24 Onde Xt = produtividade técnica; Xm = produtividade técnica média; e Xp = meta de produtividade técnica estimada. Coeficiente de Prêmio por Eficiência Técnica e Qualitativa () O coeficiente de prêmio por eficiência técnica e qualitativa () é um fator de prêmio determinado pelo desempenho da concessionária com relação às metas de qualidade em vigor – conforme avaliação do regulador – e pela análise do plano de investimentos em melhorias da qualidade no momento da revisão periódica. O coeficiente () foi incorporado para permitir que a concessionária retenha parte dos exce- dentes de produtividade nos períodos que antecedem a revisão subsequente em função do esforço de investimento realizado para manter nível de qualidade superior. 7.4 Determinação do Valor do Fator X As informações de mercado e sua evolução foram aquelas fornecidas pela Escelsa enquanto que o com- portamento das variáveis macroeconômicas ao longo do período tarifário foi disponibilizado pela Fun- dação Universitária José Bonifácio (FUJB/UFRJ). A partir desses dados, a ANEEL definiu um cenário macroeconômico de maior probabilidade de ocorrência. A ocorrência deste cenário está relacionada com a manutenção da estabilidade econômica, onde os preços relativos não apresentam volatilidade signifi- cativa. 7.5 Considerações Finais Ao longo do processo de revisão tarifária da Escelsa o regulador recebeu contribuições e incorporou algumas delas à metodologia finalmente adotada. Em relação à Nota Técnica inicial as principais alte- rações foram as seguintes: (i) o cálculo da produtividade técnica foi efetuado sob o conceito de produ- tividade parcial, que é avaliada a partir da relação entre o mercado físico (MWh) e o capital humano (Hh); (ii) inseriu-se na fórmula de cálculo do Fator X um coeficiente de prêmio por eficiência técnica e qualitativa (), que varia de 0,5 a 1,0. Caso a concessionária tenha aproveitamento máximo nos itens de qualidade avaliados (atendimento ao consumidor, qualidade do fornecimento e universalização dos ser- viços) o coeficiente  será igual a 0,5. Nesse caso, a concessionária repassará aos consumidores 50% dos ganhos de produtividade técnica estabelecidos como meta, retendo 50% até a próxima revisão pe- riódica e (iii) subtraiu-se da parcela VPBc, para efeito do cálculo da produtividade econômica, todas as contas que não fossem efetivamente gerenciáveis pela concessionária, isto é, considerou-se apenas O&M. A ANEEL concluiu a sua análise ressaltando "que todas essas alterações foram feitas em confor- midade com os pressupostos do modelo original, os quais não foram alterados, por entender-se estarem de acordo com o princípio básico do sistema price cap que é o de emular condições de competição. Para as próximas revisões a ANEEL continuará aprofundando os seus estudos para aperfeiçoar a metodologia de cálculo do Fator X". 8 Anexo III – Metodologia para Fator X na Nota Técnica ANEEL n° 326 Dando continuidade à definição do arcabouço teórico que irá fundamentar os processos de revisão tari- fária a partir de 2003, a ANEEL divulgou, em 25/10/2002, a Nota Técnica n° 326/02 que trata do "Cál- culo do Fator X na Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica". Esta Nota Técnica está organizada da seguinte maneira: (i) objetivos do Fator X na regulação econômica das concessionárias de distribuição; (ii) o Fator X na experiência internacional: método da Produtividade
  28. 28. 25 Total dos Fatores (PTF); método do fluxo de caixa descontado; critério do regulador; e método da com- paração entre empresas; (iii) proposta ANEEL de metodologia para o cálculo do Fator X e (iv) conside- rações finais. Inicialmente, cabe ressaltar que a ANEEL não disponibilizou qualquer outra informação sobre o Fator X proposto além dos resultados mencionados acima. Em particular, não se conhece: (i) o porquê da não consideração de um K ≠ 0; (ii) a memória de cálculo da variação da produtividade total dos fatores (PTF) do segmento de distribuição de energia elétrica para o ciclo regulatório analisado; (iii) os procedimentos econométricos adotados para a estimação da variação das PTFs; (iv) a base de dados utilizada, inclusive o período de análise (para estimativa das PTFs da economia e do setor de distribuição de energia); (v) os procedimentos estatísticos adotados para a estimativa da produtividade operacional relativa da concessionária de distribuição de energia elétrica e (vi) os resultados da análise de consistên- cia dos valores obtidos para o Fator X com o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária (através de metodologia que implica na estimativa do fluxo de caixa descontado). A metodologia proposta pelo regulador parte das seguintes premissas: i) "O potencial médio de ganhos de produtividade do segmento de distribuição de energia elétrica em seu conjunto, relacionado com a utilização de todos os fatores de produção, é superior ao po- tencial de ganhos de produtividade da economia; ii) Além do potencial de ganhos de eficiência do segmento de distribuição de energia elétrica, cada concessionária possui distintos potenciais de ganhos de eficiência operacional relativa, isto é, quando comparada com as melhores práticas de empresas semelhantes; iii) Diferenças de desempenho entre concessionárias justificam a adoção de valores diferentes para o fator x para cada concessionária; iv) Dadas as especificidades do caso brasileiro, analisar o potencial de ganhos de produtividade sob essas duas óticas – do segmento de distribuição em seu conjunto e da concessionária específica – é uma forma adequada de identificar o potencial produtivo efetivo de cada empresa e, conse- quentemente, estabelecer tarifas justas mediante a aplicação do fator x; v) Pode não ser factível projetar para o segundo período tarifário a ocorrência de ganhos de efici- ência na mesma magnitude dos obtidos no período tarifário pós-privatização. Assim, pode ser necessária uma análise de sensibilidade com vistas a assegurar a consistência e a qualidade dos resultados obtidos para o fator x para o próximo período tarifário". Cabem alguns comentários iniciais. Primeiro, a ANEEL erra ao afirmar que a produtividade do seg- mento de distribuição de energia elétrica é superior à da economia, sem qualquer referência à evidência empírica sobre este tema. Esta premissa introduz um viés de especificação na determinação do Fator X, ou seja, trunca por baixo a distribuição dos valores esperados para X. Em outras palavras, ao contrário do formulado na melhor prática teórica e empírica e no próprio contrato de concessão, o valor esperado para o Fator X é exclusivamente maior do que zero. Desta maneira, o regulador determina ex-ante que a trajetória esperada para o preço relativo da energia elétrica distribuída é negativamente inclinada. Se- gundo, esta premissa permite ao regulador comparar o desempenho operacional de concessionárias (ben- chmark), superando uma omissão quando da definição do Fator X na revisão tarifária da Escelsa, apesar de prevista contratualmente. Terceiro, essa premissa é base em modelos do tipo price cap não sendo objeto de discordância. Quarto, o regulador não qualificou "as especificidades do caso brasileiro" que levam à sua proposta de definição do Fator X. No entanto, uma análise desta proposta identifica uma solução do tipo ad hoc para o problema, ou seja, a parametrização final do Fator X depende de conside- rações que extrapolam, por exemplo, a adoção irrestrita do modelo de Bernstein/Sappington. Por fim, a análise de consistência pode conter erros de estimação – dados o volume adicional de informações para a sua realização e a não especificação de um intervalo de validação para a aplicação do teste – que podem acabar por tornar incompatíveis a comparação entre o Fator X por metodologias alternativas.
  29. 29. 26 De qualquer maneira, a partir das premissas citadas, a ANEEL define o Fator X para uma determi- nada distribuidora de energia elétrica (Xi) como sendo: max{0,( ) }E O i iX X X K   Onde XE = estimativa da variação dos ganhos de produtividade do segmento de distribuição de energia elétrica no período tarifário; XO = estimativa da variação dos ganhos de produtividade operacional rela- tiva da concessionária de distribuição de energia elétrica para o período tarifário; i = proporção dos custos operacionais sobre a Parcela B da receita da concessionária de distribuição de energia elétrica no ano teste; K = elemento de recuperação de despesas operacionais e de investimentos (ambas estimadas), de caráter extraordinário, a ser aplicado – a critério do regulador – quando houver necessidade de com- pensação de fatores que extrapolem as obrigações do contrato de concessão e afetem o equilíbrio eco- nômico-financeiro do contrato. Esta paramétrica contempla, de uma só vez, os diversos métodos adotados na teoria e na prática internacional resumidos pela ANEEL, ou seja, o método da produtividade total dos fatores, o critério do regulador (discrição) e o método da comparação entre empresas.28 Esta formulação apresenta uma clara dicotomia, decorrente do termo XE e XO na equação anterior. O primeiro termo, como definido, compara o segmento de distribuição de energia como um todo com a economia. O segundo termo, compara o desempenho operacional de uma concessionária com outras concessionárias pertencentes ao mesmo agrupamento29 , um subconjunto do segmento como um todo. Esta dicotomia dificulta a construção ló- gica do modelo para a determinação do Fator X. Nota-se, ainda, que a função max na equação acima fixa o valor esperado do Fator X como positivo – violando o disposto no contrato de concessão – exceto pelo termo K, de caráter extraordinário e apli- cado a critério da ANEEL.30 A análise a seguir trata, separadamente, da abordagem proposta pelo regu- lador para a estimativa dos termos XE e XO , bem como dos valores sugeridos para cada uma das parcelas. 8.1 Produtividade do Segmento de Distribuição de Energia Elétrica Proposta ANEEL O núcleo da proposta da ANEEL para a estimativa da produtividade do segmento de distribuição de energia elétrica é formado pelo modelo de Bernstein/Sappington e pelo conceito de produtividade total de fatores. Conforme a Nota Técnica n° 326/02, a estimativa da variação dos ganhos de produtividade do segmento de distribuição de energia elétrica, XE é dada por: max{0,[( ) ( )]}E s eco eco sX PTF PTF W W         Onde sPTF   variação estimada da produtividade total dos fatores do segmento de distribuição de ener- gia elétrica para o período tarifário; ecoPTF   variação estimada da produtividade total dos fatores da 28. A análise de consistência desta paramétrica, também proposto pela ANEEL, incorpora ao modelo brasileiro ainda o método do fluxo de caixa descontado. 29. Em outras palavras, empresas similares. 30. A eventual consideração de um termo K ≠ 0 depende, primeiro da despesa/investimento ser reputado como "extraordi- nário" e, segundo, de ser considerado pelo regulador. Uma primeira análise sobre este tema deveria, com certeza, contemplar demandas regulatórias não pactuadas no momento da assinatura do contrato de concessão.
  30. 30. 27 economia para o período tarifário; sW   variação estimada dos custos dos insumos do segmento de dis- tribuição de energia elétrica para o período tarifário; ecoW  variação estimada dos custos dos insumos da economia para o período tarifário. O cálculo da sPTF  é definido a partir da seguinte equação: 1 n s i i i PTF PTF      Onde i = número de consumidores da firma i em relação ao total do número de consumidores do seg- mento de distribuição de energia elétrica; e iPTF   variação da produtividade total dos fatores da dis- tribuidora i. As variações estimadas da iPTF  e da ecoPTF  serão calculadas pelo método da contabili- dade do crescimento (growth accounting), da seguinte maneira: (1 )i i i iPTF Y L K          Onde iY   variação estimada do produto da distribuidora i no período tarifário; iL   variação estimada do fator trabalho da distribuidora i no período tarifário; iK   variação estimada do fator capital da dis- tribuidora i no período tarifário; e  e (1-) = participação do fator trabalho (labor share) e do fator capital no valor adicionado da distribuidora i, respectivamente. (1 )eco eco eco ecoPTF Y L K          Onde ecoY  variação estimada do produto da economia no período tarifário; ecoL   variação estimada do fator trabalho da economia no período tarifário; ecoK  variação estimada do fator capital da econo- mia no período tarifário; e  e (1-) = participação do fator trabalho (labor share) e do fator capital, respectivamente. A base de dados proposta pela ANEEL para a estimativa das variáveis utilizadas na determinação do Fator X é a seguinte: • sW   cesta de índice de preços divulgados por notória e independente instituição de pesquisa, que sejam mais representativos da evolução dos componentes da despesa operacional. A ponderação dos índices será feita de acordo com a participação de cada componente no valor total da despesa operacional do setor; • ecoW  índice de preços divulgado por notória e independente instituição de pesquisa que reflete a variação dos custos da economia; • iY   cálculo da variação do produto da distribuidora de acordo com o critério do valor adicio- nado; • iL   variação estimada do número de empregados da distribuidora i; • iK   variação estimada do ativo imobilizado em serviço da distribuidora i;

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