Companhia Energética de Minas Gerais
Contribuições para a
Audiência Pública nº 017/2009
Junho/2009 Sumário
1.
Considerações Iniciais ........................................................................................................ 3
2.
Resolução Homologatória nº 493/2007 ............................................................................. 3
3.
Custos Operacionais ........................................................................................................... 4
4.
Cálculo da Base de Remuneração Regulatória................................................................ 8
2
1. Considerações Iniciais
A CEMIG GT apresenta em caráter contributivo considerações no sentido de propor
aperfeiçoamentos para a Audiência Pública 017/2009, cujo objetivo é obter subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da revisão da primeira revisão tarifária
periódica da CEMIG Geração e Transmissão S.A. - CEMIG GT.
2. Resolução Homologatória nº 493/2007
A ANEEL promoveu em 2007 a revisão tarifária dos ativos denominados RBNI (Rede
Básica Novas Instalações) e RCDM (Demais Instalações de Transmissão). O resultado foi
o reposicionamento tarifário em -24,58% (menos vinte e quatro vírgula cinqüenta e oito
por cento), aplicado sobre as parcelas RBNI e RCDM vigentes em 1º de julho de 2005,
com efeitos retroagidos a esta.
O resultado publicado nesta resolução é apresentado na tabela abaixo:
RESULTADOS DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Descrição
Valor Anterior (R$)
Valor da Revisão (R$)
Receita Anual Permitida
Líquida – RBNI
40.811.132,06
30.779.293,92
ÍNDICE DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO – RBNI
-24,58%
Os efeitos financeiros desta resolução foram aplicados a partir do ano de 2007 e
retroativo a 2005, ou seja, houve a redução do valor da receita anual permitida – RAP no
montante de R$10.031.838,14 (dez milhões, trinta e um mil, oitocentos e trinta e oito reais
e quatorze centavos) anuais.
3
Na nota técnica nº 165/2009-SRE/ANEEL, de 13.05.2009, a ANEEL informa que os
resultados ali apresentados substituem os valores publicados na resolução homologatória
nº 493/2007. Dessa forma, para que os efeitos da Resolução Homologatória nº 493/2007
sejam de fato anulados, a Agência deve ressarcir à CEMIG GT o valor de
R$48.262.684,33 (quarenta e oito milhões, duzentos e sessenta e dois mil, seiscentos e
oitenta e quatro reais e trinta e três centavos), referentes a quatro parcelas anuais
atualizadas do montante reduzido, para que o impacto redutor da revisão da RBNI não
incida duas vezes na receita da empresa CEMIG GT. Sobre este montante, devem ser
adicionados os encargos e tributos incidentes na receita anual permitida.
Outra forma de solução da questão é considerar, no processo desta audiência pública, o
valor de R$30.779.239,92 (trinta milhões, setecentos e setenta e nove mil, duzentos e
noventa e três reais e noventa e dois centavos) para a receita anual permitida líquida da
RBNI anterior. Dessa forma, o valor da receita anual permitida total (RBSE + RBNI)
passará a ser R$306.076.047,48 (trezentos e seis milhões, setenta e seis mil, quarenta e
sete reais e quarenta e oito centavos), na data de 01.07.2005 e não R$316.107.885,62
(trezentos e dezesseis milhões, cento e sete mil, oitocentos e oitenta e cinco reais e
sessenta e dois centavos), conforme tabela 10 da nota técnica nº 165/2009-SRE/ANEEL,
de 13.05.2009.
3. Custos Operacionais
A ANEEL propõe a aplicação da metodologia de benchmarking, modelo Análise Envoltória
de Dados – DEA, para definição dos custos operacionais a serem reconhecidos como
eficientes para as concessionárias de transmissão de energia elétrica.
A principal desvantagem da DEA é sua grande sensibilidade a erros de medida. Outra
desvantagem comumente associada se refere à sua natureza determinística, ou seja, o
método não permite estimar um intervalo de confiança para os coeficientes. Além disso,
não permite verificar as variáveis determinantes das ineficiências estimadas. Uma
desvantagem mais relacionada ao trabalho em questão é relativa à necessidade de se
assumir alguma hipótese de retorno de escala.
Um problema do modelo que vem sendo bastante discutido recentemente é a chamada
“maldição da dimensão” (curse of dimensionality). Trata-se de certo viés pró-eficiência
4
causado pela pequena disponibilidade de dados e/ou grande número de variáveis.
Avanços teóricos recentes têm demonstrado que a “taxa de convergência” dos
estimadores baseado em DEA é inversamente proporcional ao número de variáveis no
modelo (seja insumo ou produto) e diretamente proporcional ao número de observações.
Isto significa que, em situações em que há um pequeno número de observações e um
grande número de variáveis, os parâmetros de eficiência podem ser superestimados.
Para a aplicação do DEA, a hipótese assumida a respeito dos retornos de escala é a de
retornos não-decrescentes. Esta questão é muito importante, visto que os resultados são
bastante sensíveis a esta hipótese. De fato, são poucos os trabalhos que discutem o tema
para o Brasil, ou mesmo para outros países. Porém, praticamente todos estes trabalhos
têm como resultado a presença de retornos crescentes de escala nos setores de
transmissão e distribuição de energia elétrica. Além disso, é exatamente este o fator que
motivou a regulação tarifária destes no Brasil e em outros países.
A hipótese de retornos não-decrescentes implica adicionar ao modelo de otimização
apresentado anteriormente mais uma restrição, tal como abaixo:
1
onde:
λi = parâmetro de ponderação da empresa i
Um último ponto trata-se do modelo DEA aplicado a dados em painel. A diferença em
relação à abordagem cross-section é que, no painel, firmas em um ano qualquer são
comparadas com elas mesmas em outros anos. Logo, o modelo estima os parâmetros de
eficiência para cada firma em todos os anos considerados.
Tal abordagem visa mitigar um problema do método, que é sua natureza determinística,
ou seja, não há estimativa de um intervalo de confiança para os parâmetros de eficiência.
Assim, ao invés de se considerar o maior ou menor valor do período, pode-se considerar
um valor intermediário. Vale a ressalva de que a metodologia só é aplicável se o
pressuposto é que não houve mudanças significativas de padrões tecnológicos no setor,
hipótese totalmente plausível no caso do setor de transmissão de energia elétrica.
5
Para evitar distorções devido a valores discrepantes em algum ano específico, que pode
ocorrer inclusive devido a erros de medida, adota-se a mediana dos valores dos
parâmetros estimados para cada ano. Assim, por exemplo, se os parâmetros estimados
para uma empresa forem 60%, 90% e 92%, para os anos 2003, 2004 e 2005,
respectivamente, o valor considerado será o de 90%. Ou seja, valores discrepantes (60%,
neste caso) não afetariam o parâmetro real estimado.
A ANEEL, conforme item 36 da proposta preliminar, estabelece para o período de
referência entre julho de 2005 e junho de 2006 a aplicação do parâmetro de eficiência do
ano de 2005, resultado da aplicação da metodologia de benchmarking, modelo Análise
Envoltória de Dados – DEA, nos custos contábeis de 2005, conforme descrito abaixo:
Custo de O&M Resultante da Aplicação do Modelo
Empresa
CEMIG
Custo Total 07/2004 – 06/2005
149.067.202,83
Parâmetro de Eficiência
69,18%
Custo Eficiente
103.124.690,92
Esta proposta conflita com o critério definido na resolução normativa nº 257, de
06.03.2007, conforme item III – Formulação Geral do anexo II, transcrito abaixo:
“A partir da análise da evolução temporal dos custos reais das empresas e após o
processo de comparação entre as mesmas, determinam-se os parâmetros de custos por
fronteiras de eficiência e define-se o custo a ser reconhecido como uma fração do custo
real da empresa, conforme a equação:
CAOMNI = CEi * COMNI + CADNI
Restrição: 80% ≤ CE ≤ 100%
......................................... Por fim, define-se regulatoriamente um limite inferior para o
coeficiente de eficiência (80%) de modo a estabelecer uma trajetória de
convergência dos custos para o próximo período tarifário. Para isso, os
6
coeficientes de eficiência das empresas deverão ser normalizados dentro da faixa
estabelecida” .(grifos nossos)
Tal determinação é garantida no item 64 da nota técnica nº 182/2007-SRE/ANEEL, de
22.06.2007, documento integrante do processo da primeira revisão tarifária das
concessionárias de transmissão de energia elétrica, na qual é estabelecido que “a
normalização foi feita conforme previsto na Resolução Normativa nº 257/2007, que
determina que os parâmetros estimados sejam normalizados de forma que o menor valor
seja 80% e o maior 100%. O valor resultante, em termos percentuais, já normalizado,
pode ser calculado com base na seguinte fórmula, onde x é a mediana dos valores
estimados, e y é o valor final normalizado:
20%
80%
A tabela a seguir apresenta os resultados encontrados para cada empresa avaliada.
Parâmetros de Benchmarking Estimados e Normalizados
Parâmetros Estimados
Empresas
2005
2004
2003
Mediana
Mediana
Normalizada
COPEL
93,20%
82,42%
100,00%
93,20%
100,00%
CEMIG
69,18%
92,87%
89,14%
89,14%
98,52%
CEEE
77,11%
77,12%
94,38%
77,12%
94,14%
CHESF
70,35%
76,49%
85,21%
76,49%
93,91%
ELETROSUL
75,47%
75,05%
83,69%
75,47%
93,53%
FURNAS
53,79%
64,48%
69,54%
64,48%
89,53%
CTEEP
42,60%
43,22%
49,71%
43,22%
81,77%
ELETRONORTE
34,86%
38,36%
42,63%
38,36%
80,00%
Fonte: Item 65, tabela 4, nota técnica nº 182/2007-SRE/ANEEL, de 22.06.2007
7
Pelos resultados publicados, constata-se que a ANEEL aplicou a regra de restrição
(normalização) para o coeficiente de eficiência das empresas, determinando o percentual
de 80% como limite inferior a ser adotado para os custos operacionais. Caso fosse
aplicado tão somente o percentual encontrado para a mediana de todas as empresas,
apenas as empresas COPEL e CEMIG estariam dentro da faixa estipulada. Com a
aplicação da regra da normalização, o percentual da mediana da CEMIG ficou em
98,52%.
A proposta atual de aplicação do parâmetro de eficiência do ano de 2005 nos custos
contábeis deste ano, penaliza sobremaneira a concessionária CEMIG GT, pois não
observa a aplicação do critério de coeficiente de eficiência fixado entre 80 e 100%, além
de não permitir o estabelecimento de uma trajetória de convergência dos custos para o
próximo período tarifário. Ressalta-se que esta medida não contribui para a eficiência
operacional da empresa, uma vez que este resultado é estabelecido para o período onde
os custos já ocorreram, ficando a empresa impossibilitada de fazer gestão sobre eles.
Dessa forma, para atender o dispositivo legal e dar coerência ao processo do primeiro
ciclo de revisão tarifária das concessionárias de transmissão de energia elétrica, a CEMIG
GT propõe que o parâmetro de eficiência a ser aplicado esteja entre 80% e 98,52% dos
custos contábeis de 2005, coerentes com as propostas anteriores desta Agência,
aplicados inclusive a todas as demais empresas na primeira revisão tarifária homologada
em 2007.
4. Cálculo da Base de Remuneração Regulatória
A metodologia que apura a Base de Remuneração Regulatória pressupõe que a
concessionária é remunerada de acordo com o sistema SAC – Sistema de Amortização
Constante. Entretanto, o regime tarifário vigente na transmissão considera outro sistema,
o Price.
Em função disso é necessário um ajuste na base, para apurar corretamente a
reintegração do ativo no período compreendido entre a assinatura do contrato de
concessão, em 1997, e o ano da revisão, 2005.
8
Esse ajuste é necessário para recompor o fluxo de caixa adequado para que haja a
integral recuperação dos investimentos realizados. Considerar a amortização linear,
nesse período, sem ajuste, subestimaria a base de remuneração.
A forma mais simples de realizar esse ajuste é retirar a amortização linear acumulada
pelo sistema SAC no período de vigência do contrato de concessão (1998 a 2005) e
incluir a amortização implícita no sistema price, no mesmo período.
Portanto, a CEMIG GT propõe que o laudo de avaliação dos ativos de transmissão da
CEMIG
GT,
encaminhado
através
da
correspondência
CR/CB-0155A/2009,
de
13.04.2009, seja ajustado para corrigir a distorção apontada.
9