NOTA TÉCNICA CTEE Nº 002/2010
AVALIAÇÃO DO PROCESSO DE REVISÃO DA MARGEM BRUTA DA GÁS DE
ALAGOAS S.A. – ALGÁS PARA O CÍCLO 2010/2011.
Após haver submetido à Nota Técnica 001/2010 a obtenção de subsídios e
considerações adicionais através de consulta pública com a finalidade de aprimorar e/ou
retificar os resultados provenientes da atividade de revisão tarifária 2010, faze-se os
registros dos documentos recebidos por esta ARSAL que deram causa a elaboração da
Nota Técnica Nº 002/2010, conforme fls.: 200 a 219.
A presente Nota Técnica tem como objetivo aprimorar a NT 001/2010,
submetida à consulta pública no período de 23/04/2010 À 29/04/2010 .
Esta nota encontra-se dividida em quatro partes. Inicialmente, é apresentada
uma síntese das cláusulas tarifárias estabelecidas no Contrato de Concessão. Na
segunda parte, são apresentadas as informações fornecidas pela Concessionária,
seguida de uma análise criteriosa dos dados e por último, a definição da sua margem
bruta.
1. Contrato de Concessão – Cláusulas Tarifárias
No contrato de concessão para exploração industrial, comercial, institucional e
residencial do serviço de distribuição de gás canalizado, firmado entre a ALGÁS e o
Estado de Alagoas, a metodologia a ser empregada no estabelecimento da tarifa é
referenciada pela cláusula décima quarta para o seu Anexo I – Metodologia de Cálculo da
Tarifa para Distribuição do Gás Canalizado no Estado de Alagoas.
Neste, a tarifa é definida da seguinte maneira:
TM = PV + MB
TM = Tarifa Média (R$/m³) a ser cobrada pela ALGÁS;
PV = Preço de Venda (R$/m³) do supridor de gás natural (Petrobras); e
MB = Margem Bruta (R$/m³) de distribuição da ALGÁS.
Ademais, esclarece o documento (item 4, Anexo I) que “o cálculo da margem
bruta da distribuição está estruturado na avaliação prospectiva dos custos dos serviços,
na remuneração e depreciação dos investimentos vinculados aos serviços, objeto da
concessão, realizados ou a realizar ao longo do ano de referência para cálculo e,
finalmente, na projeção dos volumes de gás a serem vendidos durante o ano, segundo o
orçamento anual”.
No tocante à revisão da margem bruta, dispõe o item 6, do Anexo I, que a
Concessionária deve submeter as planilhas de custo “ao CONCEDENTE para fins de
aprovação da tarifa podendo ser revistas, periodicamente, e confrontadas com a margem
bruta – MB – vigente, de modo a garantir o equilíbrio econômico financeiro do Contrato”.
Além disso, é disposto nesse item que a revisão da margem bruta será feita de acordo
com a seguinte fórmula paramétrica, que deve ser contabilizada em termos anuais:
MARGEM BRUTA = CUSTO DO CAPITAL + CUSTO OPERACIONAL + DEPRECIAÇÃO + AJUSTES + AUMENTO DE PRODUTIVIDADE
onde:
Custo do Capital = (INV x TR + IR) / V;
Custo Operacional = (P + DG + SC + M + DT + DP + CF + DC) x (1 + TRS)/V;
Depreciação = 0,10 INV / V;
INV = Investimento realizado e a realizar ao longo do ano deduzida a depreciação
cobrada na tarifa;
TR = Taxa de Remuneração anual do investimento definida em 20% ao ano;
IR = Imposto de Renda e outros impostos associados a resultados;
P = Despesa de Pessoal;
DG = Despesas Gerais;
SC = Serviços Contratados;
M = Despesas com Material;
DT = Despesas Tributárias;
DP = Diferenças com Perdas de Gás;
CF = Custos Financeiros;
DC = Despesa com Comercialização e Publicidade;
V = 80% das previsões atualizadas das vendas para o período de um ano; e
TRS = Taxa de Remuneração dos Serviços definida em 20%.
Por fim, dispõe o item 14.6, da cláusula décima quarta, que a tarifa pode ser
revista a qualquer tempo, para adequação aos pressupostos e objetivos do contrato de
concessão, sempre que os critérios e/ou parâmetros utilizados para sua fixação
mostrem-se desfavoráveis à viabilidade econômica dos investimentos e da atividade
da Concessionária, ou ainda inadequados para que essa obtenha, de forma razoável,
a remuneração prevista na cláusula sétima de tal instrumento contratual.
2. Do Pleito da ALGÁS
A ALGÁS apresentou a esta Agência o pleito de revisão da sua margem bruta,
por meio da Carta ALGÁS/DIPRE – nº003/2010, de 29 de janeiro de 2010, à qual
foram anexados os seguintes documentos:
i.
Programa Orçamentário para o Exercício 2010: Despesas com
Pessoal, Materiais, Aluguéis, Serviços de Terceiros, Informática,
Despesas Gerais, Despesa Organizacional, Comunicação e
Marketing, Despesas Legais, Investimentos Próprios na Rede, Outros
Investimentos – Ativo Fixo, Outros Desembolsos – Custos de
Operação, Manutenção;
ii.
Posição das Vendas, referente ao ano de 2010; e
iii.
Planilha de Imobilização Mensal, referente ao ano de 2010.
Além desses, já dispomos do Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultado do
Exercício, Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido, referentes aos anos
2008 e 2009, e Balancete Analítico – Posição Dezembro/2009, de acordo com o
Relatório da Administração amplamente divulgado;
Com o objetivo de analisar com mais detalhes os documentos acima enumerados,
esta Agência solicitou o fornecimento de informações complementares,
especificamente sobre:
a)
Substituição Tributária, pois no Estado de Alagoas o gás natural veicular
tem um regime tributário diferenciado, a Petrobrás figura como substituta
tributária na condição de supridora, o que provocou ajustes contábeis na
Concessionária e conseqüentemente por parte da ARSAL quando da
apuração da Margem Bruta praticada em relação à Margem Bruta
aprovada.
b) Imobilizado, a fim de conciliar o saldo desses investimentos e o de obras
em andamento.
Além desses, foram apreciados outros documentos como:
i. Planilhas de Investimentos – Exercício 2010;
ii. Balancetes – Janeiro a Dezembro/2009;
iii. Posição de Faturamento – Janeiro e Fevereiro/2010;
iv. Balancete Analítico – Ativo Imobilizado 2008 e 2009;
v. Cópia do Contrato de compra e venda de gás natural com a Petrobras;
vi. Informações sobre o item “Despesas com Pessoal”; e
vii. Cópias dos contratos de mão-de-obra.
Esse conjunto de documentos apresentados pela ALGÁS reúne os dados que
fundamentam o pleito submetido a esta Agência, em conformidade com o previsto nas
cláusulas tarifárias contratuais anteriormente mencionadas, cujo detalhamento
constam nas planilhas do “Orçamento para 2010” e no Pleito Tarifário.
A seguir, é feita uma síntese dos principais aspectos da proposta da Concessionária.
Volume
Conforme informações obtidas no Orçamento para 2010, a Concessionária projeta um
volume de gás a ser faturado no mesmo ano na ordem de 173.525.468 m³ (cento e
setenta e três milhões, quinhentos e vinte e cinco mil, quatrocentos e sessenta e oito
metros cúbicos);
Em relação ao ano de 2009, a Concessionária estima um crescimento de
aproximadamente 4,91% no seu volume de vendas;
Na definição do mercado prospectado, como nos anos anteriores, a ARSAL tem
levado em consideração o contrato firmado entre a ALGÁS e à Gerência Geral de
Comercialização da PETROBRÁS. Esse contrato de fornecimento introduziu
modalidades diferentes de entrega do gás natural. Cerca de 77% (400.000 m³/dia) do
insumo, ficará disponível na forma de contrato “Firme Inflexível”, modelo este em que
a PETROBRÁS se compromete a fornecer um determinado volume de gás de forma
contínua; 21% (110.000 m³/dia) serão entregues por contrato “Firme Flexível” e 2%
(10.000 m³/dia) na modalidade “Interruptível – em que o suprimento pode ser cortado a
qualquer tempo.
Com relação ao volume de referência (80%), este corresponde a 151.840.000 m³,
obtido das previsões contratualmente firmadas entre a PETROBRÁS e ALGÁS para
2010, consubstanciada pela Carta ALGÁS/DIPRE Nº 15/10, de 15 de abril de 2010,
onde confirma que a previsão de aumento no volume do contrato Firme Flexível,
estava condicionada a confirmação por parte da Concessionária até 31/12/2009, fato
este que não aconteceu, ficando mantidos desta forma os 110.000 m³/dia para os
meses de novembro e dezembro deste ano.
O mercado de gás natural previsto para 2010 e os utilizados nas revisões anteriores
levam continuamente em conta a demanda contratada/disponível à Concessionária. É
importante atentar que a demanda contratada à Petrobrás é o mercado máximo que
pode ser comercializado.
No tocante ao gráfico abaixo, nota-se que o mercado de gás natural que se apresenta
para a ALGÁS, mantém-se em torno de 80% das previsões de consumo contratadas
com a PETROBRÁS.
É oportuno ressaltar que a oferta de GN varia entre um máximo e um mínimo
acordados com a Petrobrás e que a demanda dos usuários, evidentemente, é contida
dentro desses limites contratuais.
Observa-se também que o crescimento do mercado tem desacelerado nos últimos
anos.
Tabela 1
Volume (m³)
2001 a 2010
ANO
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
GN VENDIDO
(m³/ano)
142.889.000
151.764.000
135.008.000
144.479.960
151.894.132
168.192.893
181.071.839
181.360.907
165.402.582
*173.525.468
GN QUANTIDADES
CONTRATADAS
(m³/ano)
100%
80%
178.120.000
142.496.000
164.250.000
131.400.000
155.125.000
124.100.000
171.550.000
137.240.000
182.500.000
146.000.000
200.750.000
160.600.000
223.380.000
186.150.000
223.380.000
186.150.000
186.150.000
148.920.000
189.800.000
151.840.000
Fontes: ALGÁS e Notas Técnicas Revisão Tarifária/ARSAL
*Previsto para 2010
COMPARAÇÃO GN VENDIDO (ALGÁS) E CONTRATADO (PETROBRÁS)
●100% CONTRATADO ●VENDIDO ●80% CONTRATADO
Custo Operacional
O item “Custo Operacional” é composto pelos dispêndios inerentes aos grupos
“Despesas de Pessoal”, “Despesas Gerais”, “Serviços Contratados”, “Despesas de
Material”, “Despesas Tributárias”, “Diferenças com Perdas de gás”, “Custos
Financeiros” e “Despesa com Comercialização”. Aos dispêndios foi adicionada, a
remuneração.
Seguem abaixo os valores propostos pela ALGÁS para os referidos dispêndios:
Tabela 2
CUSTO OPERACIONAL (CO) =
(P+DG+SC+M+DT+DP+CF+DC)*(1+TRS)/V
Despesas de Pessoal
Despesas Gerais
Serviços Contratados
Despesas de Material
Despesas Tributárias
Diferenças com Perdas de gás
Custos Financeiros
Despesa com Comercialização
Total Despesa
Remuneração dos Custos – Taxa de Remuneração dos Serviços 9% TOTAL CUSTO OPERACIONAL
R$/m³
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
0,1012
5.344.171
1.457.912
3.968.864
340.342
673.642
1.107.100
12.892.031
1.160.282
14.052.313
Custo de Capital e Depreciação
Para o cálculo do custo de capital e da depreciação, a ALGÁS apresentou o
Orçamento para 2010 com Investimentos em Rede, Móveis e Utensílios, Informática,
Veículos, Modernização e Outros, perfazendo o total de R$ 9.906.791,00.
São os seguintes os valores propostos pela ALGÁS para os referidos investimentos:
Tabela 3
IMOBILIZADO
DEPRECIAÇÃO
BRUTO – DEZ/2009
ACUMULADA – DEZ/2009
66.140.334,77
30.755.553,40
6.075.584,70
2.031.623,23
72.215.919,47
32.787.176,63
ADIÇÃO EM 2010
Investimento em Rede
7.583.681,31
6.723.554,20
Outros Investimentos
2.323.109,82
595.784,49
Total 02
9.906.791,13
7.319.338,69
OBRAS EM ANDAMENTO EM DEZEMBRO DE 2009
Investimento em Rede
1.504.613,93
Outros Investimentos
Total 03
1.504.613,93
BASE DE ATIVOS PARA 2010
Investimento
83.627.324,53
Depreciação
40.106.515,32
Base de Ativos Remunerável
43.520.809,21
BASE DE
ATIVOS
Investimento em Rede
Outros Investimentos
Total 01
Tabela 4
CUSTO DE CAPITAL (CC) = (RI + IR)/V
Remuneração do Investimento (RI) = (INV) x TR
Investimento Realizado e a Realizar Líquido (INV)
Ativos (a)
Depreciação dos Ativos (d1) = (10% * IRRL)/Vol
Imposto de Renda
Contribuição Social
TOTAL CUSTO CAPITAL
Taxa de Remuneração dos Serviços
IR = R$ 3.702.140,77 (100%)
IR = R$ 925.535,19 (25%).
R$/m³
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
%
0,0771
8.432.864,97
43.520.809,21
83.627.324,53
40.106.515,32
925.535,19
1.344.650,68
10.703.050,84
0,1938%
Depreciação
• Depreciação
R$ 7.319.339,00
Ajuste
• Ajuste
R$ (416.461,00)
Margem Bruta Pleiteada
Margem Bruta = Custo Operacional + Custo de Capital + Depreciação +
+Ajustes + Aumento de Produtividade.
Margem Bruta = R$ 0, 1824/m³
3. Da Análise do Pleito
A análise da Coordenação de Tarifas e Estudos Econômicos (CTEE) foi realizada a
partir da interpretação e aplicação dos dispositivos previstos no Contrato de
Concessão, onde se procurou avaliar a consistência dos diversos valores integrantes
da margem bruta e dos dados apresentados pela Concessionária.
Dessa forma, apresenta-se a seguir, a avaliação realizada dos diversos valores
apresentados pela ALGÁS, para fins de composição da margem bruta.
Volume
MERCADO ALGÁS REALIZADO – m³
SEGMENTOS
Residencial
Comercial
Automotivo
Industrial
TOTAL
2.008
1.415.781
2.076.293
42.504.443
135.364.390
181.360.907
2.009
1.818.798
2.485.032
37.921.444
123.177.308
165.402.582
∆%
28,47
19,69
-10,78
-9,00
-8,80
Dif. Vol. m³
403.017
408.739
(4.582.999)
(12.187.082)
(15.958.325)
Segundo a ABEGÁS (Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás
Canalizado), o consumo de gás natural no Brasil caiu 26% em 2009, devido ao alto
preço praticado pela Petrobrás, cenário que mostrou a instabilidade acarretada pela
crise econômica e a falta de competitividade com as demais fontes de energia.
Em nota, a ABEGÁS avalia que “a escalada dos preços de custo do gás natural,
somada à falta de política do governo federal, tornou-se um problema em nível
nacional, acarretando perda de competitividade frente aos outros energéticos. Com o
mercado desestimulado, o consumo caiu significativamente.
Somaram-se a esses fatores a desaceleração da produção industrial e o uso em
menor escala do Gás Natural nas usinas térmicas contribuíram ainda mais para esta
redução.
De acordo com os dados estatísticos que a entidade divulgou, o volume médio diário
de gás natural consumido no ano passado foi de 36,7 milhões de metros cúbicos –
uma queda de 26% em relação à média de 2008.
Os dados da ABEGÁS indicam que as termelétricas também consumiram menos:
65,10%, caindo de 13,3 milhões m³/dia para 4,6 milhões m³/dia em 2009. Já o
segmento comercial viu seu consumo diminuir 2,87%. As únicas exceções foram o
setor residencial e de co-geração, que apresentaram crescimento de 2,3% e 7,59%
respectivamente.
Estimativas indicam que há hoje uma disponibilidade não aproveitada da ordem de 27
milhões de m³/dia, “número que atesta que o setor passou da condição de
competitividade para a de atratividade momentânea com a realização dos leilões que a
Petrobras realizou ao longo de 2009”.
Em Alagoas, o setor industrial continuou sendo o principal consumidor do gás natural,
com uma demanda média de 337,47 mil m³/dia, apresentando uma queda de 9,% em
relação ao período anterior. O consumo automotivo registrou uma queda ainda maior,
ou seja,10,78% em relação a 2008, com uma demanda média diária de 103,89 mil
m³/dia.
Ainda no Estado, a Braskem – indústria petroquímica – que detém mais de 70% do
mercado da ALGÁS foi compelida a restringir sua produção, o que acarretou na
elevação de estoques e conseqüentemente o programa de manutenção – parada
anual da fábrica – foi realizado no dobro do tempo, acarretando desta forma uma
redução de consumo.
Para 2010 o cenário previsto pela ALGÁS é de crescimento do mercado industrial na
casa de 7% com relação a 2009, enquanto que a tendência do segmento automotivo
ainda é de queda na faixa de 2,5%, tendo as previsões sinalizadas para um
crescimento no mercado final de aproximadamente 5%.
Custo Operacional
Tabela 2A
CUSTO OPERACIONAL (CO) =
(P+DG+SC+M+DT+DP+CF+DC)*(1+TRS)/V
Despesas de Pessoal
Despesas Gerais
Serviços Contratados
Despesas de Material
Despesas Tributárias
Diferenças com Perdas de gás
Custos Financeiros
Despesa com Comercialização
Total Despesa
Remuneração dos Custos – Taxa de Remuneração dos Serviços 20% TOTAL CUSTO OPERACIONAL
R$/m³
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
0,0930307
5.344.171
1.457.912
3.968.864
340.342
13.643
646.560
11.771.492
2.354.298
14.125.790
Deduzido do Custo Operacional o valor da Taxa de Fiscalização ARSAL (R$ 603.743,76)
As “Despesas de Pessoal”, “Serviços Contratados”, “Despesas de Material”,
“Despesas Gerais”, “Despesa com Comercialização” e “Despesas Tributárias” fazem
parte do “Custo Operacional” da Concessionária, acrescida a remuneração, sobre o
total dos dispêndios.
Da análise dos documentos legais, esta Coordenação constatou aumento (11,92%) do
custo operacional em relação aos valores autorizados em 2009, no entanto ocorreram
significativas variações nos itens Comercialização e Publicidade, Despesas Tributárias
e Materiais, com acréscimos superiores a 200%, 159% e 64% respectivamente.
Glosas Custo Operacional
a)
Despesas Tributárias – R$ 659.999,00 referente à Taxa de Fiscalização.
A Lei nº 6.282-A, de 31 de dezembro de 2001 dispõe sobre o cálculo, a
cobrança e o recolhimento da taxa de fiscalização sobre serviços públicos
delegados pelo estado de Alagoas de que trata a Lei nº 6.267, de 20 de
setembro de 2001, e dá outras providências.
“Art. 2º... parágrafo 1º A Taxa de que trata esta Lei terá o valor
correspondente a 0,5% (cinco décimos por cento) sobre o valor anual das
tarifas cobradas pelo titular da concessão, permissão ou autorização,
excluídos os tributos sobre elas incidentes, e vedando-se repassá-la ao
consumidor final sob qualquer justificativa”. (g.n.)
b) Comercialização e Marketing
b1) R$ 190.000,00 referentes a projetos de responsabilidade social;
b2) R$ 220.540,00 previstos à promoção e divulgação de soluções de
climatizações e aquecimento no esforço de vendas para viabilizar o
crescimento de mercado no varejo;
b3) R$ 50.000,00 de apoio a eventos da CRECI, CREA, ADEMI, CBM, Corpo
de Bombeiros e SINDUSCON.
Os valores acima glosados não podem ser incorporados aos custos operacionais da
prestação do serviço, por não serem contemplados no Contrato de Concessão ou por
se tratarem de despesas dedutíveis da base de cálculo do imposto de renda.
ANEXO I
METODOLOGIA DE CÁLCULO DA TARIFA PARA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS CANALIZADO
NO ESTADO DE ALAGOAS
4 – O cálculo da margem bruta da distribuição está estruturado na avaliação prospectiva dos custos dos
serviços, na remuneração e depreciação dos investimentos vinculados aos serviços objeto da concessão,
realizados ou a realizar ao longo do ano de referência para cálculo, e, finalmente, na projeção dos
volumes de gás a serem vendidos durante o ano, segundo o orçamento anual.
(Contrato de Concessão nº 01/93 – Estado de Alagoas, (g.n).
Custo do Capital
Tabela 3A
BASE DE
IMOBILIZADO
DEPRECIAÇÃO
ATIVOS
BRUTO – DEZ/2009
ACUMULADA – DEZ/2009
Investimento em Rede
63.452.943,96
30.755.553,40
Outros Investimentos
6.075.584,70
2.031.623,23
Total 01
69.528.528,66
32.787.176,63
ADIÇÃO EM 2010
Investimento em Rede
6.723.554,20
7.583.681,31
Outros Investimentos
2.323.109,82
595.784,49
Total 02
7.319.338,69
9.906.791,13
OBRAS EM ANDAMENTO EM DEZEMBRO DE 2009
Investimento em Rede
1.504.613,93
Outros Investimentos
Total 03
1.504.613,93
BASE DE ATIVOS PARA 2010
Investimento
80.939.933,72
Depreciação
40.106.515,32
Base de Ativos Remunerável
40.833.418,40
Tabela 4A
CUSTO DE CAPITAL (CC) = (RI + IR)/V
R$/m³
Remuneração do Investimento (RI) = (INV) x TR
Investimento Realizado e a Realizar Líquido (INV)
Ativos (a)
Depreciação dos Ativos (d1) = (10% * IRRL)/Vol
Imposto de Renda
Contribuição Social
TOTAL CUSTO CAPITAL
Taxa de Remuneração dos Serviços
R$
R$
R$
R$
R$
R$
R$
%
0,065237395
8.166.683,68
40.833.418,40
80.939.933,72
40.106.515,32
708.959,96
1.030.002,40
9.905.646,04
20%
Depreciação
• Depreciação
R$ 4.083.341,84
Tabela 5
“Ajustes”
(Resultante da diferença entre os Custos Realizados e Orçados em 2009)
Orçado – NT2009
Realizado
[(CO*1,20) / Vol]
[(CO*1,20) / Vol]
Custos
Vol = 165.402.582m³
Vol = 148.920.000m³
Operacionais (10.517.779 + 2.103.556) / 148.920.000 =
( 10.548.686,00 + 2.109.737,00) / 165.402.582m³ =
Custo de
Capital
Ajustes
= R$ 0,08475/m³
(Inv. + IR) / Vol
Vol = 148.920.000m³
(6.315.234 + 3.299.147) / 148.920.000m³ =
= R$ 0,06456/m³
= R$0,07653/m³
(Inv. + IR + CSLL) / Vol
Vol = 165.402.582m³
(8.501.448,30 +2.270.185,00) / 165.402.582m³
= R$0,06512/m³
[(0,07653 + 0,06512) – (0,08475 + 0,06456)] = - 0,00766 R$/m³
Deduzido do Custo Operacional o valor da Taxa de Fiscalização ARSAL (R$ 603.743,76)
Ajuste
• Ajuste
R$ (1.163.094,40)
Ganho de Produtividade
ANEXO I – CONTRATO CONCESSÃO
METODOLOGIA DE CÁLCULO DA TARIFA PARA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS
CANALIZADO NO ESTADO DE ALAGOAS
“9 – AUMENTO DE PRODUTIVIDADE
Na planilha incidirá uma parcela destinada a transferir para a CONCESSIONÁRIA
50% da redução de custo unitário que, comprovadamente, a CONCESSIONÁRIA
conseguir obter ao longo do ano anterior ao de referência para cálculo da tarifa. Tal
parcela será também atualizada mensalmente pelo IGP”
Método Adotado
No ano de referência n, ano para o qual se está calculando a margem regulatória, a
fórmula para cálculo do ganho de produtividade é:
GPn=[[[ (COn-1 / Vn-1) – (COn-2 / Vn-2 * (1+IGP-DI))]*Vn-1] * 50%] / Vn
GP – Ganho de Produtividade em R$/m³;
CO – Custo Operacional;
V – Volume;
n – Ano base para cálculo da margem regulatória prospectiva
IGP-DI – Refere-se ao acumulado no período n-1
Tabela 6
GANHO DE PRODUTIVIDADE 2009 R$/m³
CO 2009 (R$) Despesa COn-1
Vol. 2009 (m³) Vn-1
CO 2008 (R$) Despesa Con-2
Vol. 2008 (m³) Vn-2
1 + IGP-DI 2009 = -1,4364 %
Volume de GN (m³) 2010 Vn
10.548.686,00
165.402.582
8.991.595,00
181.360.907
0,985636
151.840.000
Constata-se ganho de produtividade quando o resultado da aplicação da fórmula
acima for negativo. Como o resultado foi positivo R$ 0, 007/m³, vê-se que não houve
um ganho de produtividade.
O custo do capital é formado pela estimativa de remuneração e dos tributos
associados ao seu resultado contábil. O valor da remuneração é proveniente da
aplicação de 20% sobre a base de ativos, a qual é constituída pelos investimentos
realizados e a realizar ao longo do ano de 2010, devidamente atualizados e com o
desconto da respectiva reserva de depreciação.
A elevada taxa – 10% (dez por cento) – de depreciação alavanca recursos na fase
inicial das atividades da concessionária, no entanto a médio e longo prazo reduz a
base líquida de ativos, gerando a premente necessidade de se aumentar cada vez
mais os investimentos nem sempre possíveis de realização vis-à-vis o comportamento
do mercado. Outro fator importante foi o Índice Geral de Preços –Disponibilização
Interna IGP-DI/FGV, indexador de atualização dos ativos, negativo em 2009 (-1,4364
%), contribuindo também na formação do custo de capital.
Glosas Custo de Capital
a) Depreciação – Diferença R$ 3.235.997,16 proveniente do cálculo sobre a base
líquida dos ativos e o critério utilizado pela Concessionária da quota de
depreciação “adição 2010”;
b) Ajuste – Diferença R$ 0,00466m³ (- 0,00766/m³ e R$ 0,0030/m³) conforme
tabela 5;
c) Almoxarifado – R$ 2.297.966,60 sem previsão contratual, deduzido da base
de ativos para 2010;
d) Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
Os valores projetados pela concessionária para 2010 foram ajustados partindo
da MB atual (R$ 0,1665/m³) para uma MB máxima de R$ 0,2280/m³. A
presente Nota Técnica infere uma MB diversa da pleiteada e próxima à
margem atualmente em vigor, daí considerar para ambos, 76,60% obtido da
relação MB(atual) / MB(máxima), mais o crescimento de mercado para 2010.
e) Investimento em Rede
Desconsiderada a glosa constante na Tabela 3A, conforme fl. 219, do
Processo ARSAL Nº 49070-1899/10.
4. Valor Ajustado da Margem Bruta
Na Carta ALGÁS/DIPRE – nº003/2010, de 29 de janeiro de 2010, a Concessionária
não apontou um valor específico para a margem bruta a partir do mês de competência
de reajuste/revisão (maio/2010). No entanto, como forma de submeter à análise do
ente regulador pleiteou um valor referencial de tal sorte que a margem bruta atingiria
ao longo do período (maio a novembro/2010) o patamar de R$ 0,1824/m³ ( hum mil,
oitocentos e vinte e quatro milésimos de real por metro cúbico).
Todavia, após análise crítica dos valores da ALGÁS, esta Agência Reguladora
obteve a importância de R$ 0,1683/m³ (hum mil, seiscentos e oitenta e três milésimos
de real por metro cúbico), o que representa cerca de 91,34% do valor apresentado
sugerido pela Concessionária. Como explicitado ao longo desta nota técnica, essa
diferença é resultado, especialmente, dos seguintes fatores:
a) Diminuição dos investimentos projetados para 2010, proporcionando uma
redução dos itens “Remuneração” e “Depreciação”;
b) Elevação do volume estimado de gás a ser faturado em 2010, e
c) Glosas já consagradas em revisões anteriores.
Tabela 7
COMPOSIÇÃO DA MB APROVADA ARSAL
CO – Custo Operacional
CC – Custo de Capital
R$ 0,1683/ m³
0,09303070
0,065237395
Depreciação
Ajuste
Aumento de Produtividade
*Passivo Regulatório
TOTAL
0,026892399
- 0,00766000
0,000000000
- 0,009199012
R$ 0,1683/ m³
EXTRATO REVISÃO TARIFÁRIA APÓS CONSULTA PÚBLICA - 2010
VENDAS m³
80% das vendas (V)
m³/ano
189.800.000
m³/ano
151.840.000
Tarifa Média
R$/m³
0,8499
PV (A partir 1º de maio de 2010)
R$/m³
0,6816
MARGEM BRUTA (MB)= CC + CO + D + A + AP
R$/m³
0,1683
CUSTO OPERACIONAL (CO)=
(P+DG+SC+M+DT+DP+CF+DC)*(1+TRS)/V
Despesas de Pessoal
R$/m³
R$
0,0930307
5.344.171,00
Despesas Gerais
R$
1.457.912,00
Serviços Contratados
R$
3.968.864,00
Despesas de Material
R$
340.342,00
Despesas Tributárias
R$
13.643,00
Diferenças com Perdas de gás
Custos Financeiros
Despesa com Comercialização
R$
646.560,00
Total Despesa
R$
Remuneração dos Custos – Taxa de Remuneração dos Serviços 20% TOTAL CUSTO OPERACIONAL
R$
R$
R$
R$
11.771.492,00
2.354.298,00
14.125.790,00
PASSIVO REGULATÓRIO
R$/m³
-0,009199012
CUSTO DE CAPITAL (CC) = (RI + IR)/V
Remuneração do Investimento (RI) = (INV) x TR
R$/m³
0,065237395
R$
8.166.683,68
R$
40.833.418,40
Investimento Realizado e a Realizar Líquido (INV)
Ativos (a)
Depreciação dos Ativos
R$
R$
80.939.933,72
40.106.515,32
Imposto de Renda
R$
708.959,96
Contribuição Social
R$
TOTAL CUSTO CAPITAL
R$
1.030.002,40
9.905.646,04
Taxa de Remuneração dos Serviços
20%
Depreciação dos Ativos (d1) = (10% * IRRL)/Vol
R$/m³
0,026892399
Ajuste (A)/Vol
R$/m³
-0,00766
Aumento de Produtividade (AP)
R$/m³
0,00
Análise das Contribuições Recebidas na Consulta Pública – CP 001,
acontecida de 23 a 29 de abril de 2010 Nota Técnica Nº 001/2010.
Revisão da Margem Bruta para o Serviço de Gás Natural Canalizado Ciclo
2010/2011.
Após haver submetido à Nota Técnica 01 a obtenção de subsídios e
considerações adicionais com a finalidade de aprimorar e/ou retificar os
resultados provenientes da atividade de revisão tarifária 2010, faze-se as
considerações das principais explanações constantes nos documentos
recebidos por esta ARSAL:
Apresentam-se abaixo, na cor azul, as apreciações realizadas por esta Agência
quanto às contribuições recebidas, que deram causa a emissão da Nota
Técnica Nº 002/2010:
BRASKEM-C-DI 0009/10
7. Não é consistente a proposta do novo divisor V igual a 151.840.000 ...
Ao realizar o cálculo da Margem Bruta a ARSAL, seguindo a Metodologia de
Cálculo contida no ANEXO I do Contrato de Concessão, estabeleceu critérios
com embasamento nas informações disponíveis de mercado e nas fornecidas
pela Concessionária;
Na definição do mercado prospectado, como nos anos anteriores, esta ARSAL
tem levado em consideração o contrato firmado entre a ALGÁS e à Gerência
Geral de Comercialização da PETROBRÁS. Para 2010 o contrato firmado
garante gás natural em até 520.000 m³/dia.
Esse contrato de fornecimento introduziu modalidades diferentes de entrega do
gás natural. Cerca de 77% (400.000 m³/dia) do insumo, ficará disponível na
forma de contrato “Firme Inflexível”, modelo este em que a PETROBRÁS se
compromete a fornecer um determinado volume de gás de forma contínua;
21% (110.000 m³/dia) serão entregues por contrato “Firme Flexível” e 2%
(10.000 m³/dia) na modalidade “Interruptível – em que o suprimento pode ser
cortado a qualquer tempo.
Com relação ao volume de referência (80%), este corresponde a 151.840.000
m³, obtido das previsões contratualmente firmadas entre a PETROBRÁS e
ALGÁS para 2010, consubstanciada pela Carta ALGÁS/DIPRE Nº 15/10, de 15
de abril de 2010, onde confirma que a previsão de aumento no volume do
contrato Firme Flexível, estava condicionada a confirmação por parte da
Concessionária até 31/12/2009, fato este que não aconteceu, ficando mantidos
desta forma os 110.000 m³/dia para os meses de novembro e dezembro deste
ano.
Em relação ao gráfico abaixo, nota-se que o mercado de gás natural que se
concretiza para a ALGÁS se mantém em torno dos 80% das previsões de
consumo repassadas/contratadas da PETROBRÁS
ANO
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
GN VENDIDO
(m³/ano)
142.889.000
151.764.000
135.008.000
144.479.960
151.894.132
168.192.893
181.071.839
181.360.907
165.402.582
*173.525.468
GN QUANTIDADES
CONTRATADAS
(m³/ano)
100%
80%
178.120.000
142.496.000
164.250.000
131.400.000
155.125.000
124.100.000
171.550.000
137.240.000
182.500.000
146.000.000
200.750.000
160.600.000
223.380.000
186.150.000
223.380.000
186.150.000
186.150.000
148.920.000
189.800.000
151.840.000
Fontes: ALGÁS e Notas Técnicas Revisão Tarifária/ARSAL
*Previsto para 2010
COMPARAÇÃO GN VENDIDO (ALGÁS) E CONTRATADO (PETROBRÁS)
Observa-se também que o crescimento do mercado tem desacelerado nos
últimos anos.
É válido ressaltar que a oferta de GN para ALGÁS varia entre um máximo e
mínimo acordados com a Petrobrás e que a demanda dos usuários,
evidentemente, é contida dentro desses limites contratuais.
Diante de todo exposto, conclui-se que o mercado GN presumido para 2010 foi
apurado de maneira consistente, adotando-se critérios coesos e admitindo-se a
conjuntura atual do fornecimento de gás natural à Concessionária.
Resposta as considerações apresentadas pela Braskem que foram de encontro
às definições e parâmetros da metodologia de cálculo do Anexo I do Contrato
de Concessão 01/93:
O Contrato de Concessão, juntamente com as normas legais, constituem o
regime jurídico aplicável à exploração do serviço público;
Em outras palavras: constituem o marco regulatório, a ser respeitado pelo
Concessionário e pela Agência Reguladora;
Assim, a definição de toda metodologia de cálculo e de sua fórmula
paramétrica, está embasada no Contrato de Concessão segundo a
metodologia de cálculo definida no ANEXO I. Portanto, a Agência aplica sem
prejuízo do disposto nos outros documentos legais vigentes, o Contrato de
Concessão.
Logo, atendendo as condições contratuais, é mantido o equilíbrio econômicofinanceiro, conforme afirmado no Art. 10 da Lei 8.987/95, que segue abaixo:
Lei Nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995
Dispõe sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços
públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal, e dá outras providências.
CAPÍTULO IV
Da Política Tarifária
“Art. 10. Sempre que forem atendidas as condições do contrato, considera-se
mantido seu equilíbrio econômico-financeiro.”
(grifo nosso)
Adverte-se que compete a esta Agência cumprir e fazer cumprir as disposições
regulamentares do serviço e as cláusulas contratuais da concessão:
Lei Nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995
CAPÍTULO VII
Dos Encargos do Poder Concedente
Art. 29. Incumbe ao poder concedente:
VI - cumprir e fazer cumprir as disposições regulamentares do serviço e as
cláusulas contratuais da concessão;
LEI N.º 6.267, DE 20 DE SETEMBRO DE 2001
Institui a Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Alagoas ARSAL, e dá Outras Providências.
CAPÍTULO III
DA COMPETÊNCIA DA ARSAL
Art. 9º Compete ainda à Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado
de Alagoas - ARSAL:
I - zelar pelo fiel cumprimento da legislação, dos contratos de concessão e
termos de permissão de serviços públicos sob a sua competência regulatória,
podendo, para tanto, determinar diligências junto ao poder concedente e
entidades reguladas, e ter amplo acesso a dados e informações;
(grifos nossos)
29. Houve um cumprimento apenas parcial dos Pareceres e do Despacho... os
quais foram no sentido da “exclusão do recurso do imposto de renda da base
de cálculo do custo do capital até o término do período isentivo”...
30. O correto é a exclusão dessa parcela a partir do início até o fim do período
isentivo. A interpretação da vigência a partir de 2008, com base no exercício de
2007, não procede.
Esta ARSAL cumpre totalmente Parecer PGE/PFE 797/06 e o Despacho
PGE/LIC n° 1.15712006, referentes ao Processo n° 12040-3095/2006,
publicado no Diário Oficial do Estado de Alagoas em 29 de setembro de 2006.
Esse Parecer afirma que se deve excluir a parcela de imposto de renda com
isenção fiscal da formação do custo de capital enquanto prosseguir o período
de isenção e até o término do período isentivo.
O Despacho PGE/LIC n° 1.15712006 não opina pela exclusão retroativa do
imposto de renda com isenção fiscal.
...deve-se retirar o valor do imposto de renda da formação do custo do capital,
enquanto prosseguir o período de isenção.
Diante do exposto, opino pela exclusão do recurso do imposto de renda com
isenção fiscal da base de calculo do custo capital até o término do período
isentivo. (Parecer PGE/PFE 797/06)
(grifo nosso)
“Enquanto” é definido no dicionário Michaelis como: conj. 1. No tempo em que.
“Prosseguir” segundo o mesmo dicionário, por sua vez significa: v. 1. Tr. dir.
Fazer seguir; levar por diante. 2. Tr. dir., tr. ind. e intr. Seguir avante; continuar,
perseverar, persistir.
Entende-se aqui que o citado Parecer determina que a retirada do valor do
imposto de renda (parcela isenta) da formação do custo de capital deva ocorrer
do período em que continuar (a partir do deferimento do Despacho PGE/LIC n°
1.15712006) até o término do período isentivo. De maneira que não retroage
para alcançar situações já consumadas anteriores à consulta realizada ao
PGE.
No nosso entendimento, não cabe nenhuma discussão acerca da titularidade
dos recursos oriundos benefício fiscal – eles pertencem à Companhia, e não
aos acionistas, tampouco aos seus usuários. Aliás, é justamente isso que
preceitua a Cláusula Nona do Contrato de Concessão, a qual segue transcrita
abaixo:
“9 – Pertencerão, única e exclusivamente à CONCESSIONÁRIA, todos os
bens, equipamentos, canalizações e medidores utilizados na distribuição do
gás, assim como quaisquer outros bens móveis e imóveis adquiridos por
qualquer forma, inclusive veículos, máquinas e utensílios mobiliários e linhas
telefônicas, entre os quais os realizados com contribuição de poderes públicos,
entes privados ou qualquer usuário.”
Carta ALGÁS DIPRE Nº020, de 29 de ABRIL/2010
1. Custo de Capital
a) Imposto de Renda e Contribuição Social
Em todos os processos de revisão tarifária anteriores, o valor adotado pela
ARSAL para o Imposto de Renda se aproxima do valor constante no orçamento
apresentado pela ALGÁS, uma vez que a mesma retira da base de ativos os
investimentos feitos com recursos do incentivo fiscal e mantém o valor integral
do imposto no cálculo do custo de capital. No processo em curso, no entanto, o
valor utilizado pela ARSAL ficou bem distante dos R$ 3.702.141,00
apresentados no orçamento.Embora não tenha apresentado a memória de
cálculo do Imposto de Renda, considerando o fundamento apresentado na
Nota Técnica, entendemos que o valor apresentado pela ARSAL é
improcedente.
A ALGÀS deu um incremento de 29,59% para 2010, sobre o valor
provisionado em dezembro de 2009 (dados balancete). Com base nessa
elevadíssima previsão a ARSAL fez a correlação entre as variações de
margens e ainda do mercado prospectado. Esperamos que o valor a ser
efetivamente realizado aproxime-se com maior aderência ao considerado na
Nota Técnica 01/10.
b) Glosa de R$ 884.533,00 no investimento previsto para 2010
A Nota Técnica não esclarece a diferença de valor entre o investimento
orçado pela ALGÁS para 2010, de R$ 9.906.791,13 e o investimento utilizado
pela ARSAL, de R$ 9.022.258,20. Contudo, considerando que os investimentos
orçados para 2010 constituem a continuidade do Plano de Expansão da
ALGÁS e/ou estratégicos para o alcance da segurança na rede e apoio à infraestruturara de software e hardware da empresa, entendemos que os
investimentos apresentados devem ser considerados em sua totalidade para
cálculo da margem.
Desconsiderada a glosa constante na Tabela 3A, conforme fl. 219, do
Processo ARSAL Nº 49070-1899/10.
“...a diretoria acatou e resolveu desconsiderar a glosa acima visto que
não fora especificado quais investimentos em rede estavam sendo
excluídos”.
2. Custo Operacional:
a) Glosa R$ 659.999,00 Taxa de Fiscalização
Considerando o que estabelece o Contrato de Concessão em sua
Cláusula Décima Quarta, entendemos que a Taxa de Fiscalização deve sim
compor a margem.
A Lei nº 6.282-A, de 31 de dezembro de 2001 dispõe sobre o cálculo, a
cobrança e o recolhimento da taxa de fiscalização sobre serviços públicos
delegados pelo estado de Alagoas de que trata a Lei nº 6.267, de 20 de
setembro de 2001, e dá outras providências.
“Art. 2º... parágrafo 1º A Taxa de que trata esta Lei terá o valor
correspondente a 0,5% (cinco décimos por cento) sobre o valor anual das
tarifas cobradas pelo titular da concessão, permissão ou autorização,
excluídos os tributos sobre elas incidentes, e vedando-se repassá-la ao
consumidor final sob qualquer justificativa”. (g.n.)
b) Glosa R$ 460.540,00 – Despesas de Comercialização e Projetos de
Responsabilidade Social.
A glosa realizada pela ARSAL baseou-se no argumento de que os
valores não podem ser incorporados aos custos operacionais da prestação do
serviço, por não serem contemplados no Contrato de Concessão ou por se
tratarem de despesas dedutíveis da base de cálculo do imposto de renda.
As despesas detalhadas abaixo não podem ser incorporadas aos custos
operacionais da prestação do serviço, por não serem contempladas no
Contrato de Concessão ou por se tratarem de despesas dedutíveis da base de
cálculo do imposto de renda.
b1) R$ 190.000,00 referentes a projetos de responsabilidade social;
b2) R$ 220.540,00 previstos à promoção e divulgação de soluções de
climatizações e aquecimento no esforço de vendas para viabilizar o
crescimento de mercado no varejo;
b3) R$ 50.000,00 de apoio a eventos da CRECI, CREA, ADEMI, CBM, Corpo
de Bombeiros e SINDUSCON.
ANEXO I
METODOLOGIA DE CÁLCULO DA TARIFA PARA DISTRIBUIÇÃO DO GÁS
CANALIZADO NO ESTADO DE ALAGOAS
4 – O cálculo da margem bruta da distribuição está estruturado na avaliação
prospectiva dos custos dos serviços, na remuneração e depreciação dos
investimentos vinculados aos serviços objeto da concessão, realizados ou a
realizar ao longo do ano de referência para cálculo, e, finalmente, na
projeção dos volumes de gás a serem vendidos durante o ano, segundo o
3) Ajustes e Passivo Regulatório
A função primordial do ajuste dentro da metodologia de cálculo da
margem de distribuição é corrigir eventuais distorções que ocorrem no
momento em que se estabelece a margem futura prospectada com base em
custos, investimentos e volumes e que, por isso, carrega em si uma parcela de
indefinição.
A maneira de verificar qual é a margem necessária à operação da
concessionária e, conseqüentemente de proceder o ajuste de margem
automática, é compor a margem realizada (margem real verificada na
contabilidade dividida pelo volume real vendido) à margem efetiva (margem
calculada considerando a aplicação da metodologia do Contrato de Concessão,
com a utilização dos valores custos, despesas, investimentos e volume
realmente efetivados dentro do ano).
Para definição do “Ajuste” como demonstrado na NT 01/10, foram
confrontados os custos unitários R$/m³ do Custo Operacional + Custo de
Capital aprovados pela ARSAL para 2009 – portanto repassados aos
consumidores – e tais custos efetivamente realizados com o mercado 100%
realizado.
A Margem Bruta ou Margem de Comercialização homologada pelo ente
regulador, em verdade é um valor nominal médio expresso em R$/m³ e si
aplicada indistintamente a todos os consumidores não haveria diferença a
apurar quando das revisões tarifárias anuais. Na prática, o Contrato de
Concessão diz que a Concessionária poderá (e não deverá) adotar tarifas
diferenciadas levando em conta diversos parâmetros onde os mais conhecidos
são por segmentos e por blocos, sendo natural que a margem média efetiva
seja diferente da permitida, resultando na apuração de débito ou crédito do
concessionário o que foi denominado de Passivo ou Ativo Regulatório.
Enquanto o “Ajuste” faz referência aos custos, o Passivo ou Ativo
Regulatório diz respeito exclusivamente à margem efetivamente repassada aos
consumidores.