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Contribuição NEOENERGIA à AUDIÊNCIA PÚBLICA 040/2010

Nota Técnica nº 031/2011

Abril de 2011

PROPOSTA ANEEL

A proposta da ANEEL para o 3º CRTP (2ª Etapa) é, em essência, um aperfeiçoamento da metodologia utilizada no 2º CRTP. A mesma estrutura geral foi mantida, com base em dois mecanismos: regulação por incentivos (Price-Cap); e regulação por comparação (Yardstick Competition). Porém, com diferenciação para fatores exógenos, onde foram testados modelos econométricos alternativos e variáveis adicionais que pudessem contextualizar melhor a complexidade socioeconômica das áreas de concessão em que atuam as distribuidoras de energia elétrica.

Com as alterações efetuadas, obtiveram-se três rankings de complexidade socioeconômica no combate às Perdas Não Técnicas (PNT), que serão utilizados para a determinação do nível potencial de Perdas Não Técnicas. Complementarmente ao modelo de complexidade socioeconômica, a ANEEL propõe uma diferenciação para o limite de redução de perdas, denominada de limite de velocidade de redução de perdas.

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META POTENCIAL DE PERDAS NÃO TÉCNICAS

O princípio que norteia a ANEEL para o estabelecimento da metodologia é de que é possível definir, para cada concessionária, um nível potencial de PNT a partir do ranking de complexidade socioeconômica e estabelecer velocidade limite de redução com base em cluster de similaridade. Adicionalmente, segundo a Agência tais definições não dependem da análise de outras informações, tais como: desafios próprios da concessão, volume de investimentos, estratégia adotada pela distribuidora, custo benefício do combate, dentre outros.

Com relação ao modelo de complexidade socioeconômica, as modificações da proposta atual em relação ao 2º CRTP e ao proposto na 1ª Etapa para o 3º CRTP dizem respeito à alteração de algumas variáveis e à inclusão da variável relativa ao comprometimento de renda. Dessa forma, é importante determinar se esses fatores acarretam melhorias relevantes ao objetivo de modelar a realidade do combate às perdas.

Quanto à definição da meta potencial de PNT proposta pela ANEEL na AP nº 040 Etapa 2, apesar de acrescentar novas variáveis que intuitivamente tem relação de causa com o nível de propensão de perdas da concessão, a nova proposta efetivamente não traz ganhos significativos em sua capacidade de explicar a realidade quando comparada com o modelo do 2º CRTP e da Etapa 1 da AP nº 040.

A tabela a seguir apresenta essa comparação conforme os dados disponibilizados pela ANEEL nas Notas Técnicas nº 342/2008, nº 271/2010 e nº 031/2011.

Conceitos

Teste Estatístico

Modelo

2 CRTP

Modelo

1ª Etapa Modelo A Modelo B Modelo C

Variáveis escolhidas

Constante 2,31 1,71 1,77 1,42 0,43

Tendência 4,89 - - - 4,48

Violência 2,31 3,91 3,99 3,1 3,23

Desigualdade 1,08 3,26 3,14 3,58 2,94

Precariedade 5,52 3,22 3,31 3,72 3,1

Infraestrutura -3,05 -3,87 -3,92 -1,99 -4,73

Comprometimento da renda - 2,68 2,63 2,31 3,1

Resultados do modelo estimado

Wald chi² 86,78 70,95 72,48 67,25 83,54

F-statistic - 14,08 14,38 13,41 13,85

R²: within 7,73% 5,30% 5,30% 3,14% 9,10%

R²: between 56,31% 54,6% 55,2% 51,59% 53,71%

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Conceitos

Teste Estatístico

Modelo

2 CRTP

Modelo

1ª Etapa Modelo A Modelo B Modelo C

R²: overall 54,50% 53,70% 54,30% 50,80% 52,90%

Sigma_u 0,10650931 0,12825635 0,12594976 0,11794146 0,12693949

Sigma_e 0,03607626 0,0322803 0,03216057 0,03243441 0,03184557

Rho_fov 0,89708016 0,94042789 0,93879014 0,92969001 0,9407897

De acordo com os dados apresentados na tabela, observa-se que os diagnósticos estatísticos (resultados do modelo estimado), que indicam o nível de correlação entre a estimação e a realidade, mostram que o modelo não evoluiu significativamente desde o 2º CRTP, pois os valores correspondentes são parecidos entre os modelos. Por exemplo, conforme os valores do Coeficiente de Correlação R² (indicador que indica em certa medida a distância en tre o estimado pelo modelo e a realidade) , constata-se que para os cinco modelos apresentados pela ANEEL são muito semelhantes, variando de 50,80% até 54,50%, permitindo afirmar que do ponto de vista de diagnóstico estatístico, tanto do 2º CRTP quanto do 3º CRTP (1ª e 2ª Etapa) não evoluíram de maneira significativa, além de serem valores baixos.

Portanto, a baixa representatividade estatística apresentada pelo modelo poderá induzir a resultados inconsistentes e significar que ainda há fatores explicativos das perdas que não foram considerados. Essa distorção poderá dar sinais equivocados, premiando de maneira equivocada empresas ineficientes no combate e exigindo um nível de Perdas Não Técnicas incompatíveis com empresas que vem controlando este problema de forma sistemática.

O grupo Neoenergia entende que, do mesmo modo do 2º CRTP, o ranking de complexidade deve ser utilizado de maneira complementar, de modo a subsidiar decisões e não de forma determinística como vem sendo proposto, uma vez que o reduzido poder explicativo, quando parâmetros estatísticos são analisados, não o qualifica a ser utilizado deterministicamente.

VELOCIDADE DE REDUÇÃO

Outro ponto sensível e que carece de uma análise mais pormenorizada consiste na metodologia para determinação da velocidade limite de redução de PNT, ou seja, qual o tempo limite que será concedido à concessionária para o cumprimento da meta estabelecida.

No segundo ciclo de revisões tarifárias, as trajetórias de redução foram traçadas de forma que as concessionárias atingissem os seus benchmarks em um único ciclo. Havia, entretanto, um limitador para as trajetórias. O limite era único para todas as concessionárias independente das suas características. Várias concessionárias se manifestaram contrárias às trajetórias a elas impostas sob argumento de que seriam inexeqüíveis. A principal questão levantada é de que além da complexidade decorrente de características socioeconômicas da

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concessão, algumas concessionárias estariam sujeitas a outros fatores externos (anomalias) que limitariam a sua capacidade de reduzir perdas com rapidez.

A Nota Técnica nº 271/2010 propôs para o terceiro ciclo de revisões uma diferenciação deste limite de velocidade de redução através de clusters de dificuldade. Para definição de tais grupos foram consideradas duas características que intuitivamente, conforme texto da ANEEL, relacionam-se com a velocidade de redução: o nível de perdas não técnicas e o porte da concessionária. Nessa Nota Técnica foram criados sete clusters de “velocidade de redução de perdas” de acordo com critérios de nível de perdas e de porte das concessionárias. Primeiramente com relação ao nível de perdas não técnicas as concessionárias foram classificadas em quatro grupos: perdas muito altas, altas, médias e baixas. Posteriormente, para alguns agrupamentos maiores, foram feitas subdivisões em subgrupos de acordo com o porte das concessionárias de forma a aumentar mais similaridade entre eles. Finalmente, identificados os grupos de empresas semelhantes, buscou-se definir os seus limites de redução a partir dos valores históricos de redução das perdas não técnicas praticados.

A seguir, são apresentadas as tabelas 4 e 5 da Nota Técnica nº 271/2010, onde são segmentados os clusters e os seus respectivos limites de velocidades de redução de perdas.

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Verifica-se, nessa Nota técnica, que os critérios utilizados para a segmentação (Nível de Perdas e Porte da concessionária) ficaram bastante coerentes em relação à variação do limite de velocidade estabelecido para cada cluster. A figura a seguir retrata a correlação entre os limites de velocidade de redução estabelecidos e os critérios de enquadramento nos clusters, sendo que a seta indica o deslocamento de um nível menor para um maior.

A correlação entre o primeiro critério de enquadramento nos clusters (Índice de Perdas) e a velocidade de redução é direta, ou seja, é de se esperar que empresas com maior índice de perdas tenham também maiores limites de velocidades de redução. Já no segundo critério (Porte da concessionária), utilizado nas subdivisões dos grupos a correlação é inversa, ou seja, quanto maior é o porte da concessionária, maior é o limite de velocidade de redução. As duas correlações estão bem representadas nos clusters estabelecidos pela Nota Técnica nº 271/2010.

Apesar da coerência na definição dos clusters, a Nota Técnica nº 271/2010 definiu valores altos para os limites de velocidade de redução. Uma das justificativas para os altos limites de velocidades estabelecidos pela ANEEL foi a desconsideração das concessionárias que apresentaram aumento do nível de perdas em relação ao ano anterior, o que pode ser verificado no texto da referida nota técnica transcrito a seguir.

“Nota Técnica nº 271/2010

...

Anexo III – Análise de Clusters

...

2. Do estudo

...

A base de dados usada consistiu de dados históricos de perdas não técnicas, no período de 2004 a 2008, coletadas junto às concessionárias de distribuição por meio do Ofício Circular nº 351/2009. Como o objetivo do estudo era identificar os limites máximos para a redução das perdas foram selecionadas na amostra apenas aquelas observações em que houve

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redução de perdas em relação ao ano anterior. Por questão de relevância, também foram excluídas da amostra as empresas cuja perda não técnica sobre baixa tensão fosse menor que 2%.”

Diante das contribuições recebidas a ANEEL, constatou-se que alguns pontos da referida Nota Técnica poderiam ser aperfeiçoados e/ou esclarecidos:

1) Melhorar definição das variáveis utilizadas;

2) Estava havendo superestimação da capacidade de redução efetiva das perdas não técnicas ao considerar apenas as observações em que houve redução de perdas não técnicas em relação ao ano anterior;

3) Necessidade de se considerar fatores externos que fogem à capacidade gerencial da concessionária, como por exemplo, a complexidade social das respectivas áreas de concessão; e

4) Classificação das empresas pelos critérios resultantes dos clusters.

Após o recebimento das contribuições iniciais, a ANEEL publicou a Nota Técnica nº 031/2011, propondo a utilização do método de árvore de decisão ou árvore de regressão disponível no software estatístico SAS e destacando que a grande vantagem observada no método de “árvore” em relação aos demais testados é a possibilidade de se definir uma variável “target” para a clusterização. No caso, a variável escolhida foi a velocidade de redução de perdas não técnicas.

De acordo com a ANEEL, dentre as alternativas de clusterização testadas, aquela que apresentou os melhores resultados em termos de aderência a variável resposta foi a que subdivide as concessionárias hierarquicamente quanto à complexidade, o nível de perdas e o número de consumidores. Os limites de fronteira da cada cluster obtidos a partir da simulação proposta estão demonstrados na Figura 8 apresentada na Nota Técnica nº 031/2011 que também é apresentada a seguir.

A definição dos grupos foi efetuada com base nas seguintes variáveis e está demonstrada no anexo III da referida nota técnica.

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1) Velocidade média de redução de perdas não técnicas (deltaM_Y2 ): média móvel das perdas não técnicas dos últimos três anos, incluso o ano da observação:

Onde Y2i é o nível de perdas não técnicas do ano i tendo como base o diferencial entre a perda total e a perda técnica calculada pela SRD.

2) Nível de perdas não técnicas médio dos últimos três anos, incluso o ano da observação:

3) Número de unidades consumidoras médio dos últimos três anos incluso o ano da observação; e

4) Índice de complexidade socioeconômico médio resultante dos três modelos econométricos apresentados na Nota Técnica nº 031/2011.

No que se refere aos resultados obtidos pela ANEEL, na formação dos clusters foram consideradas características que se relacionam com a velocidade de redução:

• Complexidade Socioeconômica;

• O nível de perdas não técnicas; e

• O porte da concessionária.

Diante dos critérios apresentados, foram criados cinco clusters de “velocidade de redução das perdas”. Os cinco clusters foram divididos em dois agrupamentos principais conforme a complexidade socioeconômica, cujos subgrupos foram divididos com a utilização das variáveis “nível de perdas não técnicas” e “porte da concessionária”. Os critérios de agrupamento de cada cluster, bem como os limites de velocidades, estão resumidos nas tabelas 7 e 8 apresentadas na nota técnica e transcrita a seguir:

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De acordo com a ANEEL, os limites de redução foram calculados a partir dos dados históricos de redução de perdas não técnicas praticados em cada grupo, entretanto, no cálculo da média de cada grupo foram utilizadas somente as observações em que o valor da variável deltaM_Y2 é negativo.

Após calcular as velocidades médias de redução de perdas observadas no estudo empírico foram definidos os limites de redução de perdas não técnicas para cada cluster apresentados na tabela 8 da NT.

Verifica-se na Nota Técnica nº 031/2011 que alguns critérios utilizados para a segmentação (Nível de Perdas e Porte da concessionária) foram mantidos em relação à Nota Técnica nº 271/2010, bem como a variação dos mesmos permanece coerente em relação à variação do limite de velocidade estabelecido para cada cluster. Entretanto, o novo critério incluído para a segmentação (Complexidade socioeconômica) não guarda a mesma coerência que os critérios anteriores. A figura a seguir retrata a correlação entre os limites de velocidade de redução estabelecidos e os critérios de enquadramento nos clusters.

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Analisando de forma isolada, a correlação estabelecida pela nota técnica entre o primeiro critério de enquadramento nos clusters (Complexidade socioeconômica) e a velocidade de redução é direta, quando na verdade deveria ser inversa, ou seja, é de se esperar que empresas com maiores níveis de complexidade socioeconômica tenham limites de velocidades de redução inferiores a empresas com baixos níveis de complexidade, uma vez que quanto maior o nível de complexidade socioeconômica da concessionária, maior é a dificuldade da concessionária em combater perdas e, por conseguinte, menor deveria ser a velocidade de redução imputada à mesma.

No que diz respeito aos demais critérios (Nível de perdas e porte da concessionária), os mesmos guardam coerência com a velocidade de redução assim como a correlação apresentada na Nota Técnica nº 271/2010.

Além da incoerência na definição dos clusters, a Nota Técnica nº 031/2011 também definiu valores altos para os limites de velocidade de redução, uma vez que a mesma ainda continua expurgando os casos em que a concessionárias tiveram aumento em seus níveis de perda, o que causa uma distorção na média de redução de perdas do grupo. Uma sugestão para o cálculo de uma média mais justa seria que no banco de dados utilizado para o cálculo dos limites de velocidade fossem substituídos os valores do deltaM_Y2 nas concessionárias que tiveram aumento no índice de perdas por zero. Esta ação retrataria que estas concessionárias ao menos seriam consideradas no cálculo com a manutenção dos respectivos índices de perdas, o que resultaria em uma média de redução mais coerente com a média real do grupo.

A seguir são apresentadas algumas informações extraídas do banco de dados utilizado pela ANEEL.

Empresa No. Cons. Perda Real

Complexidade Socioeconômica Cluster

Limite de Velocidade de Redução

ESCELSA 1.150.848 18,65% 0,157 25º Cluster 4 0,50%

ENERSUL 747.986 25,47% 0,121 31º Cluster 4 0,50%

BOA VISTA 75.064 18,45% 0,154 26º Cluster 4 0,50%

CELPE 2.818.512 17,30% 0,338 5º Cluster 3 1,00%

ELETROPAULO 5.830.735 14,86% 0,218 18º Cluster 3 1,00%

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Empresa No. Cons. Perda Real

Complexidade Socioeconômica Cluster

Limite de Velocidade de Redução

COELBA 4.407.551 10,20% 0,290 10º Cluster 3 1,00%

EBO 156.247 10,38% 0,291 9º Cluster 2 1,50%

COSERN 1.006.804 6,80% 0,173 23º Cluster 2 1,50%

AMPLA 2.351.229 29,17% 0,266 13º Cluster 1 2,00%

Ao analisar as informações, verifica-se que várias incoerências podem ser observadas:

1 – Todas as empresas apresentadas na tabela e enquadradas no cluster 4, cujo limite de velocidade estabelecido é de 0,5 p.p / ano possuem menor porte, maior nível de perdas e menor complexidade que todas as empresas apresentadas na tabela e enquadradas no cluster 3, cujo limite de velocidade estabelecido é de 1,0 p.p / ano, ou seja, mesmo possuindo uma série de fatores contrários ao combate às perdas, as empresas do cluster 3 estarão sujeitas a um limite de velocidade de redução superior, o que não se justifica;

2 – Outra análise interessante é que se compararmos a COSERN com a ESCELSA, podemos dizer que ambas as empresas possuem o mesmo porte (Considerando no. de consumidores) e aproximadamente complexidade similares (25º e 23º no ranking, respectivamente). Entretanto, verifica-se que o nível de perdas real da ESCELSA é praticamente o TRIPLO do nível de perdas da COSERN, porém, se verifica exatamente o contrário em relação ao estabelecimento dos limites de redução das empresas, a COSERN com um limite de 1,5 p.p / ano e a ESCELSA com um limite de 0,5 p.p / ano;

3 – Ao se comparar o caso da Boa Vista Energia e da Celpe, verifica-se que os percentuais de perdas reais entre as duas concessionárias são muito próximos, 18,45% da Boa Vista contra 17,30% da Celpe. Entretanto, o grau de complexidade da Celpe (5º) é muito superior ao da Boa Vista (26º), o que era de se supor que a primeira tivesse um velocidade de redução menor que a segunda, porém a metodologia aponta um limite de velocidade de 1% para a concessionária com maior complexidade e 0,5% para a de menor, demonstrando a incoerência da Metodologia; e

4 – A Ampla também apresenta níveis de perdas comparáveis à da Enersul, 29,17% e 25,47%, respectivamente. No entanto, a complexidade da Ampla (13º) é muito superior ao da Enersul (31º), porém, o limite de velocidade exigida para a Ampla é de 2,0% a.a. sendo que, para a Enersul, é de apenas 0,5%.

Diante das inconsistências apresentadas, verifica-se a existência de sinais contraditórios. Para alguns casos o limite de velocidade de redução é superior para empresas mais complexas e com níveis de perdas menores com relação às empresas menos complexas e com níveis de perdas superiores, o que parece ser um contra-senso. Há um descompasso entre o nível de complexidade definido pela ANEEL, o nível de perdas das concessionárias e o limite de redução estabelecido.

Assim, entende-se que estudos da concessionária sobre a dinâmica do seu mercado pode agregar muito valor na evolução da regulação econômica com

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relação à redução das Perdas Não Técnicas, bem como pode trazer um tratamento mais equânime quando comparado a outras concessões.

Portanto, é conveniente que seja feita uma análise global dos resultados para que inconsistências como as apresentadas sejam corrigidas. Além disso, os resultados encontrados reforçam a tese de que os limites de velocidade de redução obtidos por clusters de similaridade não podem ser utilizados de maneira determinística, pois ainda persistem de especificação dos modelos.

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PROPOSTA DO GRUPO NEOENERGIA (CELPE, COLBA E COSERN ) – VELOCIDADE DE REDUÇÃO

A Neoenergia mostrou que os resultados do ranking de complexidade socioeconômica e dos limites de velocidade de redução de PNT ainda apresentam problemas que comprometem a aplicação determinística. Entretanto, entendemos também que podem ser utilizados como elementos adicionais durante o processo de discussão entre a concessionária e o Regulador na definição adequada da trajetória de redução de PNT e na definição dos recursos de custos operacionais e de investimentos associados a essa trajetória.

No estabelecimento das metas de PNT, é imprescindível que estejam acompanhados de recursos econômicos e condições adequadas para uma gestão eficiente e prudente da concessionária. Nesse sentido, é importante a realização da análise econômica a fim de identificar os recursos necessários na forma de despesas operacionais e investimentos para cumprimento das ações de combate às perdas, bem como os possíveis retornos da atividade, caracterizadas na forma de aumento do faturamento e redução nos custos de compra de energia.

Essa análise que correlaciona a meta de PNT com seus custos e benefícios é essencial porque permite definir um ponto de equilíbrio entre a remuneração do acionista e a sua repercussão. Como exemplo extremo, pode ser inviável tanto para a concessionária quanto para os consumidores um nível PNT igual à zero.

Adicionalmente, devem ser analisados os históricos de perdas das concessionárias, os esforços empreendidos, a gestão e as tecnologias utilizadas e os resultados obtidos. E quanto a esses aspectos, vale lembrar que o grupo Neoenergia sempre enfrentou a problemática das perdas nas áreas de concessão com muito estudo, planejamento, tecnologia e alternativas que se mostraram eficazes na redução dessas perdas, servindo em algumas ocasiões de referência para outras concessionárias.

Diante do exposto, o grupo Neoenergia propõe a manutenção do debate, no âmbito da revisão tarifária de cada concessionária, sobre a trajetória regulatória de Perdas Não Técnicas e os montantes de custos operacionais e de investimentos associados a essa trajetória.

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RELAÇÃO CUSTO / BENEFÍCIO

Apesar dos aprimoramentos na metodologia de comparação entre as empresas quanto ao nível de perdas, a proposta da ANEEL para PNT no 3º CRTP não mais considera a analise econômica utilizada no 2º CRTP. Para compreender em detalhes essa afirmação, segue adiante os principais pontos assinalados pela ANEEL no 2º CRTP sobre PNT, conforme Nota Técnica nº 342/2008-SRE/ANEEL.

“ 7. No atual modelo de regulação econômica do setor elétrico, cabe à ANEEL o estabelecimento de limites regulatórios para as perdas de energia, visando subsidiar as revisões tarifárias periódicas e reajustes tarifários de concessionárias de distribuição de energia elétrica, com foco na modicidade tarifária e na redução de desperdícios, os quais impactam de forma relevante toda a cadeia produtiva da indústria de energia elétrica.

8. Tal relevância vem sendo reiterada em diversos fóruns, a exemplo da Reunião realizada na ANEEL com representantes das distribuidoras federalizadas em março de 2007, quando foi reportada a estimativa de perdas não técnicas no país equivalendo a cerca de R$ 5 bilhões anuais, impactando na modicidade tarifária, no equilíbrio econômico-financeiro das concessões e no desperdício efetivo que representa. A dimensão do tema de combate às perdas de energia também pode ser aquilatada por meio de recente relatório da EPE – Empresa de Pesquisa Energética (Estatística e Análise do Mercado de Energia Elétrica- Boletim Mensal de Dezembro/2006), que aponta a perda total de energia elétrica no país em 2006 já sendo da ordem de 17,6% (considera perdas no transporte e perdas não-técnicas).

9. Em complemento à contextualização desse tema, cabe citar os registros feitos em palestra realizada em agosto de 2007 na ANEEL sobre “Atendimento a comunidades de baixo poder aquisitivo – Experiências Internacionais”, quanto à diversidade de partes interessadas necessárias ao equacionamento e superação de problemas como inadimplência e ligações clandestinas de energia, em que somente a atuação isolada da empresa de distribuição não se mostra suficiente para a eficácia desejada, face à composição expressiva das dimensões sociológicas e tecnológicas envolvidas.

10. De forma semelhante às experiências em outros países, também no Brasil há a necessidade da participação do órgão regulador na identificação de alternativas de sinalizações efetivas para os agentes, consumidores e potenciais consumidores, e para a sociedade como um todo, no combate ao desperdício sistêmico que tais perdas representam, em consonância com o modelo de regulação por incentivos.

(...)

63. Como visto anteriormente, as áreas de concessão onde atuam as concessionárias de distribuição de energia no Brasil são bastante heterogêneas do ponto de vista sócio-econômico e em termos de infra-estrutura. Assim, é possível que as empresas não sejam diretamente

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comparáveis quanto à gestão eficiente das perdas comerciais, logo, perdas não técnicas.

(...)

146. A análise para a definição do tratamento regulatório a ser dado para cada empresa obedecerá aos seguintes passos

147. Passo 1: Recebimento das informações: A concessionária deverá encaminhar à SRE as informações iniciais relativas ao histórico de combate às perdas em sua área de concessão no qual deverá constar, no mínimo:

Balanço histórico da evolução das perdas da empresa segregadas entre técnicas e não técnicas, tanto em valores absolutos quanto em percentual da energia injetada, e no caso das perdas não-técnicas, também em relação ao mercado de BT); Atividades que vêm sendo desempenhadas pela empresa no combate às perdas não técnicas, destacando os investimentos e despesas operacionais associados por atividade específica;

Os montantes de redução de perdas e ganho de mercado decorrentes das atividades dos programas de redução de perdas da empresa; Ganhos de receita oriundos do combate às perdas na forma de mercado agregado e cobrança retroativa do consumidor durante o período da fraude.

148. Passo 2: Cálculo das Perdas Técnicas: a SRD procederá ao cálculo das perdas técnicas conforme metodologia definida na Nota Técnica n.o 152/2008-SRD/ANEEL. A partir da avaliação realizada pela SRD, a mesma definirá o percentual de perdas técnicas que é a melhor estimativa de perdas técnicas para a empresa, valor este que será mantido constante durante todo o ciclo tarifário;

149. Passo 3: Apuração dos valores de Perdas Não Técnicas: a SRE irá apurar os valores de perdas não técnicas, através da diferença entre perdas globais realizadas nos últimos doze meses anteriores a data da revisão tarifária da empresa e perdas técnicas calculadas no passo 2;

150. Passo 4: Definição de um valor referencial de Perdas Não Técnicas: Será definido um índice referencial de perdas não técnicas para a empresa a partir de uma análise do modelo comparativo por benchmarking descrito previamente e do histórico de perdas da empresa. Como regra geral, o nível de perdas tido como referencial para a empresa será o menor valor observado entre os citados. A análise do referencial mais apropriado poderá levar em conta diagnóstico da empresa apresentado no passo 1 a respeito dos fatores que contribuíram com a evolucão das perdas em sua área de concessão e que não estariam contemplados no estudo discutido nesta NT.

151. Passo 5: Definição da forma de redução de Perdas Não Técnicas: O índice de perdas não técnicas definido no passo anterior poderá ser atingido ao final do ciclo tarifário, com uma trajetória linear decrescente de redução das perdas regulatórias em cada reajuste subsequente, ou tratado como uma meta fixa ao longo de todo o ciclo. A escolha da opcão mais apropriada irá depender essencialmente da posição

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da concessionária em relação a meta proposta, ou em outras palavras, da variação entre ponto de partida e o ponto de chegada. Poderá ser estabelecido um limite para a redução de perdas não técnicas que observará a experiência de empresas que apresentaram planos mais bem sucedidos de redução de perdas no período.

(...)

155. Passo 6: Dimensionamento dos Recursos Necessários: Dimensiona-se o total de custos operacionais associados às atividades de combate às perdas, bem como os investimentos necessários a partir do montante de energia anual a ser regularizada, resultante do nível de perdas definido no passo anterior. A forma de cálculo está descrita sucintamente a seguir e mais detalhadamente na Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL (Empresa de Referência).

156. Passo 7: Análise Econômica: Uma vez determinado o nível de perdas a ser atingido e estimados os recursos necessários, deve-se então fazer uma análise de custo/benefício de forma a encontrar o nível desejável de redução. Caso o nível de perdas definido no passo 5 resulte em uma relação de custo/benefício desfavorável, deverá então ser repetido o processo com um novo nível de perdas.

157. Passo 8: Apresentação dos resultados: Os resultados finais da análise serão apresentados à concessionária que terá a oportunidade de se manifestar a respeito das premissas utilizadas e sugerir alterações”.

De acordo com os trechos transcritos acima, no 2º CRTP a ANEEL reconheceu que a problemática de PNT no Brasil exige uma participação ativa do Regulador, no âmbito de sua competência, e que de fato há grande heterogeneidade entre as concessões.

Consequentemente, o Regulador determinou para o 2º CRTP uma metodologia composta da seguinte seqüência:

• A concessionária deverá encaminhar com informac�ões sobre o seu histórico de combate às perdas, as atividades que vêm sendo desempenhadas pela empresa, destacando os investimentos e despesas operacionais associados por atividade específica, os montantes de reduc�ão de perdas e ganhos de mercado;

• Cálculo das Perdas Técnicas pela SRD/ANEEL;

• Apuração dos valores de PNT;

• Definição de um valor referencial de PNT a partir de uma análise do modelo comparativo por benchmarking (índice de complexidade socioeconômica) e do histórico de perdas da empresa. A análise do referencial mais apropriado poderá levar em conta diagnóstico da empresa apresentado pela concessionária;

• Definição da forma da trajetória de redução de Perdas Não Técnicas;

• Dimensionamento dos Recursos Necessários, custos operacionais e investimentos associados às atividades de combate considerando especificidades da área de concessão, como o índice de crescimento espontâneo das perdas e as melhores práticas de combate adaptadas as características locais;

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• Análise Econômica entre o nível de perdas a ser atingido e os recursos necessários (O&M e investimentos); e

• Apresentação dos resultados à concessionária para que este tenha a oportunidade se manifestar.

Entretanto, demonstrando um recuo em relação ao 2º CRTP, a ANEEL propõe se concentrar apenas nas metas regulatórias dos percentuais de PNT e não mais avaliar e discutir os recursos necessários, de O&M e de investimentos, às respectivas metas regulatórias.

Os argumentos dados pela ANEEL especificamente para essa decisão de não mais aplicar a análise econômica no 3º CRTP foram:

“ 205. Para o terceiro ciclo, estão sendo propostas alterações na definição dos custos operacionais, mudando do modelo de Empresa de Referência para modelos comparativos baseados em fronteira de eficiência e produtividade, em que os custos são definidos por comparação entre as empresas a partir de análises de econometria paramétrica e não paramétrica. Não é objeto desta Nota discutir as razões que motivaram essa mudança, mas sim o seu reflexo sob o ponto de vista do tratamento das perdas não técnicas.

206. Existem inúmeras vantagens em se definir custos por fronteira de eficiência em relação a Empresa de Referência, não por acaso esse método com suas variantes é usado pela grande maioria das agências reguladoras pelo mundo. Entre as principais, a simplicidade e a redução da assimetria de informação entre regulador e regulado. Há, entretanto desvantagens. Do ponto de vista da interface entre as metodologias de perdas não técnicas e custos operacionais, essa migração de um modelo do tipo “building blocks” para um modelo de fronteira não permite mais o mesmo nível de detalhamento na definição de custos comparativamente ao que se tinha anteriormente. Não será mais possível explicitar a parcela de custos associados às atividades de combate às perdas, da mesma maneira que nenhuma outra atividade, de forma que a análise viabilidade das trajetórias também deve se adequar a essa nova realidade.

207. O estudo da viabilidade das trajetórias no terceiro ciclo não passará mais por análises de custos e benefícios e sim a pela observação de trajetórias realizadas no passado. Seguindo a mesma tendência dos custos operacionais, deixa-se de lado a análise individual e pormenorizada para uma visão mais ampla, de comparação entre as empresas.

208. A forma como estão sendo definidas as trajetórias, limitadas por velocidades factíveis, definidas a partir da média de redução observada por um grupo de empresas com características similares, dispensa a análise econômica. A viabilidade não está mais relacionada diretamente com os recursos econômicos, mas sim com o que é possível frente ao já feito anteriormente por empresas semelhantes. Por princípio, as concessionárias que reduziram as suas perdas no passado o fizeram dentro de uma perspectiva de uma relação custos e benefícios favorável”.

A transcrição revela que a ANEEL reconhece que há uma perda para a regulação de PNT a extinção proposta da ER, pois não permite mais explicitar a

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parcela de custos associados às atividades de combate às perdas nem analisar a viabilidade das trajetórias.

A tese adotada pelo Regulador para abandonar a metodologia do 2º CRTP é de que as trajetórias, limitadas por velocidades factíveis, são definidas a partir da média de redução observada por um grupo de empresas com características similares, o que dispensaria a análise econômica. Argumenta - uma vez que a trajetória proposta pelo Regulador a um determinada distribuidora é resultado da análise do que foi conseguido por empresas semelhantes, estas últimas já fizeram tal redução com base na análise econômica na relação custos e benefícios favorável.

Como se sabe, várias ações vêm sendo adotadas pelas distribuidoras na busca de soluções tecnológicas e metodológicas eficazes para combater o problema das PNT. A experiência vem demonstrando a impossibilidade de aplicação de soluções únicas pelas distribuidoras, até mesmo dentro de uma mesma área de concessão, o que se deve não apenas a fatores físicos, mas, principalmente, à enorme diversidade histórica, cultural, social e econômica da sociedade brasileira. Esse panorama sugere a necessidade de construção de soluções diferenciadas por parte das distribuidoras, o que acarreta custos também diferenciados para cada empresa, assim como os respectivos resultados que podem se dar de forma mais imediata ou mais duradoura.

Nesse sentido, verificar o histórico de despesas operacionais em combate às perdas das concessionárias vis a vis aos resultados é uma forma de constatar que a relação custo/benefício varia muito tanto de uma empresa para outra como, para uma mesma empresa, de um ano para o outro.

A tabela a seguir apresenta os custos operacionais regulatórios de combate a PNT e a recuperação de energia requerida pela ANEEL das concessionárias com maior nível de PNT no Brasil na correspondente 2ª revisão tarifária.

Empresa PNT Regulatória 2º CRTP ( PNT/BT)

Custos de O&M de PNT (R$)

Redução PNT (MWh)

Custo/ Benefício (R$/MWh)

Celpa 40,11% 11.485.460 103.770 110,68

Light 38,98% 48.175.026 498.310 96,68

Ceal 33,06% 10.315.532 55.898 184,54

Ampla 28,74% 35.288.920 233.524 151,11

Cemar 26,80% 12.637.800 86.366 146,33

Cepisa 25,19% 5.914.238 33.079 178,79

O gráfico a seguir apresenta o custo/benefício definido regulatoriamente pela ANEEL para o 2º CRTP, sendo que as empresas estão ordenadas em ordem decrescente do nível de PNT.

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Esse gráfico mostra claramente que o custo/benefício não é o mesmo entre

as empresas, pois, enquanto para a Light (PNT=38,98%) essa relação regulatória foi de R$ 96,68/MWh a sua vizinha em nível de PNT, a CEAL (PNT = 33,06%) o custo/benefício salta para R$ 184,54/MWh, representando uma elevação de custo unitário de 91%.

A comparação revela-se bastante heterogênea quando são comparadas duas concessionárias vizinhas e com problemas socioeconômicos semelhantes. O custo/benefício da Light é de R$ 96,68/MWh ao passo que o da Ampla é de R$ 151,11/MWh, um valor superior em 56%.

Ressalta-se que as relações de custo/benefício mostradas anteriormente foram obtidas a partir dos valores regulatórios homologados pela ANEEL no âmbito do 2º CRTP. Portanto, não se tratam de diferenças quanto eficiências de gestão das concessionárias, mas ao fato de que a relação custo/benefício é de fato diferenciada conforme a área de concessão.

De fato, existe forte heterogeneidade entre as empresas nas técnicas de combate as perdas uma vez que cada qual deve ser adaptada a sua realidade, o que envolve diversos aspectos inclusive comportamentais dos consumidores. Também os resultados das ações de combate as perdas podem se traduzir em menor ou maior prazo. Por exemplo, ações de investimento como blindagem da rede ou medidores os resultados são mais custosos, porém mais permanentes, enquanto as ações mais tradicionais de inspeção podem trazer resultados imediatos mais relevantes em face de um efeito de “demonstração” que altera o comportamento dos fraudadores ou potenciais fraudadores, mas que pode ser revertido de forma igualmente mais rápida.

Outro aspecto importante é o que a ANEEL chamou no 2º CRTP de índice de crescimento esperado ou espontâneo das perdas que representa aspecto comportamental altamente relevante na otimização do processo de combate às perdas. Mesmo que ainda sem uma parametrização adequada a Agência

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reconheceu no 2º CRTP a existência dessa variável que é muito diferenciada conforme a área de concessão e talvez seja o principal vetor na definição dos recursos necessários para determinada trajetória de redução e também para definir o ponto de saturação, onde não é mais vantajoso para a sociedade continuar a reduzir o índice de perdas.

Por essas razões é que acreditamos se observa tanta diferença no custo/benefício de empresas vizinhas ou similares no nível de PNT.

Existem diversas ações que requerem maiores investimentos por parte das concessionárias. Entretanto, essas ações não são necessariamente aplicáveis ou necessárias da mesma maneira para todas as concessionárias. A escolha da melhor estratégia a ser seguida é feita conforme as especificidades do tipo de perdas não técnicas presentes em correspondente área de concessão. Portanto, não é possível listar previamente e de forma inequívoca quais são as ações que a concessionária deve implementar para combater perdas não técnicas, muito menos “exportar” a relação custo/benefício obtida numa área de concessão para outra.

Nesse sentido, assim como foi feito para os custos, verificar o histórico de investimentos declarados pelas empresas, no âmbito da revisão, para o combate às perdas das concessionárias é uma forma de constatar que esses também devem ser analisados segundo a especificidade de cada área de concessão. Tendo como base a declaração de investimentos das empresas para o combate às Perdas Não Técnicas do 2º CRTP têm-se os resultados apresentados na tabela a seguir:

Empresa Media de Investimentos Regulatórios para o 2CRTP (R$)

Media de Recuperação Regulatória(MWh)

Investimento/Benefício (R$/MWh)

Celpa 79.231.410 103.770 763,53

Light 81.764.207 498.310 164,08

Ceal 16.005.650 55.898 286,34

Ampla 117.538.800 233.524 503,33

Cemar 55.023.500 86.366 637,10

Cepisa 16.857.243 33.079 509,61

O gráfico abaixo demonstra a heterogeneidade entre as empresas, com relação ao volume de investimentos necessários para recuperar 1 MWh.

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Enquanto há uma empresa investe R$ 763,51 para recuperar 1 MWh,

houve outra que declarou serem necessários R$ 164,08 para recuperar o mesmo volume de energia. Ou seja, o investimento médio necessário de uma concessão para o combate a PNT é algo em torno de 5 vezes do que foi aportado em outra para a mesma finalidade. Consequentemente, os investimentos para combate a PNT também demonstram claramente o quão são heterogêneas as concessões brasileiras, bem como os efeitos e custos para o seu combate.

Portanto, utilizar em ambientes altamente heterogêneos os resultados que decorrem de técnicas de clusterização para determinar uma velocidade de redução do nível de PNT devem ser vistos com parcimônia. Utilizá-los de forma determinística é mais temerário ainda porque dificilmente não resultará em distorções, iniquidades e desequilíbrios nos custos da prestação do serviço.

Em um estudo publicado no The Eletricity Journal em 2003 e denominado Benchmarking para indústrias de distribuição: uma abordagem problemática para definir eficiência, Verônica Irastorza analisa as ocorrências efetivas nas definições tarifárias em distribuição de energia elétrica no Reino Unido, na Holanda, Austrália e Noruega. Nesse estudo são apresentados diversos problemas concretos e encontram-se detalhados na contribuição relativa aos custos operacionais. Entretanto, a sua conclusão é absolutamente pertinente ao tema de PNT e assim é feita a sua transcrição abaixo:

“O benchmarking, mesmo em suas formulações mais sofisticadas, tem sido um esforço regulatório interessante, mas muito mal sucedido. Apesar de ser normalmente apresentado como uma técnica objetiva, sua aplicação na regulação tem sido inerentemente subjetiva. A falta de robustez e transparência pode resultar em controversos debates que tornam difícil sua implementação.

Benchmarking para fins de determinação de tarifa pode não ser viável. Uma análise de benchmarking adequada seria extremamente onerosa, dado que seria necessário revisar cuidadosamente todos os custos de todas as

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empresas incluídas no estudo. Os reguladores que tentam simplificar a metodologia para torná-la mais tratável arriscam tomar decisões arbitrárias que confundem ineficiência com heterogeneidade e que são potencialmente prejudiciais para as empresas que não conseguem “melhorar” para sair das diferenças fundamentais das circunstâncias. Mesmo se os problemas de implementação forem resolvidos, o benchmarking pode resultar em menores taxas no curto prazo, mas vai aumentar o risco financeiro das companhias e o sub-investimento, que gera problemas no longo prazo.

Isso não significa que o benchmarking não tenha um papel na regulação. As comparações podem de fato fornecer informações úteis tanto para as empresas quanto para os reguladores:

• Elas podem ser sinais de alerta de áreas problemáticas, o que o regulador pode utilizar para demandar estudos de acompanhamento e dados relacionados.

• Elas podem ser úteis para a empresa analisar seu próprio desempenho e encontrar áreas passíveis de melhorias.

• Elas podem sinalizar situações fora do controle da empresa que, caso fossem alteradas, poderiam reduzir os custos para todos os consumidores”.

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PROPOSTA DO GRUPO NEOENERGIA (CELPE, COLBA E COSERN ) – RELAÇÃO CUSTO / BENEFÍCIO

No momento em que o regulador estabelece o nível de perdas a ser atingido pela concessionária, é imprescindível prover à concessionária as condições suficientes para o alcance do nível aceitável de perdas, sem que haja desequilíbrio econômico da concessão. Nesse sentido, é importante a realização da análise econômica específica por empresa a fim de identificar os recursos necessários na forma de despesas operacionais e investimentos para cumprimento das ações de combate às perdas, bem como os possíveis retornos financeiros da atividade, caracterizados na forma de aumento do faturamento e redução nos custos de compra de energia.

Na quantificação do benefício econômico obtido na redução de PNT, cabe a otimização dessas até o limite em que, na sua redução, os benefícios globais superem os correspondentes ônus para obtê-los. Em outras palavras, é necessário fazer uma análise de custo/benefício de forma a encontrar o níveldesejável de redução, a fim de identificar o ponto em que os esforços para reduzir as perdas é tão grande e necessitam de aportes elevados, que a relação custo-benefício inviabiliza uma maior redução do percentual de perdas.

Ou seja, existe um nível de saturação do combate as perdas, ou seja, o momento em que é mais racional a manutenção de um mesmo patamar de PNT. Os recursos aplicados nessa situação são para equilibrar o denominado índice de crescimento espontâneo das perdas. Isso é especialmente relevante para empresas que já se encontram em reduzido patamar de perdas, mas que numa comparação em ranking que sempre possuirá limitações metodológicas pode indicar indevidamente a factibilidade de redução do nível de PNT.

Individualmente devem ser analisados os históricos de perdas das concessionárias, os esforços empreendidos, os custos e os resultados obtidos pelas respectivas concessionárias.

Em resumo, o que a concessionária propõe é a retomada dos procedimentos de análise econômica já utilizados na 2º CRTP, o que permitirá discutir em bases sólidas a relação custo/benefício para a área de concessão e a factibilidade dos limites máximos de redução das PNT propostos pela ANEEL para a 3º CRTP.

Isso não exime de que sejam feitos os aperfeiçoamentos e correções em questões que estariam eventualmente equivocadas, em aspectos da metodologia que não mais se encaixam no atual momento socioeconômico do Brasil, a exemplo do que foi feito para obtenção do novo ranking socioeconômico.

Dada a importância do combate às PNT na vida das concessões, a alegação da inexistência da Empresa de Referência não pode ser o motivo para a desconsideração dos recursos necessários ao seu combate, pois podem ser tratados separadamente da metodologia que venha a ser definida para os Custos Operacionais. Existem várias formas de considerar esses recursos na Receita Requerida. Outros tratamentos também podem ser dados para o caso dos investimentos.