A importância da Gestão dos Ativos Técnicos para o Negócio ... · muito além dos custos necessários para colocar novamente o ativo em operação. Ainda segundo Marcorin (2005)

A importância da Gestão dos Ativos Técnicos para o Negócio de Distribuição de Energia

Elétrica no Brasil

Julho/2019

ISSN 2179-5568 – Revista Especialize On-line IPOG - Goiânia - Ano 10, Edição nº 17 Vol. 01 Julho/2019

A importância da Gestão dos Ativos Técnicos para o Negócio de

Distribuição de Energia Elétrica no Brasil

André Gouveia de Figueirêdo – [email protected]

MBA Projeto, Execução e Controle de Engenharia Elétrica

Instituto de Pós-Graduação - IPOG

Recife, PE, 13 de Novembro de 2018

Resumo

O crescente aumento e aprimoramento dos controles regulatórios, estabelecidos pela Agência

Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, tem estimulado as distribuidoras de energia no Brasil

a repensarem seus processos de gestão de ativos. Diante do exposto, este trabalho tem como

objetivo evidenciar como o processo de gestão de ativos é importante para que as

distribuidoras de energia se enquadrem nos requisitos regulatórios, maximizem seus lucros e

promovam uma maior eficiência operacional. A metodologia aplicada para desenvolvimento

desse trabalho tem um objetivo descritivo, com abordagens qualitativas e quantitativas, por

meio de análises documentais e estudo de caso, sendo analisados sites de internet, artigos

cintíficos, dissertações, teses, normativos e procedimentos regulatórios. O resultado desse

estudo visa mapear a evolução das exigências regulatórias e como a gestão de ativos pode

contribuir para garantir maior rentabilidade aos resultados financeiros da empresa e melhorar

os níveis de qualidade dos serviços prestados. Conclui-se, portanto, que ao analisar

estrategicamente o atual cenário regulatório no Brasil, bem como sua tendência de evolução, é

possível minimizar e controlar os riscos regulatórios e garantir maior rentabilidade e

eficiência ao negócio de distribuição de energia elétrica, por meio de uma eficiente gestão de

ativos.

Palavras-chave: Gestão de ativos, Distribuição de energia, Regulação, Base de dados.

1. Introdução

Para entender a motivação desse artigo, se faz necessário conhecer como surgiu, a evolução,

qual a finalidade, qual a importância e as oportunidades da regulação no sistema elétrico

brasileiro.

Até o início da década de 90, o Estado era responsável por controlar o setor elétrico brasileiro

de forma verticalizada, onde uma mesma empresa controlava os três grandes pilares da cadeia

de suprimento de energia elétrica, geração, transmissão e distribuição. Esse modelo atribuía

grandes poderes às estatais, dificultando a transparência e a regulação eficiente do setor e

consequentemente prejudicando a qualidade do fornecimento de energia elétrica (Silva,

2011).

Com a aprovação das leis 8.987 e 9.074 no ano de 1995, foi possível iniciar o processo de

concessão e permissão da prestação de serviços públicos no Brasil, sendo permitida a

realização das primeiras privatizações no setor elétrico (Silva, 2011).


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De modo a garantir que a nova estruturação do setor, composta por concessões, atendesse às

políticas e diretrizes do governo federal, foi instituída a criação da Agência Nacional de

Energia Elétrica – ANEEL, por meio da lei nº 9.427 de 26 de Dezembro de 1996, com a

objetivo de regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de

energia elétrica.

Compete à ANEEL regulamentar as políticas e diretrizes do Governo Federal para

a utilização e exploração dos serviços de energia elétrica pelos agentes do setor,

pelos consumidores cativos e livres, pelos produtores independentes e pelos

autoprodutores. Cabe à Agência, ainda, definir padrões de qualidade do atendimento

e de segurança compatíveis com as necessidades regionais, com foco na viabilidade

técnica, econômica e ambiental das ações e, por meio desses esforços, promover o

uso eficaz e eficiente de energia elétrica e proporcionar condições para a livre

competição no mercado de energia elétrica. Em:

<http://www.aneel.gov.br/regulacao-do-setor-eletrico>. Acessado em: 05/10/2018

É papel da ANEEL proporcionar condições favoráveis para que o desenvolvimento do

mercado regulado de energia elétrica ocorra com equilíbrio entre o poder concedente, as

concessionárias e o consumidor, ilustrado na figura 1, que visam garantir o fornecimento e a

universalização da energia, obter maiores lucros e segurança jurídica ao negócio e desfrutar

de qualidade no suprimento de energia e tarifas baixas, respectivamente. Para tal, a ANEEL,

em sua missão institucional, tem ampliado sua capacidade de fiscalização, utilizando

inovações tecnológicas e metodológicas no processo de gestão de ativos, em busca de garantir

um melhor padrão de qualidade dos serviços prestados, bem como remunerar adequadamente

as concessionárias nos processos de revisão tarifária.

Figura 1 - Equilíbrio de interesses promovido pela ANEEL

Fonte: (PINHEIRO, 2018)

Também vale ressaltar que, como a concessão da exploração do serviço, por empresas

privadas, em algum momento deve ou pode ser revertida ao Estado, é extremamente

http://www.aneel.gov.br/regulacao-do-setor-eletrico


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importante que a ANEEL garanta um controle eficiente dos ativos elétricos gerenciados por

estas concessionários.

A fiscalização da ANEEL tem como finalidade garantir a prestação de serviços de

qualidade. As empresas que descumprem as normas e leis do setor elétrico podem

sofrer punições que vão desde advertência e multas até a cassação da concessão.

O processo administrativo punitivo de fiscalização da ANEEL é regido

pela Resolução nº 63, de 12 de maio de 2004. Em:

<http://www.aneel.gov.br/fiscalizacao-do-setor-eletrico>. Acessado em: 10/10/2018

Com a ampliação das ações fiscalizatórias, intesificadas a partir de 2009 com a criação do

Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico, é possível observar na figura 2 o aumento

considerável dos autos de infrações, desde 2008, com uma forte tendência de redução após

fiscalizações realizadas a partir de 2015.

Figura 2 - Evolução dos autos de infrações cadastrados

Fonte: Informações Gerenciais Março 2018 (ANEEL, 2018)

Segundo Cherbele (2013), a ANEEL tem promovido a Regulação por incentivos, imputando

às concessionárias que recebem retorno financeiro por meio das revisões tarifárias, uma

constante busca pela rentabilidade do negócio em função da excelência operacional,

impulsionando-as a utilizarem a gestão de ativos para alcançar padrões adequados de

qualidade, segurança e ainda conseguirem o retorno financeiro desejado pelos acionistas.

O desafio para os próximos anos é que as empresas tenham informações mais

precisas sobre os ativos, capaz de embasar uma fiscalização mais simples já que a

agência de regulação tende a adequar a metodologia de remuneração tarifária para

garantir adequada remuneração da base de ativos em serviço, e uma confiável

reposição daqueles que exaurirem sua vida útil, sem prejuízo da qualidade do

http://www.aneel.gov.br/processo-administrativo-punitivo

http://www.aneel.gov.br/cedoc/bren2004063.pdf


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serviço prestado ao consumidor final de energia. A taxa de depreciação nas

próximas revisões tarifárias não apenas demonstrará qual é a vida útil média dos

ativos em serviço observada no passado, ou o exigido na data mais recente, mas será

capaz também de estimar a expectativa de vida dos ativos considerando as inovações

tecnológicas e de mercado. (ICA, 2014:37)

É por meio do PRODIST – Procedimentos de Distribuição, PRORET – Procedimentos de

Regulação Tarifária, MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Sistema Elétrico, MCSE –

Manual Contábil do Sistema Elétrico e da resolução normativa 414/2010, que a ANEEL

estabelece as principais regras do setor elétrico a serem seguidas pelas concessionárias,

permissionárias e autorizadas de energia elétrica.

Diante destas novas exigências regulatórias, fica evidente a necessidade das concessionárias

em aprimorar seus processos de gerenciamento de ativos, ponderando não somente requisitos

técnicos para intervenção em equipamentos, mas também requisitos regulatórios. Para tal, é

crucial que haja uma maior integração entre as diferentes áreas e sistemas da empresa, tais

como as unidades de Planejamento, Projeto, Logística, Obras, Qualidade, Operação, Cadastro

técnico e comercial, TI, Contabilidade e Regulação, onde deve haver integração entre os

dados e informações utilizadas pelas diversas áreas com o intuito de promover resultados

sustentáveis para companhia.

Segundo Cheberle (2013), a gestão integrada de ativos, i) sob a ótica do regulador, é peça

fundamental para promover o correto investimento em prol do melhor desempenho; ii) sob a

ótica do acionista, garante que os ativos serão operados e mantidos de forma adequada, sendo

capazes de gerar a mais alta taxa de retorno dos investimentos, otimizando sua vida útil

econômica, com foco no controle de sua depreciação acumulada; e iii) sob a ótica do usuário,

é uma ferramenta capaz de tentar assegurar uma energia de qualidade pelo preço mais justo.

2. Gestão de ativos com base na ABNT ISO 5500X

De acordo com a norma ABNT ISO 55000 (2014), gestão de ativos é a atividade coordenada

de uma organização para obter valor a partir dos ativos, itens que possuem valor real ou

potencial, equilibrando os benefícios de custos, riscos, oportunidades e desempenho. Os

ativos podem ser tangíveis ou intangíveis, como exemplo os equipamentos elétricos e os

contratos, respectivamente. Esse trabalho focará na gestão dos ativos tangíveis das

distribuidoras de energia elétrica, tais como transformadores, disjuntores, chaves

seccionadoras, reguladores de tensão, religadores de linha, postes, redes de distribuição, entre

outros.

Além da ABNT ISO 55000 que normatiza o processo de gestão de ativos, também foram

lançadas em 2014 no Brasil, as normas ABNT ISO 55001 e 55002, todas baseadas na norma

internacional de gestão de ativos PAS-55 do British Standards Institution-BSI, que visam

apresentar as definições e como deve ser elaborado o sistema de gestão de ativos adaptado a

realidade brasileira para se alcançar os padrões internacionais.

Segundo ICA (2015), a gestão de ativos físicos representa uma mudança cultural no

planejamento estratégico das empresas e visa estabelecer uma política clara de renovação de


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ativos, não somente quando estão danificados e irrecuperáveis, mas também quando os

custos operacionais e de manutenção excederem os custos de substituição, quando há risco

iminente de falha que supera o custo da substituição, quando a falha pode comprometer a

integridade física de pessoas e sistemas e quando os ativos tornaram-se obsoletos e/ou

ineficientes para o negócio.

Analogamente ao modelo do ciclo PDCA, a figura 3 relaciona os principais passos para

implementação de um sistema de gestão de ativos em uma organização.

Figura 3 - Ciclo para implementação de um sistema de gestão de ativos

Fonte: Guia Básico para implementação da Gestão de Ativos em Empresas de Energia (ICA, 2012)

Segundo a norma ABNT ISO 55000 (2014), a empresa deve estabelecer e manter atualizado o

plano de gestão de ativos, visando controlar o processo de aquisição, utilização, manutenção e

descarte dos ativos físicos. Para tal, é importante definir quais são os ativos críticos,

considerando sua função/importância para o sistema e o seu valor financeiro, para haver

maior detalhamento de informações e controle dentro do plano de gestão.

Em se tratando da manutenação do ativo, Marcorin (2005) analisou a relação existente entre

manuteção e qualidade, disponibilidade e produtividade, ficando evidente que os custos vão

muito além dos custos necessários para colocar novamente o ativo em operação. Ainda

segundo Marcorin (2005) uma política de manutenção é capaz de otimizar custos, uma vez

que é possível relacionar os custos da manutenção com os custos das falhas (custos de

indisponibilidade), conforme pode ser visto na figura 4.


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Figura 4 - Custo de falha x custo de manutenção

Fonte: MARCORIN (2005)

O gráfico acima conclui que existe um ponto ótimo par ao nível de manutenção desejado,

onde os custos de manutenção e custos de falha resultam em um menor custo total. Com o

nível de manutenção fora do nível ótimo, há um desequilíbrio nos custos de manutenção e

custos de falha, incorrendo em um maior custo total ao processo.

A gestão de ativo, com foco na manutenção, ainda possibilita identificar o ponto ótimo de

disponibilidade, comparando os custos da manutenção com o lucro gerado pelo ativo. A

figura 5 ressalta o ponto ótimo de disponibiliade e deixa claro que os custos envolvidos para

garantir a disponibilidade em 100% não geram lucro para organização, na maioria dos casos,

ou seja, é extremamente importante categorizar os equipamentos por custo e função, de tal

forma que seja possível determinar seu percentual aceitável de indisponibilidade e promover o

adequado gerenciamento de risco do ativo.

Figura 5 - Ponto ótimo de disponibilidade

Fonte: MARCORIN (2005)


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Dentro do processo de gestão de ativos, é importante analisar a probabilidade e a

consequência das falhas, principalmente dos ativos mais importantes, estabelencendo as

devidas medidas de controle para operar em níveis de risco aceitáveis.

A implementação da gestão de ativos em uma organização possibilita conhecer o custo de

propriedade, valor presente líquido dos investimentos e tempo de retorno sobre o capital

investido, comparar o desempenho realizado com o planejado, benchmarking entre empresas,

maior disponibilidade e confiabilidade dos ativos, melhorar os níveis dos serviços prestados,

reduzir riscos ambientais e de segurança e aumentar a satisfação dos clientes e investidores.

Em resumo, pode-se mapear os ganhos da gestão de ativos em 4 grandes áreas, conforme

figura 6.

Figura 6 - Pilares da gestão de ativos

Fonte: Dados produzidos pelo autor (2018)

3. Base de dados de ativos para atendimento regulatório

Um banco de dados atualizado e com informações confiáveis, caracaterizando a real situação

dos ativos instalados em campo, preferencialmente georreferenciado, é peça chave para o

sucesso da gestão de ativos para fins de enquadramento regulatório.

Entre vários normativos, procedimentos e regulamentos, estabelecidos pela ANEEL para

promover equilíbrio da regulação do setor elétrico no Brasil, existem dois grandes

“procedimentos” que visam promover uma eficiente gestão de ativos, o Manual de

Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE e a Base de Dados Geográfica da

Distribuidora - BDGD, tendo o último sofrido alterações significativas em 2017, com o

advento do módulo 10 do PRODIST, se tornando um dos relatórios mais importantes e

completos fornecido pelas distribuidoras à ANEEL.

O MCPSE – Manual de Controle Patrimonial, instituido pela resolução normativa n.º 367, de

02 de Junho de 2009, contempla instruções gerais de controle patrimonial e cadastro de bens

vinculados às instalações (ativos imobilizados) concedidas ao outorgado de energia elétrica,

com o objetivo de padronizar os procedimentos de controle de ativos, permitir a fiscalização e

monitoramento das atividades objeto da concessão e uma avaliaçao patrimonial para correta

valoração dos bens.

A instituição do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE atende


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a necessidade de controle do cadastro e das movimentações dos bens e

instalações do Setor Elétrico brasileiro pelas concessionárias, permissionárias,

autorizadas e pelo Órgão Regulador, para acompanhamento patrimonial e

avaliação dos ativos em serviços outorgados de energia elétrica, tanto para

fins tarifários como para fins de reversão. (ANEEL, 2009b:05)

Para garantir o controle de cada bem ou instalação, além de possibilitar conciliação físico

contábil dos bens, o MCPSE prevê a seguinte estrutura de cadastramento de ativos: Contrato

de Concessão; ODI; TI; CM; TUC; UC (A1;A2;A3;A4;A5;A6); IdUC; UAR; Conta Contábil,

onde o significado de cada sigla está na figura 7.

Figura 7 - Legenda de códigos MCPSE

Fonte: Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (ANEEL, 2009a)

Além da estrutura acima, o MCPSE também prevê o controle dos valores correspondentes às

avaliações dos bens e as suas respectivas depreciações acumuladas, conforme taxas anuais

previstas no próprio MCPSE.

Com o advento do MCPSE, observou-se uma grande evolução na forma de controlar os

ativos, entretanto ainda se tinha um grande desafio para controlar como esses ativos estavam

dispostos em campo.

Por meio da resolução 345/2008, foi elaborado pela ANEEL, com a particicapação das

distribuidoras de energia e associações do setor elétrico, o PRODIST – Procedimentos da

Distribuição. O PRODIST, inicialmente composto por 8 módulos, tem como objetivo

normatizar e padronizar as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho

do sistema de distribuição de enegia, bem como definir como essas informações serão

trocadas entre os agentes de distribuição e as entidades setorias, por meio do módulo 6.

Com a primeira revisão do módulo 6 do Prodist, em vigor desde 01/01/2010, foi criada a

BDGD – Base de Dados Geográfica da Distribuidora, a principal informação trocada entre o

regulador e o outorgado e também o principal componente do Sistema de Informações

Geográficas Regulatória - SIG-R.

Em 2017 a BDGD expandiu consideravelmente sua abrangência e complexidade,

contemplando mais dados de negócio e passando a compor o módulo 10 do Prodist, se


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tornando viável representar a topologia elétrica da rede, tal qual existente em campo, calcular

fluxo de carga, calcular perdas técnicas e controlar um volume maior de informações técnicas

sobre os ativos e gerenciais sobre o concessionária como um todo. “O modelo geográfico

estabelecido para a BDGD é uma simplificação do sistema elétrico real, para um período

estabelecido, visando refletir tanto a situação dos ativos, quanto das informações

técnicas e comerciais de interesse.” (ANEEL, 2016:05)

A tabela 1 é resultado de uma comparação entre os dados de um transformador de distribuição

(13,8kV – 380V) existentes no MCPSE e na BDGD.

BD

GD

COD_ID - Código identificador

do equipamento X - Reatância percentual

DAT_CON - Data de conexão da

unidade

DIST - Código identificador da

distribuidora

SIT_ATIV - Ativado ou

desativado em campo

CT_MT - Circuito de média

tensão ao qual a unidade está

vinculada

PAC - Ponto de acoplamento

(poste de ligação)

TIP_UNID - Tipo de unidade

(transformador, medidor...)

UNI_TR_S - Transformador de

força a unidade está vinculada

CLAS_TEN - Classe de tensão POS - Propriedade do ativo

(terceiro ou próprio)

SUB - Subestação a qual a

unidade está vinculada

POT_NOM - Potência nominal ATRB_PER - De quem é a perda

(terceiro ou própria)

CONJ - Conjunto elétrico ao qual

a unidade está vinculada

LIG - Esquema de ligação TEN_LIN_SEC - Tensão de

linha do secundário

MUN - Município ao qual a

unidade está vinculada

TENN - Tensão no primário,

secundário e terciário

CAP_ELO - Capacidade do elo

fusível

BANC - Indica se a unidade é

composta por um banco de

equipamentos

DAT_IMO - Data de imobilização CAP_CHA - Capacidade da

chave

TIP_TRAFO - Indica tipo de

transformador

PER - Perda no ferro e perda total TAP - Valor tensão de ajuste do

secundário

MRT - Indica se a unidade é

monofásica com retorno por terra

R - Resistência percentual na base

de potência

ARE_LOC - Localização do

equipamento (urbano ou rural)

BD

GD

e M

CP

SE

ODI - Ordem de imobilização A1 - Tipo de bem A5 - Nº de fases

TI - Tipo de instalação A2 - Tensão primária A6 – Comutação

CM - Centro modular A3 - Tensão secundária SITCONT - Situação contábil do

ativo

TUC - Tipo de unidade de

cadastro A4 – Potência

MC

PS

E

ODD - Ordem de desativação VALOR - Valor do ativo em

moeda local

TX_DEPRECIAÇÃO - Taxa de

depreciação

Tabela 1 – Comparativo do volume de informações da BDGD x MCPSE

Fonte: Dados produzidos pelo autor (2018)


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Em resumo, enquanto o MCPSE possibilita apenas o controle contábil dos ativos, a BDGD,

além de também possibilitar um controle contábil, controla um grande volume de informações

técnicas dos equipamentos, como exemplo, perdas no ferro e no cobre em transformadores.

A BDGD e o Dicionário de Dados da ANEEL - DDA, responsável por definir os padrões de

dados contidas na BDGD, são os principais elementos do sistema de informações geográficas

regulado SIG-R, conforme figura 8.

Figura 8 - Sistema de Informação Geográfica Regulatória

Fonte: ANEEL (2016)

O aumento constante das exigências do regulador e as necessidades periódicas de envio

desses dados, além da definição das tarifas ser realizada com base nos dados da

concessionária, tem representado um grande motor na transformação do processo de gestão de

ativos das distribuidoras de energia elétrica no Brasil. Para minizar os riscos regulatórios, faz-

se necessário uma integração constante entre os sistemas comerciais, técnicos, contábeis e

GIS das concessionárias.

4. Impactos da gestão de ativos para as revisões tarifárias periódicas.

A tarifa visa assegurar aos prestadores dos serviços receita suficiente para cobrir

custos operacionais eficientes e remunerar investimentos necessários para expandir a

capacidade e garantir o atendimento com qualidade. Os custos e investimentos

repassados às tarifas são calculados pelo órgão regulador, e podem ser maiores ou

menores do que os custos praticados pelas empresas. Disponível em:

<http://www.aneel.gov.br/entendendo-a-tarifa/-

asset_publisher/uQ5pCGhnyj0y/content/revisao-

tarifaria/654800?inheritRedirect=false>. Acessado em: 25/10/2018

A regulação tarifária é feita de três formas: através da revisão tarifária periódica, normalmente

em ciclos de 4 anos, através da revisão tarifária extraordinária, solicitada pela concessionária

por meio de justificativas plausíveis, e através de ajustes tarifários anuais. A tarifa se mantém

http://www.aneel.gov.br/entendendo-a-tarifa/-asset_publisher/uQ5pCGhnyj0y/content/revisao-tarifaria/654800?inheritRedirect=false




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praticamente constante ao longo do ciclo tarifário, recebendo apenas incrementos

provenientes de ajustes tarifários anuais. (Batista, 2012).

É por meio da revisão tarifária que se define o valor de receita compatível com o retorno

adequado dos investimentos - CAPEX e os níveis eficientes de custos operacionais - OPEX,

com base na soma das parcelas A e B da Receita Requerida. Também são definidos o

percentual de perdas não técnicas, ocasionada principalmente por furto de energia, e o fator

X, referente ao padrão de qualidade desejado, a serem considerados no próximo ciclo de

revisão. Ou seja, o processo de revisão tarifária visa promover o equilíbrio econômico

financeiro das concessionárias de energia, nesse contexto, a gestão dos ativos tem papel

fundamental para garantir o devido pay back, uma vez que por meio de uma base de dados

técnica, contábil, comercial e administrativa, devidamente atualizada, é possível comprovar os

investimentos realizados e as melhorias na qualidade dos serviços prestados.

A parcela A da Receita Requerida é composta pela soma do custo de aquisição de energia

elétrica e geração própria, do custo com conexão e uso do sistema de transmissão e/ou

distribuição, dos encargos setoriais e das receitas irrecuperáveis, representando custos não

gerenciais. Já a parcela B, representa os custos gerenciáveis pela concessionária, e é calculado

conforme fórmula da figura 9.

Figura 9 - Parcela B da Receita Requerida

Fonte: Submódulo 2.1A (ANEEL, 2011)

Embora a parcela A não seja gerenciável pela concessionária, tendo seus custos repassados

integralmente para os consumidores, faz se necessária uma boa qualidade da base de dados

dos ativos, com o intuito de refletir a real topologia elétrica da rede e possibilitar à ANEEL a

aplicação da metodologia de cálculo das perdas técnicas, prevista no módulo 7 do PRODIST.

A perda técnica é inerente ao processo de distribuição e energia elétrica e representa toda a

energia dissipada ao longo da rede, compreendida desde a fonte de suprimento até o ponto de

consumo, devendo ser devidamente reconhecida durante o processo de revisão tarifária.

De acordo com o módulo 7 do PRODIST, é através da BDGD que são obtidos os dados dos

ativos elétricos das distribuidoras, tais como: redes elétricas, transformadores, reguladores,


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chaves e medidores, além dos dados de energia das unidades consumidoras e geradoras para

realização do cálculo de perdas técnicas. Uma vez que os dados da BDGD são provenientes

dos sistemas técnicos e comerciais das distribuidoras, e que o cálculo de perdas técnicas na

rede de média e baixa tensão é feito pela metodologia de fluxo de potência, as possíveis

inconsistências cadastrais existentes poderão causar consideráveis distorções, podendo ser

objeto de glosa pela ANEEL ou até impedir a realização do cálculo. Como exemplo de

inconsistências, pode-se citar: consumidores cadastrados em fase elétrica e em

transformadores errados, informações de comprimento de ramal de ligação inconsistente,

redes trifásicas derivando de redes monofásicas, estrangulamento de condutores,

transformadores e redes de baixa tensão sem clientes associados, redes trifásicas derivando de

transformadores monofásicos, transformadores com potência diferente da existente em

campo, entre outros.

Nesse aspecto, a política de gestão de ativos tem um grande papel para garantir a correta

manutenção dos dados técnicos e consequentemente a sua aderência à realidade da rede em

campo. Sendo assim, é possível caracterizar as perdas técnicas existentes no sistema fazendo

com que seus custos passem a integrar devidamente uma parcela do custo de aquisição de

energia a ser integralizada na tarifa. Caso a base de dados fornecida pelas concessionárias não

permita o reconhecimento das perdas reais pela ANEEL, isso implicará em perdas financeiras

para empresa durante todo seu próximo ciclo tarifário, uma vez que a própria concessionária

terá que arcar com parte dos custos das perdas técnicas.

Em se tratando da parcela B da Receita Requerida, as práticas gerenciais influenciam

diretamente os resultados, visto que essa parcela é composta principalmente pelas receitas de

OPEX e CAPEX. Semolini (2014) realizou análise de 63 distribuidoras durante o terceiro

ciclo de revisão tarifária, e observou que a parcela A representa 70% da receita requerida e a

parcela B representa 30%, Sendo esta última composta pelos percentuais evidenciados na

figura 10.


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Figura 10 - Percentual de OPEX e CAPEX na Parcela B

Fonte: SEMOLINI (2014)

A remuneração total de capital incluída nas tarifas de energia elétrica está

diretamente relacionada aos custos do capital investido na concessão. A

remuneração total de capital (custo como capital) encerra um conceito semelhante

ao de quando se faz um empréstimo bancário, onde o tomador paga o custo de

oportunidade do capital (taxa de juros ou taxa de remuneração do capital) bem como

o principal (amortização do capital). (FERREIRA, 2009:90)

A remuneração total do capital investido (CAPEX), composta da quota de reintegração

regulatória e da remuneração dos investimentos realizados, pode ser comparada a um

financiamento bancário, onde a amortização seria equivalente à quota de reintegração

regulatória e as taxas de juros equivaleriam à remuneração do investimento. Nesse cenário, a

concessionária seria o banco, já o Estado, representado pela ANEEL, seria o tomador do

empréstimo.

Principalmente por meio da remuneração do capital, é que surge o interesse das

concessionárias em realizar novos investimentos no sistema, tendo em vista que os demais

custos são apenas repassados na tarifa. Segundo Semolini (2014), a ANEEL monitora o

CAPEX por meio da evolução da qualidade dos serviços prestados e da composição da Base

de Remuneração Regulatória - BRR, onde são controlados os ativos imobilizados em serviço

e ainda não totalmente depreciados, além do Índice de Aproveitamento de Subestação – IAS,

para evitar que hajam sobre investimentos pelas concessionárias.

Em contrapartida, para que não haja sub investimentos, a ANEEL também exerce controle,

principalmente, mediante aplicação de multas por má qualidade do serviço prestado,

estipulando níveis regulatórios de perdas totais e pela resolução 414 que estabelece prazos

máximos de atendimento aos consumidores, regulando, dessa forma, a obrigatoriedade dos

melhoramentos da rede para atendimento ao crescimento do mercado da distribuidora.

(Semolini, 2014)

Conforme evidenciado na figura 9, os custos operacionais representam 61,1% da parcela B da

receita requerida, necessitando de uma gestão focada no controle e na redução desses custos,

com objetivo de promover a eficiência operacional e evitar perdas financeiras.

A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais

regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos

para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos de

concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada e que

os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil.

Na definição dos custos operacionais regulatórios, serão observados os custos

praticados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos, e as características das

áreas de concessão. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela

comparação entre as distribuidoras por meio de um método de benchmarking que

leva em consideração os atributos de cada concessionária. (PRORET, 2011).


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Segundo Semolini (2014), quando os custos operacionais das concessionárias, compostos por

despesas de operação, manutenção, atividades administrativas e comerciais, superam o teto

estabelecido no processo de revisão tarifária, ocorrem perdas financeiras uma vez que o

excedente não é reconhecido na tarifa. Em contrapartida, caso os custos operacionais sejam

mantidos abaixo do teto estabelecido, é gerado ganho financeiro para concessionária.

O fator X, responsável por garantir o equilíbrio entre receitas e despesas, agrega o mecanismo

de incentivo à qualidade técnica e comercial - MIQ dos serviços prestados. Segundo Semolini

(2014), a justificativa de se adicionar aos custos operacionais os indicadores de má qualidade,

incorporando também as perdas não técnicas, se dá pelo fato de evitar que uma determinada

distribuidora seja penalizada por praticar um dispêndio adicional com a manutenção de um

elevado padrão de qualidade e um baixo índice de perdas não técnicas. Da mesma forma, a

incorporação desses indicadores evita que empresas sejam beneficiadas pelo elevado nível de

eficiência dos custos alcançados por meio da falta de manutenção na rede comprometendo

com isso a qualidade.

A figura 10 evidencia uma tendência nacional de melhoria dos indicadores de qualidade,

referentes à duração e frequência das interrupções no fornecimento de energia, inclusive com

boas possibilidades de enquadramento na meta regulatória. A partir de 2015 observa-se uma

constante melhoria nos índices, no mesmo momento em que o mecanismo de incentivo à

qualidade passou a compor a parcela B da receita requerida, por meio da versão 2.0 do

submódulo 2.1 do PRORET.

Figura 11 - Evolução dos indicadores de qualidade nos últimos 10 anos

Fonte: Informações Gerenciais Março 2018 (ANEEL, 2018)

Além da inserção do mecanismo de incentivo à qualidade na parcela B, também é possível

observar a pressão regulatória, em prol de melhorias na qualidade dos serviços prestados, por

meio do aumento de compensações regulatórias nos últimos anos, conforme mostrado na

figura 12. Também é possível perceber que há uma trajetória de queda das compensações a

partir de 2015, ocasionada pela maior atenção das concessionárias de energia ao tema de


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qualidade dos serviços prestados, objetivando evitar multas e garantir um bom nível de

reconhecimento tarifário.

Figura 12 - Compensações financeiras pela transgressão dos limites de continuidade

Fonte: Disponível em <http://www.aneel.gov.br/indicadores-de-compensacao-de-continuidade>. Acessado em:

06/11/2018

Segundo reportagem do jornal Globo (09/12/2010), a ANEEL decidiu multar Furnas no valor

de R$53,7 milhões em virtude do apagão de 2009, que atingiu 18 estados, ter sido motivado

por falhas de manutenção. Segundo a ANEEL, o apagão foi motivado por falta de

manutenção em nos ativos.

Segundo Nunes (2016), as ações de manutenção preventiva devem visar o enquadramento nos

limites regulatórios dos indicadores de qualidade, mitigando multas compensatórias por não

atendimento dos limites estabelecidos. Dessa forma, as distribuidoras devem ser assertivas na

aplicação dos recursos financeiros, cada vez mais finitos, regulados e escassos.

Nesse sentido, a gestão de ativos é fundamental para garantir que as informações se

mantenham constantemente atualizas, suportando o planejamento eficiente da utilização de

CAPEX e OPEX, resultando na melhoria contínua dos serviços prestados e em benefício para

as concessionárias, tais como: reconhecimento tarifário dos investimentos, ganhos

proporcionados pelos mecanismos de incentivo à qualidade, diminuição das compensações

financeiras por transgressão dos limites de continuidade, enquadramento das perdas técnicas e

não técnicas, entre outros.

6. Conclusão

As mudanças promovidas pela ANEEL e as tendências regulatórias de integração de

informações, buscando alcançar elevados padrões de controle e eficiência, marcam uma nova

fase no processo de gestão de ativos no Brasil. É necessário transcender as barreiras da gestão

http://www.aneel.gov.br/indicadores-de-compensacao-de-continuidade


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operacional e promover uma gestão estratégica para suportar as tomadas de decisão em prol

do equilíbrio entre lucro, despesas, qualidade e desempenho.

Embora as concessionárias de energia ainda não sejam obrigadas a elaborarem e manterem

um plano de gestão de ativos, o envio ordinário de dados e informações, solicitadas pela

ANEEL, tem incentivado as empresas a melhorarem seus processos, uma vez que esses

mesmos dados são utilizados para garantir a remuneração do capital investido que é o centro

do negócio das concessionárias. Mesmo diante desse cenário, uma pesquisa realizada pela

International Copper Assosiation – ICA constatou em 2014 que 90% das concessionárias do

Brasil alegavam falta de envolvimento da alta administração no processo de gestão de ativos,

ou seja, ainda é necessário realizar um forte trabalho de conscientização quanto a importância

do processo. (ICA, 2014).

Nesse sentido, o atual momento regulatório do Brasil tem sido o principal motor para as

melhorias alcançadas no setor elétrico. O desafio para os próximos anos é que as

concessionárias melhorem a confiabilidade e o controle de suas informações, e promovam a

integração entre seus sistemas e processos de gestão dos ativos, com o objetivo de maximizar

o uso das informações e exigências regulatórias, para gerar maiores lucros. As decisões de

investimentos, orientadas pela gestão dos ativos, devem considerar a remuneração do

investimento durante a vida útil do ativo (CAPEX), redução dos custos operacionais (OPEX),

redução das perdas totais e melhorias nos indicadores de qualidade.

A gestão de ativos é um diferencial competitivo para as concessionárias de energia, entretanto

se faz necessário comprometimento e engajamento da empresa com processo, compreendido

desde a fase de planejamento de obras até a fase da imobilização do ativo. Com essa gestão, é

possível mapear riscos e oportunidades para garantir a remuneração da base de ativos em

serviço e a reposição confiável dos ativos que exaurirem sua vida útil. Entretanto, ao

negligenciar esse processo de forma estratégica, as concessionárias deixam de explorar as

oportunidades de ganhos existentes no modelo estabelecido pela a ANEEL. Um exemplo da

falta de visão estratégica é observado quando são investidos grandes montantes de OPEX em

ativos que já foram completamente depreciados, comprometendo os níveis regulatórios de

despesas operacionais, ao invés de planejar um investimento com CAPEX que será totalmente

reconhecido no processo de revisão tarifária e trará maior confiabilidade ao sistema,

consequentemente o enquadramento dos indicadores de qualidade.

7. Referencias

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Ativos – Visão Geral, Princípios e Terminologia. Rio de Janeiro, 2014.

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A importância da Gestão dos Ativos Técnicos para o Negócio ... · muito além dos custos necessários para colocar novamente o ativo em operação. Ainda segundo Marcorin (2005)