revisão tarifária periódica da companhia de energia elétrica do estado de tocantins celtins...
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Revisão Tarifária Periódica da
Companhia de Energia Elétrica do
Estado de Tocantins
CELTINS
Audiência Pública
ANEEL AP 018/2004
28 de maio de 2004Palmas – TO
Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND;
Criação da ANEEL: 1997 – Implementar as
disposições estabelecidas nos contratos de
concessão;
Mecanismos de alteração das tarifas previstos nos
contratos (cláusula econômica)
reajuste tarifário anual
revisão tarifária extraordinária
revisão tarifária periódica
CONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO
CONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO
Reajuste tarifário anual
Revisão tarifáriaextraordinária
Revisão tarifáriaperiódica
Assinatura do contrato
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
1999 2000 2001 2002 20042003
PA1 + PB0 (IVI +/- X)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RA0
IRT =
PB0 = RA0 - PA0 (blindada)
IVI = IGP-M Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 112,13%
IVI = IGP-M Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 112,13%
Receita = Parcela A + Parcela BReceita = Parcela A + Parcela B
Encargos
Tarifários
+
Compra de
Energia
Encargos
Tarifários
+
Compra de
Energia
(IGP-M)(IGP-M)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
CONTRATO DE CONCESSÃO
“procederá as revisões dos valores das tarifas de
comercialização de energia, alterando-os para mais
ou para menos, considerando as alterações na
estrutura de custos e de mercado da concessionária,
os níveis de tarifas observados em empresas
similares no contexto nacional e internacional, os
estímulos à eficiência e a modicidade tarifária.”
“no processo de revisão das tarifas .......
estabelecerá os valores de X, que deverão ser
subtraídos ou acrescidos do IVI ou seu substituto, nos
reajustes anuais subseqüentes.”
Objetivo: redefinir o nível das tarifas de
fornecimento de energia elétrica, considerando:
custos operacionais eficientes;
adequada remuneração sobre investimentos
prudentes.
Objetivo: compartilhar com os consumidores os
ganhos de produtividade derivados do crescimento
do mercado do serviço regulado previstos para os
períodos compreendidos entre as revisões.
Reposicionamento Tarifário
Fator X
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDARECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
Encargos
Tarifários
+
Compra de
Energia
Encargos
Tarifários
+
Compra de
Energia
CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A
PA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
PA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais
Geradores não vinculados
Empresas do mesmo grupo
Leilões de energia
Aditivo ao contrato inicial
Novo modelo
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais
Geradores não vinculados
Empresas do mesmo grupo
Leilões de energia
Aditivo ao contrato inicial
Novo modelo
CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A
PA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
PA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
Encargos Setoriais:Conta de Consumo de Combustíveis - CCC Conta de Desenvolvimento Energético -
CDEReserva Global de Reversão - RGR
Compensação Financeira pela U. R.H. - CFURH
Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E. – TFSEE
Encargos de Transmissão:Rede Básica
ConexãoONS
Encargos Setoriais:Conta de Consumo de Combustíveis - CCC Conta de Desenvolvimento Energético -
CDEReserva Global de Reversão - RGR
Compensação Financeira pela U. R.H. - CFURH
Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E. – TFSEE
Encargos de Transmissão:Rede Básica
ConexãoONS
CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais Geradores não vinculados
Empresas do mesmo grupo
Leilões de energia
Aditivo ao contrato inicial
Novo modelo
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais Geradores não vinculados
Empresas do mesmo grupo
Leilões de energia
Aditivo ao contrato inicial
Novo modelo
CCC CDERGR
CFURHTFSEE
Rede BásicaConexão
Transporte de ItaipuONS
CCC CDERGR
CFURHTFSEE
Rede BásicaConexão
Transporte de ItaipuONS
CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A
São itens de custos não gerenciáveis pela concessionária de distribuição, com exceção de:
São itens de custos não gerenciáveis pela concessionária de distribuição, com exceção de:
contratos de compra-venda de energia: com
geradores não vinculados e/ou com partes
relacionadas (preços da energia comprada);
perdas totais (técnicas e comerciais) da
distribuição de energia elétrica (montante de
energia comprada).
contratos de compra-venda de energia: com
geradores não vinculados e/ou com partes
relacionadas (preços da energia comprada);
perdas totais (técnicas e comerciais) da
distribuição de energia elétrica (montante de
energia comprada).
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida
1.063.778
Mercado 862.152
Perdas Elétricas (*)
201.626
Total dos Contratos 995.443
Exposição
68.336
(*) 18,95% da energia requerida ou 23,39% do
mercado
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida
1.063.778
Mercado 862.152
Perdas Elétricas (*)
201.626
Total dos Contratos 995.443
Exposição
68.336
(*) 18,95% da energia requerida ou 23,39% do
mercado
Compra de Energia da CELTINSCompra de Energia da CELTINS
CUSTOS DA PARCELA A - CELTINSCUSTOS DA PARCELA A - CELTINS
Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Leilão
Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Leilão
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
ITAIPU (3,54%) 35.200 91,24
GERAÇÃO PRÓPRIA (29,43%) 293.061 -
C. INICIAL (17,64%) 175.552 68,07
Eletronorte (14,27%) 142.010 61,70
Furnas (3,35%) 33.350 95,20
Celg (0,02%) 192 68,26
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
ITAIPU (3,54%) 35.200 91,24
GERAÇÃO PRÓPRIA (29,43%) 293.061 -
C. INICIAL (17,64%) 175.552 68,07
Eletronorte (14,27%) 142.010 61,70
Furnas (3,35%) 33.350 95,20
Celg (0,02%) 192 68,26
CUSTOS DA PARCELA A - CELTINSCUSTOS DA PARCELA A - CELTINS
Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Leilão
Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e LeilãoFornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
C. BILATERAIS (49,39%) 491.629 75,14
TERCEIROS (18,24%) 181.585 67,47
Leilão 2 anos Eletronorte (3,28%) 32.665
57,90
Leilão 4 anos Eletronorte (9,68%) 96.360
64,14 Leilão 6 anos Eletronorte (5,28%) 52.560
79,53
PARTE RELACIONADA (31,15%) 310.044
79,63
Celtins Energética (5,73%) 57.048
106,00
Lajeado (20,15%) 200.612 72,81
Rede Comercializadora (5,26%) 52.384
77,00
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
C. BILATERAIS (49,39%) 491.629 75,14
TERCEIROS (18,24%) 181.585 67,47
Leilão 2 anos Eletronorte (3,28%) 32.665
57,90
Leilão 4 anos Eletronorte (9,68%) 96.360
64,14 Leilão 6 anos Eletronorte (5,28%) 52.560
79,53
PARTE RELACIONADA (31,15%) 310.044
79,63
Celtins Energética (5,73%) 57.048
106,00
Lajeado (20,15%) 200.612 72,81
Rede Comercializadora (5,26%) 52.384
77,00
CUSTOS DA PARCELA A – CELTINSCUSTOS DA PARCELA A – CELTINS
Compra de Energia: Contratos Iniciais e BilateraisCompra de Energia: Contratos Iniciais e Bilaterais
Custo Médio de Compra de Energia = R$ 74,18/MWh
Compra de Energia = R$ 52.100.811,13
Exposição de 68.336 MWh valoradas a R$ 68,07/MWh
Exposição = R$ 4.651.511,70
Compra de Energia incluindo exposição = R$
56.752.322,83
Custo Médio de Compra de Energia = R$ 74,18/MWh
Compra de Energia = R$ 52.100.811,13
Exposição de 68.336 MWh valoradas a R$ 68,07/MWh
Exposição = R$ 4.651.511,70
Compra de Energia incluindo exposição = R$
56.752.322,83
CUSTOS DA PARCELA A – CELTINSCUSTOS DA PARCELA A – CELTINS
Encargos Tarifários R$
Reserva Global de Reversão – RGR: 4.571.375,43 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: 637.469,94
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC: 6.705.988,46 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 907.091,86
Operador Nacional do Sistema – ONS 95.892,84 Montante de Uso dos Sistema de Transmissão fora dos CI´s 3.844.953,66
Montante de Uso dos Sistema de Transmissão ITAIPU 93.463,54 Rede Básica 4.341.503,09
Encargos de Conexão 243.739,54 Transporte ITAIPU 182.617,19
Encargos e perdas referentes a compra de energia de Lajeado 1.932.527,10 Compensação Financeira 469.219,70
Total Encargos Tarifários 24.025.842,35
CUSTOS DA PARCELA A – CELTINSCUSTOS DA PARCELA A – CELTINS
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
R$ 56.752.322,83R$ 56.752.322,83 R$ 24.025.842,35 R$ 24.025.842,35
Total da Parcela A = R$ 80.388.630,08 Total da Parcela A = R$ 80.388.630,08
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDARECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Compra de
Energia
+
Encargos
Tarifários
Compra de
Energia
+
Encargos
Tarifários
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
A ação do regulador de um serviço monopolista
deve estar orientada para a obtenção simultânea de
dois objetivos fundamentais:
garantir os direitos dos consumidores de receber o
serviço com qualidade estabelecida no contrato de
concessão e de pagar por esse serviço uma tarifa
justa. A tarifa justa evita que os consumidores
paguem encargos indevidos, como também paguem
valores insuficientes que conduzam a deterioração
na qualidade do serviço;
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
garantir os direitos dos prestadores do serviço que
atuam com eficiência e prudência de obter ganhos
suficientes para cobrir custos operacionais e obter
adequado retorno sobre o capital investido.
Para fixar os parâmetros de desempenho que representam uma gestão eficiente é necessário considerar o fenômeno da ASSIMETRIA DE INFORMAÇÃO entre o prestador do serviço e o Regulador.
Por esse motivo, é conveniente utilizar procedimentos e metodologias NÃO INVASIVAS, que NÃO SE BASEIAM em informações obtidas dos registros contábeis das empresas reguladas.
A empresa prestadora do serviço regulado “compete” contra certos parâmetros de desempenho (custos operacionais e de investimentos) que representam uma gestão eficiente, fixados pelo Regulador.
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
CUSTOS DA PARCELA B CUSTOS DA PARCELA B
Metodologia: Empresa de Referência
Metodologia que permite determinar os custos
associados a atividade de distribuição de energia
elétrica em condições que assegurem que a
concessionária poderá atingir os níveis de qualidade
de serviço exigidos e que os ativos necessários
manterão sua capacidade de serviço inalterada
durante a vida útil;
Leva em consideração os aspectos específicos de
cada contrato de concessão: características da área
servida, localização dos consumidores, níveis de
qualidade, etc;
METODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
METODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
desenho de uma empresa eficiente para a prestação
do serviço nas condições do contrato de concessão e
adaptada ao entorno definido pelo contrato;
definição de processos e atividades (P&A) que deve
cumprir a ER (operação e manutenção, gestão
técnico comercial, direção e administração);
determinação dos custos eficientes desses P&A a
partir de valores de mercado: assume-se que todos
os P&A são prestados com recursos próprios;
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
os custos eficientes são utilizados para fixar
as tarifas justas que devem ser pagas pelos
clientes;
é um enfoque metodológico que não implica em
ingerências indevidas na gestão da empresa, a qual
é responsabilidade exclusiva da concessionária;
consideram-se os custos salariais e de materiais
que a concessionária está em condições de acessar:
a) salários do mercado da região + encargos legais; b)
periculosidade; c) adicional de tempo de serviço; d)
treinamento; e) algumas remunerações garantidas em
Acordo Coletivo de Trabalho.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos Operacionais
Empresa de Referência R$
73.080.458,31
CELTINS R$
94.330.458,00(*)
(*) Despesas informadas pela CELTINS
Tratamento Regulatório para a Inadimplência
Objetivo: evitar que os consumidores em situação regular paguem pelos consumidores inadimplentes:
admite-se 0,5% do faturamento bruto para o primeiro ano do período tarifário (julho/2004 – junho/2005), equivalente a R$ 786.335,86 ;
para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de junho de 2007.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Base de Remuneração: montante de investimentos
a ser remunerado;
Estrutura de Capital: proporção de capital próprio
e de capital de terceiros;
Custo do Capital: remuneração do capital próprio e
do capital de terceiros.
CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO
CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO
Base de Remuneração
O conceito chave da Resolução ANEEL n.• 493/2002
é refletir os investimentos prudentes na definição
das tarifas dos consumidores.
Investimentos requeridos para que a concessionária
possa prestar o serviço de distribuição cumprindo as
condições do contrato de concessão (em particular os
níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de
mercado” e “adaptados” através dos índices de
aproveitamento definidos na referida Resolução.
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Base de Remuneração
Base de Remuneração Bruta
R$ 703.786.411,00
Base de Remuneração Líquida
R$ 330.306.446 ,00
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
ESTRUTURA DE CAPITAL: Metodologia da Estrutura Ótima de Capital (minimiza o custo do capital)
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
ESTRUTURA DE CAPITAL: Metodologia da Estrutura Ótima de Capital (minimiza o custo do capital)
ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL
CAPITAL PRÓPRIO50%
CAPITAL DE TERCEIROS50%
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
CUSTO DO CAPITAL: Metodologia do Modelo de Precificação de Ativos de Capital – CAPM
Custo do Capital Próprio: 14,72%Custo do Capital de Terceiros: 13,05%
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
CUSTO DO CAPITAL: Metodologia do Modelo de Precificação de Ativos de Capital – CAPM
Custo do Capital Próprio: 14,72%Custo do Capital de Terceiros: 13,05%
Custo Médio Ponderado do Capital
(WACC) de 11,26 %
Custo Médio Ponderado do Capital
(WACC) de 11,26 %
RECEITA REQUERIDA – CELTINSRECEITA REQUERIDA – CELTINS
ITEM R$ Compra de Energia: 56.752.322,83Encargos Tarifários: 24.025.842,35 TOTAL PARCELA A 80.388.630,08 Custos Operacionais: 73.866.794,17 Remuneração sobre Capital: 56.379.455,19 Depreciação: 21.676.621,46 TOTAL PARCELA B 151.922.871,81TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 13.901.440,22
RECEITA REQUERIDA 246.212.941,11
ITEM R$ Compra de Energia: 56.752.322,83Encargos Tarifários: 24.025.842,35 TOTAL PARCELA A 80.388.630,08 Custos Operacionais: 73.866.794,17 Remuneração sobre Capital: 56.379.455,19 Depreciação: 21.676.621,46 TOTAL PARCELA B 151.922.871,81TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 13.901.440,22
RECEITA REQUERIDA 246.212.941,11
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS
RECEITA REQUERIDA R$ 246.212.941,11
RECEITA REQUERIDA R$ 246.212.941,11 RECEITA VERIFICADA R$ 203.791.882,22
RECEITA VERIFICADA R$ 203.791.882,22OUTRAS RECEITAS R$ 1.372.380,00
OUTRAS RECEITAS R$ 1.372.380,00
RT (%) = Receita Requerida – Outras
ReceitasReceita Verificada
Reposicionamento Tarifário = 20,14%
Reposicionamento Tarifário = 20,14%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS
Reposicionamento Tarifário (RT) = 20,14%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 10,81%
RT > IRT, então aplica-se o IRT = 10,81%A diferença entre o RT e o IRT é convertida em acréscimos a Parcela B a serem adicionados em cada um dos anos do próximo período tarifário.
Acréscimos na Parcela B = R$ 13.788.123,82
Reposicionamento Tarifário (RT) = 20,14%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 10,81%
RT > IRT, então aplica-se o IRT = 10,81%A diferença entre o RT e o IRT é convertida em acréscimos a Parcela B a serem adicionados em cada um dos anos do próximo período tarifário.
Acréscimos na Parcela B = R$ 13.788.123,82
Tarifa Média
ITENS DE REVISÃODESPESA
R$Tarifa Média
R$/MWh%
PARCELA A 80.388.630,08 93,24 25,43%Energia Comprada para Revenda 56.752.322,83 65,83 17,96%Encargos Setoriais 13.291.145,39 15,42 4,21%Encargos de Distribuição & Transmissão 10.345.161,85 12,00 3,27%PARCELA B 165.824.311,03 192,34 52,47%PIS/COFINS 11.449.348,21 13,28 3,62%P&D 2.452.092,01 2,84 0,78%O&M + Remuneração + Depreciação 151.922.870,82 176,21 48,07%OUTRAS RECEITAS 1.372.380,00 1,59 0,43%RECEITA REQUERIDA 247.585.321,11 287,17 78,34%ICMS 68.471.571,64 79,42 21,66%RECEITA TOTAL 316.056.892,75 366,59 100,00%IMPOSTOS (PIS/COFINS/P&D/ICMS) 82.373.011,86 95,54 26,06%MERCADO DE VENDA (MWh)ICMS
21,83% - por dentro
27,92% - por fora
CELTINS
862.152
Reposicionamento Tarifário =
29,29%
Reposicionamento Tarifário =
29,29%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA CELTINS
SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA CELTINS
FATOR XFATOR X
Xe = Ganhos de produtividade derivados da mudança na escala do negócio por incremento da demanda da área servida (tanto por maior consumo dos clientes existentes, como pela incorporação de novos usuários)
Xc = Avaliação dos consumidores sobre a sua
concessionária, obtido como resultado da pesquisa IASC. (entre –1% e 1%)
Xa = Estabelecido pela Resolução CNPE n.º 1, de 04/04/03.
O Fator X deve considerar, para o componente mão-de-obra da Parcela B, índice que reflita a remuneração deste recurso.
Fator X = f(Xe , Xc , Xa)
FATOR X da CELTINSFATOR X da CELTINS
Xc e Xa da CELTINS serão calculados em
cada reajuste tarifário.
Fator XCELTINS = f(Xe , Xc , Xa)
Componente Xe = 2,94%
Componente Xc = 0,3370%
Componente Xa = 0,4076%
Fator X = 3,8940%
Receita Extra-Concessão
Tratamento Regulatório das Perdas de Energia
Elétrica
Tratamento Regulatório da Qualidade do
Serviço
Abertura e Realinhamento Tarifário
METODOLOGIAS ADICIONAIS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
METODOLOGIAS ADICIONAIS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Essa é a proposta do Regulador. Cumpre
salientar que os resultados ora
apresentados são preliminares, uma vez
que serão ajustados a partir das
contribuições recebidas na presente
audiência pública, assim como em
função dos valores efetivos vigentes em
4 de agosto de 2004 para as variáveis:
IGP-M, encargos tarifários, câmbio e
base de remuneração.
Essa é a proposta do Regulador. Cumpre
salientar que os resultados ora
apresentados são preliminares, uma vez
que serão ajustados a partir das
contribuições recebidas na presente
audiência pública, assim como em
função dos valores efetivos vigentes em
4 de agosto de 2004 para as variáveis:
IGP-M, encargos tarifários, câmbio e
base de remuneração.
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS