revisão tarifária periódica da empresa de forÇa e luz joÃo cesa efljc audiência pública aneel...
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Revisão Tarifária Periódica da
EMPRESA DE FORÇA E LUZ JOÃO CESA
EFLJC
Audiência Pública
ANEEL AP 007/2004
10 de março de 2004Siderópolis – SC
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
2003
2004
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
PA1 + PB0 (IGPM - X)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RA0
IRT =
PB0 = RA0 - PA0
PB = Blindada Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 110,83%
PB = Blindada Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 110,83%
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
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
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais Geradores não vinculados
Empresas do mesmo grupo
Leilões de energia
Aditivo ao contrato inicial
Encargos Setoriais CCC;CDE;RGR;CFURH;
TFSEE;PROINFA
Encargos de Transmissão
Rede Básica;ConexãoTransporte de Itaipu;
ONS
Encargos Setoriais CCC;CDE;RGR;CFURH;
TFSEE;PROINFA
Encargos de Transmissão
Rede Básica;ConexãoTransporte de Itaipu;
ONS
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
14.949
Mercado 14.375
Perdas Elétricas (*)
574
Total dos Contratos 14.970
Sobra
21
(*) 3,83% da energia requerida ou 3,99% do
mercado
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida
14.949
Mercado 14.375
Perdas Elétricas (*)
574
Total dos Contratos 14.970
Sobra
21
(*) 3,83% da energia requerida ou 3,99% do
mercado
Compra de Energia da EFLJCCompra de Energia da EFLJC
CUSTOS DA PARCELA A - EFLJCCUSTOS DA PARCELA A - EFLJC
Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Leilão
Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Leilão
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
GERAÇÃO PRÓPRIA (0,00%) - -
C. INICIAL (100,00%) 14.970 77,53
CELESC (100,00%) 14.970 77,53
Sobra valorada por R$ 77,53/MWh
Energia Comprada = R$ 1.158.934,46
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
GERAÇÃO PRÓPRIA (0,00%) - -
C. INICIAL (100,00%) 14.970 77,53
CELESC (100,00%) 14.970 77,53
Sobra valorada por R$ 77,53/MWh
Energia Comprada = R$ 1.158.934,46
Encargo Tarifário VALOR (R$)
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 187.008,96
Reserva Global de Reversão – RGR 7.046,82
Taxa de Fiscalização de S.de Energia Elétrica – TFSEE 6.034,26
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 63.451,00
Total de Encargos Tarifários 263.541,04
CUSTOS DA PARCELA A - EFLJCCUSTOS DA PARCELA A - EFLJC
CUSTOS DA PARCELA A - EFLJCCUSTOS DA PARCELA A - EFLJC
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
R$ 1.158.934,46R$ 1.158.934,46 R$ 263.541,04R$ 263.541,04
Total da Parcela A = R$ 1.422.475,50Total da Parcela A = R$ 1.422.475,50
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.
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
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;
Enfoque alternativo ao método histórico de
“custo de serviço” ou “taxa de retorno”, baseado
em reconhecer um retorno sobre os custos
informados pelo prestador.
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
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 (mar/2004 – fev/2005), equivalente a
R$ 11.069,25;
para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de março de 2007.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos Operacionais
Empresa de Referência R$ 1.145.319,43
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 apenas 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$ 1.376.291,00
Base de Remuneração Líquida
R$ 1.052.114,00
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 - CFLJCRECEITA REQUERIDA - CFLJC
ITEM R$ %Compra de Energia: 1.158.934,46 40,61Encargos Tarifários: 263.541,04 9,23TOTAL PARCELA A 1.422.475,50 49,84 Custos Operacionais: 1.145.319,43 40,14 Remuneração sobre Capital: 179.583,58 6,29 Depreciação: 55.051,64 1,94TOTAL PARCELA B 1.379.954,65 48,36TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 51.197,05 1,80
RECEITA REQUERIDA 2.853.627,21 100,00
ITEM R$ %Compra de Energia: 1.158.934,46 40,61Encargos Tarifários: 263.541,04 9,23TOTAL PARCELA A 1.422.475,50 49,84 Custos Operacionais: 1.145.319,43 40,14 Remuneração sobre Capital: 179.583,58 6,29 Depreciação: 55.051,64 1,94TOTAL PARCELA B 1.379.954,65 48,36TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 51.197,05 1,80
RECEITA REQUERIDA 2.853.627,21 100,00
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS
RECEITA REQUERIDA R$ 2.853.627,21
RECEITA REQUERIDA R$ 2.853.627,21 RECEITA VERIFICADA R$ 2.510.117,96 RECEITA VERIFICADA R$ 2.510.117,96
OUTRAS RECEITAS R$ 0,00
OUTRAS RECEITAS R$ 0,00
RT (%) = Receita Requerida – Outras
ReceitasReceita Verificada
Reposicionamento Tarifário = 13,68%
Reposicionamento Tarifário = 13,68%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS
Reposicionamento Tarifário (RT) = 13,68%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,04%
RT > IRT, então aplica-se o IRT = 11,04%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.
Reposicionamento Tarifário (RT) = 13,68%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,04%
RT > IRT, então aplica-se o IRT = 11,04%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.
Compra de Energia 80,62Parcela A 98,95
Encargos Tarifários 18,33
Despesas Operacionais 79,67
Parcela B 99,55Remuneração 16,32
Tributos 3,56
Tarifa Média – CFLJCTarifa Média – CFLJC
ITENS R$/MWh
Receita Requerida 198,10
Modicidade Tarifária 0,00
Receita Requerida Líquida 181,48
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. A ANEEL vai desenvolver metodologia para apurar essa parcela e submeter à audiência pública.
Fator X = f(Xe , Xc , Xa)
FATOR X da CFLJCFATOR X da CFLJC
Xc e Xa da CFLJC serão calculados em
cada reajuste tarifário.
Fator xCFLJC = f(Xe , Xc , Xa)
Componente Xe = 1,08%
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
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
O regime de regulação por incentivos estimula as concessionárias de distribuição a buscar eficiência e redução de custos ao longo do primeiro período tarifário. Em face das abordagens adotadas pelo regulador na revisão tarifária, o reposicionamento tarifário e o Fator X obrigam-nas a prestar o serviço com eficiência para não incorrerem em prejuízos no segundo período tarifário;
As abordagens adotadas pela ação regulatória podem afetar interesses setoriais específicos. Contemplar tais interesses foge ao escopo do regime regulatório, pois que constitui objetivo de políticas de governo;
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
Tais abordagens têm gerado algumas manifestações contrárias por parte de agentes no setor elétrico em diferentes instâncias;
Alguns porque tinham expectativa de receber uma remuneração sobre o valor pago na privatização e ter cobertura tarifária sobre custos reais ou mesmo uma estrutura de capital incompatível com a prestação do serviço público de forma eficiente;
Outros porque tinham expectativa de redução considerável das tarifas de energia elétrica;
Ao regulador compete cumprir as disposições da legislação e dos contratos de concessão e garantir de forma equilibrada os direitos dos consumidores e das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.
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
março/2004 para as variáveis: IGP-M,
encargos tarifários 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
março/2004 para as variáveis: IGP-M,
encargos tarifários e base de
remuneração.
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS