3ª EDICION DEL CURSO DE REGULACION ENERGETICA DE ARIAE SOBRE REDES ENERGETICAS

Agência Nacional de Energia Elétrica

3ª EDICION DEL CURSO DE REGULACION

ENERGETICA

DE ARIAE SOBRE REDES ENERGETICAS

Experiência Brasileira com as

Revisões Tarifárias Periódicas

22 DE NOVEMBRO DE 2005

CARTAGENA DE INDIAS – COLÔMBIA

CONTEÚDOCONTEÚDO

I – Características do Setor Elétrico Brasileiro

II – Segmentação das Atividades

III – Características da Função Reguladora

IV – Mecanismos para alterar as tarifas

V – Metodologia para Revisão das Tarifas

VI – Regulação por incentivos

VII – Composição das Tarifas

VIII – Considerações Finais

I – Características do Setor Elétrico Brasileiro

Segmento de Geração:

Principais CaracterísticasPrincipais Características

Usina Hidrelétrica Usina Hidrelétrica 69.223 MW69.223 MWPCH PCH (< 30 MW)(< 30 MW) 1.391 1.391 MWMWUsina TermelétricaUsina Termelétrica 18.030 MW 18.030 MWUsina NuclearUsina Nuclear 2.007 MW 2.007 MWEólicaEólica 29 MW 29 MWSUBTOTALSUBTOTAL 90.680 MW 90.680 MW Importações Importações (com Itaipu)(com Itaipu) 8.170 MW 8.170 MWUsinas Emergenciais Usinas Emergenciais 1.703 MW 1.703 MWTOTALTOTAL 100.553 MW100.553 MW

Hidráulica Hidráulica 70% 70%

Nuclear Nuclear

2%2%Térmica Térmica

20%20% Importação Importação 8%8%

Segmento de Distribuição:

Nº Consumidores = 55.437.740

Nº de Concessionárias = 65

Faturamento = US$ 23,5 bilhões (receita do serviço)

= US$ 8,3 bilhões (tributos)

= US$ 31,8 bilhões

Mercado = 270.285.881 MWh


Segmento de Transmissão:

Tensão entre 230 kV e 750 kV

80.007 Km de linhas

815 circuitos de transmissão

321 Subestações

36 Empresas Transmissoras

US$ 2,8 bilhões de Receita anual


II – Segmentação das Atividades

CompetiçãoCompetiçãoCompetiçãoCompetição

CompetiçãoCompetiçãoCompetiçãoCompetição

Monopólio Monopólio NaturalNatural

Monopólio Monopólio NaturalNatural

Forte RegulaçãoForte RegulaçãoForte RegulaçãoForte Regulação

Regulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competiçãoRegulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competição

CC

DD

GG

TT

Regulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competiçãoRegulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competição

Segmentação das AtividadesSegmentação das Atividades

Segmentação das atividades (G, T, D e C)Segmentação das atividades (G, T, D e C)

Competição na geração e comercializaçãoCompetição na geração e comercialização

Produção independente de energiaProdução independente de energia

Livre acesso e uso das redes elétricasLivre acesso e uso das redes elétricas

Serviços de transmissão e distribuição Serviços de transmissão e distribuição fortemente reguladosfortemente regulados

Liberdade de escolha (consumidor livre)Liberdade de escolha (consumidor livre)

Segmentação das AtividadesSegmentação das Atividades

III – Características da Função Reguladora

Caracterização da função ReguladoraCaracterização da função Reguladora

O grau de interferência do Estado, por meio da O grau de interferência do Estado, por meio da regulação, depende da intensidade do interesse regulação, depende da intensidade do interesse público envolvido e da capacidade do mercado público envolvido e da capacidade do mercado em atendê-lo com efetividade.em atendê-lo com efetividade.

Mercados competitivos – menos intervençãoMercados competitivos – menos intervenção

Monopólios naturais – forte intervençãoMonopólios naturais – forte intervenção

Os mercados falham em produzir a otimização do bem estar:

Poder de mercado: falhas na ação da concorrência (efetiva ou potencial)

ofertante tem poder sobre os preços, que são superiores aos competitivos

menos consumidores participam do mercado

os que participam têm de deixar de consumir ou reduzir o consumo de outros produtos

Condições de produção nas quais a sociedade perde ou gasta mais recursos para satisfazer um menor nível de bem estar.

Por que Regular? Por que Regular?

Como se Regula? Como se Regula?

conjunto de instrumentos pelos quais o Estado interfere direta ou indiretamente na atividade econômica e na alocação dos recursos, alterando o livre jogo dos mecanismos de mercado para realizar o interesse público.

simular a concorrência onde ela não é viável quantidade de ofertantes preços qualidade

proteger e estimular a concorrência onde ela existe

controle de estruturas (Lei antitruste) repressão a condutas infrativas à concorrência

Produzir os efeitos da competição onde ela não existe:

regulação serve como substituto do mercado

Qual é o objetivo?Qual é o objetivo?

Equilíbrio entre os interesses privados e públicos:

operação eficiente

justa e eficiente alocação de custos entre consumidores

atrair investimentosobjetivos obtidos espontaneamente em

mercados competitivos

Como se Regulam as Tarifas? Como se Regulam as Tarifas?

Utilizando-se as técnicas disponíveis dentro da

lei para replicar a ação da concorrência

Regulação por incentivos (preços

máximos)

Custo do serviço (taxa de retorno)

regimes tarifários:

Custo do ServiçoCusto do Serviço

Os preços são fixados a qualquer tempo, por

solicitação da empresa ou por iniciativa do

regulador, com o objetivo de manter uma “taxa de

retorno adequada”.

Os preços são fixados com base em custos

razoáveis, incluindo os custos de operação e de

investimentos.

O enfoque é o controle dos lucros da empresa

regulada (não pode ganhar demais!).

Custo do Serviço: Problemas Custo do Serviço: Problemas

falta de incentivos para alcançar operação

eficiente e minimização dos custos;

falta de incentivos para inovações;

incentivo ao excesso de investimentos;

assimetria de informações;

alto custo regulatório.

Como superar essas limitações?

Regime de Regulação por

Incentivos (Preços Máximos)

Regulação por incentivos – O que é?Regulação por incentivos – O que é?

conjunto de regras regulatórias concebido

para promover inovação, eficiência e redução

de custos;

regime tarifário que permite o

compartilhamento de eficiência entre a

empresa regulada e os consumidores;

variante da regulação pelo custo do serviço.

Regime de Preços Máximos Regime de Preços Máximos

empresa se defronta com tarifas máximas estabelecidas inicialmente, em geral, com base no custo do serviço.

regras de variação previamente estabelecidas:

Reajuste anual: tarifas máximas reajustadas por um índice de preços a cada ano (manter o valor real). Revisão tarifária: em intervalos de tempo definidos as tarifas são revistas de acordo com os custos e são fixadas metas de eficiência que se refletirão nos reajustes futuros.

Preços Máximos

Como é no Brasil?

Regime de Preços Máximos - BrasilRegime de Preços Máximos - Brasil

Preços máximos fixados inicialmente foram as

tarifas vigentes na asinatura do contrato de

concessão.

As tarifas (preços máximos) são reajustadas

anualmente mediante fórmula específica, que

separa os custos em “gerenciáveis” e “não-

gerenciáveis”.

A cada intervalo de 4 ou 5 anos as tarifas são

revistas de acordo com os custos e são fixadas

metas de eficiência que se refletirão nos

reajustes seguintes (Fator X).

Cláusula de revisão extraordinária.

IV – Mecanismos para Alterar as Tarifas

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 deDistribuição

Contratos de Concessão deDistribuição

Mecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas

DD

Contrato de ConcessãoContrato de Concessão

Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica

Revisão Extraordinária

Em qualquer data, desde que comprovado o desequilíbrio econômico financeiro

Reajuste anual O contrato de concessão define a fórmula de reajuste anual das tarifas

Revisão Periódica O contrato de concessão estabelece diretrizes gerais

Reajuste tarifário anual

Revisão tarifáriaextraordinária

Revisão tarifáriaperiódica

Assinatura do contrato

1996 1999 2000 2001 2002 2003

Mecanismos de Alteração dasTarifasMecanismos de Alteração dasTarifas

Receita = Parcela A + Parcela B

Encargos Tarifários+

Compra de Energia

IGP-M

Contrato de ConcessãoContrato de ConcessãoMecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas

Reajuste Tarifário Anual (IRT)

Reajuste Tarifário Anual (IRT)

Parcela A Parcela B+ =Receita da

Distribuidora (RA0 )

Despesas não gerenciáveis pela distribuidora

Despesas que variam conforme a gestão da distribuidora

Define a nova PA na data do

reajuste

A nova PB é atualiza por

índice de variação da

inflação +ou- fator X

IRT = PA1 + PB0 (IVIX)

RA0

Contrato de ConcessãoContrato de ConcessãoMecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas

PA1 + PB1

RA0

IRT =

PB 1 = PB0 (IGPM +/- X)

PB0 = RA0 - PA0

Fator X = 0 (até a ocorrência da primeira revisão tarifária periódica)

RA0

= RA1

Reajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de ConcessãoReajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de Concessão

Reajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de ConcessãoReajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de Concessão

0

01(%)RA

XIGPMVPBVPAreajuste

IGPMXVPBVPB 01

111 VPBVPARA

0

1(%)RA

RAreajuste

000 VPARAVPB RA = Receita Anual

VPA = Valor da Parcela A

VPB = Valor da Parcela B

Mecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas

Contrato de ConcessãoContrato de Concessão

Diretrizes para a Revisão Tarifária Periódica

No momento da Revisão Tarifária as tarifas são reconstruídas e o Fator X é calculado.

Devem ser considerados:

alteração na estrutura de custos;

alteração na estrutura de mercado;

nível das tarifas em empresas similares no contexto nacional e internacional;

estímulo à eficiência; e

estímulo à modicidade tarifária.

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

RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B

Custos Operacionais

+Remuneração

+Depreciação

Compra de Energia

+

Transporte de

Energia

+

Encargos

Setoriais

RECEITA REQUERIDA

Revisão Tarifária PeriódicaRevisão Tarifária Periódica

V – Metodologia para Revisão Tarifária

TARIFA

Perspectiva do consumidor

qualidade

Perspectiva do prestador do serviço

custos operacionais

remuneração do capital+

Sustentabilidade

Eficiência

Equidade

modicidade

Como

estabelecer

tarifas justas ?

universalização competitividade

Conciliar as perspectivas do consumidor e da

distribuidora

Evitar os problemas da assimetria de

informações

Metodologia para Revisão TarifáriaMetodologia para Revisão Tarifária

RECEITA DO SERVIÇO

PARCELA A

PARCELA B = +

RECEITA DO SERVIÇORECEITA DO SERVIÇO

CustosNão Gerenciáveis

Custos Gerenciáveis

Parcela B

x

Remuneração (R$)Quota de

Reintegração+

Base de Remuneração

Líquida


Líquida

Taxa de retorno

Taxa de retorno

Custos de operação+

xBase de

RemuneraçãoBruta


Bruta

Taxa de Deprec.Taxa de Deprec.

Empresa de Referência

Empresa de Referência

Parcela BParcela B

Metodologia para Revisão TarifáriaMetodologia para Revisão Tarifária

custos operacionais

remuneração do capital

Metodologia da Empresa de Referência

Metodologia para definir a estrutura do capital

Metodologia para definir Custo do Capital

Metodologia para definir Base de remuneração

Depreciação

Metodologia da Empresa de Referência - ER:

Defini-se uma empresa com gestão eficiente considerando as características da área de concessão (particularidades de cada região, ex: concentração da população, áreas rurais, número de cidades, etc)

As atividades do serviço de distribuição de energia elétrica são mapeadas (ex: atendimento ao público, manutenção de linhas, entrega de faturas, etc.)

A cada atividade são associados parâmetros que representam custos eficientes (ex: salários, custo de m2 alugado, despesa com material de escritório por empregado, etc)

Fica estabelecido o “custo operacional eficiente” para a empresa de referência. Este é o custo reconhecido na tarifa

Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária

Metodologia da Empresa de Referência - ER:

O Regulador minimiza o problema da assimetria de informações (não usa os dados da empresa)

Para algumas empresas são necessários ajustes nos parâmetros considerados, devido a particularidades da área de concessão não capturadas.

ER Distribuidora

1o Resultado

Resultado após ajustes

$ 142.173.696 $ 257.359.512

$ 145.601.583 $ 158.936.943

Exemplo da aplicação da ER no cálculo da tarifa de uma distribuidora



Metodologia da Base de Remuneração:

O conceito chave da Resolução ANEEL no 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.

Metodologia da Estrutura de Capital:

Objetivo: definir qual a melhor proporção de capital próprio e de capital de terceiros.

É considerada a melhor proporção aquela que reflete o menor custo do capital empregado na concessão.

Premissa: as empresas buscam o grau ideal de alavancagem.

Para isso são considerados:

• o custo de utilizar o capital de terceiros (mais barato); e

• o custo por utilizar o próprio capital da empresa (mais caro).

ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITALCAPITAL PRÓPRIO

50%CAPITAL DE TERCEIROS

50%


Metodologia do Custo do Capital:

Objetivo: definir qual o custo de oportunidade do investidor.

Premissa para a definição do custo do capital próprio:

Atrair e manter o investidor no negócio de distribuição de energia elétrica (percepções de riscos, alternativas de investimento, ativos livres de risco, prêmio exigido pelo risco do investimento).

Método: CAPM - Capital Asset Pricing Model

Custo do capital próprio considerado: 14,72%



Premissa para a definição do custo do capital de terceiros:

Similar ao custo do capital próprio considerando os riscos do negócio, outras alternativas de investimento e adicionalmente associado ao risco do empréstimo.

Método: CAPM - Capital Asset Pricing Model

Custo do capital próprio considerado: 13,05%



Definição da Taxa de Retorno do Capital Investido

Considera o custo de capital próprio e o custo de capital de terceiros ponderados pela estrutura ótima do capital

Método: WACC – Weighted Average Cost of Capital

Retorno do capital investido: 11,26%

(taxa real depois de impostos)


FATOR X

O Fator X é calculado na data da revisão tarifária periódica para aplicação nos reajustes anuais subseqüentes

Objetivo:

Compartilhar com o consumidor os ganhos de

produtividade da distribuidora obtidos em função do

aumento da demanda na área servida (maior

consumo e/ou maior número de consumidores)

para a Regulação Econômicapara a Regulação EconômicaOutros Mecanismos Outros Mecanismos

Tarifa

T2

T3

Ganhos de produtividade

Ganhos de eficiência

T1

Custos não-gerenciáveis(Parcela A)

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

1º período tarifário:X = 0; Inflação = 0

2º período tarifário:X > 0; Inflação = 0

Custos de operação eremuneração do capital

(Parcela B)

Ganhos de eficiência efetivos

Fator XFator X

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)

VI – Regulação por Incentivos

Limite de repasse para o preço da energia comprada

Valor Normativo - VN e Valor de Referência - VR:

incentivo para que as compras de energia sejam feitas por

valores inferiores ao VN ou VR (é o próprio limite). A

diferença entre o preço da compra e o valor repassado às

tarifas fica para o investidor.

O&M da Empresa de Referência

Incentiva a gestão da empresa com custo inferior ao

reconhecido para a Empresa de Referência. Nesta situação,

a diferença é do investidor.

Regulação por IncentivosRegulação por Incentivos

Tratamento regulatório para a inadimplência

O problema da inadimplência dos consumidores é

reconhecido nas tarifas como parte dos custos operacionais.

No entanto, a ANEEL considera uma trajetória descendente,

partindo de 0,5% do faturamento bruto até o patamar de

0,2%.

Perdas não técnicas: limite e trajetória descendente

As perdas não técnicas não são consideradas na

totalidade pleiteada pelas empresas. São admitidos limites

máximos definidos por análise do histórico, comparação com

distribuidoras similares. Para os casos mais graves é

estabelecida trajetória descendente.

Regulação por IncentivosRegulação por Incentivos

VII – Composição das Tarifas

Componentes das TarifasComponentes das Tarifas

TUSD – FIO B

TUSD – ENCARGOS DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO

Remuneração + Depreciação+O&M

RGR + TFSEE + P&D + ONS

TUSD – FIO A

TUSTRB + TUSTFR + Conexão + Uso Redes outras D’s + PERDASRB

Componentes das TarifasComponentes das Tarifas

TE – Tarifa de Energia

TUSD – DIVERSAS

TUSDPERDAS TÉCNICAS + TUSDPERDAS NÃO TÉCNICAS

+ TUSDCCC + TUSDCDE + TUSDPROINFA

Compra de Energia + Geração Própria

+ ITAIPU + ESS

Formação da Receita do DistribuidorFormação da Receita do Distribuidor

Receita do Serviço

B3

TUSD ENCARGO

TE

TUSD FIO

TUSD

B2 B4B1A4A3A2

Consumidores cativos

A3

TUSD

A4A2

Consumidores livres

TUSD ENCARGOTUSD FIO

TUSD – Tarifa de uso dos sistemas de distribuição

TE – Tarifa de Energia (exclusiva para o consumidor cativo)

31,77%Geração

Distribuição 26,43%

Encargos/Tributos 34,00%

Transmissão 7,80%

Composição das tarifas (%)Composição das tarifas (%)

ITENS COMPOSIÇÃO %

RECEITA NECESSÁRIA 100

PARCELA “A” 48,14

ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA 32,29

ENCARGOS SETORIAIS 8,05

TRANSPORTE DE ENERGIA 7,80

PARCELA “B” 26,43

PIS/COFINS e ICMS 25,95

MODICIDADE 0,52

Composição da Receita (%)Composição da Receita (%)

VIII – Considerações Finais

Experiência no BrasilExperiência no Brasil

61 empresas com contrato de concessão terão passado por processo de revisão tarifária ao final de 2005

56 já passaram pelo 1º processo de revisão tarifária periódica

Estão sendo estudados aprimoramentos metodológicos para o segundo ciclo que inicia em 2007.

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.


Agência Nacional de Energia Elétrica

www.aneel.gov.br

0800-727-2010

Fone: (61) 2192-8803

[email protected]

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MUITO OBRIGADA MUITO OBRIGADA

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