Revisão Tarifária Periódica da EMPRESA DE FORÇA E LUZ JOÃO CESA EFLJC Audiência Pública ANEEL...

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



RECEITA REQUERIDARECEITA REQUERIDA

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


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





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


RECEITA REQUERIDARECEITA REQUERIDA



Compra de

Energia

+

Encargos

Tarifários

Compra de

Energia

+

Encargos

Tarifários

Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos

Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos


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;


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




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.


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

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


Base de Remuneração

Base de Remuneração Bruta

R$ 1.376.291,00

Base de Remuneração Líquida

R$ 1.052.114,00




ESTRUTURA DE CAPITAL: Metodologia da Estrutura Ótima de Capital (minimiza o custo do capital)


ESTRUTURA DE CAPITAL: Metodologia da Estrutura Ótima de Capital (minimiza o custo do capital)

ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL

CAPITAL PRÓPRIO50%

CAPITAL DE TERCEIROS50%


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 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;


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.


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