Revisão Tarifária Periódica da Cia. de Eletricidade do Estado da … · 2003-08-07 · anual...
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Revisão Tarifária Periódica da
Cia. de Eletricidade do Estado da Bahia
COELBA
Audiência Pública
ANEEL AP 014/200328 de março de 2003
Salvador - BA
! Concepção do contrato: 1995 - CND aprovou modelo
proposto pelo BNDES;
! Criação da ANEEL: dez/1997 – implementa 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 DISTRIBUIÇÃOCONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO
Reajuste tarifário anual
Revisão tarifáriaextraordinária
Revisão tarifáriaperiódica
Assinatura do contrato
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
1998 1999 2000 2001 2002 2003
VPA1 + VPB0 (IGPM- X)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RA0
IRT =
VPB0 = RA0 - VPA0
REGRA DO CONTRATO DE CONCESSÃOREGRA DO CONTRATO DE CONCESSÃO
+ “Parcelas financeiras” (CVA, RTE e ECE)+ “Parcelas financeiras” (CVA, RTE e ECE)
= Parcela A + Parcela B= Parcela A + Parcela B
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
(IGP-M) - X(IGP-M) - X
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
ReajusteReajuste
Reajuste acumulado 1998 a 2002: 73,36% Reajuste acumulado 1998 a 2002: 73,36%
= Parcela A + Parcela B= Parcela A + Parcela B
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
ReceitaRequeridaReceitaRequerida
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Custos Operacionais+
Remuneração+
Tributos
Custos Operacionais+
Remuneração+
Tributos
! garantir os direitos dos clientes que não tem a
oportunidade de escolher o fornecedor: receber o serviço
com a qualidade estabelecida no contrato de concessão e
pagar uma tarifa justa;
! garantir os direitos dos prestadores do serviço que
atuam com eficiência e prudência: obter um adequado
retorno sobre o capital investido, dadas as características
do negócio regulado.
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
= Parcela A + Parcela B= Parcela A + Parcela B
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
ReceitaRequeridaReceitaRequerida
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Custos Operacionais+
Remuneração+
Tributos
Custos Operacionais+
Remuneração+
Tributos
CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A
São itens de custos não gerenciavéis pela concessionária de distribuição, com exceção de:São itens de custos não gerenciavéis 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).
CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A
VPA = Compra de Energia + Encargos TarifáriosVPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais! Geradores não vinculados! Empresas do mesmo grupo! Leilões de energia
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais! Geradores não vinculados! Empresas do mesmo grupo! Leilões de energia
CCC / CDERGR
CFURHTFSEE
Rede BásicaConexão
ONS
CCC / CDERGR
CFURHTFSEE
Rede BásicaConexão
ONS
ENCARGOS TARIFÁRIOSENCARGOS TARIFÁRIOSCUSTOS DA PARCELA A - COELBACUSTOS DA PARCELA A - COELBA
Encargo Tarifário VALOR (R$)Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 63.120.984,11Reserva Global de Reversão – RGR 27.890.493,46Taxa de Fiscalização de Serviços de En. Elétrica – TFSEE 3.721.656,58Operador Nacional do Sistema – ONS 120.714,30Rede Básica 117.401.307,12Conexão 6.007.425,39Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 8.522.040,94Total de Encargos Tarifários 226.784.621,90
CUSTOS DA PARCELA A - COELBACUSTOS DA PARCELA A - COELBA
Compra de Energia: Geração Própria e Contratos IniciaisCompra de Energia: Geração Própria e Contratos Iniciais
Fornecedor MWh Tarifa (R$/MWh)Geração própria (1,34%) 149.996 ----Contratos Iniciais (77,0%) 8.599.626 54,40
CHESF 8.562.239 54,33ENERGIPE 7.453 83,14CELPE 23.413 65,87CEPISA 2.275 53,61SULGIPE 1.055 77,11CEMIG 2.848 93,03ESCELSA 345 111,73
Fornecedor MWh Tarifa (R$/MWh)Geração própria (1,34%) 149.996 ----Contratos Iniciais (77,0%) 8.599.626 54,40
CHESF 8.562.239 54,33ENERGIPE 7.453 83,14CELPE 23.413 65,87CEPISA 2.275 53,61SULGIPE 1.055 77,11CEMIG 2.848 93,03ESCELSA 345 111,73
Compra de Energia: Contratos Bilaterais com terceirosCompra de Energia: Contratos Bilaterais com terceiros
Fornecedor MWh Tarifa (R$/MWh)
Leilão CHESF (1,26%) 140.544 62,32
Fornecedor MWh Tarifa (R$/MWh)
Leilão CHESF (1,26%) 140.544 62,32
Compra de Energia: Contratos Bilaterais com empresas do mesmo grupo econômicoCompra de Energia: Contratos Bilaterais com empresas do mesmo grupo econômico
MWh Tarifa (R$/MWh)
Fornecedor 2.277.763 99,19
ITAPEBI 1.721.340 103,85
TERMOPERNAMBUCO 141.960 146,90
TERMOAÇU 376.958 55,86(*) (116,48)
CGS ENERGIA – Biomassa 33.486 141,81
CGS ENERGIA – PCH 4.018 125,18(*) Preço médio do leilão de set/02 para a região Nordeste
(contratos de seis anos)
MWh Tarifa (R$/MWh)
Fornecedor 2.277.763 99,19
ITAPEBI 1.721.340 103,85
TERMOPERNAMBUCO 141.960 146,90
TERMOAÇU 376.958 55,86(*) (116,48)
CGS ENERGIA – Biomassa 33.486 141,81
CGS ENERGIA – PCH 4.018 125,18(*) Preço médio do leilão de set/02 para a região Nordeste
(contratos de seis anos)
! A regulamentação vigente permite que até 30% do montante das vendas de energia elétrica de uma concessionária distribuidora sejam adquiridos de “partes relacionadas” .
!Os contratos entre Partes Relacionadas devem ser homologados pela ANEEL, que está obrigada a assegurar que não ocorram situações de uso abusivo de posição dominante que o monopólio confere à concessionária distribuidora frente a seus clientes.
! A regulamentação vigente permite que até 30% do montante das vendas de energia elétrica de uma concessionária distribuidora sejam adquiridos de “partes relacionadas” .
!Os contratos entre Partes Relacionadas devem ser homologados pela ANEEL, que está obrigada a assegurar que não ocorram situações de uso abusivo de posição dominante que o monopólio confere à concessionária distribuidora frente a seus clientes.
Compra de Energia: COELBAContratos com empresas do mesmo grupoCompra de Energia: COELBAContratos com empresas do mesmo grupo
Premissa básica: cumprimento estrito do contrato de concessão de distribuição (Subcláusula da Cláusula Sétima):
“a concessionária obriga-se a obter a energia elétrica requerida pelos usuários ao menor custo efetivo, dentre as alternativas disponíveis, quando comparado com os custos observados no contexto nacional e internacional.”
Premissa básica: cumprimento estrito do contrato de concessão de distribuição (Subcláusula da Cláusula Sétima):
“a concessionária obriga-se a obter a energia elétrica requerida pelos usuários ao menor custo efetivo, dentre as alternativas disponíveis, quando comparado com os custos observados no contexto nacional e internacional.”
Compra de Energia: COELBAContratos com empresas do mesmo grupoCompra de Energia: COELBAContratos com empresas do mesmo grupo
BALANÇO MWh
Energia Requerida 11.003.177
Mercado 9.015.291
Perdas (17,8%) (1) 1.987.886
Total dos Contratos 11.167.899
Sobras Contratuais (2) (164.722)
TOTAL ENERGIA COMPRADA R$ 692.143,8 mil(1) Trajetória para perda regulatória
(2) Não consideradas na tarifa
BALANÇO MWh
Energia Requerida 11.003.177
Mercado 9.015.291
Perdas (17,8%) (1) 1.987.886
Total dos Contratos 11.167.899
Sobras Contratuais (2) (164.722)
TOTAL ENERGIA COMPRADA R$ 692.143,8 mil(1) Trajetória para perda regulatória
(2) Não consideradas na tarifa
Compra de Energia da COELBACompra de Energia da COELBA
CUSTOS DA PARCELA A - COELBACUSTOS DA PARCELA A - COELBA
VPA = Compra de Energia + Encargos TarifáriosVPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
R$ 692.143,8 milR$ 692.143,8 mil R$ 226.784,6 milR$ 226.784,6 mil
Total da Parcela A = R$ 918.928,4 milTotal da Parcela A = R$ 918.928,4 mil
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDARECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela BRR = 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
! Cobrir os custos operacionais da própria concessionária;
! remunerar o capital investido:
" valor econômico mínimo da privatização;
" Taxa de retorno (WACC): 13,28 % (*)
(*) Documento enviado pela ABRADEE.
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Ótica das Concessionárias DistribuidorasÓtica das Concessionárias Distribuidoras
! Cobrir os custos operacionais EFICIENTES;
! remunerar o capital investido:
" valor dos ativos efetivamente necessários para
prestar o serviço;
" Estrutura de Capital Ótima (menor custo de capital);
" Taxa de retorno (WACC): 11,26%
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
ÓTICA DO REGULADORÓTICA DO REGULADOR
! 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
! consideração dos aspectos específicos de cada contrato
de concessão: características da área servida, localização
dos consumidores, níveis de qualidade, etc;
! desenho de uma empresa eficiente (Empresa de
Referência - ER) 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;
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES - METODOLOGIACUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES - METODOLOGIA
! 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;
! 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.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
METODOLOGIAMETODOLOGIA
PESSOAL e MATERIAL: consideram-se os custos
salariais e de materiais que a concessionária está em
condições de acessar:
! salários do mercado da região + encargos legais;
! periculosidade e outros itens previstos na
regulamentação;
! treinamento;
! algumas remunerações garantidas em Acordo Coletivo
de Trabalho.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
QUANTITAVO DE PESSOAL:
! Empresa de Referência: 4.861 empregados
próprios;
! COELBA: 2.870 empregados próprios +
terceirizados
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Remunerações garantidas em Acordo Coletivo de Trabalho
consideradas nos custos operacionais:
! adicional estabelecido pela Lei 110/90;
! pagamentos à Fundação de Previdência;
! vale alimentação;
! plano de saúde (assistência médica);
! auxílios (mãe guardiã, pré escola, auxílio creche, creche,
suplementação auxílio doença/acidente e programa de
atendimento ao deficiente).
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos de natureza salarial que NÃO se consideram
nas tarifas do serviço regulado, por entender-se que
não devem ser pagos pelos clientes:
! participação em lucros e resultados (PLR);
! turnover do quadro de pessoal;
! gratificação de férias adicional, além da
gratificação constitucional.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Demais custos que NÃO se consideram no desenho
da “Empresa de Referência”, por entender-se que
não devem ser pagos, nas tarifas, por aqueles
clientes que cumprem regularmente suas obrigações:
! custos de inspeção comercial, cortes e religamentos;
! despesas com contingências cíveis e trabalhistas;
! despesas com indenizações, perdas e danos;
! doações, contribuições e subvenções.
Tratamento regulatório para a inadimplência:
! Objetivo: evitar que os consumidores em situação regular
paguem pelos consumidores inadimplentes;
! conceito de custo operacional “transitório” da “Empresa de Referência”: admite-se 0,5% do faturamento bruto para
o 1° ano do 2° período tarifário (abr/2003 – mar/2004),
equivalente a R$ 6,4 milhões (COELBA: R$ 15,7 milhões);
! para os anos seguintes do período tarifário adota-se uma
“trajetória regulatória” decrescente atingindo zero ao final
do período tarifário (abril/2007 – março/2008).
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos Operacionais
Empresa de Referência R$ 339,7 milhões
COELBA R$ 437,0 milhões (*)
(*) Despesas informadas pela COELBA para o ano teste
REMUNERAÇÃO DO CAPITAL REMUNERAÇÃO DO CAPITAL RESULTADOS OBTIDOSRESULTADOS OBTIDOS
ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL
CAPITAL PRÓPRIO50%
CAPITAL DE TERCEIROS50%
x13,05 %
x13,05 %
x14,72 %
x14,72 %
Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 %
Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 %
RECEITA REQUERIDA (R$ mil)RECEITA REQUERIDA (R$ mil)
PARCELA B (51,6%) 977.372,1 1.152.403,3 PARCELA B (51,6%) 977.372,1 1.152.403,3
ITEM ANEEL COELBACustos Operacionais: 339.673,4 436.977,1Remuneração do Capital (*): 370.855,2 434.973,5Depreciação: 164.708,1 164.708,1
Tributos (PIS/COFINS/P&D): 102.135,4 115.744,6
ITEM ANEEL COELBACustos Operacionais: 339.673,4 436.977,1Remuneração do Capital (*): 370.855,2 434.973,5Depreciação: 164.708,1 164.708,1
Tributos (PIS/COFINS/P&D): 102.135,4 115.744,6
Compra de Energia: 692.143,8 765.424,8Encargos Tarifários: 226.784,6 226.784,6Compra de Energia: 692.143,8 765.424,8Encargos Tarifários: 226.784,6 226.784,6
PARCELA A (48,5%) 918.928,4 992.209,4PARCELA A (48,5%) 918.928,4 992.209,4
RECEITA REQUERIDA 1.896.300,5 2.144.612,7(*) valor calculado considerando-se uma base de remuneração provisória
RECEITA REQUERIDA 1.896.300,5 2.144.612,7(*) valor calculado considerando-se uma base de remuneração provisória
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (RT)REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (RT)
ITEM (R$ mil) ANEEL COELBARECEITA REQUERIDA 1.896.300,5 2.144.612,7RECEITA VERIFICADA 1.430.836,9 1.334.553,9OUTRAS RECEITAS 22.846,6 22.846,6
ITEM (R$ mil) ANEEL COELBARECEITA REQUERIDA 1.896.300,5 2.144.612,7RECEITA VERIFICADA 1.430.836,9 1.334.553,9OUTRAS RECEITAS 22.846,6 22.846,6
RT (%) = Receita Requerida – Outras Receitas
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário:
ANEEL COELBA30,93% 58,99%ANEEL COELBA30,93% 58,99%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
! No marco do princípio do equilíbrio econômico-financeiro
estabelecido no contrato de concessão e com vistas a atenuar o
impacto econômico sobre os consumidores da COELBA,
decorrente a aplicação imediata das tarifas justas, a ANEEL está
propondo o seguinte procedimento para aplicação do índice de
reposicionamento tarifário (RT) resultante do processo de
revisão tarifária periódica:
! quando o RT resultante da revisão tarifária for superior ao
índice que resultaria da hipótese de ser calculado o reajuste
tarifário anual da concessionária (IRT), as tarifas serão
reposicionadas em percentuais equivalentes a este último;
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
! para garantir a condição de equilíbrio econômico-financeiro, a
diferença entre RT e IRT será convertida em acréscimos à
Parcela B a serem adicionados em cada um dos quatro anos do
próximo período tarifário, de modo que o fluxo de fundos da
COELBA durante o segundo período tarifário assegure-lhe a taxa
de retorno (WACC) definida na presente revisão tarifária;
! dessa forma, o reposicionamento tarifário será implementado
em duas etapas. A primeira, correspondente ao percentual de
IRT, será implementada em 19/04/03; a segunda,
correspondente à diferença entre o RT e o IRT, será
implementada ao longo do segundo período tarifário.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
! o índice de reajuste tarifário anual da COELBA foi estimado em
27,19 %;
! portanto, o reposicionamento tarifário da COELBA é de
27,19%,
! sendo que a diferença de receita resultante da aplicação dos
percentuais de 27,19 % e 30,93 % será acrescida à Parcela B da
COELBA em parcelas anuais, no valor estimado de R$ 31milhões,
no próximo período tarifário, ou seja, para os anos de 2004 a
2007.
! compartilhar com os consumidores os ganhos de
produtividade derivados do crescimento do mercado do
serviço regulado previsto para os períodos compreendidos
entre as revisões;
! estimular a qualidade na prestação do serviço, segundo a
percepção dos consumidores.
Reposicionamento Tarifário (abril/2003)
Fator X(Redutor do IGP-M nos reajustes de 2004 a 2006)
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
e
FATOR X da COELBAFATOR X da COELBAGanhos de Produtividade Ganhos de Produtividade
! contempla exclusivamente os ganhos de
produtividade derivados da mudança na escala do
negócio por incremento da demanda, preservando a
condição de equilíbrio econômico-financeiro definida
na revisão tarifária.
Xe = 1,14 %
FATOR X da COELBAFATOR X da COELBAConsideração da Qualidade Percebida pelos
Consumidores Consideração da Qualidade Percebida pelos
Consumidores
Xc = função da qualidade do serviço prestado
na percepção dos consumidores
! calculado com base nos níveis de qualidade avaliados a
cada ano pelo IASC – Índice ANEEL de satisfação do
Consumidor;
! Xc tem um valor compreendido entre zero e 1,0%.
FATOR X da COELBAFATOR X da COELBAValor Total Valor Total
! Xc da COELBA será calculado em cada
reajuste tarifário a partir dos resultados do
IASC do ano anterior.
Fator X = Xe + Xc
Fator X = 1,14 % + Xc
! 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/2003 para as variáveis: IGP-M 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/2003 para as variáveis: IGP-M e base de remuneração.
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS