Segunda Revisão Tarif ária Periódica da Empresa Luz e ... · Os ganhos de produtividade obtidos...

Segunda Revisão Tarifária Periódica da Empresa Luz e Força Santa Maria

Audiência Pública 50/2007

11 de janeiro de 2008 Colatina – ES

Revisão Tarifária Periódica

§ Proposta ANEEL:

Ø Reposicionamento Tarifário: 1,01%

Ø Efeito médio para o consumidor: -1,82%


A ANEEL tem a responsabilidade de fixar as tarifas de energia elétrica de forma a promover a modicidade tarifária na defesa do interesse público e o equilíbrio econômico-financeiro dos agentes que prestam os serviços de energia. E a revisão tarifária periódica é fundamental para alcançar esses compromissos.

7- Qual é o principal objetivo da revisão?

Garantir uma tarifa justa tanto para os consumidores quantopara os investidores e estimular o aumento da eficiência e daqualidade do serviço de distribuição de energia elétrica.

8- A revisão traz algum tipo de ganho para os consumidores?

Sim, porque ela prevê mecanismos que incentivam as concessionárias a reduzir custos e a ser mais eficientes na prestação dos serviços. Os ganhos de produtividade obtidos pela empresa durante o período tarifário são repassados aos consumidores na ver isão tarifária subseqüente. Além disso, os ganhos de produtividade das empresas previstos para o período compreendido entre as revisões, decorrentes do crescimento do consumo de energia, são compartilhados com os consumidores.

O caminho da energia até o consumidor

DISTRIBUIÇÃO

GERAÇÃO

TRANSMISSÃO

CONSUMIDORES

Tarifa X Equilíbrio

Consumidor Distribuidor

ü receber o serviço com qualidade;

ü pagar por esse serviço uma tarifa justa.

ü cobrir os custos operacionais eficientes;

ü obter adequado retorno sobre o capital

investido prudentemente.

Contrato de Concessão

§ Mecanismos de alteração das tarifas

ReajusteTarifário

Revisão Extraordinária

Revisão Tarifária

•Realizado anualmente, visa preservar o

equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

•Realizada em média a cada 4 anos e visa redefinir o

nível das tarifas.

•É aplicada quando algo extraordinário

desequilibra o contrato de concessão.

Aplicação dos mecanismos

1° Revisão Tarifária

2° Revisão Tarifária

Assinatura do contrato de concessão

Reajuste Tarifário Anual

Reajuste Tarifário Anual

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


§ Diretrizes estabelecidas no contrato de concessão:

Ø As tarifas deverão ser alteradas para mais ou para menos, considerando:ü as alterações na estrutura de custos e de mercado da

distribuidora;ü os níveis de tarifas observados em empresas similares no

contexto nacional e internacional;ü os estímulos à eficiência;ümodicidade tarifária.

Ø Deverão ser estabelecidos os valores do Fator X, que serão subtraídos ou acrescidos do IGP-M nos reajustes anuais subseqüentes.

Reposicionamento Tarifário

RECEITA VERIFICADA

FORNECIMENTO

CONSUMIDORES LIVRES

SUBVENÇÃO CDE

SUPRIMENTO

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

§ Objetiva redefinir o nível das tarifas de energia elétrica comparando a receita verificada da concessionária com a receita requerida para a cobertura dos custos necessários à prestação do serviço com qualidade, modicidade tarifária e remuneração adequada.

d1

d1 davi; 2/1/2008


RECEITA VERIFICADA

OBTIDA PELA APLICAÇÃO DAS TARIFAS VIGENTES

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS INVESTIMENTOS

PRUDENTES

ENERGIA + TRANSPORTE + ENCARGOS

§ Receita Verificada > Receita Requerida


RECEITA VERIFICADA

OBTIDA PELA APLICAÇÃO DAS TARIFAS VIGENTES

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS INVESTIMENTOS

PRUDENTES

ENERGIA + TRANSPORTE + ENCARGOS

§ Receita Verificada < Receita Requerida

Reposicionamento Tarifário da Santa Maria

RECEITA VERIFICADA

RECEITA DE FORNECIMENTO

SUBVENÇÃO CDE

§ A Receita Verificada é obtida pela aplicação das tarifas vigentes ao mercado projetado para o ano-teste (de fevereiro de 2008 a janeiro de 2009)

R$ 94.093.814

=

R$ 91.837.008

+

R$ 2.256.806


PARCELA A

São itens de custos não gerenciáveis pela

distribuidora.

PARCELA B

São itens de custos gerenciáveis pela

distribuidora.

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

§ A Receita Requerida é formada por duas componentes:

Parcela A

1) COMPRA DE ENERGIA

* Percentual Perdas Elétricas calculado sobre a Energia Injetada (mercado de venda + perdas elétricas na distribuição)

BALANÇO ENERGÉTICO Energia (MWh)1) ENERGIA REQUERIDA 391.027 Mercado de Fornecimento 328.209 Perdas Elétricas 62.818 Perdas na Rede Básica (2,45%) 9.351 Perdas Técnicas (5,18%) 19.752 Perdas Não-Técnicas (8,83%) 33.714 Tarifa (R$/MWh) Despesa (R$)2) ENERGIA DISPONÍVEL 401.525 83,59 33.564.619 Escelsa 381.973 87,87 33.564.619 Proinfa 6.352 - - Geração Própria 13.200 - - 3) SOBRAS (2) -(1) 10.499 87,87 922.541 4) COMPRA DE ENERGIA 391.027 83,48 32.642.078


PARCELA A

R$ 32.642.078

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

Parcela A

2) TRANSPORTE DE ENERGIA

TRANSPORTE DE ENERGIA DESPESA (R$)Rede Básica 2.496.360 Rede Básica Fronteira 208.075 Conexão 600.000 Uso da Rede de Distribuição 3.310.736 TOTAL 6.615.172

Reposicionamento Tarifário da CJE

PARCELA A

R$ 32.642.078+

R$ 6.615.172

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

Parcela A

CCCConta de Consumo de

Combustível

CDEConta de

Desenvolvimento Energético

RGRReserva Global de

Reversão

ONSOperador Nacional do

Sistema

P&DPesquisa e

Desenvolvimento e Eficiência Energética

PROINFAPrograma de Incentivo às

Fontes Alternativas de E.E.

TFSEETaxa de Fiscalização dos

Serviços de Energia Elétrica

Subsidia a geração térmica na região norte do país

Promove a universalização do serviço e subsidia os

consumidores baixa renda

Promove recursos para o funcionamento da ANEEL

Promove pesquisas relacionadas à eletricidade e

ao uso sustentável dos recursos naturais

Indeniza ativos vinculados àconcessão e fomenta a

expansão do setor

Promove recursos para o funcionamento do ONS

Subsidia as fontes alternativas de energia

3) ENCARGOS SETORIAIS

ESSEncargo de Serviços do

Sistema

Cobertura de custos associados a confiabilidade

e segurança do sistema

Parcela A

3) ENCARGOS SETORIAIS

Encargos Setoriais Valor (R$)Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 2.330.527,68 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.689.942,57 Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 244.783,42 Reserva Global de Reversão – RGR 532.565,90 Proinfa 807.094,91 P&D e Eficiência Energética 873.846,22 Total de Encargos Tarifários 7.478.760,70


PARCELA A

R$ 32.642.078+

R$ 6.615.172+

R$ 7.478.761=

R$ 46.736.011

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃOPARCELA B

?

Parcela B

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

1) Custos Operacionais:Custos Operacionais eficientes associados a atividade de distribuição de energia elétrica.

2) Remuneração dos Investimentos:Investimentos prudentes requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de distribuição.

3) Quota de Reintegração Regulatória:Quota de reintegração regulatória representa a forma de recomposição dos investimentos realizados para prestação do serviço ao longo da vida útil desses bens.

Parcela B

1. Custos OperacionaisØ Metodologia: Empresa de Referênciaü Determina os custos associados a atividade de distribuição de

energia, considerando aspectos específicos da concessão, a partir da definição de processos e atividades (P&A).

ü Os custos eficientes dos P&A são determinados a partir de valores de mercado e assume-se que todos os P&A são prestados com recursos próprios.

Ø Receitas Irrecuperáveis: 0,50% da Receita Bruta de Distribuição


Custo Operacional Total: R$ 20.608.476

Parcela B


1) Custos Operacionais: R$ 20.608.476

2) Remuneração dos Investimentos

3) Quota de Reintegração Regulatória

ü

Parcela B

2. Remuneração dos Investimentos:Ø Investimentos prudentes requeridos para que a concessionária

possa prestar o serviço de distribuição.ü Base de remuneração: montante de investimentos a ser

remunerado.ü Custo do capital: taxa que remunera os investimentos.


Parcela B


REMUNERAÇÃO DO CAPITAL

BASE DE REMUNERAÇÃO LÍQUIDA

CUSTO DE CAPITAL ANTES DOS IMPOSTOS

R$ 77.086.799

X

15,08%

=

R$ 11.621.419

Parcela B



2) Remuneração dos Investimentos: R$ 11.621.419

3) Quota de Reintegração Regulatória

ü

ü

Parcela B

3. Quota de Reintegração Regulatória:Ø Forma de recomposição dos investimentos realizados para

prestação do serviço ao longo da vida útil desses bens.


CONSUMIDOR

DISTRIBUIDORA

FINANCIAMENTO

CLIENTE

REMUNERAÇÃO

+

REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA

JUROS

+

AMORTIZAÇÃO DO PRINCIPAL

BANCO

Parcela B


QUOTA DE REINTEGRAÇÃO DO

CAPITAL

BASE DE REMUNERAÇÃO BRUTA

TAXA DE DEPRECIAÇÃO ANUAL

R$ 117.380.027

X

4,49 %

=

R$ 5.271.867

Parcela B



2) Remuneração dos Investimentos: R$ 11.621.419

3) Quota de Reintegração Regulatória: R$ 5.271.867

ü

ü

ü

Reposicionamento Tarifário da Santa MariaPARCELA A

R$ 32.642.078+

R$ 6.615.172 +

R$ 7.478.761=

R$ 46.736.011

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

PARCELA B

R$ 20.608.476 +

R$ 11.621.419 +

R$ 5.271.867 =

R$ 37.501.762

RECEITA REQUERIDA = R$ 84.237.773


RECEITA REQUERIDA

R$ 84.237.773

OUTRAS RECEITAS

R$ 464.207

R$ 83.773.566

REDUÇÃO DE 10,97%

R$ 94.093.814

RECEITA VERIFICADA

Componentes Tarifários Financeiros

§ Valores relativos às variações de custos que ocorrem entre os reajuste ou revisões tarifárias;

§ Não compõem a tarifa econômica e, portanto, não fazem parte da base tarifária;

§ Devem ser pagos pelos consumidores nos 12 meses subseqüentes ao do reajuste ou revisão tarifária.

COMPONENTES FINANCEIROS

Componentes Tarifários Financeiros

Componente ValorCVA em processamento R$ 1.055.732,06CVA saldo a compensar (R$ 13.559,01)Campanha de Medidas R$ 86.448,00Delta PB - 1ª RTP R$ 8.310.038,48PIS/COFINS Suprimento (R$ 4.231.014,20)Desconto Irrigante R$ 2.530.000,00

P&D e PIS/COFINS Financeiros R$ 94.010,42Déficit PLPT R$ 2.206.283,23Total R$ 10.037.938,98



REPOSICIONAMENTO =

- 10,97%


=11,98%

REPOSICIONAMENTO COM FINANCEIROS

=1,01%

O efeito dos componentes financeiros é de 1 ano

Efeito para o consumidor

Receita Verificada

R$ 2.853.064

fev/07 - jan/08

Componente Financeiro

Redução1,82%

-10,97%

Receita Requerida

R$ 10.037.939

fev/08 – jan/09

Componente Financeiro

1,01%

Tarifa Média dos Consumidores

CONTA DE R$ 100,00

Geração

Consumidor

Transmissão

R$ 33,93

R$ 100,00

Distribuição

R$ 29,54

R$ 5,99

Encargos Setoriais

ICMS, PIS & COFINS

R$ 6,77

R$ 23,78

Fator X

§ Componente Xe

Ø 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.

Ø COMO: Reduzindo a aplicação do IGP-M sobre as tarifas de energia nos reajustes tarifários anuais.

Fator X

§ Componente XeRe

ceita

Rece

ita

Rece

ita

Rece

ita

Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4

Desp

esa De

spes

a

Desp

esa

Desp

esa

Xe = 1,55%

Xe = 1,55%

Xe = 1,55%

Considerações Finais

§ Proposta ANEELØ Reposicionamento Tarifário: 1,01%Ø Efeito médio para o consumidor: -1,82%Ø Fator X = 1,55%

§ Resultados provisóriosØ Contribuições recebidas nesta Audiência Pública;Ø Valores finais de IGP-M, IPCA e Encargos Setoriais;Ø Fiscalizações da ANEEL quanto aos Componentes Financeiros;Ø Aperfeiçoamentos Metodológicos REN 234/2006: Base de

Remuneração, Empresa de Referência, Receitas Irrecuperáveis, Fator X e Perdas Técnicas e Não Técnicas. (AP 052/2007)

MUITO OBRIGADA!

SGAN 603 – Quadra 603 / Módulos “I” e “J”CEP 70830-030 – Brasília – DF – Brasil

Tel. 55 (61) 2192-8600Ouvidoria 144

www.aneel.gov.br

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