Revisão Tarifária Periódica da
Boa Vista Energia S/A
BVEnergia
Audiência Pública
ANEEL AP 023/2005
07 de outubro de 2005Boa Vista – RR
CONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO
! 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
Reajuste tarifário anual
Revisão tarifáriaperiódica
Assinatura do contrato
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
2000 2001 2002 2003 200520041999
PA1 + PB0 (IVI +/- X)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RA0
IRT =
PA = custos não gerenciáveis
PB = custos gerenciáveis
IVI = IGP-M
RA0 = receita de 12 meses
PA1 + PB0 (IVI +/- X)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RA0
IRT =
PB0 = RA0 - PA0
Fator X = 0Reajuste Acumulado de
2001 a 2004 = 94,29%
Fator X = 0Reajuste Acumulado de
2001 a 2004 = 94,29%
(blindada)
Receita Contratual = Parcela A + Parcela BReceita Contratual = Parcela A + Parcela B
Compra de Energia
+
Encargos Setoriais
Compra de Energia
+
Encargos Setoriais
(IGP-M)(IGP-M)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
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 REQUERIDA = RRRECEITA REQUERIDA = RR
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela BRR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Custos Operacionais+
Remuneração+
Depreciação
Custos Operacionais+
Remuneração+
Depreciação
Compra de Energia
+Encargos Setoriais
Compra de Energia
+Encargos Setoriais
CUSTOS DA PARCELA A - Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A - Boa Vista
Compra de Energia + Encargos SetoriaisCompra de Energia + Encargos Setoriais
Contrato BilateralContrato Bilateral
CCC - Conta de Consumo de Combustível
RGR - Reserva Global de Reversão
TFSEE – Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E.
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento Energético e Eficiência Energética
CCC - Conta de Consumo de Combustível
RGR - Reserva Global de Reversão
TFSEE – Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E.
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento Energético e Eficiência Energética
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 elétricas (técnicas e não técnicas) 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 elétricas (técnicas e não técnicas) da distribuição
de energia elétrica (montante de energia comprada).
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida 497.945
Mercado 387.352
Perdas Elétricas (*) 110.593
Total dos Contratos 497.945
Sobras 0
(*) 22,21% da energia requerida ou 28,55% do
mercado
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida 497.945
Mercado 387.352
Perdas Elétricas (*) 110.593
Total dos Contratos 497.945
Sobras 0
(*) 22,21% da energia requerida ou 28,55% do
mercado
Compra de Energia da Boa Vista EnergiaCompra de Energia da Boa Vista Energia
CUSTOS DA PARCELA A – Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A – Boa Vista
Contratos de Compra de EnergiaContratos de Compra de Energia
Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)
Eletronorte 497.945 123,64
Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)
Eletronorte 497.945 123,64
Custo Médio de Compra de Energia = R$ 123,64/MWh
Compra de Energia = R$ 61.566.074,57
Custo Médio de Compra de Energia = R$ 123,64/MWh
Compra de Energia = R$ 61.566.074,57
CUSTOS DA PARCELA A – Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A – Boa Vista
Encargos Tarifários R$
Reserva Global de Reversão – RGR : R$ 1.825.596,99Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE : R$ 152.203,01Conta de Consumo de Combustíveis - CCC : R$ 3.295.685,00P & D e Eficiência Energética : R$ 982.643,76
Total Encargos Tarifários R$ 6.256.128,76
CUSTOS DA PARCELA A – Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A – Boa Vista
Compra de Energia + Encargos SetoriaisCompra de Energia + Encargos Setoriais
R$ 61.566.074,57R$ 61.566.074,57
Total da Parcela A = R$ 67.822.248,17 Total da Parcela A = R$ 67.822.248,17
R$ 6.256.128,76 R$ 6.256.128,76
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDA = RRRECEITA REQUERIDA = RR
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela BRR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Compra de Energia
+Encargos Setoriais
Compra de Energia
+Encargos Setoriais
Custos Operacionais+
Remuneração+
Depreciação
Custos Operacionais+
Remuneração+
Depreciação
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Para a definição das metodologias: levar em consideração
dois objetivos fundamentais e simultâneos.
!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.
! Presença de Informação Assimétrica:!Empresa: gerencia todas as informações relativas aos seus custos e fornece essas informações ao regulador.!Regulador: realização de auditorias dos custos.
! Por esse motivo, não é conveniente utilizar procedimentos e metodologias que SE BASEIAM em informações obtidas dos registros contábeis das empresas reguladas.
!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.
METODOLOGIAS PARA A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAMETODOLOGIAS PARA A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
! Quais são os custos operacionais justos que devem ser
considerados na tarifa de energia elétrica?
CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
! Quais são os custos operacionais justos que devem ser
considerados na tarifa de energia elétrica?
!Metodologia: Empresa de Referência
!desenho de uma empresa eficiente para a prestação do serviço
nas condições do contrato de concessão;
!leva em consideração os aspectos específicos de cada contrato de
concessão: características da área servida, localização dos
consumidores, níveis de qualidade, etc;
!permite determinar os custos 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.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
!determinação dos custos eficientes desses processos a partir
de valores de mercado;
!definição de processos e atividades que a ER deve cumprir
(operação e manutenção, gestão técnico comercial, direção e
administração): assume-se que são prestados totalmente com
recursos próprios;
Custos OperacionaisEmpresa de Referência: R$ 19.743.597,62
Boa Vista Energia: R$ 26.152.813,36 (*)
(*) Despesas informadas pela Boa Vista Energia
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Tratamento Regulatório para a InadimplênciaObjetivo: definir o limite de repasse nas tarifas dos custos com inadimplência, de forma a evitar que os consumidores em situação regular paguem pelos consumidores inadimplentes:
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
!admite-se 0,5% do faturamento bruto para o primeiro ano do período tarifário (novembro/2005 – outubro/2006), equivalente a R$ 364.039,94;
! para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de novembro de 2008.
!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 REMUNERAÇÃOCUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO
Base de Remuneração: Resolução ANEEL n.• 493/2002
!O conceito chave 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.
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAMETODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Base de Remuneração
!Base de Remuneração Bruta
R$ 71.253.369,35
Taxa Média de Depreciação
4,11% (vida econômica = 24,33 anos)
! Base de Remuneração Líquida
R$ 50.385.585,58
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAMETODOLOGIAS 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 %
CUSTOS DA PARCELA B – Boa Vista CUSTOS DA PARCELA B – Boa Vista
Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação + PDD
Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação + PDD
R$ 19.379.557,68 R$ 19.379.557,68
Total da Parcela B = R$ 31.272.342,49 Total da Parcela B = R$ 31.272.342,49
R$ 8.600.231,39 R$ 8.600.231,39 R$ 2.928.513,48 R$ 2.928.513,48 R$ 364.039,94 R$ 364.039,94
RECEITA REQUERIDA – Boa Vista EnergiaRECEITA REQUERIDA – Boa Vista Energia
ITEM R$ !Compra de Energia: 61.566.074,57 !Encargos Setoriais: 6.256.128,76TOTAL PARCELA A 67.822.248,17
! Custos Operacionais: 19.743.597,62! Remuneração sobre Capital: 8.600.231,39 ! Depreciação: 2.928.513,48TOTAL PARCELA B 31.272.342,49
RECEITA REQUERIDA 99.094.590,66
ITEM R$ !Compra de Energia: 61.566.074,57 !Encargos Setoriais: 6.256.128,76TOTAL PARCELA A 67.822.248,17
! Custos Operacionais: 19.743.597,62! Remuneração sobre Capital: 8.600.231,39 ! Depreciação: 2.928.513,48TOTAL PARCELA B 31.272.342,49
RECEITA REQUERIDA 99.094.590,66
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS
RECEITA REQUERIDA R$ 99.094.590,66RECEITA REQUERIDA R$ 99.094.590,66RECEITA VERIFICADA R$ 88.711.079,50RECEITA VERIFICADA R$ 88.711.079,50
OUTRAS RECEITAS R$ 830.214,48OUTRAS RECEITAS R$ 830.214,48
RT (%) = Receita Requerida – Outras Receitas
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário = 10,77%Reposicionamento Tarifário = 10,77%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
Reposicionamento Tarifário (RT) = 10,77%
Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 6,85%
RT > IRT, então aplica-se o IRT
A diferença entre os 10,77% e 6,85% é convertida em acréscimos à Parcela B nos reajustes tarifários
subseqüentes.
Reposicionamento Tarifário (RT) = 10,77%
Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 6,85%
RT > IRT, então aplica-se o IRT
A diferença entre os 10,77% e 6,85% é convertida em acréscimos à Parcela B nos reajustes tarifários
subseqüentes.
Tarifa Média da Boa Vista = R$ 0,32 /kWh
Geração = R$ 0,16/kWh 50,00%
Distribuição = R$ 0,08/kWh 25,00%
Encargos/Tributos = R$ 0,08/kWh 25,00%
METODOLOGIAS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
METODOLOGIAS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
a) PARCELA B
!Custos Operacionais;
!Remuneração.
b) FATOR X
FATOR XFATOR X
Xe = Ganhos de produtividade derivados da mudança na escala donegócio por incremento da demanda da área servida (tantopor maior consumo dos clientes existentes, como pelaincorporação 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-obrada Parcela B, índice que reflita a remuneração deste recurso.
Fator X = f(Xe , Xc , Xa)
FATOR X da Boa Vista EnergiaFATOR X da Boa Vista Energia
Xc e Xa da Boa Vista serão calculados em cada
reajuste tarifário.
Fator XBoa Vista = f(Xe , Xc , Xa)
Componente Xe = 0,5546 %
Componente Xc = 0,8730 %
Componente Xa = –1,3846 %
Fator X = 0,1078%
! Cálculo Econômico:
Reposicionamento TarifárioFator X
! Cálculo Financeiro (Valores a serem pagos/recebidos pelos consumidores nos próximos 12 meses):
Conta de Variação de Itens da Parcela A - CVA ( MP n.º 2.227/01; PI n.º 25/01; e PI n.º 116/03)
Passivo de PIS/COFINS
! Cálculo Econômico:
Reposicionamento TarifárioFator X
! Cálculo Financeiro (Valores a serem pagos/recebidos pelos consumidores nos próximos 12 meses):
Conta de Variação de Itens da Parcela A - CVA ( MP n.º 2.227/01; PI n.º 25/01; e PI n.º 116/03)
Passivo de PIS/COFINS
RESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROSRESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROS
Reajuste Econômico = 6,85%
Reajuste Financeiro = 0,44 %
CVA = 0,55 %PIS/COFINS = -0,38 %
Consultoria Contratada (Res 493/02) = 0,27 %
Reajuste Total = 7,29 %
Fator X = 0,1078%
Reajuste Econômico = 6,85%
Reajuste Financeiro = 0,44 %
CVA = 0,55 %PIS/COFINS = -0,38 %
Consultoria Contratada (Res 493/02) = 0,27 %
Reajuste Total = 7,29 %
Fator X = 0,1078%
RESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROSRESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROS
! 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 01 de novembro de 2005 para as variáveis: IGP-M, compra de energia, 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 01 de novembro de 2005 para as variáveis: IGP-M, compra de energia, encargos tarifários e base de remuneração.
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
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