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Revisão Tarifária Periódica da Companhia Piratininga de Força e Luz PIRATININGA Audiência Pública ANEEL AP 025/2003 1 o de outubro de 2003 Sorocaba – SP.

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1 Revisão Tarifária Periódica da Companhia Piratininga de Força e Luz PIRATININGA Audiência Pública ANEEL AP 025/ o de outubro de 2003 Sorocaba – SP

2 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

3 Reajuste tarifário anual Revisão tarifária extraordinária Revisão tarifária periódica Assinatura do contrato MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS

4 PA 1 + PB 0 (IGPM - X) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL RA 0 IRT = PB 0 = RA 0 - PA 0 PB: blindada Fator X = 0

5 Reajuste = Parcela A + Parcela B Encargos Tarifários + Compra de Energia Encargos Tarifários + Compra de Energia (IGP-M) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL Reajuste acumulado 1999 a 2002: 97,23%

6 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA CONTRATO DE CONCESSÃO: A ANEEL 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.... A ANEEL estabelecerá os valores de X que deverão ser subtraídos ou acrescidos do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subseqüentes.

7 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 PERIÓDICA

8 RECEITA 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

9 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 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;

10 REVISÃO 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.

11 CUSTOS 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 CCC CDE RGR CFURH TFSEE Rede Básica Conexão Transporte de Itaipu ONS CCC CDE RGR CFURH TFSEE Rede Básica Conexão Transporte de Itaipu ONS

12 CUSTOS DA PARCELA A 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).

13 CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA Compra de Energia: Itaipu e Contratos Iniciais Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) ITAIPU (32,16%) ,28 C.INICIAIS (44,50%) ,53 CESP (14,59%) ,67 FURNAS(16,48%) ,96 DUKE (4,36%) ,69 AES TIETÊ ( 5,63%) ,51 EMAE(3,43%) ,44 Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) ITAIPU (32,16%) ,28 C.INICIAIS (44,50%) ,53 CESP (14,59%) ,67 FURNAS(16,48%) ,96 DUKE (4,36%) ,69 AES TIETÊ ( 5,63%) ,51 EMAE(3,43%) ,44

14 CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA Compra de Energia: Contratos bilaterais com terceiros Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) TOTAL (6,72%) ,73 TRACTEBEL (4,15%) ,81 SANTA CLARA (1,13%) ,20 QUEIROZ GALVÃO (1,44%) ,68 Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) TOTAL (6,72%) ,73 TRACTEBEL (4,15%) ,81 SANTA CLARA (1,13%) ,20 QUEIROZ GALVÃO (1,44%) ,68

15 CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA Compra de Energia: Contratos bilaterais com partes relacionadas Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) TOTAL (16,62%) ,83 CPFL Brasil UTE (7,64%) ,92 CPFL Brasil Biomassa (2,37%) ,09 CPFL Brasil Competitiva (6,61%) ,28 Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) TOTAL (16,62%) ,83 CPFL Brasil UTE (7,64%) ,92 CPFL Brasil Biomassa (2,37%) ,09 CPFL Brasil Competitiva (6,61%) ,28

16 BALANÇOENERGÉTICO MWh Energia Requerida Mercado Perdas Elétricas Total dos Contratos Sobras Contratuais Perdas:Distribuição: 10,68% Rede Básica: 2,76% Itaipu: 2,76% BALANÇOENERGÉTICO MWh Energia Requerida Mercado Perdas Elétricas Total dos Contratos Sobras Contratuais Perdas:Distribuição: 10,68% Rede Básica: 2,76% Itaipu: 2,76% Compra de Energia da PIRATININGA

17 Encargo TarifárioVALOR (R$) Reserva Global de Reversão – RGR ,00 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE ,00 Conta de Consumo de Combustíveis – CCC ,60 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE ,96 Operador Nacional do Sistema – ONS ,55 Transmissão - Parcela de Itaipu ,97 Transmissão NODAL ,64 Rede Básica ,32 Encargos de Conexão ,89 Conexão – reclassificação ,02 Transporte ITAIPU ,81 Total de Encargos Tarifários ,76 CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA

18 VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários R$ ,16 R$ ,76 Total da Parcela A = R$ ,92

19 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA RECEITA REQUERIDA RR = 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

20 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 ECONÔMICA DE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA DE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS

21 PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA DE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA DE 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.

22 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 - METODOLOGIA

23 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 METODOLOGIA

24 PESSOAL PRÓPRIO 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; adicional de tempo de serviço; treinamento; algumas remunerações garantidas em Acordo Coletivo de Trabalho. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

25 Remunerações do Acordo Coletivo de Trabalho consideradas: auxílio alimentação; auxílio creche; seguro de vida; adicional de insalubridade; ajuda de custo pessoal; previdência privada; despesas relacionadas à saúde (assistência médica e odontológica). CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

26 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); verbas rescisórias; turnover do quadro de pessoal; gratificação de férias adicional, além da gratificação constitucional. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

27 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.

28 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 (ago/2003 – jul/2004), equivalente a R$ ,59; para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma trajetória regulatória decrescente atingindo 0,2% a partir de agosto de CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

29 Custos Operacionais Empresa de Referência R$ PIRATININGA R$ ,00 (*) (*) Despesas informadas pela PIRATININGA

30 Base de Remuneração: conceito chave da Resolução ANEEL n o 493/2002: remunerar apenas os investimentos prudentes; 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 METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

31 Base de Remuneração Base de Remuneração Bruta R$ ,68 Base de Remuneração Líquida R$ ,13 METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

32 REMUNERAÇÃO DO CAPITAL RESULTADOS OBTIDOS ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL CAPITAL PRÓPRIO 50% CAPITAL DE TERCEIROS 50% x 13,05 % x 13,05 % x 14,72 % x 14,72 % Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 %

33 RECEITA REQUERIDA - PIRATININGA TOTAL PARCELA B ,72 ITEM R$ Custos Operacionais: ,14 Remuneração do Capital: ,23 Depreciação: ,63 Tributos (PIS/COFINS/P&D): ,73 ITEM R$ Custos Operacionais: ,14 Remuneração do Capital: ,23 Depreciação: ,63 Tributos (PIS/COFINS/P&D): ,73 Compra de Energia: ,92 Encargos Tarifários: ,76 Compra de Energia: ,92 Encargos Tarifários: ,76 TOTAL PARCELA A ,92 RECEITA REQUERIDA ,64

34 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS RECEITA REQUERIDA R$ ,91 RECEITA VERIFICADA R$ ,23 OUTRAS RECEITAS R$ ,69 RT (%) = Receita Requerida – Outras Receitas Receita Verificada Reposicionamento Tarifário = 21,19%

35 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS Reposicionamento Tarifário (RT) = 21,19% Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,46% RT > IRT, então aplica-se o IRT Reposicionamento Tarifário = 11,46% A diferença de 9,73% é convertida em acréscimos à Parcela B a serem adicionados em cada um dos 3 anos do próximo período tarifário. Reposicionamento Tarifário (RT) = 21,19% Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,46% RT > IRT, então aplica-se o IRT Reposicionamento Tarifário = 11,46% A diferença de 9,73% é convertida em acréscimos à Parcela B a serem adicionados em cada um dos 3 anos do próximo período tarifário.

36 Compra de Energia98,45 Parcela A130,85 Encargos Tarifários32,40 Despesas Operacionais17,30 Parcela B61,26 Remuneração34,03 Tributos9,92 Tarifa Média – Piratininga ITENSR$/MWh Receita Requerida192,11 Modicidade Tarifária2,65 Receita Requerida Líquida189,46

37 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 PERIÓDICA ÓTICA DO REGULADOR

38 Cobrir os custos operacionais da própria concessionária; remunerar o capital investido: Taxa de retorno (WACC): 13,28% e estrutura de capital da própria empresa valor econômico mínimo da privatização; REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Ótica das Concessionárias Distribuidoras

39 Reposicionamento Tarifário = 34,56% REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA PIRATININGA

40 FATOR X X e = 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); X c = Avaliação dos consumidores sobre a concessionária, obtido como resultado da pesquisa IASC (entre –1% e 1%); X a = Estabelecido pela Resolução CNPE nº 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(X e, X c, X a )

41 FATOR X da PIRATININGA X c e X a da PIRATININGA serão calculados em cada reajuste tarifário. Fator x PIRATININGA = f(X e, X c, X a) Componente X e = 1,64%

42 Receita Extra-Concessão Determinar a parcela da receita extra-concessão que será destinada a contribuir para a modicidade tarifária. Atualmente o regulador está adotando um percentual fixo sobre as receitas. A proposta submetida nas AP´s é de utilizar uma metodologia onde se defina ex-ante os ganhos presumidos da concessionária na exploração das atividades complementares e adicionais ao serviço básico (distribuição), bem como os critérios de divisão desses ganhos entre a empresa regulada e os consumidores. METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

43 TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA A regulação do serviço de distribuição deve emitir sinais claros e concretos visando a: Incentivar as concessionárias distribuidoras a realizar uma gestão eficiente de redução de perdas gerenciáveis (comerciais e técnicas) a valores adequados e estáveis. Evitar que os clientes que cumprem regularmente suas obrigações paguem nas tarifas custos originados por outros consumidores em situação irregular ou por uma gestão ineficiente da concessionária.

44 TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDAS DE ENERGIA ELÉTRICA A ANEEL determinará, para cada concessionária distribuidora, um valor máximo de perdas totais que a empresa está autorizada a repassar à tarifa de seus clientes para as compras de energia elétrica necessárias para atender seu mercado. Esse valor máximo de perdas totais será a soma de: 1- Perdas técnicas nas redes de transmissão e distribuição, a serem determinadas mediante estudo técnico que será realizado durante o ano 1 do segundo período tarifário; 2- Perdas não técnicas decrescentes, segundo uma trajetória regulatória a ser definida pela ANEEL ao concluir os resultados do estudo de perdas técnicas.

45 TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO Em serviços que apresentam características de monopólio natural, é competência do regulador estabelecer normas e padrões em matéria de parâmetros de qualidade do serviço prestado, seja quanto aos aspectos técnicos ou quanto ao atendimento comercial; O Regulador tem ainda a responsabilidade essencial de verificar se, na realidade, os clientes estão recebendo efetivamente um serviço de qualidade de acordo com o definido nessas normas e contemplado nas tarifas vigentes.

46 TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO É imprescindível que todo regime de regulação por incentivos inclua a definição e efetiva implementação de um regime da qualidade do serviço técnico e atendimento comercial recebidos pelos clientes, que compreenda: - A determinação de parâmetros de qualidade e valores dos mesmos que reflitam um nível de qualidade mínimo; - A efetiva medição desses parâmetros para cada cliente individual; - A definição e aplicação de penalidades para os casos em que o serviço não alcance os níveis mínimos de qualidade exigidos.

47 ABERTURA E REALINHAMENTO TARIFÁRIO ABERTURA E REALINHAMENTO TARIFÁRIO A abertura da tarifa de fornecimento de energia elétrica, de forma a explicitar as parcelas que a compõem (energia e uso dos sistemas de transmissão e distribuição); O realinhamento tarifário com vistas à eliminação gradual dos subsídios cruzados existentes entre as classes de consumidoras.

48 CONSIDERAÇÕES FINAIS As tarifas estabelecidas no reposicionamento tarifário e o Fator X cumprem com o que estabelece o contrato de concessão da PIRATININGA: 1. Assegurar que as tarifas do segundo período tarifário reflitam os ganhos de eficiência que a concessionária esteve em condições de obter durante o período anterior mediante uma gestão eficiente, definida por meio de parâmetros representativos externos, isto é, não vinculados com o desempenho efetivo da concessionária.

49 CONSIDERAÇÕES FINAIS Essa fixação de tarifas se realiza de forma independente do fato de a concessionária ter ou não explorado o potencial de ganhos de eficiência e se apropriado, total ou parcialmente, desses ganhos de eficiência; 2. Estimular a PIRATININGA a buscar eficiência e redução de custos ao longo do próximo período tarifário, uma vez que poderá se apropriar dos benefícios derivados dessa redução durante esse período;

50 CONSIDERAÇÕES FINAIS 3. Garantir que as tarifas do segundo período tarifário reflitam os ganhos de produtividade que possam ser produzidos nesse período, em virtude de mudanças na escala do negócio, não associadas à uma eficiência da concessionária maior que a definida através dos custos operacionais eficientes fixados no reposicionamento tarifário.

51 CONSIDERAÇÕES 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;

52 CONSIDERAÇÕES 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.

53 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 setembro/2003 para as variáveis: IGP-M, taxa de câmbio e Base de Remuneração. CONSIDERAÇÕES FINAIS


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