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VI WORKSHOP ANEEL USEA-USAID-FERC 9 E 10 de agosto de 2005 Brasília – DF.

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1 VI WORKSHOP ANEEL USEA-USAID-FERC 9 E 10 de agosto de 2005 Brasília – DF

2 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

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 (IVI +/- X) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL RA 0 IRT = PA = custos não gerenciáveis PB = custos gerenciáveis IVI = IGP-M RA 0 = receita de 12 meses

5 PA 1 + PB 0 (IVI +/- X) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL RA 0 IRT = PB 0 = RA 0 - PA 0 (blindada) Fator X = 0

6 Receita Contratual = Parcela A + Parcela B Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia (IGP-M) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

7 REVISÃO 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.

8 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

9 RECEITA REQUERIDA = RR RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia

10 CUSTOS DA PARCELA A Compra de Energia : Itaipu Contratos Iniciais Contratos Bilaterais Empresas do mesmo grupo Geradores não vinculados Leilões de energia Aditivo ao contrato inicial Novo modelo Itaipu Contratos Iniciais Contratos Bilaterais Empresas do mesmo grupo Geradores não vinculados Leilões de energia Aditivo ao contrato inicial Novo modelo

11 CUSTOS DA PARCELA A Encargos Setoriais: Conta de Consumo de Combustíveis - CCC Conta de Desenvolvimento Energético - CDE Reserva Global de Reversão - RGR Compensação Financeira pela U. R.H. - CFURH Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E. – TFSEE Pesquisa e Desenvolvimento Energético – P&D Conta de Consumo de Combustíveis - CCC Conta de Desenvolvimento Energético - CDE Reserva Global de Reversão - RGR Compensação Financeira pela U. R.H. - CFURH Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E. – TFSEE Pesquisa e Desenvolvimento Energético – P&D

12 CUSTOS DA PARCELA A Transporte de Energia: Rede Básica Transporte de Itaipu Conexão ONS Rede Básica Transporte de Itaipu Conexão ONS

13 CUSTOS DA PARCELA A Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Itaipu Contratos Iniciais Contratos Bilaterais Geradores não vinculados Empresas do mesmo grupo Leilões de energia Aditivo ao contrato inicial Novo modelo Itaipu Contratos Iniciais Contratos Bilaterais Geradores não vinculados Empresas do mesmo grupo Leilões de energia Aditivo ao contrato inicial Novo modelo CCC CDE RGR CFURH TFSEE P&D CCC CDE RGR CFURH TFSEE P&D Rede Básica Transporte de Itaipu Conexão ONS

14 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).

15 CUSTOS DA PARCELA A Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia

16 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA RECEITA REQUERIDA = RR RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação

17 REVISÃO 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;

18 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.

19 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 PERIÓDICA

20 CUSTOS DA PARCELA B METODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES Quais são os custos operacionais justos que devem ser considerados na tarifa de energia elétrica? CUSTOS DA PARCELA B METODOLOGIA 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;

21 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 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;

22 Tratamento Regulatório para a Inadimplência Objetivo: 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 admite-se 0,5% do faturamento bruto para o primeiro ano do período tarifário; para os anos seguintes do segundo período tarifário adota- se uma trajetória regulatória decrescente atingindo 0,2%.

23 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 B METODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO CUSTOS DA PARCELA B METODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO

24 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 PERIÓDICA METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

25 Base de Remuneração Base de Remuneração Bruta Taxa Média de Depreciação vida econômica, medida em anos Base de Remuneração Líquida METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

26 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 PRÓPRIO 50% CAPITAL DE TERCEIROS 50%

27 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 %

28 CUSTOS DA PARCELA B CustosOperacionais + Remuneração + Depreciação CustosOperacionais + Remuneração + Depreciação

29 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS RT (%) = Receita Requerida – Outras Receitas Receita Verificada

30 Poder de Decisão da ANEEL sobre o Valor Final da Energia Elétrica para o Consumidor SIMNÃO Energia Compradax Perdas Elétricasx Encargos Setoriaisx Transporte de Energiax Custos Operacionaisx Remuneração/Depreciaçãox Impostosx Modicidadex ITENS DE REVISÃO Poder de Decisão da ANEEL

31 METODOLOGIAS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA a) PARCELA B Custos Operacionais; Remuneração. b) FATOR X

32 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 sua concessionária, obtido como resultado da pesquisa IASC. (entre –1% e 1%) X a = 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. Fator X = f(X e, X c, X a )

33 Cálculo Econômico: Reposicionamento Tarifário Fator 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 Tarifário Fator 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 FINANCEIROS

34 REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PROCESSOS FINALIZADOS E EM ANDAMENTO REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PROCESSOS FINALIZADOS E EM ANDAMENTO

35 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


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