Revisão Tarifária Periódica da EMPRESA DE FORÇA E LUZ JOÃO CESA EFLJC Audiência Pública ANEEL AP 007/2004 10 de março de 2004 Siderópolis – SC.

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1 Revisão Tarifária Periódica da EMPRESA DE FORÇA E LUZ JOÃO CESA EFLJC Audiência Pública ANEEL AP 007/2004 10 de março de 2004 Siderópolis – SC

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 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 1999200020012002 2003 2004

4 Receita = Parcela A + Parcela B Encargos Tarifários + Compra de Energia Encargos Tarifários + Compra de Energia (IGP-M) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

5 PA 1 + PB 0 (IGPM - X) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL RA 0 IRT = PB 0 = RA 0 - PA 0 PB = Blindada Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 110,83% PB = Blindada Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 110,83%

6 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.”

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 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 Encargos Setoriais CCC;CDE;RGR;CFURH; TFSEE;PROINFA Encargos de Transmissão Rede Básica;Conexão Transporte de Itaipu; ONS Encargos Setoriais CCC;CDE;RGR;CFURH; TFSEE;PROINFA Encargos de Transmissão Rede Básica;Conexão Transporte de Itaipu; ONS

10 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).

11 BALANÇOENERGÉTICO MWh Energia Requerida 14.949 Mercado 14.375 Perdas Elétricas (*) 574 Total dos Contratos 14.970 Sobra 21 (*) 3,83% da energia requerida ou 3,99% do mercado BALANÇOENERGÉTICO MWh Energia Requerida 14.949 Mercado 14.375 Perdas Elétricas (*) 574 Total dos Contratos 14.970 Sobra 21 (*) 3,83% da energia requerida ou 3,99% do mercado Compra de Energia da EFLJC

12 CUSTOS DA PARCELA A - EFLJC Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Leilão Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) GERAÇÃO PRÓPRIA (0,00%) - - C.INICIAL (100,00%) 14.970 77,53 CELESC (100,00%) 14.970 77,53 Sobra valorada por R$ 77,53/MWh Energia Comprada = R$ 1.158.934,46 Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) GERAÇÃO PRÓPRIA (0,00%) - - C.INICIAL (100,00%) 14.970 77,53 CELESC (100,00%) 14.970 77,53 Sobra valorada por R$ 77,53/MWh Energia Comprada = R$ 1.158.934,46

13 Encargo Tarifário VALOR (R$) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC187.008,96 Reserva Global de Reversão – RGR7.046,82 Taxa de Fiscalização de S.de Energia Elétrica – TFSEE 6.034,26 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE63.451,00 Total de Encargos Tarifários263.541,04 CUSTOS DA PARCELA A - EFLJC

14 VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários R$ 1.158.934,46 R$ 263.541,04 Total da Parcela A = R$ 1.422.475,50

15 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

16 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;

17 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.

18 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

19 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.

20 CUSTOS DA PARCELA B Metodologia: Empresa de Referência Metodologia que permite determinar os custos associados a atividade de distribuição de energia elétrica 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; Leva em consideração os aspectos específicos de cada contrato de concessão: características da área servida, localização dos consumidores, níveis de qualidade, etc; METODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

21 desenho de uma empresa eficiente 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 (operação e manutenção, gestão técnico comercial, direção e administração); 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; CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

22 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; consideram-se os custos salariais e de materiais que a concessionária está em condições de acessar: a) salários do mercado da região + encargos legais; b) periculosidade; c) adicional de tempo de serviço; d) treinamento; e) algumas remunerações garantidas em Acordo Coletivo de Trabalho. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

23 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 (mar/2004 – fev/2005), equivalente a R$ 11.069,25; para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de março de 2007. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

24 Custos Operacionais Empresa de Referência R$ 1.145.319,43

25 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

26 Base de Remuneração O conceito chave da Resolução ANEEL n. 493/2002 é refletir apenas 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

27 Base de Remuneração Base de Remuneração Bruta R$ 1.376.291,00 Base de Remuneração Líquida R$ 1.052.114,00 METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

28 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%

29 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 %

30 RECEITA REQUERIDA - CFLJC ITEM R$ % Compra de Energia: 1.158.934,46 40,61 Encargos Tarifários: 263.541,04 9,23 TOTAL PARCELA A 1.422.475,50 49,84 Custos Operacionais: 1.145.319,43 40,14 Remuneração sobre Capital: 179.583,58 6,29 Depreciação: 55.051,64 1,94 TOTAL PARCELA B 1.379.954,65 48,36 TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 51.197,05 1,80 RECEITA REQUERIDA 2.853.627,21 100,00 ITEM R$ % Compra de Energia: 1.158.934,46 40,61 Encargos Tarifários: 263.541,04 9,23 TOTAL PARCELA A 1.422.475,50 49,84 Custos Operacionais: 1.145.319,43 40,14 Remuneração sobre Capital: 179.583,58 6,29 Depreciação: 55.051,64 1,94 TOTAL PARCELA B 1.379.954,65 48,36 TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 51.197,05 1,80 RECEITA REQUERIDA 2.853.627,21 100,00

31 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS RECEITA REQUERIDA R$ 2.853.627,21 RECEITA VERIFICADA R$ 2.510.117,96 OUTRAS RECEITAS R$ 0,00 RT (%) = Receita Requerida – Outras Receitas Receita Verificada Reposicionamento Tarifário = 13,68%

32 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS Reposicionamento Tarifário (RT) = 13,68% Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,04% RT > IRT, então aplica-se o IRT = 11,04% A diferença entre o RT e o IRT é convertida em acréscimos a Parcela B a serem adicionados em cada um dos anos do próximo período tarifário. Reposicionamento Tarifário (RT) = 13,68% Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,04% RT > IRT, então aplica-se o IRT = 11,04% A diferença entre o RT e o IRT é convertida em acréscimos a Parcela B a serem adicionados em cada um dos anos do próximo período tarifário.

33 Compra de Energia80,62 Parcela A98,95 Encargos Tarifários18,33 Despesas Operacionais79,67 Parcela B99,55 Remuneração16,32 Tributos 3,56 Tarifa Média – CFLJC ITENSR$/MWh Receita Requerida198,10 Modicidade Tarifária 0,00 Receita Requerida Líquida181,48

34 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. A ANEEL vai desenvolver metodologia para apurar essa parcela e submeter à audiência pública. Fator X = f(X e, X c, X a )

35 FATOR X da CFLJC X c e X a da CFLJC serão calculados em cada reajuste tarifário. Fator x CFLJC = f(X e, X c, X a) Componente X e = 1,08%

36 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

37 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;

38 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.

39 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/2004 para as variáveis: IGP-M, encargos tarifários e base de remuneração. CONSIDERAÇÕES FINAIS