Revisão Tarifária Periódica da Companhia Paranaense de Energia COPEL Audiência Pública ANEEL AP 017/2004 20 de maio de 2004 Curitiba – PR.

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1 Revisão Tarifária Periódica da Companhia Paranaense de Energia COPEL Audiência Pública ANEEL AP 017/2004 20 de maio de 2004 Curitiba – PR

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 199920002001200220042003

4 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 = 113,65% PB = Blindada Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 113,65%

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

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 PA = 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

10 CUSTOS DA PARCELA A PA = Compra de Energia + Encargos Tarifários 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 Encargos de Transmissão: Rede Básica Conexão ONS 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 Encargos de Transmissão: Rede Básica Conexão ONS

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 BALANÇOENERGÉTICO MWh Energia Requerida 20.063.017 Mercado 18.053.330 Perdas Elétricas (*) 2.009.687 Total dos Contratos 19.032.579 Exposição 1.030.438 (*) 10,02% da energia requerida ou 11,13% do mercado BALANÇOENERGÉTICO MWh Energia Requerida 20.063.017 Mercado 18.053.330 Perdas Elétricas (*) 2.009.687 Total dos Contratos 19.032.579 Exposição 1.030.438 (*) 10,02% da energia requerida ou 11,13% do mercado Compra de Energia da COPEL

14 CUSTOS DA PARCELA A - COPEL Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Itaipu Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) ITAIPU (22,35%) 4.483.595 92,97 C. INICIAL COPEL GER (49,54%) 9.939.495 69,68 C.BILATERAIS (22,97%) 4.609.488 95,11 EXPOSIÇÃO ( 5,14%) 1.030.438 69,68 Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) ITAIPU (22,35%) 4.483.595 92,97 C. INICIAL COPEL GER (49,54%) 9.939.495 69,68 C.BILATERAIS (22,97%) 4.609.488 95,11 EXPOSIÇÃO ( 5,14%) 1.030.438 69,68

15 CUSTOS DA PARCELA A - COPEL Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Itaipu Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) C.BILATERAIS (22,98%) 4.609.488 95,11 CIEM 3.504.000 100,25 ITIQUIRA 701.064 73,85 ITIQUIRA 236.256 79,12 PETROBRAS 21.000 63,34 RIO PEDRINHO 74.460 104,08 SALTO NATAL 72.708 104,08 Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) C.BILATERAIS (22,98%) 4.609.488 95,11 CIEM 3.504.000 100,25 ITIQUIRA 701.064 73,85 ITIQUIRA 236.256 79,12 PETROBRAS 21.000 63,34 RIO PEDRINHO 74.460 104,08 SALTO NATAL 72.708 104,08

16 CUSTOS DA PARCELA A – COPEL Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e ITAIPU Custo Médio de Compra de Energia = R$ 81,32/MWh Compra de Energia = R$ 1.547.773.374,53 Exposição de 1.030.438 MWh valoradas a R$ 69,68/MWh Exposição = R$ 71.797.251,99 Compra de Energia = R$ 1.619.570.626,53 Custo Médio de Compra de Energia = R$ 81,32/MWh Compra de Energia = R$ 1.547.773.374,53 Exposição de 1.030.438 MWh valoradas a R$ 69,68/MWh Exposição = R$ 71.797.251,99 Compra de Energia = R$ 1.619.570.626,53

17 Encargos TarifáriosVALOR (R$) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC176.666.559,85 Reserva Global de Reversão – RGR24.858.334,60 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE3.046.197,00 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE96.071.990,51 Operador Nacional do Sistema - ONS133.823,79 Uso do Sistema de Transmissão fora dos C. Iniciais51.181.205,71 Uso do Sistema de Transmissão ITAIPU10.671.596,66 Rede Básica225.557.316,65 Encargos de Conexão201.691.129,53 Transporte de ITAIPU21.977.671,17 Total de Encargos Tarifários811.855.825,47 CUSTOS DA PARCELA A – COPEL

18 VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários R$ 1.619.570.626,53 R$ 811.855.825,47 Total da Parcela A = R$ 2.431.426.452,00

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 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;

21 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.

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

23 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

24 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

25 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

26 Custos Operacionais Empresa de Referência = R$ 582.076.063,68

27 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 (junho/2004 – maio/2005), equivalente a R$ 13.404.095,04; para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de junho de 2007. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

28 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

29 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

30 Base de Remuneração Base de Remuneração Bruta R$ 4.417.280.713,58 Base de Remuneração Líquida R$ 1.662.076.326,52 METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

31 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%

32 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 %

33 RECEITA REQUERIDA – COPEL ITEM R$ Compra de Energia: 1.619.570.526,53 Encargos Tarifários: 811.855.825,47 TOTAL PARCELA A 2.431.426.452,00 Custos Operacionais: 595.480.158,72 Remuneração sobre Capital: 283.697.030,18 Depreciação: 215.121.570,75 TOTAL PARCELA B 1.094.298.759,64 TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 220.149.626,95 RECEITA REQUERIDA 3.745.874.838,59 ITEM R$ Compra de Energia: 1.619.570.526,53 Encargos Tarifários: 811.855.825,47 TOTAL PARCELA A 2.431.426.452,00 Custos Operacionais: 595.480.158,72 Remuneração sobre Capital: 283.697.030,18 Depreciação: 215.121.570,75 TOTAL PARCELA B 1.094.298.759,64 TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 220.149.626,95 RECEITA REQUERIDA 3.745.874.838,59

34 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS RECEITA REQUERIDA R$ 3.745.874.838,59 RECEITA VERIFICADA R$ 3.370.589.216,52 OUTRAS RECEITAS R$ 79.217.911,60 RT (%) = Receita Requerida – Outras Receitas Receita Verificada Reposicionamento Tarifário = 8,78%

35 REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS Reposicionamento Tarifário (RT) = 8,78% Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 9,90% RT < IRT, então aplica-se o RT = 8,78% Reposicionamento Tarifário (RT) = 8,78% Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 9,90% RT < IRT, então aplica-se o RT = 8,78%

36 COPEL

37 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 )

38 FATOR X da COPEL X c e X a da COPEL serão calculados em cada reajuste tarifário. Fator X COPEL = f(X e, X c, X a) Componente X e = 1,15% Componente X c = 0,082% Componente X a = 0,470% Fator X = 1,7738%

39 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

40 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 24 de junho de 2004 para as variáveis: IGP-M, taxa de câmbio, encargos tarifários e base de remuneração. CONSIDERAÇÕES FINAIS