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Revisão Tarifária Periódica da Companhia Piratininga de Força e Luz PIRATININGA

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. CONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO. Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND;

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Revisão Tarifária Periódica da Companhia Piratininga de Força e Luz PIRATININGA

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

  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. MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS Assinatura do contrato Reajuste tarifário anual Revisão tarifária periódica 2000 2001 2002 2003 1998 1999 Revisão tarifária extraordinária

  4. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL PA1 + PB0 (IGPM -X) IRT = RA0 PB0= RA0- PA0 PB: “blindada” Fator X = 0

  5. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL Reajuste = Parcela A + Parcela B Encargos Tarifários + Compra de Energia (IGP-M) 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. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA • Reposicionamento Tarifário • Objetivo: redefinir o nível das tarifas de fornecimento de energia elétrica, considerando: • custos operacionais eficientes; • adequada remuneração sobre investimentos prudentes. • Fator X 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.

  8. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA RECEITA REQUERIDA RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B Custos Operacionais + Remuneração + Tributos 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 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).

  13. CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA Compra de Energia: Itaipu e Contratos Iniciais • Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) • ITAIPU (32,16%) 3.772.277 93,28 • INICIAIS (44,50%) 5.218.824 80,53 • CESP (14,59%) 1.711.759 76,67 • FURNAS(16,48%) 1.932.633 87,96 • DUKE (4,36%) 511.234 76,69 • AES TIETÊ ( 5,63%) 660.771 75,51 • EMAE(3,43%) 402.427 74,44

  14. CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA Compra de Energia: Contratos bilaterais com terceiros Fornecedor: MWh Tarifa(R$/MWh) TOTAL (6,72%) 788.036 98,73 TRACTEBEL (4,15%) 487.209 98,81 SANTA CLARA (1,13%) 132.076 97,20 QUEIROZ GALVÃO (1,44%) 168.751 99,68

  15. CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA Compra de Energia: Contratos bilaterais com partes relacionadas Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh) TOTAL (16,62%) 1.949.602 84,83 CPFL Brasil UTE (7,64%) 896.206 90,92 CPFL Brasil Biomassa (2,37%) 278.219 89,09 CPFL Brasil Competitiva (6,61%) 775.177 76,28

  16. Compra de Energia da PIRATININGA BALANÇO ENERGÉTICO MWh Energia Requerida 11.642.032 Mercado 10.235.249 Perdas Elétricas 1.406.783 Total dos Contratos 11.728.739 Sobras Contratuais 86.706 Perdas: Distribuição: 10,68% Rede Básica: 2,76% Itaipu: 2,76%

  17. CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA

  18. CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários R$ 1.007.644.085,16 R$ 331.652.180,76 Total da Parcela A = R$ 1.339.296.265,92

  19. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA RECEITA REQUERIDA RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B Compra de Energia + Encargos Tarifários Custos Operacionais + Remuneração + Tributos

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

  21. 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 CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES - METODOLOGIA • 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;

  23. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES METODOLOGIA • 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.

  24. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES 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.

  25. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES 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).

  26. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES 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.

  27. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES 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. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES 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$ 6.925.118,59; • para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de agosto de 2006.

  29. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES Custos Operacionais Empresa de Referência R$ 177.072.903.14 PIRATININGA R$ 265.380.252,00 (*) (*) Despesas informadas pela PIRATININGA

  30. METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Base de Remuneração: • conceito chave da Resolução ANEEL no 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.

  31. METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Base de Remuneração • Base de Remuneração Bruta R$ 2.755.202.540,68 • Base de Remuneração Líquida R$ 1.395.178.072,13

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

  33. RECEITA REQUERIDA - PIRATININGA ITEM R$ • Custos Operacionais: 177.072.903,14 • Remuneração do Capital: 238.140.613,23 • Depreciação: 110.208.101,63 • Tributos (PIS/COFINS/P&D): 101.566.256,73 TOTAL PARCELA B 626.987.874,72 • Compra de Energia: 1.007.296.265,92 • Encargos Tarifários: 331.652.180,76 TOTAL PARCELA A 1.339.296.265,92 RECEITA REQUERIDA 1.966.284.140,64

  34. REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS RECEITA REQUERIDA R$ 1.966.284.489,91 RECEITA VERIFICADA R$ 1.600.141.554,23 OUTRAS RECEITAS R$ 27.093.134,69 Receita Requerida – Outras Receitas RT (%) = 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.

  36. Tarifa Média – Piratininga

  37. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA ÓTICA DO REGULADOR • 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%

  38. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Ótica das Concessionárias Distribuidoras • 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;

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

  40. FATOR X Fator X = f(Xe , Xc , Xa) Xe = 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); Xc = Avaliação dos consumidores sobre a concessionária, obtido como resultado da pesquisa IASC (entre –1% e 1%); Xa = 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.

  41. FATOR X da PIRATININGA Fator xPIRATININGA = f(Xe , Xc , Xa) Componente Xe = 1,64% • Xc eXa da PIRATININGA serão calculados em cada reajuste tarifário.

  42. METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 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.

  43. 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 • 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 • 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 • 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 • 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.

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