Revis o Tarif ria da Distribui  o de Energia El trica

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Presentation Transcript


1. Revisão Tarifária da Distribuição de Energia Elétrica AULA 6 9/11/10 Francisco Anuatti Neto

2. Objetivo Análise do Processo de Revisão Tarifária de Distribuição de Energia Elétrica Metodologia(s) empregadas pela ANEEL Experiência do 1º Ciclo de Revisão Tarifária Experiência do 2º Ciclo de Revisão Tarifária Estudo de caso da Light

3. Equilíbrio Econômico-Financeiro O conceito não está definido em legislação Não é definido em decretos e regulamentos setoriais É inerente aos contratos de concessão Cabe ao regulador interpretar de forma coerente, respeitando a alocação de riscos num contrato de concessão

5. Importância da Metodologia Complementa o contrato de concessão Cria regras de governança para o comportamento discricionário do regulador Reduz incertezas do ambiente de negócios Deve manter os custos de transação razoáveis

6. Antecedentes 1º Reposicionamento tarifário da ESCELSA (Res 246 de 03/08/1998) Tentativa de Metodologia : NT 25 de 08/09/2000 (AP 7/2000) 2º Reposicionamento tarifário da ESCELSA - NT 97 de 08/08/2001 (AP 5/2001) Primeiro Ciclo Credenciamento de Consultores (03/2002) Resolução 493 de 03/09/2002 (BR) NT 326 de 25/10/2002 (Fator X) NT 30 de 20/01/2003 (Revisões) NT 178 de 30/07/2003 (esclarecimentos BR) NT 214 de 10/2003 (Fator X) Resolução 55 05/04/2004 (Fator X)

7. O Papel das Intervenções Tarifárias Contratuais Reajustes Tarifários Anuais Compensação por elevações em seus custos gerenciáveis (IGPM) e não gerenciáveis (CVA) Revisões Tarifárias Periódicas Nível Tarifário Estrutura Tarifária Determinar a Repartição de Ganhos (Fator X) Revisões Extraordinárias Circunstâncias fora do controle da concessionária que afetam seus custos e o EEF

8. Regulação por Benchmarking Benchmarking com uso price cap e revenue cap Grande variedade de métodos Qualidade de serviços por padrões mínimos Requisito de informações padronizada.

9. Regulação por Referência (Benchmarking) Empresa de referência construída pelo regulador Referências Empíricas Construção de fronteiras de eficiência DEA (Data Envelopment Analysis) COLS (Corrected Ordinary Least Square) SFA (Stochastic Frontier Analysis) Referencias médias (Ordinary Least Square)

10. Empresa Real Regulação por Comparação Empresa Modelo Teórica Empresa Referencial

12. Critérios de avaliação Transparência: Os ritos formais existem e são cumpridos? É possível reproduzir o processo e os resultados? Coerência: Os métodos são compatíveis entre si ? São compatíveis com outros aspectos do contrato? Consistência: Os métodos podem ser mantidos ao longo do tempo e conduzem à estabilidade?

13. Transparência Os ritos formais existem e são cumpridos, e os agentes conseguem reproduzir os resultados? Existem ritos formais e tem sido cumpridos Demora na disponibilização de explicações diminuiu Notas técnicas com sistemática de cálculo permitiu a reprodução parcial: A) Base de Remuneração (valores provisórios X valores definitivos) B) Empresa de Referência (caixa preta; parâmetros salariais ) C) Parcela Xe (Regressões para Tx de Crescimeto e ganhos de Escala) D) Parcela Xa (composição capital e trabalho)

14. Análise da Coerência Custos Operacionais Eficientes Base de Remuneração: VNR x 493 considera base de ativos das empresas Custo de Capital: CAPM –Riscos Regulatórios +Risco País (TCU) WACC (50%/50%) – Efeitos do JSCP (TCU) Fator X Xe: fluxo de caixa descontado da ER (ganhos projetados de escala) Xa: ajuste de indexadores (IGPM – IPCA) Xc: satisfação do consumidor (IASC)

16. Custos Operacionais

17. Base de Remuneração Dificuldades na emissão de laudos da Base de Remuneração, levando a bases provisórias Parcelamentos dos reposicionamentos acima do reajuste anual

18. Base de Remuneração

19. Base de Remuneração

20. Coerência Os métodos são compatíveis entre si e em relação aos outros aspectos da regulação? Empresa modelo procura dar coerência geral à metodologia Resolução 493 não usa rede adaptada (SRE X SFF) Diferenças entre BR´s provisórias e definitivas traz risco de reputação Fator X só considera ganhos de escala, pois a fronteira de eficiência já foi aplicada no ano-teste. Pode haver problemas com EEF se errar muito Xa e Xc incoerentes com a lógica de um fator X Introdução do Xa reduz credibilidade Xc pode ter viés estratégico

21. Segundo Ciclo Revisões tarifárias de 64 distribuidoras de energia elétrica: 2007-2009 Recuperação no desempenho das Empresas após a primeira revisão.

25. Resultados= WACC

26. Cronograma 2º Ciclo

27. Características da Distribuidora

31. REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO: Aneel

32. Receita Verificada – Ano Teste

33. Compra de Energia

34. Transporte de Energia

35. Encargos Setoriais

36. Encargos Setoriais

38. Custos Operacionais ER

42. Base de Remuneração O Ativo Imobilizado em Serviço – AIS provisório, contendo os ajustes previstos na Resolução nº 234/06 (deduzido dos valores de Servidões; Terrenos, Bens Administrativos, Veículos e Moveis e Utensílios), sobre o qual deve ser calculada a Quota de Depreciação anual. b) A Base de Remuneração Líquida provisória, já deduzida do valor de Obrigações Especiais c) Obrigações Especiais: ativos doados por terceiros e mantidos pela concessionária

43. Quota de Reintegração Regulatória Representa a forma de recomposição dos investimentos realizados para prestação do serviço ao longo da vida útil desses bens.

44. Base de Remuneração 49398616174939861617

45. Remuneração do Capital Calculo da Remuneração

46. Valor da Parcela B

47. Reposicionamento

49. Fator X Fator X é composto das parcelas Xa e Xe. Xa reflete a aplicação do Índice de Preço ao Consumidor Amplo (IPCA) sobre a parcela mão-de-obra dos custos operacionais da concessionária. Xe reflete a expectativa de ganho de produtividade decorrente da mudança na escala do negócio, por incremento do consumo de energia elétrica na área atendida, tanto por maior consumo dos consumidores existentes, como pela incorporação de novos consumidores, no período entre revisões tarifárias.

52. Contribuições e Apresentações Audiência Pública da Light

53. Manifestação ANACE – Consumidores

57. Aprovados aperfeiçoamentos das metodologias do 2º ciclo de revisão tarifária 28/11/2008 Os aperfeiçoamentos das metodologias do segundo ciclo de revisões tarifárias tiveram seus aperfeiçoamentos aprovados pela diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A decisão, ocorrida na última terça-feira (25/11), estabelece aprimoramentos nas metodologias Empresa de Referência*, Fator X**, Perdas Técnicas, Não-Técnicas, Receitas Irrecuperáveis*** e Base de Remuneração****. Com essa aprovação, os aperfeiçoamentos das metodologias serão utilizados nas revisões do segundo ciclo, iniciado em 2007. No total, 42 empresas já passaram pelo processo revisional e tiveram resultados provisórios publicados antes dessa alteração da metodologia. Para essas distribuidoras, a área técnica da Agência fará os cálculos para revisão tarifária definitiva, já utilizando as novas regras, e encaminhará para a apreciação da diretoria colegiada no decorrer do ano de 2009. As outras 20 concessionárias que ainda estão passando pelo processo de revisão tarifária e não tiveram os resultados do segundo ciclo publicados, já terão consideradas as novas metodologias.

58. CPI da ANEEL 25/08/2009 22:51 Especialistas apontam lucro elevado de distribuidoras de energia O coordenador do Programa de Pós-Graduação em Energia da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Luís Sauer, apresentou nesta terça-feira à Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) das Tarifas de Energia Elétrica um estudo segundo o qual as distribuidoras tiveram lucro de até 103% sobre o seu patrimônio líquido entre 2007 e 2008. Esse foi o caso da Aes Tietê. Em média, a rentabilidade das empresas do setor ficou em 26% no período, contra 8% das geradoras, na sua maioria estatais. Já o consultor na área de energia Roberto D`Araújo apresentou um estudo comparativo entre as tarifas de energia praticadas no Brasil, no Canadá e nos Estados Unidos. Segundo ele, o modelo canadense é muito semelhante ao brasileiro, baseado em hidrelétricas. Ainda assim, no Brasil as tarifas podem ser bem superiores às canadenses. Mesmo se forem desconsiderados impostos e encargos, os preços no País ficam, em média, em R$ 322 o megawatt/hora; no Canadá, eles são de pouco mais de R$ 200. De acordo com D`Araújo, enquanto em 1996 a renda média do brasileiro comprava o equivalente a quase 7 mil quilowatts, hoje, apesar da recuperação do poder econômico da população, é possível adquirir somente um pouco mais de 3 mil quilowatts.

59. Referências adicionais Anuatti-Neto, F., Peano,C., Pelin,E.R. (2004). Da Costa,A. (2006) Peano,C e Anuatti-Neto,F. (2006) Tozzini, S. (2006)

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