segunda revisão tarifária periódica da centrais elétricas ... · sobre o requisito total de...

Segunda Revisão Tarifária Periódica da

Centrais Elétricas do Pará S.A.

CELPA

AUDIÊNCIA PÚBLICA

AP 26/2007

19 de julho de 2007Belém - PA

ügarantir 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.

ügarantir 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.

OBJETIVOS DA ANEEL

CONTRATO DE CONCESSÃO

MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS

Reajuste

Tarifário

Revisão

Extraordinária

Revisão

Tarifária

§Realizado anualmente e visa

preservar o equilíbrio econômico-financeiro

da concessão.

§Realizada em média a cada 4 anos e visa redefinir o nível das

tarifas.

§É aplicada quando algo extraordinário

desequilibra o contrato de concessão.

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

APLICAÇÃO DOS MECANISMOS

1° Revisão Tarifária

2° Revisão Tarifária

Assinatura do contrato

de concessão

Reajuste Tarifário

Anual

Reajuste Tarifário

Anual

20,21%

5,73% 6,05% 10,53%

DIRETRIZES ESTABELECIDAS NO CONTRATO DE CONCESSÃO:

üAs tarifas deverão ser alteradas para mais ou para menos, considerando:

- as alterações na estrutura de custos e de mercado da distribuidora;

- os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional;

- os estímulos à eficiência; e

- modicidade tarifária.”

üDeverão ser estabelecidos os valores do Fator X, que serão subtraídos ou acrescidos do IGP-M nos reajustes anuais subseqüentes.

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

RECEITA VERIFICADA

OBTIDA PELA APLICAÇÃO DAS TARIFAS VIGENTES

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS INVESTIMENTOS

PRUDENTES

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

1) REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

OBJETIVO: Redefinir o nível das tarifas de energia elétrica, considerando:

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS INVESTIMENTOS

PRUDENTES

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

1) REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

OBJETIVO: Redefinir o nível das tarifas de energia elétrica, considerando:

RECEITA VERIFICADA

OBTIDA PELA APLICAÇÃO DAS TARIFAS VIGENTES

2) DEFINIÇÃO DO FATOR X

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

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.

COMO: Reduzindo a aplicação do IGP-M sobre as tarifas de energia nos

reajustes tarifários anuais.

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO DA CELPA

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

RECEITA VERIFICADA

FORNECIMENTO

CONSUMIDORES LIVRES

SUBVENÇÃO CDE

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃOR$ 1.316.372.903,99

?

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

PARCELA A

PARCELA B

São itens de custos não gerenciáveis pela

distribuidora.

São itens de custos gerenciáveis pela

distribuidora.

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO DA CELPA

PARCELA A

1) COMPRA DE ENERGIA

1) COMPRA DE ENERGIA

PARCELA A

üSerá adotada uma meta pontual para redução de perdas na Distribuição sobre o Requisito Total de Energia de 24,76%, que representa a média entre o nível atualmente observado na concessão, de 27,92%, e o nível a ser alcançado no último ano do período tarifário, de 21,60%.

üO aumento no nível de perdas não técnicas, relacionadas ao furto e fraude no consumo de energia, ocasiona um ônus aos consumidores regulares, pois aumenta os requisitos de energia e, consequentemente, o valor gasto com compra de energia.

Perdas:

1) COMPRA DE ENERGIA

PARCELA A

Histórico de perdas da CELPA

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

..2000 ..2001 ..2002 2003/2004 2004/2005 2005/2006 2006/2007

% Perdas globais % Perdas técnicas % Perdas não técnicas

Perdas:

PARCELA A

1) COMPRA DE ENERGIA

PARCELA A

2) TRANSPORTE DE ENERGIA

CCC

Conta de Consumo de Combustível

CDE

Conta de Desenvolvimento

Energético

RGR

Reserva Global de Reversão

ONS

Operador Nacional do Sistema

P&D

Pesquisa e Desenvolvimento e

Eficiência Energética

PROINFA

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de E.E.

TFSEE

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica

Subsidia a geração térmica na região

norte do país

Promove a universalização do

serviço e subsidia os consumidores baixa

renda

Promove recursos para o funcionamento da

ANEEL

Promove pesquisas relacionadas à

eletricidade e ao uso sustentável dos

recursos naturais

Indeniza ativos vinculados à

concessão e fomenta a expansão do setor

Promove recursos para o funcionamento do

ONS

Subsidia as fontes alternativas de

energia

PARCELA A

3) ENCARGOS SETORIAIS

CCC

CDE

RGR

ONS

EQ. HIDRÁULICO

PROINFA

TFSEE

R$ 38.290.039,52

R$ 9.310.039,52

R$ 3.334.281,68

R$ 19.748.945,00

R$ 11.810.450,63

R$ 74.167,14

R$ 8.851.490,75

PARCELA A

3) ENCARGOS SETORIAIS

TOTAL R$ 102.603.310,25

P&D R$ 11.183.387,55

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

PARCELA A

PARCELA B

R$ 478.482.109,18+

R$ 63.745.497,12+

R$ 102.603.310,25=

R$ 644.830.916,55

?

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

PARCELA B

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

1) CUSTOS OPERACIONAIS

Custos Operacionais eficientes associados a atividade de

distribuição de energia elétrica.

2) REMUNERAÇÃO DOS INVESTIMENTOS

Investimentos prudentes requeridos para que a concessionária

possa prestar o serviço de distribuição.

3) QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA

Quota de reintegração regulatória representa a forma de

recomposição dos investimentos realizados para prestação do serviço

ao longo da vida útil desses bens.

PARCELA B

1) CUSTOS OPERACIONAIS

Metodologia: Empresa de Referência

üMetodologia 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;

üleva em consideração os aspectos específicos de cada contrato de

concessão: características da área servida, localização dos consumidores,

níveis de qualidade, etc;

PARCELA B

1) CUSTOS OPERACIONAIS

Metodologia: Empresa de Referência

üdesenho de uma empresa eficiente para a prestação do serviço nas

condições do contrato de concessão e adaptada à área definida no

contrato;

üdefinição de processos e atividades (P&A) que deve cumprir a ER

(operação e manutenção, gestão técnico comercial, direção e

administração);

üdeterminação dos custos eficientes desses P&A a partir de valores de

mercado: assume-se que todos os P&A são prestados com recursos

próprios.

PARCELA B

1) CUSTOS OPERACIONAIS

Empresa de Referência:

R$ 356.316.331,09

Receitas Irrecuperáveis:

üLimite de repasse nas tarifas dos custos com receitas irrecuperáveis:

ü0,5% da receita requerida, adicionada de ICMS e PIS/COFINS

üR$ 8.376.598,82

Custo Operacional Total:

R$ 364.692.929,91

PARCELA B

2) REMUNERAÇÃO DO CAPITAL

A) Base de Remuneração: montante de investimentos a ser

remunerado:

Investimentos prudentes 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.

B) Custo do Capital: Taxa que remunera os investimentos

Busca proporcionar aos investidores um retorno igual ao que seria

obtido sobre outros investimentos com características de risco

comparáveis. Custo do capital real depois de impostos= 9,95%

PARCELA B

2) REMUNERAÇÃO DO CAPITAL

REMUNERAÇÃO DO CAPITAL

BASE DE REMUNERAÇÃO

CUSTO DE CAPITAL

ANTES DOS IMPOSTOS

R$ 898.467.817,83

X

15,08%

=

R$ 135.450.830,11

CONSUMIDOR

DISTRIBUIDORA

FINANCIAMENTO

CLIENTE

REMUNERAÇÃO

+

REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA

JUROS

+

AMORTIZAÇÃO DO PRINCIPAL

BANCO

PARCELA B

3) QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA

Forma de recomposição dos investimentos realizados para prestação do serviço ao longo da vida útil desses bens.

ü Taxa de depreciação anual: 4,14%

ü Quota de Reintegração: R$ 67.189.577,59

PARCELA A

PARCELA B

R$ 644.830.916,55

RECEITA REQUERIDA

R$ 364.692.929,91+

R$ 135.450.830,11+

R$ 67.189.577,59 =

R$ 567.333.337,61

RECEITA REQUERIDA = R$ 1.212.164.254,16

RECEITA REQUERIDA

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

RECEITA REQUERIDA

R$ 1.212.164.254,16

OUTRAS RECEITAS

R$ 3.482.128,32

R$ 1.208.682.125,84

REDUÇÃO DE 8,18%

R$ 1.316.372.903,99

RECEITA VERIFICADA

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

REPOSICIONAMENTO

=

- 8,18%

COMPONENTES FINANCEIROS

=

- R$ 2.099.214,41

REPOSICIONAMENTO COM FINANCEIROS

=

- 8,35%

Efeito dos componentes

financeiros é de 1 ano.

488.888,13Laudo de Avaliação e Campanha de Medidas

6.349.896,43Programa Luz para Todos

30.727,91Subsídio a Irrigantes e Aquicultores

8.895.501,90Sobrecontratação

-17.864.228,78CVA

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

COMPONENTE FINANCEIRO NÃO RECONHECIDO

COMPENS. DE RTE E ENERGIA LIVRE DEVIDO AO TÉRMINO DO PRAZO

R$ 33,5 milhões

CELPA:

- o prazo concedido pela ANEEL foi insuficientes para a referida compensação, resultando em um saldo não coberto no valor de R$ 16.790.241,43, além disso requer a compensação referente à Energia Livre, de R$ 16.708.610,48.

ANEEL:

- Lei 10.438/2002 (Art. 4°, § 16) – os prazos e os valores fixados por empresa em atos da ANEEL não poderiam ser alterados; Parecer 095/2007-PF/ANEEL – após fixação de um prazo máximo, a RTE não é um mecanismo livre de risco, ou seja, não garante a recuperação integral das perdas com a crise de energia.

- prazos máximos de recolhimento da RTE foram fixados pelas Resoluções 484/2002 e 001/2004 levando em consideração previsões de arrecadação baseadas em estimativas da Taxa Selic, percentuais de reajuste/revisão, crescimento/composição do mercado, que não necessariamente se concretizariam.

20072006

EFEITO PARA O CONSUMIDOR

TARIFA

B1-RESIDENCIAL

R$ 308,11/MWh

R$ 18.630.860,79

Componente Financeiro

TARIFA ESTIMADA

B1-RESIDENCIAL

R$ 278,16 /MWh

Redução

- 9,72%

-8,35%

TARIFA MÉDIA DOS CONSUMIDORES

CONTA DE R$ 100,00

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

IMPOSTOS

R$ 27,55

R$ 3,67

R$ 5,91

R$ 32,67

R$ 30,20

Rec

eita R

ecei

ta

Rec

eita

Rec

eita

Des

pes

a

Des

pes

a

Des

pes

a

Des

pes

a

Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4

1) COMPONENTE Xe

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.

Xe =0,81%

Xe = 0,81%

Xe = 0,81%

2) COMPONENTE Xa

FATOR X

OBJETIVO: Refletir a aplicação do Índice de Preço ao Consumidor Amplo

(IPCA), do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, sobre a

parcela mão-de-obra dos custos operacionais da concessionária.

PARCELA A

PARCELA B

ATUALIZADA PELO CUSTO

REAJUSTE TARIFÁRIO

ATUALIZADA POR IGPM – FATOR X

RECEITA ANUAL

COMPRA DE ENERGIA

TRANSPORTE

ENCARGOS SETORIAIS

DISTRIBUIÇÃO

Tarifa

T2

T3

Ganhos estimados de produtividade transferidos

aos consumidores.

T1

Parcela A

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Parcela B

Ganhos de produtividade obtidos pela

concessionária

REGULAÇÃO POR INCENTIVOS

Xe = 0,81%Xe = 0,99%

CONSIDERAÇÕES FINAIS

PROPOSTA ANEEL

ü REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO: -8,35%

ü COMPONENTE Xe = 0,8051%

RESULTADOS PROVISÓRIOS:

ü CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS NESTA AUDIÊNCIA PÚBLICA

ü VALORES FINAIS DE IGP-M, IPCA E ENCARGOS SETORIAIS

ü FISCALIZAÇÕES DA ANEEL QUANTO AOS COMPONENTES FINANCEIROS

ü BASE DE REMUNERAÇÃO E EMPRESA DE REFERÊNCIA