metodologias para reduções tarifárias

METODOLOGIAS PARA O 3º CICLO

DE REVISÕES TARIFÁRIAS

Niteroi, 29/04/2011

AP 40/2010: Metodologia do 3 CRTP 2

PANORAMA DO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Informações Gerais


PANORAMA DO SETOR DE DISTRIBUIÇÃO DE E. ELÉTRICA

63 Concessionárias - Dados de 2010

Consumidores 67 milhões

Nº de novas ligações / ano 2,0 milhões

Empregados 160 mil

Receita Bruta R$ 118 bilhões

Encargos e Tributos *Somente na Distribuição

R$ 44 bilhões

Mercado (livre + cativo) 375 mil GWh

Participação no PIB 2,2%

Investimentos Anuais R$ ... bilhões

Índice de Satisfação 77,3 %

Taxa de Atendimento 99,2% dos domicílios



ABRADEE: 43 CONCESSIONÁRIAS (99% dos consumidores do país)



EVOLUÇÃO DO ATENDIMENTO


Qualidade do Atendimento – Call Center

Reclamações nos PROCONs dez/08 a mai/09



BRASIL - SATISFAÇAO DO CLIENTE

ISQP – Índice de Satisfação da Qualidade Percebida

AP 40/2010: Metodologia do 3 CRTP

Desafios Regulatórios

para o Futuro da

Distribuição de Energia

Elétrica


DESAFIOS

12

• Terceiro ciclo de revisão das tarifas

• Renovação ou Licitação das Concessões

• Novas Condições de Fornecimento – Res.ANEEL 414

• Smart Grid


Fluxo de Pagamento no processo de energia elétrica

DISTRIBUIÇÃO

GERAÇÃO

CONSUMIDOR

R$

Mercado x Tarifa

29%

TRANSMISSÃO

Impostos

Encargos

39%

25%

7%


Comparação da carga tributária

Distribuição31%

Geração

58%

Transmissão6%

Encargos e Tributos

4%

Portugal

Distribuição

24%

Transmissão

9%

Geração

61%

Tributos6%

Reino Unido

Geração29%

Transmissão7%

Encargos eImpostos

39%

Distribuidora25%

Brasil

Fonte: Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (2004).


De 2010 para 2011 os encargos sofreram variação de quase 16%

15

Componentes Tarifários

Variação %

2010/2011

RGR 104,67

CCC 15,75

TFSEE 4,07

CDE 6,16

ESS 70,80

Proinfa -6,03

P&D 8,0

ONS 0,07

Total Encargos 15,69


Geração16%

Encargos10%

Transmissão5%

Distribuição1%

32%

De 2003 a 2009 a tarifa média teve uma variação nominal

de 32%, sendo inferior ao IPGM* e ao IPCA*

16

O segmento de distribuição é o que mais contribuiu para a modicidade tarifária!

32%

41%

36%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Inflação Tarifas IGPM IPCA

(*) variação de 12 meses tomada em julho de cada ano

1% Distribuição

5% Transmissão

10% Encargos

16% Geração


Um setor em ebulição

Lei 9.074 – Concessões

de serviços de energia

elétrica

Lei 9.478 – CNPE

e ANP (Lei do

Petróleo)

...

Lei 8.631 - Extinção do

Regime de Remuneração

Garantida

Implantação

da ANEEL

J M M J S NF A J A O D

1993


1995


1997


1996

Competição

Regulador

Autônomo

Lei 9.648 –

MAE e ONS

Decreto 2.655

–MAE e ONS


1998

Mercado

Livre

MP 1.819

Considerada

Inconstitucional

PL 2.905 Lei 10.438

Lei 10.433

Alteração do

MAE


2000


1999


2001


2002

Lei 10.604

Separação

D e C

Mercado

Regulado

Leilões

de energiaLeilões

de compra


2003


2004

Lei 10.848

Novo Modelo

Compra no POOL

Restrição atend. CL

Desverticalização


•As tarifas residenciais e industriais de energia elétrica do Brasil estão na

média da amostra dos países pesquisados.

•As tarifas de energia elétrica brasileiras aplicadas aos usuários

residenciais com consumo de até 80 kWh/mês são as menores dentre

os países analisados.

•O nível das tarifas têm de ser confrontados com demais fatores: Peso

dos Tributos, Peso dos Encargos, Peso da Densidade de Consumo e

Peso da Geração.

•Analisada pelos seus efeitos, a energia elétrica tem contribuído, nos

últimos anos para a redução do IPCA

18

TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

Um Resumo


TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

COMO REDUZIR

19

• Eliminar subsídios Cruzados

• Promover Fontes Alternativas de Geração com Incentivos e

Subvenções fora da Tarifa

• Reduzir e/ou Eliminar Encargos

• Reduzir ou Eliminar Tributos


Sustentabilidade


AS PROPOSTAS DA AP 40/2010 COMPROMETEM A

SUSTENTABILIDADE DO SETOR ELÉTRICO

Redução de R$ 5 bilhões/ano (36% do EBITDA) na geração de caixa

do setor de distribuição

Risco de renegociação dos financiamentos setoriais em condições

mais restritivas

Comprometem a expansão e a qualidade do serviço frente ao

crescimento econômico do País.

Reduzem a capacidade de investimento anual de cerca de R$ 7 bilhões

para R$ 3 bilhões

Reduzem a capacidade de alavancagem e a atratividade de capital novo

para as distribuidoras

Colocam em risco a sustentabilidade do setor elétrico – a distribuição

representa 90% do fluxo de caixa do setor

Comprometimento das garantias para a expansão da geração

21


R$ 13,7 bi

R$ 8,8 bi

100%

64%

R$ 0,0 bi

R$ 2,0 bi

R$ 4,0 bi

R$ 6,0 bi

R$ 8,0 bi

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Ebitda Real Ebitda após AP 040

As propostas da AP 40/2010 reduzirão em

mais de 1/3 o EBITDA das distribuidoras

22

(*) Dados de 30 empresas obtidos nas NT´s do 2º ciclo revisional, correspondentes a 95% da receita total das 63 distribuidoras. (**) o efeito do fator X está anualizado(***) Ebtida Real obtido dos balanços das empresas trazidos para o “ano teste” das respectivas revisões.

120%

- 36%

Perda de R$ 5 bilhões na

geração de caixa

Redução da capacidade de

alavancagem

Necessidade de pagamento

antecipado de dívidas

Redução da capacidade de

investimento

Comprometimento da expansão

e qualidade do serviço de

distribuição


As simulações realizadas pela ABRADEE mostram que a Aneel

subestimou os efeitos da AP 40/2010.

Redução do EBITDA das empresas

-193%

-156%

-138%

-92% -89%

-56%-53%

-49%

-43% -42% -41% -40% -39% -37% -35% -34% -32% -32% -31% -31% -30% -28% -26% -25% -24% -24% -24% -24%-18%

-200%

-100%

0%

Todas as distribuidoras da amostra teriam redução dramática do Ebitda Real

-202%


A AP tornará insustentável a distribuição e

impactará toda a cadeia do setor

(afinal, 90% da receita setorial é arrecadada na distribuição)

Relação Dívida / Ebitda

0,0

2,5

5,0

7,5

Antes - AP 40 Depois - AP 40

70% das distribuidoras terão que antecipar pagamento ou renegociar

suas dívidas, a um custo maior

3,0

24


0,0

1,3

2,6

3,9

ICSD ICSD - pós AP 40

mais da metade das distribuidoras não

atenderão o Índice de Cobertura do Serviço da

Dívida exigido

pelo BNDES

A AP 40/2010 impõe uma redução de R$ 5 bilhões/ano no caixa livre

das distribuidoras que resultará em 7,2 bilhões* disponíveis

(atualmente os investimentos na distribuição somam 7 bilhões/ano)

25

O BNDES exige Índice de Cobertura do Serviço da Dívida ICSD de no mínimo 1,3

(*) Ebitda menos IRPJ e CSLL


1,01,1

1,3

0,50,4

0,2

S/SE Brasil N/NE/CO

2o. Ciclo Ap 40/2010

A proposta da AP 40/2010 para a componente Pd do Fator X

equivale, nas regras do 2ºciclo,

a investir menos do que a metade da depreciação dos ativos:

O investimento cairá de 7 bilhões/ano para 3 bilhões/ano

O sinal regulatório da AP 40/2010 compromete a expansão e a

qualidade dos serviços

Relação Investimento / Quota de Reintegração

26


AUDIÊNCIA PÚBLICA 40/2010

CONCLUSÕES


AUDIÊNCIA PÚBLICA 40/2010

Conclusões

Em vista dos impactos para o setor, o que se espera da ANEEL é a

reavaliação e reformulação da proposta apresentada na AP ANEEL 040/2010

de forma a assegurar a sustentabilidade do setor com a continuidade dos

investimentos e a qualidade requerida pelos consumidores.

As distribuidoras colocam-se à disposição para detalhar os dados

apresentados de forma a contribuir para uma solução que atenda ao

crescimento econômico do país.

28


Fim

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