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

1o de outubro de 2003Sorocaba – SP

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

Reajuste tarifário anual

Revisão tarifáriaextraordinária

Revisão tarifáriaperiódica

Assinatura do contrato

MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS

1998 1999 2000 2001 2002 2003

PA1 + PB0 (IGPM - X)

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

RA0

IRT =

PB0 = RA0 - PA0

PB: “blindada” Fator X = 0

Reajuste = Parcela A + Parcela B

Encargos Tarifários

+Compra de Energia

(IGP-M)

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

Reajuste acumulado 1999 a 2002: 97,23%

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.”

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



RECEITA REQUERIDA

RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B

Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos

Encargos Tarifários

+Compra de Energia


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;


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.

CUSTOS DA PARCELA A

VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários

ItaipuContratos Iniciais

Contratos Bilaterais: Geradores não vinculados Empresas do mesmo grupo Leilões de energia Aditivo ao contrato inicial

CCC CDERGR

CFURHTFSEE

Rede BásicaConexão

Transporte de ItaipuONS

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).

CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Itaipu e Contratos Iniciais

Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)

ITAIPU (32,16%) 3.772.277 93,28

C. 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

CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Contratos bilaterais com terceiros


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

CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Contratos bilaterais com partes relacionadas


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

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%

Compra de Energia da PIRATININGA

Encargo Tarifário VALOR (R$) Reserva Global de Reversão – RGR 11.919.151,00

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 2.750.249,00

Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 75.084.252,60

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 43.419.001,96

Operador Nacional do Sistema – ONS 75.428,55

Transmissão - Parcela de Itaipu 6.503.407,97

Transmissão NODAL 47.471.509,64

Rede Básica 93.669.446,32

Encargos de Conexão 19.794.806,89

Conexão – reclassificação 12.418.404,02

Transporte ITAIPU 18.546.522,81

Total de Encargos Tarifários 331.652.180,76

CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA

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


RECEITA REQUERIDA

RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B

Compra de Energia

+Encargos Tarifários

Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos

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.

PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS

PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE 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.

CUSTOS DA PARCELA B

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;

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.

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES METODOLOGIA

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.

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).


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.



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.

Tratamento Regulatório para a InadimplênciaObjetivo: 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.



Custos Operacionais

Empresa de Referência R$

177.072.903.14

PIRATININGA R$

265.380.252,00 (*)

(*) Despesas informadas pela PIRATININGA

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.

METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

Base de RemuneraçãoBase de Remuneração Bruta R$ 2.755.202.540,68

Base de Remuneração Líquida R$ 1.395.178.072,13


REMUNERAÇÃO DO CAPITAL RESULTADOS OBTIDOS

ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL

CAPITAL PRÓPRIO50%

CAPITAL DE TERCEIROS50%

x13,05 %

x14,72 %

Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 %

RECEITA REQUERIDA - PIRATININGA

TOTAL PARCELA B 626.987.874,72

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

Compra de Energia: 1.007.296.265,92 Encargos Tarifários: 331.652.180,76TOTAL PARCELA A 1.339.296.265,92

RECEITA REQUERIDA 1.966.284.140,64

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOS

RECEITA REQUERIDA R$ 1.966.284.489,91 RECEITA VERIFICADA R$ 1.600.141.554,23OUTRAS RECEITAS R$ 27.093.134,69

RT (%) = Receita Requerida – Outras

ReceitasReceita Verificada

Reposicionamento Tarifário = 21,19%

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOS

Reposicionamento Tarifário (RT) = 21,19%

Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,46%

RT > IRT, então aplica-se o IRTReposicionamento 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.

Compra de Energia 98,45Parcela A 130,85

Encargos Tarifários 32,40

Despesas Operacionais 17,30Parcela B 61,26Remuneração 34,03

Tributos 9,92

Tarifa Média – Piratininga

ITENS R$/MWh

Receita Requerida 192,11Modicidade Tarifária 2,65Receita Requerida Líquida 189,46

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%

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAÓTICA DO REGULADOR

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;

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAÓtica das Concessionárias Distribuidoras

Reposicionamento Tarifário = 34,56%

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA PIRATININGA

FATOR X

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.

Fator X = f(Xe , Xc , Xa)

FATOR X da PIRATININGA

Xc e Xa da PIRATININGA serão

calculados em cada reajuste tarifário.

Fator xPIRATININGA = f(Xe , Xc , Xa)

Componente Xe = 1,64%

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.


TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE 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.

TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE 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.

TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE 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.

TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE 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.

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.

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.


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;


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.


O regime de regulação por incentivos estimula as concessionárias de distribuição a buscar eficiência e redução de custos ao longo do primeiro período tarifário. Em face das abordagens adotadas pelo regulador na revisão tarifária, o reposicionamento tarifário e o Fator X obrigam-nas a prestar o serviço com eficiência para não incorrerem em prejuízos no segundo período tarifário; As abordagens adotadas pela ação regulatória podem afetar interesses setoriais específicos. Contemplar tais interesses foge ao escopo do regime regulatório, pois que constitui objetivo de políticas de governo;


Tais abordagens têm gerado algumas manifestações contrárias por parte de agentes no setor elétrico em diferentes instâncias; Alguns porque tinham expectativa de receber uma remuneração sobre o valor pago na privatização e ter cobertura tarifária sobre custos reais ou mesmo uma estrutura de capital incompatível com a prestação do serviço público de forma eficiente; Outros porque tinham expectativa de redução considerável das tarifas de energia elétrica; Ao regulador compete cumprir as disposições da legislação e dos contratos de concessão e garantir de forma equilibrada os direitos dos consumidores e das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.

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 setembro/2003 para as variáveis: IGP-M, taxa de câmbio e Base de Remuneração.


revisão tarifária periódica da companhia piratininga de força e luz piratininga

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