VI WORKSHOP ANEEL USEA-USAID-FERC 9 E 10 de agosto de 2005 Brasília – DF 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 MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS Assinatura do contrato 1999 2000 Reajuste tarifário anual 2001 2002 Revisão tarifária extraordinária Revisão tarifária periódica 2003 2004 2005 REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL IRT = PA1 + PB0 (IVI +/- X) RA0 PA = custos não gerenciáveis PB = custos gerenciáveis IVI = IGP-M RA0 = receita de 12 meses REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL IRT = PA1 + PB0 (IVI +/- X) RA0 PB0 = RA0 - PA0 Fator X = 0 (blindada) REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL Receita Contratual = Parcela A + Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Parcela B (IGP-M) REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA CONTRATO DE CONCESSÃO “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 ....... estabelecerá os valores de X, que deverão ser subtraídos ou acrescidos do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subseqüentes.” 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. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA RECEITA REQUERIDA = RR RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação CUSTOS DA PARCELA A Compra de Energia : Itaipu Contratos Iniciais Contratos Bilaterais Empresas do mesmo grupo Geradores não vinculados Leilões de energia Aditivo ao contrato inicial Novo modelo CUSTOS DA PARCELA A Encargos Setoriais: Conta de Consumo de Combustíveis - CCC Conta de Desenvolvimento Energético - CDE Reserva Global de Reversão - RGR Compensação Financeira pela U. R.H. - CFURH Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E. – TFSEE Pesquisa e Desenvolvimento Energético – P&D CUSTOS DA PARCELA A Transporte de Energia: Rede Básica Transporte de Itaipu Conexão ONS CUSTOS DA PARCELA A Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Itaipu Contratos Iniciais CCC CDE Contratos Bilaterais RGR Geradores não vinculados CFURH Empresas do mesmo grupo TFSEE Leilões de energia P&D Aditivo ao contrato inicial Novo modelo Rede Básica Transporte de Itaipu Conexão ONS 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 Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA RECEITA REQUERIDA = RR RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B Compra de Energia + Encargos Setoriais + Transporte de Energia Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Para a definição das metodologias: levar em consideração dois objetivos fundamentais e simultâneos. 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; 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. METODOLOGIAS PARA A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Presença de Informação Assimétrica: Empresa: gerencia todas as informações relativas aos seus custos e fornece essas informações ao regulador. Regulador: realização de auditorias dos custos. Por esse motivo, não é conveniente utilizar procedimentos e metodologias que SE BASEIAM em informações obtidas dos registros contábeis das empresas reguladas. 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. CUSTOS DA PARCELA B METODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES Quais são os custos operacionais justos que devem ser considerados na tarifa de energia elétrica? Metodologia: Empresa de Referência desenho de uma empresa eficiente para a prestação do serviço nas condições do contrato de concessão; leva em consideração os aspectos específicos de cada contrato de concessão: características da área servida, localização dos consumidores, níveis de qualidade, etc; CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES definição de processos e atividades que a ER deve cumprir (operação e manutenção, gestão técnico comercial, direção e administração): assume-se que são prestados totalmente com recursos próprios; determinação dos custos eficientes desses processos a partir de valores de mercado; permite determinar os custos 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. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES Tratamento Regulatório para a Inadimplência Objetivo: definir o limite de repasse nas tarifas dos custos com inadimplência, de forma a 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; para os anos seguintes do segundo período tarifário adotase uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2%. CUSTOS DA PARCELA B METODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO Base de Remuneração: montante de investimentos a ser remunerado; Estrutura de Capital: proporção de capital próprio e de capital de terceiros; Custo do Capital: remuneração do capital próprio e do capital de terceiros. METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Base de Remuneração: Resolução ANEEL n.• 493/2002 O conceito chave é refletir os investimentos prudentes na definição das tarifas dos consumidores. 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 Remuneração Base de Remuneração Bruta Taxa Média de Depreciação vida econômica, medida em anos Base de Remuneração Líquida METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA ESTRUTURA DE CAPITAL: Metodologia da Estrutura Ótima de Capital (minimiza o custo do capital) ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL CAPITAL PRÓPRIO 50% CAPITAL DE TERCEIROS 50% METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA CUSTO DO CAPITAL: Metodologia do Modelo de Precificação de Ativos de Capital – CAPM Custo do Capital Próprio: 14,72% Custo do Capital de Terceiros: 13,05% Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 % CUSTOS DA PARCELA B Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO RESULTADOS Receita Requerida – Outras Receitas RT (%) = Receita Verificada Poder de Decisão da ANEEL sobre o Valor Final da Energia Elétrica para o Consumidor ITENS DE REVISÃO Energia Comprada Perdas Elétricas Encargos Setoriais Transporte de Energia Custos Operacionais Remuneração/Depreciação Impostos Modicidade Poder de Decisão da ANEEL SIM NÃO x x x x x x x x METODOLOGIAS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA a) PARCELA B Custos Operacionais; Remuneração. b) FATOR X 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 sua concessionária, obtido como resultado da pesquisa IASC. (entre –1% e 1%) Xa = Estabelecido pela Resolução CNPE n.º 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. RESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROS Cálculo Econômico: Reposicionamento Tarifário Fator X Cálculo Financeiro (Valores a serem pagos/recebidos pelos consumidores nos próximos 12 meses): Conta de Variação de Itens da Parcela A - CVA ( MP n.º 2.227/01; PI n.º 25/01; e PI n.º 116/03) Passivo de PIS/COFINS REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA PROCESSOS FINALIZADOS E EM ANDAMENTO 2003 (17) CEMAT CEMIG CPFL ENERSUL AES SUL RGE COELBA COELCE COSERN ENERGIPE ELETROPAULO CELPA ELEKTRO BANDEIRANTE CPFL PIRATININGA LIGHT AMPLA (CERJ) 2004 (27) CAIUÁ OESTE JAGUARI MOCOCA NACIONAL CPEE CSPE BRAGANTINA VALE PARANAPANEMA SANTA CRUZ SANTA MARIA COCEL URUSSANGA JOÃO CESA CENF CAT-LEO COPEL DMEPC CELTINS CELESC ESCELSA IGUAÇU ENERGIA CEB FORCEL CHESP CEEE SULGIPE 2005 (17) CELB CELPE DEMEI ELETROCAR MUXFELDT PANAMBI CEMAR CEPISA SAELPA CEAL CELG MANAUS ENERGIA BOA VISTA ENERGIA ELETROACRE CERON NOVA PALMA COOPERALIANÇA METODOLOGIAS ADICIONAIS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA Receita Extra-Concessão Tratamento Regulatório das Perdas de Energia Elétrica Tratamento Regulatório da Qualidade do Serviço Abertura e Realinhamento Tarifário