Revisão Tarifária Periódica da
Companhia Piratininga de Força e Luz
PIRATININGA
Audiência Pública
ANEEL AP 025/2003
1o de outubro de 2003
Sorocaba – SP
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
Reajuste tarifário
anual
Revisão tarifária
periódica
1998
2000
2002
1999
2001
Revisão tarifária
extraordinária
2003
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
IRT =
PA1 + PB0 (IGPM - X)
RA0
PB0 = RA0 - PA0
PB: “blindada”
Fator X = 0
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
Reajuste =
Parcela A
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
+
Parcela B
(IGP-M)
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.”
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 = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Custos Operacionais
+
Remuneração
+
Tributos
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
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;
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.
CUSTOS DA PARCELA A
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais:
 Geradores não vinculados
 Empresas do mesmo grupo
 Leilões de energia
 Aditivo ao contrato inicial
CCC
CDE
RGR
CFURH
TFSEE
Rede Básica
Conexão
Transporte de Itaipu
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 - PIRATININGA
Compra de Energia: Itaipu e Contratos Iniciais
Fornecedor:
MWh
Tarifa (R$/MWh)
ITAIPU (32,16%)
3.772.277
93,28
C. INICIAIS (44,50%)
5.218.824
80,53
CESP (14,59%)
FURNAS(16,48%)
1.711.759
76,67
1.932.633
87,96
DUKE (4,36%)
511.234
76,69
AES TIETÊ ( 5,63%)
660.771
75,51
EMAE(3,43%)
402.427
74,44
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
Compra de Energia: Contratos bilaterais com terceiros
Fornecedor:
TOTAL
MWh
Tarifa (R$/MWh)
(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 - PIRATININGA
Compra de Energia: Contratos bilaterais com partes
relacionadas
Fornecedor:
MWh
Tarifa (R$/MWh)
TOTAL (16,62%)
1.949.602
84,83
CPFL Brasil UTE (7,64%)
896.206
90,92
CPFL Brasil Biomassa (2,37%)
278.219
89,09
CPFL Brasil Competitiva (6,61%) 775.177
76,28
Compra de Energia da PIRATININGA
BALANÇO
ENERGÉTICO
Energia Requerida
MWh
11.642.032
Mercado
10.235.249
Perdas Elétricas
1.406.783
Total dos Contratos
11.728.739
Sobras Contratuais
86.706
Perdas:
Distribuição: 10,68%
Rede Básica: 2,76%
Itaipu:
2,76%
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
Encargo Tarifário
Reserva Global de Reversão – RGR
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
VALOR (R$)
11.919.151,00
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
Transmissão - Parcela de Itaipu
75.428,55
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
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
R$ 1.007.644.085,16
Total da Parcela A =
R$ 331.652.180,76
R$ 1.339.296.265,92
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Compra de Energia
+
Encargos Tarifários
Custos Operacionais
+
Remuneração
+
Tributos
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICA
DE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR
INCENTIVOS
 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 ECONÔMICA
DE 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
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES - METODOLOGIA
 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
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 OPERACIONAIS EFICIENTES
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.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
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.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Tratamento Regulatório para a Inadimplência
Objetivo: 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 EFICIENTES
Custos Operacionais
Empresa de Referência R$ 177.072.903.14
PIRATININGA
R$ 265.380.252,00
(*) Despesas informadas pela PIRATININGA
(*)
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
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 Remuneração
Base 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 PRÓPRIO
50%
x
14,72 %
CAPITAL DE TERCEIROS
50%
x
13,05 %
Custo Médio Ponderado do Capital
(WACC) de 11,26 %
RECEITA REQUERIDA - PIRATININGA
ITEM
 Custos Operacionais:
 Remuneração do Capital:
 Depreciação:
Tributos (PIS/COFINS/P&D):
TOTAL PARCELA B
 Compra de Energia:
 Encargos Tarifários:
R$
177.072.903,14
238.140.613,23
110.208.101,63
101.566.256,73
626.987.874,72
TOTAL PARCELA A
1.007.296.265,92
331.652.180,76
1.339.296.265,92
RECEITA REQUERIDA
1.966.284.140,64
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
RESULTADOS
RECEITA REQUERIDA
RECEITA VERIFICADA
OUTRAS RECEITAS
RT (%) =
R$ 1.966.284.489,91
R$ 1.600.141.554,23
R$ 27.093.134,69
Receita Requerida – Outras Receitas
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário = 21,19%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
RESULTADOS
Reposicionamento Tarifário (RT) = 21,19%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,46%
RT > IRT, então aplica-se o IRT
Reposicionamento 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.
Tarifa Média – Piratininga
ITENS
R$/MWh
Compra de Energia
98,45
Encargos Tarifários
32,40
Despesas Operacionais
17,30
Remuneração
34,03
Tributos
9,92
Receita Requerida
Modicidade Tarifária
Receita Requerida Líquida
Parcela A
130,85
Parcela B
61,26
192,11
2,65
189,46
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
ÓTICA DO REGULADOR
 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 PERIÓDICA
Ótica das Concessionárias Distribuidoras
 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;
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E
CUSTOS DA PIRATININGA
Reposicionamento Tarifário = 34,56%
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 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 da PIRATININGA
Fator xPIRATININGA = f(Xe , Xc , Xa)
Componente Xe = 1,64%
 Xc e Xa da PIRATININGA serão calculados
em cada reajuste tarifário.
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
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 PERDAS
DE 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 PERDAS
DE 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 DA
QUALIDADE 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 DA
QUALIDADE 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.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
 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;
CONSIDERAÇÕES FINAIS
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.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
 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;
CONSIDERAÇÕES FINAIS
 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.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
 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.