Companhia Paranaense de Energia - COPEL · Reajuste tarifário anual Revisão tarifária periódica...

Companhia Paranaense de Energia - COPEL

WILSON KOPRIKÁrea de Tarifas

Cascavel, 21/10/2004

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�ESTRUTURA TARIFÁRIA

�REAJUSTE E REVISÃO TARIFÁRIA

�DESCONTOS CONCEDIDOS PELA COPEL

�REALINHAMENTO E REPOSICIONAMENTO DAS

TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

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Princípios fundamentais :

� Princípio da Neutralidade;

� Princípio da Igualdade; e

� Princípio da Eficácia.

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Alta Tensão: tensões de fornecimento de 2,3 a 230 kV;� A-1 - 230 kV ou mais;� A-2 - 88 a 138 kV;� A-3 - 69 kV;� A-3a - 30 a 44 kV;� A-4 - 2,3 a 13,8 kV; e� A.S. - 2,3 a 13,8 kV (Subterrâneo).Baixa Tensão: tensões de fornecimento de 110 a 440 V.� B-1 - Residencial;� B-1 - Residencial Baixa Renda;� B-2 - Rural;� B-3 - Não Residencial Nem Rural; e� B-4 - Iluminação Pública.

� Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND;

� Criação da ANEEL: 1997 – Implementar as disposiçõesestabelecidas nos contratos de concessão;

� Contrato de concessão da Copel 046/1999

� Mecanismos de alteração das tarifas previstos noscontratos (cláusula econômica) :

� Reajuste tarifário anual

� Revisão tarifária periódica

� Revisão tarifária extraordinária

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Reajuste tarifário anual

Revisão tarifáriaextraordinária

Revisão tarifáriaperiódica

Assinatura do contrato

1999 2000 2001 2002 2003 2004

15,43% 17,31% 10,96%

RTECofins

15% 9%

25,27% 14,43%

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Garantir uma tarifa justa para consumidores e investidores, eestimular o aumento da eficiência e da qualidade.

Custos Operacionais+

Remuneração+

Tributos

Custos Operacionais+

Remuneração+

Tributos

Encargos Tarifários

+

Compra de Energia


+

Compra de Energia

Receita = Parcela A + Parcela BReceita = Parcela A + Parcela B

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Componentes da Parcela A (não administráveis)

� RGR - Reserva Global de Reversão

� TFSEE - Taxa de Fiscalização

� CCC - Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis

� CDE – Conta de Desenvolvimento Energético

� ONS – Operador Nacional do Sistema

� RB – Uso das instalações da Rede Básica

� IC – Uso das instalações de Conexão

� TI – Transporte de energia oriunda de ITAIPU

� MUST – Montante de Uso do Sistema de Transmissão (CI’s eItaipu)

� Compra de energia

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Componentes da Parcela B (administráveis)

�Custos Operacionais

�Despesas com pessoal� Materiais

� Serviços de terceiros

� Outras despesas

�Remuneração

�Lucro

�Tributos

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Receita = Parcela A + Parcela BReceita = Parcela A + Parcela B


+

Compra de Energia


+

Compra de Energia(IGP-M)(IGP-M)

Estabelecer, em cada momento de reajuste, o poder decompra da tarifa, mantendo o equilíbrio econômico-financeiro de sua concessão.

� Reajuste concedido em junho de 2003 = 25,27% emmédia

� Desconto médio de 25,27% para pagamento em dia

� Objetivos:

� Estimular a economia

� Reduzir a inadimplência / fraude

� Tarifa menor para consumidor cativo

� Redução do desconto médio para 8,2% a partir de

01/01/2004 (15% de reajuste)

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� Reajuste concedido em junho de 2004 = 14,43% em média

Composição: 9,17% (IRT)

5,26% (CVA)

� Fator X = 2,31% (a partir de 2005)

� Desconto de 12,5% para pagamento em dia

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Eliminar o subsídio cruzado implícito na estruturatarifária, promovendo a equiparação da Tarifa deEnergia (TE) em todos os níveis de tensão.

Premissas do realinhamento:

� Separação das tarifas (TE + TUSD)

� Incide sobre a parcela de energia

� Consumidores cativos e livres estão sujeitosaos mesmos encargos

ENERGIA + USO DO SISTEMA DISTRIBUIÇÃO

Comprade Energia

e

Perdas

Custos Operacionais( Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e PDD)

Remuneração( Capital Próprio e Terceiros e Quota de Reintegração)

Encargos Setoriais e Tributos( CCC, CDE, RGR, TFSEE, Rede Básica, Conexão, Transp.

Itaipu, ONS, USD, P&D, Proinfa, ESS e Pis/Cofins )

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Objetivos pretendidos pelo regulador:

� Cliente cativo poderá optar por outro fornecedor deenergia sem causar desequilíbrio econômico-financeiropara a distribuidora.

� Todos os clientes (livres e cativos) da distribuidorapagarão o mesmo valor pelo uso do sistema dedistribuição e transmissão (R$/MWh)

� Facilitar a comparação do preço da energia,estimulando os consumidores potencialmente livres amigrarem para o mercado livre.

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RES. 284/2003 - TARIFAS MÉDIAS

15 33 28 42 65103

784558 64

7169

90

78

20

29 2531

35

46

39

0

50

100

150

200

250

300

A1 A2 A3 A3A A4 BT M

NIVEL DE TENSÃO

R$/

MW

h

TUSD TE DESCONTO

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RES. 146/2004 - TARIFAS MÉDIAS

3265 55

78113 130 11259

63 7272

63

10183

13

18 1821

25

33

28

0

50

100

150

200

250

300


NIVEL DE TENSÃO

R$/

MW

hTUSD TE DESCONTO

��

Comparativo Tarifas A4 (Mercado Copel)

113 11376 92 87 107 111

63 88111 97 110 93 89

050

100

150

200

CO

PE

LC

/Des

c.Ju

n/04

CO

PE

LS

/Des

c.Ju

n/04

CE

EE

Out

/03

CP

FL

Abr

/04

CE

LES

CA

go/0

4

ELE

TRO

PA

ULO

Jul/0

4

CE

MIG

Abr

/04

R$/

MW

h

TUSD T.E.

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PROJEÇÃO DA TARIFA MÉDIA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO (TUSD)

2003 2004 2005 2006 2007

R$/

MW

h


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PROJEÇÃO DA TARIFA MÉDIA DE ENERGIA (TE)

2003 2004 2005 2006 2007

R$/

MW

h


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PROJEÇÃO DA TARIFA MÉDIA DE FORNECIMENTO (TF)

2003 2004 2005 2006 2007

R$/

MW

h


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Estudo da Aneel ( Nota Técnica 83/2003) sobre o efeito dorealinhamento tarifário nas tarifas de fornecimento (MédiaBrasil, Amostra 19 empresas)

050

100150200250

BT A4 A3a A3a A2 A1Nível de Tensão

R$/

MW

h

Tarifa Atual Nova Tarifa

-12,38%+10,83%

+17,39% +24,74%+30,12% +41,12%

R$ 55,38R$ 55,38

R$ 0,0R$ 0,0

3,9% Investimento

17,1 % Energia Comprada

31,2 % Custos Gerenciáveis

47,8% Impostos e Encargos (ICMS, PIS, COFINS, CCC, RGR, CDE, etc.)

R$ 2,16

R$ 9,47

R$ 17,18

R$ 26,47

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TRIBUTOS EENCARGOS

48%

CUSTOS GERENCIÁVEIS

31%

ENERGIACOMPRADA

17%

INVESTIMENTO4%

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Realizada Prevista, caso nenhuma ação fosse tomada

250245

3550

41 37

5564

115100 98

122114

187

158

0

40

80

120

160

200

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

jun-0

3

set/0

3

dez/0

3

jun/04

R$

milh

ões

5,7

8,8

5,54,5

8,67,1

02468

10121416

1ºT04 / 1ºT03 1ºS04 / 1ºS03 Set 04 / Set 03

%

Distribuição Direta Classe Industrial

��Crescimento de Mercado da COPEL em 2004

(excluindo da base - 2003 - os consumidores livres que saíram)

Classe Industrial

45.000

47.000

49.000

51.000

53.000

dez/02 jun/03 dez/03 jun/04

Classe Comercial

240.000

250.000

260.000

270.000


Classe Residencial

2.200.000

2.300.000

2.400.000

2.500.000


Total de Consumidores

2.900.000

3.000.000

3.100.000

3.200.000


Variação: 8,2%Consumidores ligados no período

3.774

Variação: 3,6%Consumidores ligados no período

9.119

Variação: 4,1% Consumidores ligados no período

96.826Variação: 4,1%

Consumidores ligados no período 122.949

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Evolução do Nº de Consumidores

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(Região Sul do Brasil)

106.311

52.627

78.799

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

Jan - JunParaná Santa Catarina Rio Grande do Sul

- População Economicamente Ativa - PEA - Paraná = 5,3 milhões (6,2% da PEA doBrasil)

- Nº de empregos formais criados no Paraná em 2004 = 106,3 mil (8,6% dos empregosformais criados no Brasil

Fonte: site do Ministério do Trabalho e Emprego

PEA5.308.612

PEA3.040.874

PEA5.854.389

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