Segunda Revisão Tarifária Periódica da Centrais Elétricas ... · sobre o Requisito Total de...
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Segunda Revisão Tarifária Periódica da
Centrais Elétricas do Pará S.A.
CELPA
AUDIÊNCIA PÚBLICA
AP 26/2007
19 de julho de 2007Belém - PA
ügarantir 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.
ügarantir 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.
OBJETIVOS DA ANEEL
CONTRATO DE CONCESSÃO
MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS
Reajuste
Tarifário
Revisão
Extraordinária
Revisão
Tarifária
§Realizado anualmente e visa
preservar o equilíbrio econômico-financeiro
da concessão.
§Realizada em média a cada 4 anos e visa redefinir o nível das
tarifas.
§É aplicada quando algo extraordinário
desequilibra o contrato de concessão.
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
APLICAÇÃO DOS MECANISMOS
1° Revisão Tarifária
2° Revisão Tarifária
Assinatura do contrato
de concessão
Reajuste Tarifário
Anual
Reajuste Tarifário
Anual
20,21%
5,73% 6,05% 10,53%
DIRETRIZES ESTABELECIDAS NO CONTRATO DE CONCESSÃO:
üAs tarifas deverão ser alteradas para mais ou para menos, considerando:
- as alterações na estrutura de custos e de mercado da distribuidora;
- os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional;
- os estímulos à eficiência; e
- modicidade tarifária.”
üDeverão ser estabelecidos os valores do Fator X, que serão subtraídos ou acrescidos do IGP-M nos reajustes anuais subseqüentes.
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA VERIFICADA
OBTIDA PELA APLICAÇÃO DAS TARIFAS VIGENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS INVESTIMENTOS
PRUDENTES
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
1) REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
OBJETIVO: Redefinir o nível das tarifas de energia elétrica, considerando:
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
REMUNERAÇÃO ADEQUADA SOBRE OS INVESTIMENTOS
PRUDENTES
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
1) REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
OBJETIVO: Redefinir o nível das tarifas de energia elétrica, considerando:
RECEITA VERIFICADA
OBTIDA PELA APLICAÇÃO DAS TARIFAS VIGENTES
2) DEFINIÇÃO DO FATOR X
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
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.
COMO: Reduzindo a aplicação do IGP-M sobre as tarifas de energia nos
reajustes tarifários anuais.
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO DA CELPA
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA VERIFICADA
FORNECIMENTO
CONSUMIDORES LIVRES
SUBVENÇÃO CDE
RECEITA REQUERIDA
COMPRA DE ENERGIA
TRANSPORTE
ENCARGOS SETORIAIS
DISTRIBUIÇÃOR$ 1.316.372.903,99
?
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
PARCELA A
PARCELA B
São itens de custos não gerenciáveis pela
distribuidora.
São itens de custos gerenciáveis pela
distribuidora.
RECEITA REQUERIDA
COMPRA DE ENERGIA
TRANSPORTE
ENCARGOS SETORIAIS
DISTRIBUIÇÃO
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO DA CELPA
PARCELA A
1) COMPRA DE ENERGIA
1) COMPRA DE ENERGIA
PARCELA A
üSerá adotada uma meta pontual para redução de perdas na Distribuição sobre o Requisito Total de Energia de 24,76%, que representa a média entre o nível atualmente observado na concessão, de 27,92%, e o nível a ser alcançado no último ano do período tarifário, de 21,60%.
üO aumento no nível de perdas não técnicas, relacionadas ao furto e fraude no consumo de energia, ocasiona um ônus aos consumidores regulares, pois aumenta os requisitos de energia e, consequentemente, o valor gasto com compra de energia.
Perdas:
1) COMPRA DE ENERGIA
PARCELA A
Histórico de perdas da CELPA
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
..2000 ..2001 ..2002 2003/2004 2004/2005 2005/2006 2006/2007
% Perdas globais % Perdas técnicas % Perdas não técnicas
Perdas:
PARCELA A
1) COMPRA DE ENERGIA
PARCELA A
2) TRANSPORTE DE ENERGIA
CCC
Conta de Consumo de Combustível
CDE
Conta de Desenvolvimento
Energético
RGR
Reserva Global de Reversão
ONS
Operador Nacional do Sistema
P&D
Pesquisa e Desenvolvimento e
Eficiência Energética
PROINFA
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de E.E.
TFSEE
Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
Subsidia a geração térmica na região
norte do país
Promove a universalização do
serviço e subsidia os consumidores baixa
renda
Promove recursos para o funcionamento da
ANEEL
Promove pesquisas relacionadas à
eletricidade e ao uso sustentável dos
recursos naturais
Indeniza ativos vinculados à
concessão e fomenta a expansão do setor
Promove recursos para o funcionamento do
ONS
Subsidia as fontes alternativas de
energia
PARCELA A
3) ENCARGOS SETORIAIS
CCC
CDE
RGR
ONS
EQ. HIDRÁULICO
PROINFA
TFSEE
R$ 38.290.039,52
R$ 9.310.039,52
R$ 3.334.281,68
R$ 19.748.945,00
R$ 11.810.450,63
R$ 74.167,14
R$ 8.851.490,75
PARCELA A
3) ENCARGOS SETORIAIS
TOTAL R$ 102.603.310,25
P&D R$ 11.183.387,55
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
PARCELA A
PARCELA B
R$ 478.482.109,18+
R$ 63.745.497,12+
R$ 102.603.310,25=
R$ 644.830.916,55
?
RECEITA REQUERIDA
COMPRA DE ENERGIA
TRANSPORTE
ENCARGOS SETORIAIS
DISTRIBUIÇÃO
PARCELA B
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
1) CUSTOS OPERACIONAIS
Custos Operacionais eficientes associados a atividade de
distribuição de energia elétrica.
2) REMUNERAÇÃO DOS INVESTIMENTOS
Investimentos prudentes requeridos para que a concessionária
possa prestar o serviço de distribuição.
3) QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA
Quota de reintegração regulatória representa a forma de
recomposição dos investimentos realizados para prestação do serviço
ao longo da vida útil desses bens.
PARCELA B
1) CUSTOS OPERACIONAIS
Metodologia: Empresa de Referência
üMetodologia que permite determinar os custos associados a atividade
de distribuição de energia elétrica 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;
üleva em consideração os aspectos específicos de cada contrato de
concessão: características da área servida, localização dos consumidores,
níveis de qualidade, etc;
PARCELA B
1) CUSTOS OPERACIONAIS
Metodologia: Empresa de Referência
üdesenho de uma empresa eficiente para a prestação do serviço nas
condições do contrato de concessão e adaptada à área definida no
contrato;
üdefinição de processos e atividades (P&A) que deve cumprir a ER
(operação e manutenção, gestão técnico comercial, direção e
administração);
üdeterminação dos custos eficientes desses P&A a partir de valores de
mercado: assume-se que todos os P&A são prestados com recursos
próprios.
PARCELA B
1) CUSTOS OPERACIONAIS
Empresa de Referência:
R$ 356.316.331,09
Receitas Irrecuperáveis:
üLimite de repasse nas tarifas dos custos com receitas irrecuperáveis:
ü0,5% da receita requerida, adicionada de ICMS e PIS/COFINS
üR$ 8.376.598,82
Custo Operacional Total:
R$ 364.692.929,91
PARCELA B
2) REMUNERAÇÃO DO CAPITAL
A) Base de Remuneração: montante de investimentos a ser
remunerado:
Investimentos prudentes 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.
B) Custo do Capital: Taxa que remunera os investimentos
Busca proporcionar aos investidores um retorno igual ao que seria
obtido sobre outros investimentos com características de risco
comparáveis. Custo do capital real depois de impostos= 9,95%
PARCELA B
2) REMUNERAÇÃO DO CAPITAL
REMUNERAÇÃO DO CAPITAL
BASE DE REMUNERAÇÃO
CUSTO DE CAPITAL
ANTES DOS IMPOSTOS
R$ 898.467.817,83
X
15,08%
=
R$ 135.450.830,11
CONSUMIDOR
DISTRIBUIDORA
FINANCIAMENTO
CLIENTE
REMUNERAÇÃO
+
REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA
JUROS
+
AMORTIZAÇÃO DO PRINCIPAL
BANCO
PARCELA B
3) QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA
Forma de recomposição dos investimentos realizados para prestação do serviço ao longo da vida útil desses bens.
ü Taxa de depreciação anual: 4,14%
ü Quota de Reintegração: R$ 67.189.577,59
PARCELA A
PARCELA B
R$ 644.830.916,55
RECEITA REQUERIDA
R$ 364.692.929,91+
R$ 135.450.830,11+
R$ 67.189.577,59 =
R$ 567.333.337,61
RECEITA REQUERIDA = R$ 1.212.164.254,16
RECEITA REQUERIDA
COMPRA DE ENERGIA
TRANSPORTE
ENCARGOS SETORIAIS
DISTRIBUIÇÃO
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
RECEITA REQUERIDA
R$ 1.212.164.254,16
OUTRAS RECEITAS
R$ 3.482.128,32
R$ 1.208.682.125,84
REDUÇÃO DE 8,18%
R$ 1.316.372.903,99
RECEITA VERIFICADA
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
REPOSICIONAMENTO
=
- 8,18%
COMPONENTES FINANCEIROS
=
- R$ 2.099.214,41
REPOSICIONAMENTO COM FINANCEIROS
=
- 8,35%
Efeito dos componentes
financeiros é de 1 ano.
488.888,13Laudo de Avaliação e Campanha de Medidas
6.349.896,43Programa Luz para Todos
30.727,91Subsídio a Irrigantes e Aquicultores
8.895.501,90Sobrecontratação
-17.864.228,78CVA
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
COMPONENTE FINANCEIRO NÃO RECONHECIDO
COMPENS. DE RTE E ENERGIA LIVRE DEVIDO AO TÉRMINO DO PRAZO
R$ 33,5 milhões
CELPA:
- o prazo concedido pela ANEEL foi insuficientes para a referida compensação, resultando em um saldo não coberto no valor de R$ 16.790.241,43, além disso requer a compensação referente à Energia Livre, de R$ 16.708.610,48.
ANEEL:
- Lei 10.438/2002 (Art. 4°, § 16) – os prazos e os valores fixados por empresa em atos da ANEEL não poderiam ser alterados; Parecer 095/2007-PF/ANEEL – após fixação de um prazo máximo, a RTE não é um mecanismo livre de risco, ou seja, não garante a recuperação integral das perdas com a crise de energia.
- prazos máximos de recolhimento da RTE foram fixados pelas Resoluções 484/2002 e 001/2004 levando em consideração previsões de arrecadação baseadas em estimativas da Taxa Selic, percentuais de reajuste/revisão, crescimento/composição do mercado, que não necessariamente se concretizariam.
20072006
EFEITO PARA O CONSUMIDOR
TARIFA
B1-RESIDENCIAL
R$ 308,11/MWh
R$ 18.630.860,79
Componente Financeiro
TARIFA ESTIMADA
B1-RESIDENCIAL
R$ 278,16 /MWh
Redução
- 9,72%
-8,35%
TARIFA MÉDIA DOS CONSUMIDORES
CONTA DE R$ 100,00
COMPRA DE ENERGIA
TRANSPORTE
ENCARGOS SETORIAIS
DISTRIBUIÇÃO
IMPOSTOS
R$ 27,55
R$ 3,67
R$ 5,91
R$ 32,67
R$ 30,20
Rec
eita R
ecei
ta
Rec
eita
Rec
eita
Des
pes
a
Des
pes
a
Des
pes
a
Des
pes
a
Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4
1) COMPONENTE Xe
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.
Xe =0,81%
Xe = 0,81%
Xe = 0,81%
2) COMPONENTE Xa
FATOR X
OBJETIVO: Refletir a aplicação do Índice de Preço ao Consumidor Amplo
(IPCA), do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, sobre a
parcela mão-de-obra dos custos operacionais da concessionária.
PARCELA A
PARCELA B
ATUALIZADA PELO CUSTO
REAJUSTE TARIFÁRIO
ATUALIZADA POR IGPM – FATOR X
RECEITA ANUAL
COMPRA DE ENERGIA
TRANSPORTE
ENCARGOS SETORIAIS
DISTRIBUIÇÃO
Tarifa
T2
T3
Ganhos estimados de produtividade transferidos
aos consumidores.
T1
Parcela A
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Parcela B
Ganhos de produtividade obtidos pela
concessionária
REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
Xe = 0,81%Xe = 0,99%
CONSIDERAÇÕES FINAIS
PROPOSTA ANEEL
ü REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO: -8,35%
ü COMPONENTE Xe = 0,8051%
RESULTADOS PROVISÓRIOS:
ü CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS NESTA AUDIÊNCIA PÚBLICA
ü VALORES FINAIS DE IGP-M, IPCA E ENCARGOS SETORIAIS
ü FISCALIZAÇÕES DA ANEEL QUANTO AOS COMPONENTES FINANCEIROS
ü BASE DE REMUNERAÇÃO E EMPRESA DE REFERÊNCIA