Revisão Tarifária Periódica da Companhia de Energia Elétrica do Estado de Tocantins CELTINS Audiência Pública ANEEL AP 018/2004 28 de maio de 2004 Palmas

Revisão Tarifária Periódica da

Companhia de Energia Elétrica do

Estado de Tocantins

CELTINS

Audiência Pública

ANEEL AP 018/2004

28 de maio de 2004Palmas – TO

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

CONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO

Reajuste tarifário anual

Revisão tarifáriaextraordinária

Revisão tarifáriaperiódica

Assinatura do contrato

MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS

MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS

1999 2000 2001 2002 20042003

PA1 + PB0 (IVI +/- X)

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

RA0

IRT =

PB0 = RA0 - PA0 (blindada)

IVI = IGP-M Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 112,13%

IVI = IGP-M Fator X = 0 Reajuste Acumulado de 1999 a 2003 = 112,13%

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

Encargos

Tarifários

+

Compra de

Energia

Encargos

Tarifários

+

Compra de

Energia

(IGP-M)(IGP-M)

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO 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.”

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 REQUERIDARECEITA REQUERIDA

RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B


Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos

Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos

Encargos

Tarifários

+

Compra de

Energia

Encargos

Tarifários

+

Compra de

Energia

CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A

PA = Compra de Energia + Encargos Tarifários


Itaipu

Contratos Iniciais

Contratos Bilaterais

Geradores não vinculados

Empresas do mesmo grupo

Leilões de energia

Aditivo ao contrato inicial

Novo modelo

Itaipu

Contratos Iniciais

Contratos Bilaterais

Geradores não vinculados


Leilões de energia


Novo modelo




Encargos Setoriais:Conta de Consumo de Combustíveis - CCC Conta de Desenvolvimento Energético -

CDEReserva Global de Reversão - RGR

Compensação Financeira pela U. R.H. - CFURH

Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E. – TFSEE

Encargos de Transmissão:Rede Básica

ConexãoONS

Encargos Setoriais:Conta de Consumo de Combustíveis - CCC Conta de Desenvolvimento Energético -

CDEReserva Global de Reversão - RGR

Compensação Financeira pela U. R.H. - CFURH

Taxa de Fiscalização do Serviço de E.E. – TFSEE

Encargos de Transmissão:Rede Básica

ConexãoONS


VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários


Itaipu

Contratos Iniciais

Contratos Bilaterais Geradores não vinculados


Leilões de energia


Novo modelo

Itaipu

Contratos Iniciais

Contratos Bilaterais Geradores não vinculados


Leilões de energia


Novo modelo

CCC CDERGR

CFURHTFSEE

Rede BásicaConexão

Transporte de ItaipuONS

CCC CDERGR

CFURHTFSEE

Rede BásicaConexão

Transporte de ItaipuONS


São itens de custos não gerenciáveis pela concessionária de distribuição, com exceção de:

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).

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).

BALANÇO ENERGÉTICO MWh

Energia Requerida

1.063.778

Mercado 862.152

Perdas Elétricas (*)

201.626

Total dos Contratos 995.443

Exposição

68.336

(*) 18,95% da energia requerida ou 23,39% do

mercado

BALANÇO ENERGÉTICO MWh

Energia Requerida

1.063.778

Mercado 862.152

Perdas Elétricas (*)

201.626

Total dos Contratos 995.443

Exposição

68.336

(*) 18,95% da energia requerida ou 23,39% do

mercado

Compra de Energia da CELTINSCompra de Energia da CELTINS

CUSTOS DA PARCELA A - CELTINSCUSTOS DA PARCELA A - CELTINS

Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e Leilão


Fornecedor: MWh Tarifa

(R$/MWh)

ITAIPU (3,54%) 35.200 91,24

GERAÇÃO PRÓPRIA (29,43%) 293.061 -

C. INICIAL (17,64%) 175.552 68,07

Eletronorte (14,27%) 142.010 61,70

Furnas (3,35%) 33.350 95,20

Celg (0,02%) 192 68,26


(R$/MWh)

ITAIPU (3,54%) 35.200 91,24

GERAÇÃO PRÓPRIA (29,43%) 293.061 -

C. INICIAL (17,64%) 175.552 68,07

Eletronorte (14,27%) 142.010 61,70

Furnas (3,35%) 33.350 95,20

Celg (0,02%) 192 68,26

CUSTOS DA PARCELA A - CELTINSCUSTOS DA PARCELA A - CELTINS


Compra de Energia: Contratos Iniciais, Bilaterais e LeilãoFornecedor: MWh Tarifa

(R$/MWh)

C. BILATERAIS (49,39%) 491.629 75,14

TERCEIROS (18,24%) 181.585 67,47

Leilão 2 anos Eletronorte (3,28%) 32.665

57,90


64,14 Leilão 6 anos Eletronorte (5,28%) 52.560

79,53

PARTE RELACIONADA (31,15%) 310.044

79,63

Celtins Energética (5,73%) 57.048

106,00

Lajeado (20,15%) 200.612 72,81

Rede Comercializadora (5,26%) 52.384

77,00


(R$/MWh)

C. BILATERAIS (49,39%) 491.629 75,14

TERCEIROS (18,24%) 181.585 67,47


57,90


64,14 Leilão 6 anos Eletronorte (5,28%) 52.560

79,53

PARTE RELACIONADA (31,15%) 310.044

79,63

Celtins Energética (5,73%) 57.048

106,00

Lajeado (20,15%) 200.612 72,81

Rede Comercializadora (5,26%) 52.384

77,00

CUSTOS DA PARCELA A – CELTINSCUSTOS DA PARCELA A – CELTINS

Compra de Energia: Contratos Iniciais e BilateraisCompra de Energia: Contratos Iniciais e Bilaterais

Custo Médio de Compra de Energia = R$ 74,18/MWh

Compra de Energia = R$ 52.100.811,13

Exposição de 68.336 MWh valoradas a R$ 68,07/MWh

Exposição = R$ 4.651.511,70

Compra de Energia incluindo exposição = R$

56.752.322,83

Custo Médio de Compra de Energia = R$ 74,18/MWh

Compra de Energia = R$ 52.100.811,13

Exposição de 68.336 MWh valoradas a R$ 68,07/MWh

Exposição = R$ 4.651.511,70

Compra de Energia incluindo exposição = R$

56.752.322,83


Encargos Tarifários R$

Reserva Global de Reversão – RGR: 4.571.375,43 Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE: 637.469,94

Conta de Consumo de Combustíveis – CCC: 6.705.988,46 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 907.091,86

Operador Nacional do Sistema – ONS 95.892,84 Montante de Uso dos Sistema de Transmissão fora dos CI´s 3.844.953,66

Montante de Uso dos Sistema de Transmissão ITAIPU 93.463,54 Rede Básica 4.341.503,09

Encargos de Conexão 243.739,54 Transporte ITAIPU 182.617,19

Encargos e perdas referentes a compra de energia de Lajeado 1.932.527,10 Compensação Financeira 469.219,70

Total Encargos Tarifários 24.025.842,35




R$ 56.752.322,83R$ 56.752.322,83 R$ 24.025.842,35 R$ 24.025.842,35

Total da Parcela A = R$ 80.388.630,08 Total da Parcela A = R$ 80.388.630,08


RECEITA REQUERIDARECEITA REQUERIDA



Compra de

Energia

+

Encargos

Tarifários

Compra de

Energia

+

Encargos

Tarifários

Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos

Custos Operacionais

+Remuneração

+Tributos


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.

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.

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.

PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS

PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS

CUSTOS DA PARCELA B CUSTOS DA PARCELA B

Metodologia: Empresa de Referência

Metodologia 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;

Leva em consideração os aspectos específicos de

cada contrato de concessão: características da área

servida, localização dos consumidores, níveis de

qualidade, etc;

METODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

METODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

desenho de uma empresa eficiente 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 (operação e manutenção, gestão

técnico comercial, direção e administração);

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;

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

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;

consideram-se os custos salariais e de materiais

que a concessionária está em condições de acessar:

a) salários do mercado da região + encargos legais; b)

periculosidade; c) adicional de tempo de serviço; d)

treinamento; e) algumas remunerações garantidas em

Acordo Coletivo de Trabalho.



Custos Operacionais

Empresa de Referência R$

73.080.458,31

CELTINS R$

94.330.458,00(*)

(*) Despesas informadas pela CELTINS

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 (julho/2004 – junho/2005), equivalente a R$ 786.335,86 ;

para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de junho de 2007.


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.

CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO

CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO

Base de Remuneração

O conceito chave da Resolução ANEEL n.• 493/2002

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

R$ 703.786.411,00

Base de Remuneração Líquida

R$ 330.306.446 ,00




ESTRUTURA DE CAPITAL: Metodologia da Estrutura Ótima de Capital (minimiza o custo do capital)


ESTRUTURA DE CAPITAL: Metodologia da Estrutura Ótima de Capital (minimiza o custo do capital)

ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL

CAPITAL PRÓPRIO50%

CAPITAL DE TERCEIROS50%


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 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 %

Custo Médio Ponderado do Capital

(WACC) de 11,26 %

RECEITA REQUERIDA – CELTINSRECEITA REQUERIDA – CELTINS

ITEM R$ Compra de Energia: 56.752.322,83Encargos Tarifários: 24.025.842,35 TOTAL PARCELA A 80.388.630,08 Custos Operacionais: 73.866.794,17 Remuneração sobre Capital: 56.379.455,19 Depreciação: 21.676.621,46 TOTAL PARCELA B 151.922.871,81TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 13.901.440,22

RECEITA REQUERIDA 246.212.941,11

ITEM R$ Compra de Energia: 56.752.322,83Encargos Tarifários: 24.025.842,35 TOTAL PARCELA A 80.388.630,08 Custos Operacionais: 73.866.794,17 Remuneração sobre Capital: 56.379.455,19 Depreciação: 21.676.621,46 TOTAL PARCELA B 151.922.871,81TRIBUTOS (PIS/COFINS/P&D): 13.901.440,22

RECEITA REQUERIDA 246.212.941,11

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS

RECEITA REQUERIDA R$ 246.212.941,11

RECEITA REQUERIDA R$ 246.212.941,11 RECEITA VERIFICADA R$ 203.791.882,22

RECEITA VERIFICADA R$ 203.791.882,22OUTRAS RECEITAS R$ 1.372.380,00

OUTRAS RECEITAS R$ 1.372.380,00

RT (%) = Receita Requerida – Outras

ReceitasReceita Verificada

Reposicionamento Tarifário = 20,14%

Reposicionamento Tarifário = 20,14%

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS

Reposicionamento Tarifário (RT) = 20,14%

Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 10,81%

RT > IRT, então aplica-se o IRT = 10,81%A diferença entre o RT e o IRT é convertida em acréscimos a Parcela B a serem adicionados em cada um dos anos do próximo período tarifário.

Acréscimos na Parcela B = R$ 13.788.123,82

Reposicionamento Tarifário (RT) = 20,14%

Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 10,81%

RT > IRT, então aplica-se o IRT = 10,81%A diferença entre o RT e o IRT é convertida em acréscimos a Parcela B a serem adicionados em cada um dos anos do próximo período tarifário.

Acréscimos na Parcela B = R$ 13.788.123,82

Tarifa Média

ITENS DE REVISÃODESPESA

R$Tarifa Média

R$/MWh%

PARCELA A 80.388.630,08 93,24 25,43%Energia Comprada para Revenda 56.752.322,83 65,83 17,96%Encargos Setoriais 13.291.145,39 15,42 4,21%Encargos de Distribuição & Transmissão 10.345.161,85 12,00 3,27%PARCELA B 165.824.311,03 192,34 52,47%PIS/COFINS 11.449.348,21 13,28 3,62%P&D 2.452.092,01 2,84 0,78%O&M + Remuneração + Depreciação 151.922.870,82 176,21 48,07%OUTRAS RECEITAS 1.372.380,00 1,59 0,43%RECEITA REQUERIDA 247.585.321,11 287,17 78,34%ICMS 68.471.571,64 79,42 21,66%RECEITA TOTAL 316.056.892,75 366,59 100,00%IMPOSTOS (PIS/COFINS/P&D/ICMS) 82.373.011,86 95,54 26,06%MERCADO DE VENDA (MWh)ICMS

21,83% - por dentro

27,92% - por fora

CELTINS

862.152

Reposicionamento Tarifário =

29,29%

Reposicionamento Tarifário =

29,29%

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA CELTINS

SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA CELTINS

FATOR XFATOR 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 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.

Fator X = f(Xe , Xc , Xa)

FATOR X da CELTINSFATOR X da CELTINS

Xc e Xa da CELTINS serão calculados em

cada reajuste tarifário.

Fator XCELTINS = f(Xe , Xc , Xa)

Componente Xe = 2,94%

Componente Xc = 0,3370%

Componente Xa = 0,4076%

Fator X = 3,8940%

Receita Extra-Concessão

Tratamento Regulatório das Perdas de Energia

Elétrica

Tratamento Regulatório da Qualidade do

Serviço

Abertura e Realinhamento Tarifário

METODOLOGIAS ADICIONAIS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

METODOLOGIAS ADICIONAIS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

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

4 de agosto de 2004 para as variáveis:

IGP-M, encargos tarifários, câmbio e

base de remuneração.

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

4 de agosto de 2004 para as variáveis:

IGP-M, encargos tarifários, câmbio e

base de remuneração.

CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS

Documents

Revisão Tarifária Periódica da Companhia de Energia Elétrica do Estado de Tocantins CELTINS Audiência Pública ANEEL AP 018/2004 28 de maio de 2004 Palmas