Revisão Tarifária

da CPFL Paulista

Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias

Audiência Pública nº 003/2013

28/02/2013

Composição da Tarifa

DISTRIBUIÇÃO

GERAÇÃO

TRANSMISSÃO

CONSUMIDORES

A tarifa deve cobrir os custos

envolvidos em toda a cadeia de energia elétrica, envolvendo a geração, transmissão e distribuição, além dos encargos setoriais.

Composição da Receita

Preservados os contratos bilaterais.

Receitas das transmissoras definidas em leilões públicos onde o vencedor é definido pela menor receita.

Políticas de Governo para o setor elétrico;

ANEEL não tem competência legal para criar ou extinguir encargos.

Foco principal da Revisão Tarifária da Distribuidora.

Competência do Governo Estadual e Federal;

Os impostos não compõem a tarifa definida pela ANEEL.

Resultados da Revisão

Econômico =

Parcela A +

Parcela B

3,24%

Econômico =

Parcela A +

Parcela B

0,41%

Reposicionamento: 4,94%

Efeito Consumidor: 4,53%

Tarifa

Inic

ial

Tarifa

Fin

al

Financeiros

Financeiros

Reajuste Anterior Revisão Tarifária

Decomposição do Efeito Médio

Composição do efeito médio para o consumidor

Financeiros – Tratamento dado às mudanças de custos em itens Não Gerenciáveis; visam restabelecer anualmente o equilíbrio econômico-financeiro contratual.

Parcela A (+7,91%)

Por que a Parcela A está contribuindo para o aumento da tarifa?

Compra de Energia: +4,48%

• Encerramento/redução de contratos Bilaterais;

• Aumento da participação de CCEAR Nova (Térmicas = 60% / Efeito PLD);

• Quota de Itaipu – Cotação do dólar

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

Ene

rgia

(G

Wh)

Compra de Energia

Reajuste 2012 (GWh) Revisão 2013 (GWh)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

CCEAR Velha

CCEAR Nova

Eletronuclear Cota (Lei 12.783)

Bilaterais Itaipu Proinfa Geração Própria

Pre

ço M

édio

(R

$/M

Wh)

Compra de Energia

Reajuste 2012 (R$/MWh) Revisão 2013 (R$/MWh)

Por que a Parcela A está contribuindo para o aumento da tarifa?

Encargos Setoriais: + 3,55% Quase que exclusivamente do Encargo de Serviço do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER -> grande variação devido à expectativa de geração das térmicas (Baixo nível nos Reservatórios).

Parcela A (+7,91%)

Parcela B (-6,22%)

1. Remuneração Regulatória:

Mesmo com novos investimentos a remuneração foi reduzida tendo em vista a significativa redução da taxa de remuneração definida pela ANEEL.

3. Custos Operacionais Regulatórios:

Ganhos de produtividade apurados conforme metodologia da ANEEL contribuíram também para a redução da Parcela B.

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

1º Ciclo 2º Ciclo 3º Ciclo

11,26%9,95%

7,50%

Taxa de Remuneração (WACC)

2. Quota de Reintegração Regulatória:

Redução da Taxa de Depreciação de 4,55% no 2° Ciclo para 3,76% no 3° Ciclo.

Componentes Financeiros (+3,24%)

Além dos itens de custo que compõem a Parcela A (energia, transmissão e encargos) e a Parcela B (distribuição) da receita da concessionária, também são calculados componentes financeiros relativos a variações de custos não previstas nos processos tarifários anteriores e que irão compor o valor da tarifa pelos próximos 12 meses.

Entre os valores negativos, destaca-se a Neutralidade dos Encargos Setoriais. Dentre os componentes financeiros com valor positivo, destacam-se: a implantação do Manual de Controle Patrimonial, a compensação por subsídios praticados e, principalmente, a CVA Energia que deve apresentar valores significativos em razão do aumento no despacho das usinas térmicas.

Estrutura Tarifária

O impacto não é o mesmo para todas as classes de consumo.

Isto porque existem alterações na estrutura tarifária, ou seja, na forma de alocação dos custos entre as diferentes classes/subgrupos.

Subgrupo/Classe Efeito Médio

Efeito Médio do Grupo A (>2,3kV) 14,42%

A2 (88 a 138 kV) 9,62%

A3 (69 kV) 2,97%

A3a (30 kV a 44 kV) 15,79%

A4 (2,3 kV a 25 kV) 15,39%

Efeito Médio do Grupo B (≤2,3kV) -1,94%

B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) -3,31%

B2 (Baixa Tensão - Rural) 0,28%

B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) 0,99%

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) 1,04%

Efeito Médio Total 4,53%

Indicadores de Continuidade

da CPFL PAULISTA 2014-2018

Audiência Pública nº 003/2013

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Indicadores de Continuidade

• Indicadores Coletivos

DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora;

FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora; e

São indicadores médios, mais indicados para mensurar a qualidade dos conjuntos de unidades consumidoras.

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Indicadores de Continuidade

• Indicadores Individuais

DIC - Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora;

FIC - Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora;

DMIC - Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora.

• São obtidos a partir dos indicadores coletivos;

• Devem ser informados nas faturas; e

• Existe uma compensação automática na fatura, em

caso de violação.

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Definição dos Limites – DEC e FEC

• Metodologia de comparação por desempenho dos conjuntos semelhantes de todas as distribuidoras do país.

• Conjuntos semelhantes devem apresentar desempenhos equivalentes em termos de continuidade.

• Necessidade da interação entre ANEEL, distribuidora e sociedade devido à metodologia não capturar todas as características da concessão.

CPFL PAULISTA - DEC

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CPFL PAULISTA - FEC

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Visão da Continuidade no Brasil - DEC

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Visão da Continuidade no Brasil - FEC

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Ranking da Continuidade do Serviço 2011

Posição no Ranking Sigla Empresa Região 1º COELCE COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ NE 2º CEMAR COMPANHIA ENERGÉTICA DO MARANHÃO NE 3º CAIUÁ-D CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA SE 4º CELPE COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO NE 5º CPFL-Paulista COMPANHIA PAULISTA DE FORÇA E LUZ SE 5º COPEL-DIS COPEL DISTRIBUIÇÃO S 7º ENERSUL EMPRESA ENERGÉTICA DE MATO GROSSO DO SUL CO 8º COSERN COMPANHIA ENERGÉTICA DO RIO GRANDE DO NORTE NE 8º CPFL- Piratininga COMPANHIA PIRATININGA DE FORÇA E LUZ SE 10º EMG ENERGISA MINAS GERAIS - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA SE 11º ELEKTRO ELEKTRO ELETRICIDADE E SERVIÇOS SE 12º RGE RIO GRANDE ENERGIA S 12º ESCELSA ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS SE 14º BANDEIRANTE BANDEIRANTE ENERGIA SE 14º EPB ENERGISA PARAÍBA - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA NE 14º AmE AMAZONAS DISTRIBUIDORA DE ENERGIA N 14º CEMAT CENTRAIS ELÉTRICAS MATOGROSSENSES CO 18º AES-SUL AES SUL DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE ENERGIA S 19º CELESC-DIS CELESC DISTRIBUIÇÃO S 20º CEMIG-D CEMIG DISTRIBUIÇÃO SE 20º COELBA COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA NE 22º CEEE-D COMPANHIA ESTADUAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA S 23º ELETROPAULO ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO SE 24º CELTINS COMPANHIA DE ENERGIA ELÉTRICA DO ESTADO DO TOCANTINS N 25º AMPLA AMPLA ENERGIA E SERVIÇOS SE 25º CERON CENTRAIS ELÉTRICAS DE RONDÔNIA N 27º CEB-DIS CEB DISTRIBUIÇÃO CO 28º CELG-D CELG DISTRIBUIÇÃO CO 29º ESE ENERGISA SERGIPE - DISTRIBUIDORA DE ENERGIA NE 30º CEAL COMPANHIA ENERGÉTICA DE ALAGOAS NE 31º LIGHT LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE SE 32º CEPISA COMPANHIA ENERGÉTICA DO PIAUÍ NE 33º CELPA CENTRAIS ELÉTRICAS DO PARÁ N

Compensações Pagas pela CPFL PAULISTA

Ano Quantidade de

Compensações Pagas Valor Total Pago

2010 1.362.071 R$ 3.977.842,40

2011 1.820.061 R$ 5.234.945,87

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