Terceira Revisão Quinquenal da CEG Rio CEG Audiência ...Terceira Revisão Quinquenal da CEG Rio e CEG Audiência Pública AGENERSA Abril 2013

Terceira Revisão Quinquenal da CEG Rio e CEGAudiência Pública Audiência Pública AGENERSA

Abril 2013

� Metodologia Aplicada para o cálculo da margem (m);

� Demanda Projetada;

� Custos Operacionais (OPEX);

� Investimentos (CAPEX);

Terceira Revisão Tarifária CEG Rio e CEG

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� Taxa de Remuneração (CAPM);

� Lei do Gás (Autoprodutor e Autoimportador)

� Cálculo do reposicionamento da margem (m).

MetodologiaCEG Rio e CEG


CEG Rio e CEG

Deliberações AGENERSA nº 370/09 e nº 371/09:

Art. 1º - Aprovar a aplicação do método do Fluxo de Caixa Livre da Empresa, igualmente denominado Fluxo de Caixa Descontado, como metodologia para a

Segunda Revisão Quinquenal Tarifária da Concessionária.



Deliberação AGENERSA nº 371/09:

Art. 10º. Determinar que a Câmara de Política Econô mica e Tarifária da AGENERSAestabeleça, em até 360 (trezentos e sessenta)dias, p roposta de metodologia para

consideração na margem, de um Fator de Eficiência (Fator X), que possibilite o compartilhamento de ganhos de eficiência da Concessionária CEG com o usuário, que deverá ser analisada em processo regulatório própri o e submetida previamente à

Audiência Pública, na forma do art. 85 do Regimento Interno da AGENERSA.

Projeção Demanda CEG Rio e CEG


CEG Rio e CEG

� Residencial e Ceramista: projeção alinhada com o esperado para o segmento.

� Comercial: projeção próxima ao histórico - exceção em 2013 (aumento de 28,7%entrada de 71 novos clientes).

� GNV: projeção próxima ao histórico.

� Industrial: projeção menor que o esperado para o período - redução de consumo de


Projeção Demanda CEG Rio


� Industrial: projeção menor que o esperado para o período - redução de consumo de5,1% no ano de 2012 da CSN, responsável pelo consumo de cerca de 70%.

� Climatização e Cogeração: estabilidade para os próximos anos (alinhado com oesperado pelo mercado).

� Termelétricas: histórico considera volume de consumo inconstante (necessidade degeração elétrica para suportar SIN. Linha de tendência baseada no histórico doquinquênio passado, vai ao encontro das perspectivas de mercado avaliadas).



6,49 6,72 6,93 7,31 9,02 10,19 11,21 12,32 13,46

5,5%

23,3%

13,0%

10,1% 9,8% 9,3%

2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4%

10,1% 10,1% 10,1% 10,1%

10,1%

10,1%7,7%

-

5,00

10,0 0

15,0 0

20,0 0

25,0 0

30,0 0

35,0 0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Residencial CEG Rio (em m 3/dia mil)

2,49 2,48 2,98 2,903,73 4,21 4,66 5,04 5,37

-2,6%

28,7%

12,9% 10,7%8,1% 6,4%

2,9% 2,9% 2,8%

2,9%

3,8% 3,9% 3,8% 3,9% 3,8%

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Comercial CEG Rio (em m3/dia mil)

ResidencialComercial


Axis TitleRealizado Projetado % Crescimento Projetado % Rio de Janeiro ¹ % Brasil ² Linear (% Crescimento Realizado)

Fonte: Análises Deloitte¹ Matriz Energética do Estado do Rio de Janeiro 2008-2020² Plano Decenal de Expansão de Energia 2021

Axis TitleRealizado Projetado % Crescimento Projetado % Rio de Janeiro ¹

Fonte: Análises Deloitte¹ Matriz Energética do Estado do Rio de Janeiro 2008-2020

425 417 437 452 438 436 434 430 429

3,3%

-3,1%

-0,5% -0,5% -0,8% -0,2%

2,5% 2,5% 2,5%

4,5%

4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%

7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7%

4,6%

-

20 0, 00

40 0, 00

60 0, 00

80 0, 00

1.00 0, 00

1.20 0, 00

1.40 0, 00

1.60 0, 00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda GNV CEG Rio (em m3/dia mil)

Realizado Projetado % Crescimento Projetado % Rio de Janeiro ¹ % Brasil ²


1.642 1.824 1.760 1.698 1.820 1.832 1.834 1.831 1.839

-3,5%

7,2%

0,7%0,1% -0,2% 0,4%

3,8% 3,8% 3,9% 3,9% 4,6%4,6%

4,6% 4,6% 4,6%

5,8% 5,8%

5,8%

5,8% 5,8% 5,8%4,6%

-

1.0 00,00

2.0 00,00

3.0 00,00

4.0 00,00

5.0 00,00

6.0 00,00

7.0 00,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Industrial CEG Rio (em m3/dia mil)

Realizado Projetado % Crescimento Projetado % Rio de Janeiro ¹ % Brasil ²


GNV Industrial



1,92

0,720,30 0,21 0,33 0,33 0,33 0,32 0,33

-28,2%

52,7%

0,0% 0,0% -0,3% 0,3%

7,2% 0,7% 0,1% -0,2% 0,4%

-

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Ceramista CEG Rio (em m3/dia mil)

1,691,43

1,12

1,601,29 1,29 1,29 1,29 1,29

-15,4% -22,2%

43,5%

43,5%

-19,4%0,0% 0,0% -0,3% 0,3%

-

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Climatização CEG Rio (em m3/dia mil)

Ceramista Climatização


Axis TitleRealizado Projetado % Crescimento Projetado Industrial

Fonte: Análises Deloitte

Axis TitleRealizado Projetado % Crescimento Projetado


0,430,66 0,75

0,46 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58

51,9%

13,3%

-37,9%

-37,9%

25,6%

0,0% 0,0% -0,3% 0,3%

-

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Cogeração CEG Rio (em m3/dia mil)

Realizado Projetado % Crescimento Projetado


1.678

3.834

2.097

4.4293.231 2.964 3.231 3.222 3.468

111,2%

-27,0%-8,2%

9,0% -0,3% 7,6%

33,4%

-3,4% -5,8%3,8% 3,9%

3,4%

-34,7%

11,1% 10,4%12,3% 12,3% 12,3%12,3%

12,3%12,3% 4,1%

-

2 000,0

4 000,0

6 000,0

8 000,0

1 0000,0

1 2000,0

1 4000,0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Termelétricas CEG Rio (em m3/dia mil)

Realizado Projetado % Crescimento Projetado % Rio de Janeiro ¹ % Brasil ² Linear (% Crescimento Realizado)


CogeraçãoTermoelétrica

� Residencial: projeção alinhada com o esperado para o segmento.

� Comercial: projeção conservadora, porém pelo histórico observa-se uma tendência dequeda influenciada pelo baixo rendimento realizado no ano de 2012.

� GNV: projeção próxima ao histórico.

� Industrial: a projeção menor que o esperado para o período, porém o histórico


Projeção Demanda CEG


� Industrial: a projeção menor que o esperado para o período, porém o históricoapresenta retração consecutiva nos último dois anos (justifica uma projeção moderada);

� Cogeração: projeção alinhada com o esperado para o segmento.

� Climatização: para os anos de 2013 a 2015, a projeção apresenta-se em linha com ohistórico (justifica pela falta de competitividade), porém para os anos de 2016 e 2017 háum aumento na demanda em razão dos jogos olímpicos na cidade do Rio de Janeiro.

� Termelétricas: a projeção está em linha com o esperado pelo ONS para os próximosanos.



301 299 312 307 324 333 344 358 374

-1,6%

5,3%

3,0% 3,2%4,3% 4,4%

2,7% 2,4% 2,5% 2,3% 2,5%

2,4% 2,4% 2,3%2,2%

10,1% 10,1% 10,1% 10,1% 10,1% 10,1%

7,7%

-10 ,0%

-5, 0%

0,0 %

5,0 %

10, 0%

15, 0%

-

200

400

600

800

1 .00 0

1 .20 0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Residencial CEG (em m³/dia mil)

CEG Histórico CEG Projetado % CEG Projetado % Rio de Janeiro ¹ % Brasil ² Linear (% CEG Histórico)

Fonte: Análises Deloitte¹ Matriz Energética do estado do Rio de Janeiro 2008 - 2020² Plano Decenal de Expansão de Energia 2021

136 144 144 143 115 116 117 118 119

-1,0%

-19,1%

0,8% 0,7% 0,9% 0,7%

2,9% 2,9% 2,8% 2,9% 3,8% 3,9% 3,8% 3,9% 3,8%

- 50,0%

- 40,0%

- 30,0%

- 20,0%

- 10,0%

0 ,0%

1 0, 0%

-

20 0

40 0

60 0

80 0

1.0 00

1.2 00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Comercial CEG (em m³/dia mil)

CEG Histórico CEG Projetado % CEG Projetado % Rio de Janeiro ¹ Linear (% CEG Histórico)

Fonte: Análises Deloitte¹ Matriz Energética do estado do Rio de Janeiro 2008 - 2020

Residencial Comercial


2.199 2.194 2.181 2.196 2.216 2.242 2.268 2.288 2.283

0,7% 0,9% 1,2% 1,2% 0,9%-0,2%

2,5% 2,5% 2,5%

4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%

4,5%

7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7%

4,6%

- 15,0%

- 10,0%

- 5,0%

0 ,0%

5 ,0%

-

50 0

1.0 00

1.5 00

2.0 00

2.5 00

3.0 00

3.5 00

4.0 00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda GNV CEG (em m³/dia mil)



1.233 1.605 1.601 1.440 1.560 1.562 1.565 1.563 1.570

-10,0%

8,3%

0,2% 0,2% -0,1% 0,4%

3,8% 3,8% 3,9% 3,9% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6%

5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8%4,6%

- 25,0%

- 20,0%

- 15,0%

- 10,0%

- 5,0%

0 ,0%

5 ,0%

-

50 0

1.0 00

1.5 00

2.0 00

2.5 00

3.0 00

3.5 00

4.0 00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Industrial CEG (em m³/dia mil)

CEG Histórico CEG Projetado % CEG Projetado % Rio de Janeiro ¹ % Brasil ²


GNVIndustrial



40 40 37 34 43 43 43 44 48

-8,6%

24,6%

0,0% 0,0%4,5%

9,2%

- 50,0%

- 40,0%

- 30,0%

- 20,0%

- 10,0%

0 ,0%

1 0, 0%

2 0, 0%

3 0, 0%

-

2 0

4 0

6 0

8 0

10 0

12 0

14 0

16 0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Climatização CEG (em m³/dia mil)

CEG Histórico CEG Projetado % CEG Projetado Linear (% CEG Histórico)


216 224 232 228 279 312 312 311 312

-1,6%

22,4%

11,9%

0,0% -0,3% 0,3%

- 50,0%

- 40,0%

- 30,0%

- 20,0%

- 10,0%

0 ,0%

1 0, 0%

2 0, 0%

3 0, 0%

-

10 0

20 0

30 0

40 0

50 0

60 0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Cogeração CEG (em m³/dia mil)

CEG Histórico CEG Projetado % CEG Projetado Linear (% CEG Histórico)


Climatização Cogeração


1.405

3.710

1.889

4.385

2.629 3.603 3.962 4.376 4.365

132,1%

-40,0%

37,1%

9,9% 10,5%-0,3%

12,1% 9,5% 5,9% -0,3%

-20 0,0%

-15 0,0%

-10 0,0%

-50 ,0%

0,0 %

50, 0%

100 ,0%

-

1 .000

2 .000

3 .000

4 .000

5 .000

6 .000

7 .000

8 .000

9 .000

1 0.000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda Termelétricas e Consumidor Livre CEG (em m³/dia mil)

CEG Histórico CEG Projetado % CEG Projetado % PEN 2011/2015


3,06 3,20 3,00 2,91 2,89 2,73 2,56 2,37 2,19

-3,1%-0,5%

-5,7% -6,3% -7,2% -7,5%

0,9% 0,9% 0,9% 0,9%1,0%

0,9% 1,0% 0,9% 0,9%

2,6% 2,6% 2,6% 2,6% 2,6% 2,6% 2,5%

- 30,0%

- 25,0%

- 20,0%

- 15,0%

- 10,0%

- 5,0%

0 ,0%

5 ,0%

-

1,0 0

2,0 0

3,0 0

4,0 0

5,0 0

6,0 0

7,0 0

8,0 0

9,0 0

10 ,0 0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Axis Title

Demanda GLP CEG (em m³/dia mil)



Termelétricas GLP


Projeção Demanda CEG Rio e CEG

3.8153.507

3.877

4.5824.832

4.327

9.144

3.759

6.086

4.307

6.591

-8,1%10,5% 18,2% 5,4% -10,4%

111,3%

-58,9%

61,9%

-29,2%

53,0%

4.0 00,00

6.0 00,00

8.0 00,00

10 .000,0 0

12 .000,0 0

Demanda Total CEG Rio ( m³/dia mil)

3.621 3.680

4.826

5.322 5.396

5.998

8.460

5.675

8.552

6.744

8.980 1,62%

31,14%

10,28%1,38%

11,15%

41,06%

-32,91%

50,68%

-21,14%

33,15%

-300,0 0%

-250,0 0%

-200,0 0%

-150,0 0%

-100,0 0%

-50,00 %

0,00%

50,00%

1.00 0.000

1.50 0.000

2.00 0.000

2.50 0.000

3.00 0.000

3.50 0.000

Demanda Total CEG (m³/dia mil)


Considerações Deloitte Consultores:

Embora para alguns segmentos a demanda projetada pelas Concessionárias estãoinferiores às pesquisas de mercado, as justificativas apresentaram-se adequadas e foramconsideradas em nosso cálculo tarifário.

-

2.0 00,00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Demanda Total % Crescimento

Fonte: Administração da Concessionária

-400,0 0%

-350,0 0%

-

50 0.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Volume Total Crescimento (%)


Custos Operacionais (OPEX)


(OPEX)CEG Rio e CEG


OPEX 4º Ciclo – CEG Rio

� O OPEX projetado pela Concessionária foi distribuído em Despesas Operacionais,Despesas de Pessoal e Outras Despesas.

25,5%

Composição OPEX 2013-2017


66,9%

7,6%

25,5%

Despesas Operacionais Despesas de Pessoal Outras Despesas




Considerações Deloitte Consultores :

Para algumas rubricas, os valores projetados apresentam-se superestimados comparadoscom o histórico da Concessionária e/ou com sua perspectiva de crescimento de mercado.

� Serviços gerais, serviços corporativos e royalties: exclusão do valor projetado pararoyalties (assessoria técnica da matriz e todas as demais despesas correlacionadas)


� Publicidade e Propaganda: redução de 24,5% (mudança da “marca” e “encontrodiretivo” em 2011), mantendo projeção em linha com histórico.

� Despesas de Viagem, Transporte e Fretes: redução de 32,3% (encontros anuais doConselho de Administração na holding - Espanha), mantendo a projeção em linha comà perspectiva de crescimento da base de clientes da Concessionária (10,9%).

� Gastos Serviço a Cliente: redução de 5,0 p.p. crescimento médio em linha com oesperado para o segmento residencial (13,0%), segmento esse que justifica estesgastos.





� Outros Serviços Exteriores: redução de 5 p.p. para o ano de 2013 por entender que,estes gastos devem ser gerenciados pela Concessionária de forma a obter ganhos deprodutividade. Para os demais anos mantido o crescimento médio adotado pela CEG


produtividade. Para os demais anos mantido o crescimento médio adotado pela CEGRio (1,2%) em linha com o histórico dos anos anteriores.

� Serviços Profissionais Independentes: redução de 21,4% passando suarepresentatividade de 8,8% para 7,9% do total de OPEX em linha com o histórico. Paraos demais anos manteve-se a perspectiva da Concessionária .

� Contribuição Eficiência Energética: ajuste no cálculo apresentado pela Concessionária(atualização do valor da retroatividade e duplicidade da dedução do benefício fiscal.


OPEX 4º Ciclo – CEG Rio(R$ mil)

OPEX - Comparativo CEG Rio DTT

DESPESAS OPERACIONAIS 168.488 154.717 -8,2%

Aluguéis 2.756 2.756 -

Manutenção e Conservação 29.364 29.364 -

Utilidades e Serviços 4.563 4.563 -

Serviços Gerais, Corporativos e Royalties 19.679 19.001 -3,4%

Serviços Profissionais Independentes 19.296 15.172 -21,4%

Publicidade, Propaganda e Relações Públicas 22.823 17.237 -24,5%

Redução2013-2017


Publicidade, Propaganda e Relações Públicas 22.823 17.237 -24,5%

Seguros 1.357 1.357 -

Despesas de Viagem, Transporte e Fretes 660 433 -34,4%

Gastos Serviço a Cliente 27.845 26.452 -5,0%

Outros Serviços Exteriores 35.261 33.498 -5,0%

Outros Gastos de Exploração - -

Outros 4.884 4.884 -

DESPESAS DE PESSOAL 19.216 19.216 0,0%

OUTRAS DESPESAS 64.085 64.928 1,3%

Provisões 16.268 16.268 -

Perdas de Gás 22.360 22.360 -

Contribuição de Eficiência Energética 1.602 2.446 52,7%

Gastos de GNC e GNS 23.855 23.855 -

Total OPEX 251.789 238.862 -5,1%



OPEX 4º Ciclo – CEG

� O OPEX projetado pela Concessionária foi distribuído em Despesas Operacionais,Despesas de Pessoal e Outras Despesas.






� Serviços gerais, serviços corporativos e royalties: exclusão do valor projetado pararoyalties (assessoria técnica da matriz e todas as demais despesas correlacionadas)


� Publicidade e Propaganda: redução de 18,1% (mudança da “marca” e “encontrodiretivo” em 2011), mantendo projeção em linha com histórico.

� Gastos Serviço a Cliente: redução de 9 p.p. crescimento médio em linha com oesperado para o segmento residencial (4,0%), segmento esse que justifica estesgastos.

� Contribuição Eficiência Energética: ajuste no cálculo apresentado pela Concessionária(atualização do valor da retroatividade e duplicidade da dedução do benefício fiscal.



(R$ mil)

2013-1017OPEX - Comparativo CEG DTT

DESPESAS OPERACIONAIS 807.119 780.361 -3,3%Aluguéis 47.181 47.181 - Manutenção e Conservação 99.000 99.000 - Utilidades e Serviços 44.091 44.091 - Serviços Gerais, Corporativos e Royalties 83.459 81.287 -2,6%Serviços Profissionais Independentes 90.222 90.222 - Publicidade, Propaganda e Relações Públicas 52.787 43.209 -18,1%

Redução


Seguros 9.450 9.450 - Despesas de Viagem, Transporte e Fretes 9.470 9.470 - Gastos de Atividade Comercial - - - Gastos Serviço a Cliente 166.767 151.758 -9,0%Outros Serviços Exteriores 52.716 52.716 - Outros Gastos de Exploração 151.976 151.976 -

DESPESAS DE PESSOAL 527.807 527.807 - OUTRAS DESPESAS 233.105 236.118 1,3%

Provisões 34.297 34.297 - Perdas de Gás 185.763 185.763 - Contribuição de Eficiência Energética 7.304 10.317 41,2%Gastos de GNC e GNS 5.742 5.742 -

Total - OPEX 1.568.031 1.544.286 -1,5%


InvestimentosCEG Rio e CEG


CEG Rio e CEG


� Foram confrontados os valores de investimentos informados pela Concessionária parao período com os demonstrativos financeiros não apresentando divergências materiaisnas análises.

� Para que a análise entre o projetado e o realizado no 3º ciclo pudesse ser realizadatornou-se necessário a atualização dos valores para a mesma base.


CAPEX 3º Ciclo – CEG Rio


tornou-se necessário a atualização dos valores para a mesma base.

� Valores projetados (Deliberação AGENERSA nº 370/09) atualizados pelo IGP-M (FGV).

(R$ mil - moeda corrente)

Atualização dos investimentos - CEG Rio 2008 2009 2010 2011 2012

Fator IGP-M 1,1832 1,1629 1,2946 1,3605 1,4668

CAPEX (projetado atualizado) 56.982 84.196 43.419 32.778 35.220

CAPEX (realizado) 48.341 29.885 21.370 31.211 30.943

Diferença entre Realizado e Projetado 8.641 54.312 22.050 1.567 4.277



� Art. 8 da Deliberação AGENERSA nº 371/09:

§2º - A Concessionária deverá ter cumprido, ao final do terceiro ano, o percentual mínimo de 60% das metas projetadas.

� Identificado que a Concessionária investiu em termos financeiros valor inferior a 60%




� Identificado que a Concessionária investiu em termos financeiros valor inferior a 60%(valor mínimo devido como investimento para o período).

� Proposta: repasse do saldo de investimento para modicidade tarifária, diferido nos 5anos do 4º ciclo tarifário (2013-2017).

(R$ mil)

Saldo - Realizado x Projetado 2008 2009 2010 2011 2012 To tal 3º Q.

Diferença CAPEX Realizado x Projetado 8.641 54.312 22.050 1.567 4.277

Fator IGP-M (dezembro de 2011) 1,1499 1,1700 1,0510 1,0000 0,9275

Diferença CAPEX em Dezembro 2011 9.936 63.543 23.173 1.567 3.967 102.186


Diferido em 5 parcelas R$ 20.433


� Conforme mecanismo proposto do Fator X, propõe-se que a avaliação da projeção dosinvestimentos apresentados pela Concessionária para o 4º quinquênio, seja realizadoa posteriori.



(R$ mil)CEG RIO - Investimentos Totais - Moeda de Dez/11

Itens 2013 2014 2015 2016 2017 Total


Itens 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Ativo 72,0 76,8 62,9 177,0 136,9 525,6 Singulares 43,1 48,7 37,8 146,2 109,1 385,0 Fixos + Mistos 4,1 4,9 4,1 4,0 4,6 21,7 Variáveis 24,8 23,1 20,9 26,8 23,3 118,9

Gastos Diferidos 10,3 11,0 11,1 11,6 11,7 55,8 Total Investimentos 82,3 87,8 74,0 188,6 148,7 581,4

Fonte: Proposta CEG Rio - 3º Revisão Tarifária Quinquenal


� Confrontado os valores de investimentos informados pela Concessionária para operíodo com os demonstrativos financeiros não apresentado divergências materiais nasanálises.

� Para que a análise entre o projetado e o realizado no 3º ciclo pudesse ser realizadatornou-se necessário a atualização dos valores para a mesma base.


CAPEX 3º Ciclo – CEG


tornou-se necessário a atualização dos valores para a mesma base.

� Valores projetados (Deliberação AGENERSA nº 371/09) atualizados pelo IGP-M (FGV).

(R$ mil - moeda corrente)

Comparativo CAPEX Realizado x Projetado 2008 2009 2010 2011 2012

Fator IGP-M 1,1832 1,1629 1,2946 1,3605 1,4668

CAPEX (projetado atualizado) 188.595 217.086 202.426 210.436 208.881

CAPEX (realizado) 177.929 102.156 80.014 114.233 159.593

Diferença entre Realizado e Projetado 10.666 114.930 122.412 96.202 49.288



� Art. 8 da Deliberação AGENERSA nº 371/09:

§2º - A Concessionária deverá ter cumprido, ao final do terceiro ano, o percentual mínimo de 60% das metas projetadas.

� Identificado que a Concessionária investiu em termos financeiros valor inferior a 60%




� Identificado que a Concessionária investiu em termos financeiros valor inferior a 60%(valor mínimo devido como investimento para o período).

� Proposta: o repasse do saldo de investimento para modicidade tarifária, diferido nos 5anos do 4º ciclo tarifário (2013-2017).

Diferido em 5 parcelasR$ 85.732

(R$ mil)

Saldo - Realizado x Projetado 2008 2009 2010 2011 2012 To tal 3º Q.

Diferença CAPEX Realizado x Projetado 20.546 114.930 122.412 96.202 49.288

Fator IGP-M (dezembro de 2011) 1,1499 1,1700 1,0510 1,0000 0,9275

Diferença CAPEX em Dezembro 2011 23.625 134.465 128.651 96.202 45.717 428.659



� Conforme mecanismo proposto do Fator X, propõe-se que a avaliação da projeção dosinvestimentos apresentados pela Concessionária para o 4º quinquênio, seja realizadoa posteriori.



(R$ mil)

CEG - Investimentos Totais - Moeda de Dez/11


CEG - Investimentos Totais - Moeda de Dez/11Itens 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Ativo 310,8 205,6 185,6 220,5 185,7 1.108,1 Singulares 137,4 47,8 38,2 80,1 54,3 357,7 Fixos + Mistos 116,0 97,2 80,6 78,6 66,2 438,5 Variáveis 57,4 60,7 66,9 61,8 65,2 311,9

Gastos Diferidos 33,5 35,1 68,5 51,2 38,1 226,4

Total Investimentos 344,3 240,8 254,1 271,7 223,7 1.334,5

Fonte: Proposta CEG - 3º Revisão Tarifária Quinquenal

Remuneração de Capital (CAPM)


(CAPM)CEG Rio e CEG

� Cláusula Sétima § 9º do contrato de concessão, a remuneração do capital daConcessionária para o período tarifário deverá ser apurada após a segunda revisãoquinquenal considerando a fórmula paramétrica a seguir:


Taxa de Retorno (CAPM) – CEG e CEG Rio


onde: rf: taxa real livre de risco como a taxa de juros real do titulo de divida do tesouro norte-americano, com 10 anos de prazo, de maior liquidez.

ß: parâmetro que relaciona o risco sistemático (não diversificável) do setor de atuação.

prêmio de risco: diferença entre o retorno do mercado como um todo e a taxa livre de risco.; e

rb: risco Brasil, diferença entre a remuneração do título da divida pública externa brasileira de prazo superior a 10 anos, de maior liquidez, e a remuneração do titulo da divida do tesouro norte-americano que mais se assemelhe em prazo, forma de pagamento de juros e amortização.


Taxa de Retorno (CAPM) – CEG Rio

Taxa livre de risco 4,71%Prêmio pelo tamanho da empresa 1,90%Prêmio de Mercado 6,60%Beta β 0,70 Risco País 3,06%

Taxa de Inflação projetada (Americana) 2,49%

Taxa de Desconto¹

Taxa livre de risco 4,71%Prêmio pelo tamanho da empresa - Prêmio de Mercado 6,60%Beta β 0,45 Risco País 3,06%


Custo do Capital Próprio Real 8,20%

Taxa de Desconto²



� Exclusão do adicional de 0,25 de risco regulatório no cálculo do beta;� Exclusão do adicional pelo “prêmio de risco de tamanho”.� Demais cálculos considerados adequados e em linha com o contrato de concessão.



¹ Modelo Proposto pela PUC-Rio



² Modelo Proposto pela Deloitte


Taxa de Retorno (CAPM) – CEG

Taxa livre de risco 4,71%Prêmio de Mercado 6,60%Beta β 0,70 Risco País 3,06%



Taxa de Desconto¹

Taxa livre de risco 4,71%Prêmio de Mercado 6,60%Beta β 0,45 Risco País 3,06%



Taxa de Desconto²



� Exclusão do adicional de 0,25 de risco regulatório no cálculo do beta.� Demais cálculos considerados adequados e em linha com o contrato de concessão.



¹ Modelo Proposto pela PUC Rio



² Modelo proposto pela Deloitte

Base de Remuneração CEG Rio e CEG


CEG Rio e CEG


Base de Remuneração de Ativos – CEG Rio

Deliberações AGENERSA nº 370/09:

Art. 5º - Recomendar ao Poder Concedente e à CEG RIO a celebração deTermo Aditivo ao Contrato de Concessão, contemplando os seguintesaspectos:

I) a alteração do §6º da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,


I) a alteração do §6º da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,visando a sanar a duplicidade de inclusão da reposição da depreciaçãodos ativos no cálculo da base remunerável da CEG RIO.


� Cálculo apresentado pela Concessionária em sua proposta tarifária está contemplandoesta deliberação AGENERSA.

� Não houve divergência no valor da Base de Remuneração considerada pela CEG Rioem sua proposta tarifária.


Base de Remuneração de Ativos – CEG

Deliberações AGENERSA nº 371/09

Art. 4º - Recomendar ao Poder Concedente a celebração de Termo Aditivoao Contrato de Concessão da CEG, que contemple osseguintes aspectos:

a) Alteração do §6º, da Cláusula Sétima, do Contrato de Concessão da


a) Alteração do §6º, da Cláusula Sétima, do Contrato de Concessão daCEG, para sanar a duplicidade de inclusão da reposição dadepreciação dos ativos no cálculo da base remuneráve l daConcessionária CEG.


� Cálculo apresentado pela Concessionária em sua proposta tarifária está contemplandoesta deliberação AGENERSA .

� Não houve divergência no valor da Base de Remuneração considerada pela CEG emsua proposta tarifária.

Autoprodutor e Autoimportador


Autoimportador

Lei nº 11.909/2009 – Lei do Gás



A tarifa do serviço de distribuição, a ser cobrada do autoprodutor ouautoimportador pela prestação do serviço de distribuição, quando este foratendido por rede de gás construído pela Concessionária ou por rede de gásconstruída pelo mesmo conectada ao sistema de distribuição da Concessionária,


construída pelo mesmo conectada ao sistema de distribuição da Concessionária,obedecerá ao previsto no § 18 do contrato de concessão. Ou seja, seráequivalente à tarifa vigente especifica para cada tipo de co nsumidor domercado regulado, subtraída dos tributos sobre ela inciden tes e do custode aquisição do gás que compõe a mesma .

Lei nº 11.909/09, regulamentada pelo Decreto nº 7.382/2010 :

Art. 2o Ficam estabelecidas as seguintes definições para os fins desta Lei e desua regulamentação:.............

XXXI - Consumidor livre: consumidor de gás natural que, nos termos da legislação




XXXI - Consumidor livre: consumidor de gás natural que, nos termos da legislaçãoestadual aplicável, tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente produtor,importador ou comercializador;

XXXII - Autoprodutor: agente explorador e produtor de gás natural que utiliza parte outotalidade de sua produção como matéria-prima ou combustível em suas instalaçõesindustriais;

XXXIII - Auto-importador: agente autorizado para a importação de gás natural queutiliza parte ou totalidade do produto importado como matéria-prima ou combustívelem suas instalações industriais.

Lei nº 11.909/09, regulamentada pelo Decreto nº 7.382/2010 :

Art. 46.

§ 1o As tarifas de operação e manutenção das instalações serãoestabelecidas pelo órgão regulador estadual em observânci a aosprincípios da razoabilidade, transparência, publicidade e às




princípios da razoabilidade, transparência, publicidade e àsespecificidades de cada instalação .

§ 2 Caso as instalações e os dutos sejam construídos e implantados pelasdistribuidoras estaduais, as tarifas estabelecidas pelo órgão reguladorestadual considerarão os custos de investimento, operação e manutenção,em observância aos princípios da razoabilidade, transparên cia,publicidade e às especificidades de cada instalação .

Deliberação Agenersa nº 1.250 de 13/09/2012:

Art. 5º - Determinar que os estudos para definição da estrutura tarifária doAutoprodutor e do Auto-Importador sejam remetidos, para fins de análise econsolidação, à Terceira Revisão Quinquenal das Concessionárias CEG e CEGRIO, deverá ser considerada a possibilidade de suas fixações , .... (sempre




RIO, deverá ser considerada a possibilidade de suas fixações , .... (sempretendo em vista o equilíbrio econômico-financeiro do Contra to deConcessão ).

Ressalta-se ainda que, conforme consta no anexo único da referida deliberação a tarifadiferenciada do serviço de distribuição é descrita como: “valor unitário, expresso em R$/m3, aser aplicado à cobrança pela prestação do serviço de distribuição de gás para autoprodutor eautoimportador, na hipótese definida no item 17.1.2 e revisada conforme item 17.2.”(grifos nossos)




17.1.3. A tarifa diferenciada do serviço de distribuição será compos ta por trêsparcelas , a saber:

� Custos e Despesas Operacionais (OPEX) específica;

� Investimentos específicos;

� Tributos: tributos incidentes na prestação de serviços, considerando as especificidadesda unidade industrial do autoprodutor e autoimportador.

� Compreende a Deloitte Consultores que de fato há a necessidade de uma tarifaespecífica para a figura do Autoprodutor e do Autoimportador;

� Para a alteração na estrutura tarifária das Concessionárias e consequentemente acriação de uma tarifa específica há diversos elementos que devem ser levados emconsideração e que constam da própria deliberação e seu anexo único.




consideração e que constam da própria deliberação e seu anexo único.

� O atual cenário ainda se mostra inconstante e pouco claro em termos dos custos reaisenvolvidos para atendimento às novas figuras criadas pela Lei do Gás, assim tambémcomo dos investimentos prudentes e necessários para atendimento ao Autoimportador eAutoprodutor.

� Não se mostram claras as perspectivas de consumo futuro, conforme consta na própriadeliberação, elementos esses fundamentais para a criação de uma tarifa que atendaaos princípios econômicos e a garantia do equilíbrio econômico e financeiro daconcessão.

Ressalta-se ainda os seguintes pontos de atenção:

� Definição das condições para que um agente possa ser definido e autorizado como tal;

� Deve-se promover uma avaliação quantitativa do impacto e a repercussão aos demaisclientes;


Autoprodutor e Auto importador


clientes;

� Metodologia tarifária para a tarifa teto deve ser composta pela somatória do custo dogás, da margem bruta e dos tributos;

� As tarifas de operação e manutenção devem observar aos princípios da razoabilidade,transparência, publicidade e às especificidades de cada instalação

� Conclui a Deloitte Consultores que o tratamento desse tema na 3ª Revisão Quinquenaldas concessionárias de distribuição de gás no Estado do Rio de Janeiro (CEG e CEGRio), não se apresenta factível no momento e sugere que o assunto seja tratado commaior brevidade possível em processo específico.




Cálculo Reposicionamento da


Reposicionamento da Margem ( m)CEG Rio e CEG

� Conforme deliberação Agenersa, o cálculo do reposicionamento da margem para asconcessionárias CEG e CEG Rio deverão ser realizados pela metodologia do Fluxo deCaixa Descontado (FCD), sendo:


Reposicionamento da Margem ( m) – CEG Rio e CEG


� Cálculo Reposicionamento da Margem: considerando os ajustes propostos pelaDeloitte Consultores no OPEX, na Taxa de Remuneração, nos Subsídios e no TJLP.

Cálculo Reposicionamento da Margem de m = 0,8955 (CEG Rio)

Cálculo Reposicionamento da Margem de m = 1,0000 (CEG)


Reposicionamento da Margem ( m) – CEG Rio

Reposicionamento da Margem (m) CEG Rio CEG

Proposta Concessionárias 1,0401 1,0760


Cálculo Deloitte Consultores 0,8955 1,0000

Variação -13,90% -7,07%

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Terceira Revisão Quinquenal da CEG Rio CEG Audiência ...Terceira Revisão Quinquenal da CEG Rio e CEG Audiência Pública AGENERSA Abril 2013