Revisão Tarifária Periódica da

Boa Vista Energia S/A

BVEnergia

Audiência Pública

ANEEL AP 023/2005

07 de outubro de 2005Boa Vista – RR

CONTRATOS DE CONCESSÃO DE DISTRIBUIÇÃO

! 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

Reajuste tarifário anual

Revisão tarifáriaperiódica

Assinatura do contrato

MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS

MECANISMOS DE ALTERAÇÃO DAS TARIFAS

2000 2001 2002 2003 200520041999

PA1 + PB0 (IVI +/- X)

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

RA0

IRT =

PA = custos não gerenciáveis

PB = custos gerenciáveis

IVI = IGP-M

RA0 = receita de 12 meses

PA1 + PB0 (IVI +/- X)

REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL

RA0

IRT =

PB0 = RA0 - PA0

Fator X = 0Reajuste Acumulado de

2001 a 2004 = 94,29%

Fator X = 0Reajuste Acumulado de

2001 a 2004 = 94,29%

(blindada)

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

Compra de Energia

+

Encargos Setoriais

Compra de Energia

+

Encargos Setoriais

(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

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

RECEITA REQUERIDA = RRRECEITA REQUERIDA = RR

RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela BRR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B

Custos Operacionais+

Remuneração+

Depreciação

Custos Operacionais+

Remuneração+

Depreciação

Compra de Energia

+Encargos Setoriais

Compra de Energia

+Encargos Setoriais

CUSTOS DA PARCELA A - Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A - Boa Vista

Compra de Energia + Encargos SetoriaisCompra de Energia + Encargos Setoriais

Contrato BilateralContrato Bilateral

CCC - Conta de Consumo de Combustível

RGR - Reserva Global de Reversão

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

P&D - Pesquisa e Desenvolvimento Energético e Eficiência Energética

CCC - Conta de Consumo de Combustível

RGR - Reserva Global de Reversão

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

P&D - Pesquisa e Desenvolvimento Energético e Eficiência Energética

CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A

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 elétricas (técnicas e não técnicas) 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 elétricas (técnicas e não técnicas) da distribuição

de energia elétrica (montante de energia comprada).

BALANÇO ENERGÉTICO MWh

Energia Requerida 497.945

Mercado 387.352

Perdas Elétricas (*) 110.593

Total dos Contratos 497.945

Sobras 0

(*) 22,21% da energia requerida ou 28,55% do

mercado

BALANÇO ENERGÉTICO MWh

Energia Requerida 497.945

Mercado 387.352

Perdas Elétricas (*) 110.593

Total dos Contratos 497.945

Sobras 0

(*) 22,21% da energia requerida ou 28,55% do

mercado

Compra de Energia da Boa Vista EnergiaCompra de Energia da Boa Vista Energia

CUSTOS DA PARCELA A – Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A – Boa Vista

Contratos de Compra de EnergiaContratos de Compra de Energia

Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)

Eletronorte 497.945 123,64

Fornecedor: MWh Tarifa (R$/MWh)

Eletronorte 497.945 123,64

Custo Médio de Compra de Energia = R$ 123,64/MWh

Compra de Energia = R$ 61.566.074,57

Custo Médio de Compra de Energia = R$ 123,64/MWh

Compra de Energia = R$ 61.566.074,57

CUSTOS DA PARCELA A – Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A – Boa Vista

Encargos Tarifários R$

Reserva Global de Reversão – RGR : R$ 1.825.596,99Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE : R$ 152.203,01Conta de Consumo de Combustíveis - CCC : R$ 3.295.685,00P & D e Eficiência Energética : R$ 982.643,76

Total Encargos Tarifários R$ 6.256.128,76

CUSTOS DA PARCELA A – Boa VistaCUSTOS DA PARCELA A – Boa Vista

Compra de Energia + Encargos SetoriaisCompra de Energia + Encargos Setoriais

R$ 61.566.074,57R$ 61.566.074,57

Total da Parcela A = R$ 67.822.248,17 Total da Parcela A = R$ 67.822.248,17

R$ 6.256.128,76 R$ 6.256.128,76

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

RECEITA REQUERIDA = RRRECEITA REQUERIDA = RR

RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela BRR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B

Compra de Energia

+Encargos Setoriais

Compra de Energia

+Encargos Setoriais

Custos Operacionais+

Remuneração+

Depreciação

Custos Operacionais+

Remuneração+

Depreciação

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

Para a definição das metodologias: levar em consideração

dois objetivos fundamentais e simultâneos.

!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;

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

!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.

! Presença de Informação Assimétrica:!Empresa: gerencia todas as informações relativas aos seus custos e fornece essas informações ao regulador.!Regulador: realização de auditorias dos custos.

! Por esse motivo, não é conveniente utilizar procedimentos e metodologias que 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.

METODOLOGIAS PARA A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAMETODOLOGIAS PARA A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

! Quais são os custos operacionais justos que devem ser

considerados na tarifa de energia elétrica?

CUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIA PARA CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

! Quais são os custos operacionais justos que devem ser

considerados na tarifa de energia elétrica?

!Metodologia: Empresa de Referência

!desenho de uma empresa eficiente para a prestação do serviço

nas condições do contrato de concessão;

!leva em consideração os aspectos específicos de cada contrato de

concessão: características da área servida, localização dos

consumidores, níveis de qualidade, etc;

!permite determinar os custos 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.

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

!determinação dos custos eficientes desses processos a partir

de valores de mercado;

!definição de processos e atividades que a ER deve cumprir

(operação e manutenção, gestão técnico comercial, direção e

administração): assume-se que são prestados totalmente com

recursos próprios;

Custos OperacionaisEmpresa de Referência: R$ 19.743.597,62

Boa Vista Energia: R$ 26.152.813,36 (*)

(*) Despesas informadas pela Boa Vista Energia

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

Tratamento Regulatório para a InadimplênciaObjetivo: definir o limite de repasse nas tarifas dos custos com inadimplência, de forma a evitar que os consumidores em situação regular paguem pelos consumidores inadimplentes:

CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

!admite-se 0,5% do faturamento bruto para o primeiro ano do período tarifário (novembro/2005 – outubro/2006), equivalente a R$ 364.039,94;

! para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de novembro de 2008.

!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 REMUNERAÇÃOCUSTOS DA PARCELA BMETODOLOGIAS PARA CÁLCULO DA REMUNERAÇÃO

Base de Remuneração: Resolução ANEEL n.• 493/2002

!O conceito chave 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 PERIÓDICAMETODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

Base de Remuneração

!Base de Remuneração Bruta

R$ 71.253.369,35

Taxa Média de Depreciação

4,11% (vida econômica = 24,33 anos)

! Base de Remuneração Líquida

R$ 50.385.585,58

METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAMETODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

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

METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

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

ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL

CAPITAL PRÓPRIO50%

CAPITAL DE TERCEIROS50%

METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

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%

METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

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 %

CUSTOS DA PARCELA B – Boa Vista CUSTOS DA PARCELA B – Boa Vista

Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação + PDD

Custos Operacionais + Remuneração + Depreciação + PDD

R$ 19.379.557,68 R$ 19.379.557,68

Total da Parcela B = R$ 31.272.342,49 Total da Parcela B = R$ 31.272.342,49

R$ 8.600.231,39 R$ 8.600.231,39 R$ 2.928.513,48 R$ 2.928.513,48 R$ 364.039,94 R$ 364.039,94

RECEITA REQUERIDA – Boa Vista EnergiaRECEITA REQUERIDA – Boa Vista Energia

ITEM R$ !Compra de Energia: 61.566.074,57 !Encargos Setoriais: 6.256.128,76TOTAL PARCELA A 67.822.248,17

! Custos Operacionais: 19.743.597,62! Remuneração sobre Capital: 8.600.231,39 ! Depreciação: 2.928.513,48TOTAL PARCELA B 31.272.342,49

RECEITA REQUERIDA 99.094.590,66

ITEM R$ !Compra de Energia: 61.566.074,57 !Encargos Setoriais: 6.256.128,76TOTAL PARCELA A 67.822.248,17

! Custos Operacionais: 19.743.597,62! Remuneração sobre Capital: 8.600.231,39 ! Depreciação: 2.928.513,48TOTAL PARCELA B 31.272.342,49

RECEITA REQUERIDA 99.094.590,66

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS

RECEITA REQUERIDA R$ 99.094.590,66RECEITA REQUERIDA R$ 99.094.590,66RECEITA VERIFICADA R$ 88.711.079,50RECEITA VERIFICADA R$ 88.711.079,50

OUTRAS RECEITAS R$ 830.214,48OUTRAS RECEITAS R$ 830.214,48

RT (%) = Receita Requerida – Outras Receitas

Receita Verificada

Reposicionamento Tarifário = 10,77%Reposicionamento Tarifário = 10,77%

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO

Reposicionamento Tarifário (RT) = 10,77%

Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 6,85%

RT > IRT, então aplica-se o IRT

A diferença entre os 10,77% e 6,85% é convertida em acréscimos à Parcela B nos reajustes tarifários

subseqüentes.

Reposicionamento Tarifário (RT) = 10,77%

Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 6,85%

RT > IRT, então aplica-se o IRT

A diferença entre os 10,77% e 6,85% é convertida em acréscimos à Parcela B nos reajustes tarifários

subseqüentes.

Tarifa Média da Boa Vista = R$ 0,32 /kWh

Geração = R$ 0,16/kWh 50,00%

Distribuição = R$ 0,08/kWh 25,00%

Encargos/Tributos = R$ 0,08/kWh 25,00%

METODOLOGIAS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

METODOLOGIAS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

a) PARCELA B

!Custos Operacionais;

!Remuneração.

b) FATOR X

FATOR XFATOR X

Xe = Ganhos de produtividade derivados da mudança na escala donegócio por incremento da demanda da área servida (tantopor maior consumo dos clientes existentes, como pelaincorporação 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-obrada Parcela B, índice que reflita a remuneração deste recurso.

Fator X = f(Xe , Xc , Xa)

FATOR X da Boa Vista EnergiaFATOR X da Boa Vista Energia

Xc e Xa da Boa Vista serão calculados em cada

reajuste tarifário.

Fator XBoa Vista = f(Xe , Xc , Xa)

Componente Xe = 0,5546 %

Componente Xc = 0,8730 %

Componente Xa = –1,3846 %

Fator X = 0,1078%

! Cálculo Econômico:

Reposicionamento TarifárioFator X

! Cálculo Financeiro (Valores a serem pagos/recebidos pelos consumidores nos próximos 12 meses):

Conta de Variação de Itens da Parcela A - CVA ( MP n.º 2.227/01; PI n.º 25/01; e PI n.º 116/03)

Passivo de PIS/COFINS

! Cálculo Econômico:

Reposicionamento TarifárioFator X

! Cálculo Financeiro (Valores a serem pagos/recebidos pelos consumidores nos próximos 12 meses):

Conta de Variação de Itens da Parcela A - CVA ( MP n.º 2.227/01; PI n.º 25/01; e PI n.º 116/03)

Passivo de PIS/COFINS

RESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROSRESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROS

Reajuste Econômico = 6,85%

Reajuste Financeiro = 0,44 %

CVA = 0,55 %PIS/COFINS = -0,38 %

Consultoria Contratada (Res 493/02) = 0,27 %

Reajuste Total = 7,29 %

Fator X = 0,1078%

Reajuste Econômico = 6,85%

Reajuste Financeiro = 0,44 %

CVA = 0,55 %PIS/COFINS = -0,38 %

Consultoria Contratada (Res 493/02) = 0,27 %

Reajuste Total = 7,29 %

Fator X = 0,1078%

RESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROSRESULTADOS ECONÔMICOS E FINANCEIROS

! 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 01 de novembro de 2005 para as variáveis: IGP-M, compra de energia, encargos tarifários 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 01 de novembro de 2005 para as variáveis: IGP-M, compra de energia, encargos tarifários e base de remuneração.

CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS