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Agência Nacional de Energia Elétrica
3ª EDICION DEL CURSO DE REGULACION
ENERGETICA
DE ARIAE SOBRE REDES ENERGETICAS
Experiência Brasileira com as
Revisões Tarifárias Periódicas
22 DE NOVEMBRO DE 2005
CARTAGENA DE INDIAS – COLÔMBIA
CONTEÚDOCONTEÚDO
I – Características do Setor Elétrico Brasileiro
II – Segmentação das Atividades
III – Características da Função Reguladora
IV – Mecanismos para alterar as tarifas
V – Metodologia para Revisão das Tarifas
VI – Regulação por incentivos
VII – Composição das Tarifas
VIII – Considerações Finais
I – Características do Setor Elétrico Brasileiro
Segmento de Geração:
Principais CaracterísticasPrincipais Características
Usina Hidrelétrica Usina Hidrelétrica 69.223 MW69.223 MWPCH PCH (< 30 MW)(< 30 MW) 1.391 1.391 MWMWUsina TermelétricaUsina Termelétrica 18.030 MW 18.030 MWUsina NuclearUsina Nuclear 2.007 MW 2.007 MWEólicaEólica 29 MW 29 MWSUBTOTALSUBTOTAL 90.680 MW 90.680 MW Importações Importações (com Itaipu)(com Itaipu) 8.170 MW 8.170 MWUsinas Emergenciais Usinas Emergenciais 1.703 MW 1.703 MWTOTALTOTAL 100.553 MW100.553 MW
Hidráulica Hidráulica 70% 70%
Nuclear Nuclear
2%2%Térmica Térmica
20%20% Importação Importação 8%8%
Segmento de Distribuição:
Nº Consumidores = 55.437.740
Nº de Concessionárias = 65
Faturamento = US$ 23,5 bilhões (receita do serviço)
= US$ 8,3 bilhões (tributos)
= US$ 31,8 bilhões
Mercado = 270.285.881 MWh
Principais CaracterísticasPrincipais Características
Segmento de Transmissão:
Tensão entre 230 kV e 750 kV
80.007 Km de linhas
815 circuitos de transmissão
321 Subestações
36 Empresas Transmissoras
US$ 2,8 bilhões de Receita anual
Principais CaracterísticasPrincipais Características
II – Segmentação das Atividades
CompetiçãoCompetiçãoCompetiçãoCompetição
CompetiçãoCompetiçãoCompetiçãoCompetição
Monopólio Monopólio NaturalNatural
Monopólio Monopólio NaturalNatural
Forte RegulaçãoForte RegulaçãoForte RegulaçãoForte Regulação
Regulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competiçãoRegulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competição
CC
DD
GG
TT
Regulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competiçãoRegulação voltadaRegulação voltadapara a competiçãopara a competição
Segmentação das AtividadesSegmentação das Atividades
Segmentação das atividades (G, T, D e C)Segmentação das atividades (G, T, D e C)
Competição na geração e comercializaçãoCompetição na geração e comercialização
Produção independente de energiaProdução independente de energia
Livre acesso e uso das redes elétricasLivre acesso e uso das redes elétricas
Serviços de transmissão e distribuição Serviços de transmissão e distribuição fortemente reguladosfortemente regulados
Liberdade de escolha (consumidor livre)Liberdade de escolha (consumidor livre)
Segmentação das AtividadesSegmentação das Atividades
III – Características da Função Reguladora
Caracterização da função ReguladoraCaracterização da função Reguladora
O grau de interferência do Estado, por meio da O grau de interferência do Estado, por meio da regulação, depende da intensidade do interesse regulação, depende da intensidade do interesse público envolvido e da capacidade do mercado público envolvido e da capacidade do mercado em atendê-lo com efetividade.em atendê-lo com efetividade.
Mercados competitivos – menos intervençãoMercados competitivos – menos intervenção
Monopólios naturais – forte intervençãoMonopólios naturais – forte intervenção
Os mercados falham em produzir a otimização do bem estar:
Poder de mercado: falhas na ação da concorrência (efetiva ou potencial)
ofertante tem poder sobre os preços, que são superiores aos competitivos
menos consumidores participam do mercado
os que participam têm de deixar de consumir ou reduzir o consumo de outros produtos
Condições de produção nas quais a sociedade perde ou gasta mais recursos para satisfazer um menor nível de bem estar.
Por que Regular? Por que Regular?
Como se Regula? Como se Regula?
conjunto de instrumentos pelos quais o Estado interfere direta ou indiretamente na atividade econômica e na alocação dos recursos, alterando o livre jogo dos mecanismos de mercado para realizar o interesse público.
simular a concorrência onde ela não é viável quantidade de ofertantes preços qualidade
proteger e estimular a concorrência onde ela existe
controle de estruturas (Lei antitruste) repressão a condutas infrativas à concorrência
Produzir os efeitos da competição onde ela não existe:
regulação serve como substituto do mercado
Qual é o objetivo?Qual é o objetivo?
Equilíbrio entre os interesses privados e públicos:
operação eficiente
justa e eficiente alocação de custos entre consumidores
atrair investimentosobjetivos obtidos espontaneamente em
mercados competitivos
Como se Regulam as Tarifas? Como se Regulam as Tarifas?
Utilizando-se as técnicas disponíveis dentro da
lei para replicar a ação da concorrência
Regulação por incentivos (preços
máximos)
Custo do serviço (taxa de retorno)
regimes tarifários:
Custo do ServiçoCusto do Serviço
Os preços são fixados a qualquer tempo, por
solicitação da empresa ou por iniciativa do
regulador, com o objetivo de manter uma “taxa de
retorno adequada”.
Os preços são fixados com base em custos
razoáveis, incluindo os custos de operação e de
investimentos.
O enfoque é o controle dos lucros da empresa
regulada (não pode ganhar demais!).
Custo do Serviço: Problemas Custo do Serviço: Problemas
falta de incentivos para alcançar operação
eficiente e minimização dos custos;
falta de incentivos para inovações;
incentivo ao excesso de investimentos;
assimetria de informações;
alto custo regulatório.
Como superar essas limitações?
Regime de Regulação por
Incentivos (Preços Máximos)
Regulação por incentivos – O que é?Regulação por incentivos – O que é?
conjunto de regras regulatórias concebido
para promover inovação, eficiência e redução
de custos;
regime tarifário que permite o
compartilhamento de eficiência entre a
empresa regulada e os consumidores;
variante da regulação pelo custo do serviço.
Regime de Preços Máximos Regime de Preços Máximos
empresa se defronta com tarifas máximas estabelecidas inicialmente, em geral, com base no custo do serviço.
regras de variação previamente estabelecidas:
Reajuste anual: tarifas máximas reajustadas por um índice de preços a cada ano (manter o valor real). Revisão tarifária: em intervalos de tempo definidos as tarifas são revistas de acordo com os custos e são fixadas metas de eficiência que se refletirão nos reajustes futuros.
Preços Máximos
Como é no Brasil?
Regime de Preços Máximos - BrasilRegime de Preços Máximos - Brasil
Preços máximos fixados inicialmente foram as
tarifas vigentes na asinatura do contrato de
concessão.
As tarifas (preços máximos) são reajustadas
anualmente mediante fórmula específica, que
separa os custos em “gerenciáveis” e “não-
gerenciáveis”.
A cada intervalo de 4 ou 5 anos as tarifas são
revistas de acordo com os custos e são fixadas
metas de eficiência que se refletirão nos
reajustes seguintes (Fator X).
Cláusula de revisão extraordinária.
IV – Mecanismos para Alterar as Tarifas
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 deDistribuição
Contratos de Concessão deDistribuição
Mecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas
DD
Contrato de ConcessãoContrato de Concessão
Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica
Revisão Extraordinária
Em qualquer data, desde que comprovado o desequilíbrio econômico financeiro
Reajuste anual O contrato de concessão define a fórmula de reajuste anual das tarifas
Revisão Periódica O contrato de concessão estabelece diretrizes gerais
Reajuste tarifário anual
Revisão tarifáriaextraordinária
Revisão tarifáriaperiódica
Assinatura do contrato
1996 1999 2000 2001 2002 2003
Mecanismos de Alteração dasTarifasMecanismos de Alteração dasTarifas
Receita = Parcela A + Parcela B
Encargos Tarifários+
Compra de Energia
IGP-M
Contrato de ConcessãoContrato de ConcessãoMecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas
Reajuste Tarifário Anual (IRT)
Reajuste Tarifário Anual (IRT)
Parcela A Parcela B+ =Receita da
Distribuidora (RA0 )
Despesas não gerenciáveis pela distribuidora
Despesas que variam conforme a gestão da distribuidora
Define a nova PA na data do
reajuste
A nova PB é atualiza por
índice de variação da
inflação +ou- fator X
IRT = PA1 + PB0 (IVIX)
RA0
Contrato de ConcessãoContrato de ConcessãoMecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas
PA1 + PB1
RA0
IRT =
PB 1 = PB0 (IGPM +/- X)
PB0 = RA0 - PA0
Fator X = 0 (até a ocorrência da primeira revisão tarifária periódica)
RA0
= RA1
Reajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de ConcessãoReajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de Concessão
Reajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de ConcessãoReajuste tarifário anual - Fórmula dos Contratos de Concessão
0
01(%)RA
XIGPMVPBVPAreajuste
IGPMXVPBVPB 01
111 VPBVPARA
0
1(%)RA
RAreajuste
000 VPARAVPB RA = Receita Anual
VPA = Valor da Parcela A
VPB = Valor da Parcela B
Mecanismos para alterar as tarifasMecanismos para alterar as tarifas
Contrato de ConcessãoContrato de Concessão
Diretrizes para a Revisão Tarifária Periódica
No momento da Revisão Tarifária as tarifas são reconstruídas e o Fator X é calculado.
Devem ser considerados:
alteração na estrutura de custos;
alteração na estrutura de mercado;
nível das tarifas em empresas similares no contexto nacional e internacional;
estímulo à eficiência; e
estímulo à modicidade tarifária.
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
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Custos Operacionais
+Remuneração
+Depreciação
Compra de Energia
+
Transporte de
Energia
+
Encargos
Setoriais
RECEITA REQUERIDA
Revisão Tarifária PeriódicaRevisão Tarifária Periódica
V – Metodologia para Revisão Tarifária
TARIFA
Perspectiva do consumidor
qualidade
Perspectiva do prestador do serviço
custos operacionais
remuneração do capital+
Sustentabilidade
Eficiência
Equidade
modicidade
Como
estabelecer
tarifas justas ?
universalização competitividade
Conciliar as perspectivas do consumidor e da
distribuidora
Evitar os problemas da assimetria de
informações
Metodologia para Revisão TarifáriaMetodologia para Revisão Tarifária
RECEITA DO SERVIÇO
PARCELA A
PARCELA B = +
RECEITA DO SERVIÇORECEITA DO SERVIÇO
CustosNão Gerenciáveis
Custos Gerenciáveis
Parcela B
x
Remuneração (R$)Quota de
Reintegração+
Base de Remuneração
Líquida
Base de Remuneração
Líquida
Taxa de retorno
Taxa de retorno
Custos de operação+
xBase de
RemuneraçãoBruta
Base de Remuneração
Bruta
Taxa de Deprec.Taxa de Deprec.
Empresa de Referência
Empresa de Referência
Parcela BParcela B
Metodologia para Revisão TarifáriaMetodologia para Revisão Tarifária
custos operacionais
remuneração do capital
Metodologia da Empresa de Referência
Metodologia para definir a estrutura do capital
Metodologia para definir Custo do Capital
Metodologia para definir Base de remuneração
Depreciação
Metodologia da Empresa de Referência - ER:
Defini-se uma empresa com gestão eficiente considerando as características da área de concessão (particularidades de cada região, ex: concentração da população, áreas rurais, número de cidades, etc)
As atividades do serviço de distribuição de energia elétrica são mapeadas (ex: atendimento ao público, manutenção de linhas, entrega de faturas, etc.)
A cada atividade são associados parâmetros que representam custos eficientes (ex: salários, custo de m2 alugado, despesa com material de escritório por empregado, etc)
Fica estabelecido o “custo operacional eficiente” para a empresa de referência. Este é o custo reconhecido na tarifa
Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária
Metodologia da Empresa de Referência - ER:
O Regulador minimiza o problema da assimetria de informações (não usa os dados da empresa)
Para algumas empresas são necessários ajustes nos parâmetros considerados, devido a particularidades da área de concessão não capturadas.
ER Distribuidora
1o Resultado
Resultado após ajustes
$ 142.173.696 $ 257.359.512
$ 145.601.583 $ 158.936.943
Exemplo da aplicação da ER no cálculo da tarifa de uma distribuidora
Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária
Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária
Metodologia da Base de Remuneração:
O conceito chave da Resolução ANEEL no 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.
Metodologia da Estrutura de Capital:
Objetivo: definir qual a melhor proporção de capital próprio e de capital de terceiros.
É considerada a melhor proporção aquela que reflete o menor custo do capital empregado na concessão.
Premissa: as empresas buscam o grau ideal de alavancagem.
Para isso são considerados:
• o custo de utilizar o capital de terceiros (mais barato); e
• o custo por utilizar o próprio capital da empresa (mais caro).
ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITALCAPITAL PRÓPRIO
50%CAPITAL DE TERCEIROS
50%
Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária
Metodologia do Custo do Capital:
Objetivo: definir qual o custo de oportunidade do investidor.
Premissa para a definição do custo do capital próprio:
Atrair e manter o investidor no negócio de distribuição de energia elétrica (percepções de riscos, alternativas de investimento, ativos livres de risco, prêmio exigido pelo risco do investimento).
Método: CAPM - Capital Asset Pricing Model
Custo do capital próprio considerado: 14,72%
Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária
Metodologia do Custo do Capital:
Premissa para a definição do custo do capital de terceiros:
Similar ao custo do capital próprio considerando os riscos do negócio, outras alternativas de investimento e adicionalmente associado ao risco do empréstimo.
Método: CAPM - Capital Asset Pricing Model
Custo do capital próprio considerado: 13,05%
Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária
Metodologia do Custo do Capital:
Definição da Taxa de Retorno do Capital Investido
Considera o custo de capital próprio e o custo de capital de terceiros ponderados pela estrutura ótima do capital
Método: WACC – Weighted Average Cost of Capital
Retorno do capital investido: 11,26%
(taxa real depois de impostos)
Metodologias para Revisão TarifáriaMetodologias para Revisão Tarifária
FATOR X
O Fator X é calculado na data da revisão tarifária periódica para aplicação nos reajustes anuais subseqüentes
Objetivo:
Compartilhar com o consumidor os ganhos de
produtividade da distribuidora obtidos em função do
aumento da demanda na área servida (maior
consumo e/ou maior número de consumidores)
para a Regulação Econômicapara a Regulação EconômicaOutros Mecanismos Outros Mecanismos
Tarifa
T2
T3
Ganhos de produtividade
Ganhos de eficiência
T1
Custos não-gerenciáveis(Parcela A)
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
1º período tarifário:X = 0; Inflação = 0
2º período tarifário:X > 0; Inflação = 0
Custos de operação eremuneração do capital
(Parcela B)
Ganhos de eficiência efetivos
Fator XFator X
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)
VI – Regulação por Incentivos
Limite de repasse para o preço da energia comprada
Valor Normativo - VN e Valor de Referência - VR:
incentivo para que as compras de energia sejam feitas por
valores inferiores ao VN ou VR (é o próprio limite). A
diferença entre o preço da compra e o valor repassado às
tarifas fica para o investidor.
O&M da Empresa de Referência
Incentiva a gestão da empresa com custo inferior ao
reconhecido para a Empresa de Referência. Nesta situação,
a diferença é do investidor.
Regulação por IncentivosRegulação por Incentivos
Tratamento regulatório para a inadimplência
O problema da inadimplência dos consumidores é
reconhecido nas tarifas como parte dos custos operacionais.
No entanto, a ANEEL considera uma trajetória descendente,
partindo de 0,5% do faturamento bruto até o patamar de
0,2%.
Perdas não técnicas: limite e trajetória descendente
As perdas não técnicas não são consideradas na
totalidade pleiteada pelas empresas. São admitidos limites
máximos definidos por análise do histórico, comparação com
distribuidoras similares. Para os casos mais graves é
estabelecida trajetória descendente.
Regulação por IncentivosRegulação por Incentivos
VII – Composição das Tarifas
Componentes das TarifasComponentes das Tarifas
TUSD – FIO B
TUSD – ENCARGOS DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO
Remuneração + Depreciação+O&M
RGR + TFSEE + P&D + ONS
TUSD – FIO A
TUSTRB + TUSTFR + Conexão + Uso Redes outras D’s + PERDASRB
Componentes das TarifasComponentes das Tarifas
TE – Tarifa de Energia
TUSD – DIVERSAS
TUSDPERDAS TÉCNICAS + TUSDPERDAS NÃO TÉCNICAS
+ TUSDCCC + TUSDCDE + TUSDPROINFA
Compra de Energia + Geração Própria
+ ITAIPU + ESS
Formação da Receita do DistribuidorFormação da Receita do Distribuidor
Receita do Serviço
B3
TUSD ENCARGO
TE
TUSD FIO
TUSD
B2 B4B1A4A3A2
Consumidores cativos
A3
TUSD
A4A2
Consumidores livres
TUSD ENCARGOTUSD FIO
TUSD – Tarifa de uso dos sistemas de distribuição
TE – Tarifa de Energia (exclusiva para o consumidor cativo)
31,77%Geração
Distribuição 26,43%
Encargos/Tributos 34,00%
Transmissão 7,80%
Composição das tarifas (%)Composição das tarifas (%)
ITENS COMPOSIÇÃO %
RECEITA NECESSÁRIA 100
PARCELA “A” 48,14
ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA 32,29
ENCARGOS SETORIAIS 8,05
TRANSPORTE DE ENERGIA 7,80
PARCELA “B” 26,43
PIS/COFINS e ICMS 25,95
MODICIDADE 0,52
Composição da Receita (%)Composição da Receita (%)
VIII – Considerações Finais
Experiência no BrasilExperiência no Brasil
61 empresas com contrato de concessão terão passado por processo de revisão tarifária ao final de 2005
56 já passaram pelo 1º processo de revisão tarifária periódica
Estão sendo estudados aprimoramentos metodológicos para o segundo ciclo que inicia em 2007.
O regime de regulação por incentivos estimula as concessionárias de distribuição a buscar eficiência e redução de custos ao longo do primeiro período tarifário. Em face das abordagens adotadas pelo regulador na revisão tarifária, o reposicionamento tarifário e o Fator X obrigam-nas a prestar o serviço com eficiência para não incorrerem em prejuízos no segundo período tarifário;
As abordagens adotadas pela ação regulatória podem afetar interesses setoriais específicos. Contemplar tais interesses foge ao escopo do regime regulatório, pois que constitui objetivo de políticas de governo;
Considerações FinaisConsiderações Finais
Tais abordagens têm gerado algumas manifestações contrárias por parte de agentes no setor elétrico em diferentes instâncias;
Alguns porque tinham expectativa de receber uma remuneração sobre o valor pago na privatização e ter cobertura tarifária sobre custos reais ou mesmo uma estrutura de capital incompatível com a prestação do serviço público de forma eficiente;
Outros porque tinham expectativa de redução considerável das tarifas de energia elétrica.
Considerações FinaisConsiderações Finais
Ao regulador compete cumprir as disposições da legislação e dos contratos de concessão e garantir de forma equilibrada os direitos dos consumidores e das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.
Considerações FinaisConsiderações Finais
Agência Nacional de Energia Elétrica
www.aneel.gov.br
0800-727-2010
Fone: (61) 2192-8803
fabiana@aneel.gov.br
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