Revisão Tarifária Periódica da Companhia Piratininga de Força e Luz PIRATININGA Audiência...
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Revisão Tarifária Periódica da
Companhia Piratininga de Força e Luz
PIRATININGA
Audiência Pública
ANEEL AP 025/2003
1o de outubro de 2003Sorocaba – SP
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
1998 1999 2000 2001 2002 2003
PA1 + PB0 (IGPM - X)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
RA0
IRT =
PB0 = RA0 - PA0
PB: “blindada” Fator X = 0 PB: “blindada” Fator X = 0
Reajuste = Parcela A + Parcela BReajuste = Parcela A + Parcela B
Encargos
Tarifários+
Compra de Energia
Encargos
Tarifários+
Compra de Energia
(IGP-M)(IGP-M)
REAJUSTE TARIFÁRIO ANUALREAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL
Reajuste acumulado 1999 a 2002:
97,23%
Reajuste acumulado 1999 a 2002:
97,23%
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
CONTRATO DE CONCESSÃO:
“A ANEEL 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 .... A ANEEL
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 REQUERIDARECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
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
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
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;
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.
CUSTOS DA PARCELA ACUSTOS DA PARCELA A
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais: Geradores não vinculados
Empresas do mesmo grupo
Leilões de energia
Aditivo ao contrato inicial
Itaipu
Contratos Iniciais
Contratos Bilaterais: Geradores não vinculados
Empresas do mesmo grupo
Leilões de energia
Aditivo ao contrato inicial
CCC CDERGR
CFURHTFSEE
Rede BásicaConexão
Transporte de ItaipuONS
CCC CDERGR
CFURHTFSEE
Rede BásicaConexão
Transporte de ItaipuONS
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 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).
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Itaipu e Contratos IniciaisCompra de Energia: Itaipu e Contratos Iniciais
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
ITAIPU (32,16%) 3.772.277 93,28
C. INICIAIS (44,50%) 5.218.824 80,53
CESP (14,59%) 1.711.759 76,67
FURNAS(16,48%) 1.932.633 87,96
DUKE (4,36%) 511.234 76,69
AES TIETÊ ( 5,63%) 660.771 75,51
EMAE(3,43%) 402.427 74,44
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
ITAIPU (32,16%) 3.772.277 93,28
C. INICIAIS (44,50%) 5.218.824 80,53
CESP (14,59%) 1.711.759 76,67
FURNAS(16,48%) 1.932.633 87,96
DUKE (4,36%) 511.234 76,69
AES TIETÊ ( 5,63%) 660.771 75,51
EMAE(3,43%) 402.427 74,44
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Contratos bilaterais com terceiros
Compra de Energia: Contratos bilaterais com terceiros
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
TOTAL (6,72%) 788.036 98,73
TRACTEBEL (4,15%) 487.209 98,81
SANTA CLARA (1,13%) 132.076 97,20
QUEIROZ GALVÃO (1,44%) 168.751 99,68
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
TOTAL (6,72%) 788.036 98,73
TRACTEBEL (4,15%) 487.209 98,81
SANTA CLARA (1,13%) 132.076 97,20
QUEIROZ GALVÃO (1,44%) 168.751 99,68
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGACompra de Energia: Contratos bilaterais com partes relacionadas
Compra de Energia: Contratos bilaterais com partes relacionadas
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
TOTAL (16,62%) 1.949.602 84,83
CPFL Brasil UTE (7,64%) 896.206 90,92
CPFL Brasil Biomassa (2,37%) 278.219
89,09
CPFL Brasil Competitiva (6,61%) 775.177
76,28
Fornecedor: MWh Tarifa
(R$/MWh)
TOTAL (16,62%) 1.949.602 84,83
CPFL Brasil UTE (7,64%) 896.206 90,92
CPFL Brasil Biomassa (2,37%) 278.219
89,09
CPFL Brasil Competitiva (6,61%) 775.177
76,28
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida
11.642.032
Mercado 10.235.249
Perdas Elétricas
1.406.783
Total dos Contratos 11.728.739
Sobras Contratuais
86.706
Perdas: Distribuição: 10,68%Rede Básica: 2,76%
Itaipu: 2,76%
BALANÇO ENERGÉTICO MWh
Energia Requerida
11.642.032
Mercado 10.235.249
Perdas Elétricas
1.406.783
Total dos Contratos 11.728.739
Sobras Contratuais
86.706
Perdas: Distribuição: 10,68%Rede Básica: 2,76%
Itaipu: 2,76%
Compra de Energia da PIRATININGACompra de Energia da PIRATININGA
Encargo Tarifário VALOR (R$)
Reserva Global de Reversão – RGR 11.919.151,00
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE 2.750.249,00
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 75.084.252,60
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 43.419.001,96
Operador Nacional do Sistema – ONS 75.428,55
Transmissão - Parcela de Itaipu 6.503.407,97
Transmissão NODAL 47.471.509,64
Rede Básica 93.669.446,32
Encargos de Conexão 19.794.806,89
Conexão – reclassificação 12.418.404,02
Transporte ITAIPU 18.546.522,81
Total de Encargos Tarifários 331.652.180,76
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
CUSTOS DA PARCELA A - PIRATININGA
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
VPA = Compra de Energia + Encargos Tarifários
R$
1.007.644.085,16
R$
1.007.644.085,16
R$ 331.652.180,76R$ 331.652.180,76
Total da Parcela A = R$ 1.339.296.265,92
Total da Parcela A = R$ 1.339.296.265,92
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
RECEITA REQUERIDARECEITA REQUERIDA
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
RR = Custos da Parcela A + Custos da Parcela B
Compra de
Energia
+
Encargos
Tarifários
Compra de
Energia
+
Encargos
Tarifários
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
Custos Operacionais
+Remuneração
+Tributos
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.
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
PRINCÍPIOS DA REGULAÇÃO ECONÔMICADE MONOPÓLIOS NATURAIS – REGULAÇÃO POR INCENTIVOS
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;
Enfoque alternativo ao método histórico de
“custo de serviço” ou “taxa de retorno”, baseado
em reconhecer um retorno sobre os custos
informados pelo prestador.
CUSTOS DA PARCELA B CUSTOS DA PARCELA B
consideração dos aspectos específicos de cada
contrato de concessão: características da área
servida, localização dos consumidores, níveis de
qualidade, etc;
desenho de uma empresa eficiente (Empresa de
Referência - ER) 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;
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES - METODOLOGIACUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES - METODOLOGIA
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;
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.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
METODOLOGIAMETODOLOGIA
PESSOAL PRÓPRIO e MATERIAL: consideram-se
os custos salariais e de materiais que a
concessionária está em condições de acessar:
salários do mercado da região + encargos legais;
periculosidade;
adicional de tempo de serviço;
treinamento;
algumas remunerações garantidas em Acordo
Coletivo de Trabalho.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Remunerações do Acordo Coletivo de Trabalho
consideradas:
auxílio alimentação;
auxílio creche;
seguro de vida;
adicional de insalubridade;
ajuda de custo pessoal;
previdência privada;
despesas relacionadas à saúde (assistência médica
e odontológica).
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos de natureza salarial que NÃO se
consideram nas tarifas do serviço regulado,
por entender-se que não devem ser pagos
pelos clientes:
participação em lucros e resultados (PLR);
verbas rescisórias;
turnover do quadro de pessoal;
gratificação de férias adicional, além da
gratificação constitucional.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Demais custos que NÃO se consideram no
desenho da “Empresa de Referência”, por
entender-se que não devem ser pagos, nas
tarifas, por aqueles clientes que cumprem
regularmente suas obrigações:
custos de inspeção comercial, cortes e
religamentos;
despesas com contingências cíveis e trabalhistas;
despesas com indenizações, perdas e danos;
doações, contribuições e subvenções.
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 (ago/2003 – jul/2004), equivalente a
R$ 6.925.118,59;
para os anos seguintes do segundo período tarifário adota-se uma “trajetória regulatória” decrescente atingindo 0,2% a partir de agosto de 2006.
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
Custos Operacionais
Empresa de Referência R$
177.072.903.14
PIRATININGA R$
265.380.252,00 (*)
(*) Despesas informadas pela PIRATININGA
Base de Remuneração:
conceito chave da Resolução ANEEL no 493/2002:
remunerar apenas os investimentos prudentes;
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
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Base de Remuneração
Base de Remuneração Bruta
R$ 2.755.202.540,68
Base de Remuneração Líquida
R$ 1.395.178.072,13
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
REMUNERAÇÃO DO CAPITAL REMUNERAÇÃO DO CAPITAL
RESULTADOS OBTIDOSRESULTADOS OBTIDOS
ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL
CAPITAL PRÓPRIO50%
CAPITAL DE TERCEIROS50%
x13,05 %
x13,05 %
x14,72 %
x14,72 %
Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 %
Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) de 11,26 %
RECEITA REQUERIDA - PIRATININGARECEITA REQUERIDA - PIRATININGA
TOTAL PARCELA B 626.987.874,72 TOTAL PARCELA B 626.987.874,72
ITEM R$ Custos Operacionais: 177.072.903,14 Remuneração do Capital: 238.140.613,23 Depreciação: 110.208.101,63 Tributos (PIS/COFINS/P&D): 101.566.256,73
ITEM R$ Custos Operacionais: 177.072.903,14 Remuneração do Capital: 238.140.613,23 Depreciação: 110.208.101,63 Tributos (PIS/COFINS/P&D): 101.566.256,73
Compra de Energia: 1.007.296.265,92 Encargos Tarifários: 331.652.180,76
Compra de Energia: 1.007.296.265,92 Encargos Tarifários: 331.652.180,76
TOTAL PARCELA A 1.339.296.265,92 TOTAL PARCELA A 1.339.296.265,92
RECEITA REQUERIDA 1.966.284.140,64RECEITA REQUERIDA 1.966.284.140,64
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS
RECEITA REQUERIDA R$ 1.966.284.489,91
RECEITA REQUERIDA R$ 1.966.284.489,91 RECEITA VERIFICADA R$ 1.600.141.554,23
RECEITA VERIFICADA R$ 1.600.141.554,23OUTRAS RECEITAS R$ 27.093.134,69
OUTRAS RECEITAS R$ 27.093.134,69
RT (%) = Receita Requerida – Outras
ReceitasReceita Verificada
Reposicionamento Tarifário = 21,19%
Reposicionamento Tarifário = 21,19%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIORESULTADOSRESULTADOS
Reposicionamento Tarifário (RT) = 21,19%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,46%
RT > IRT, então aplica-se o IRTReposicionamento Tarifário = 11,46%
A diferença de 9,73% é convertida em acréscimos à Parcela B a serem adicionados em cada um dos 3 anos do próximo período tarifário.
Reposicionamento Tarifário (RT) = 21,19%
Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) = 11,46%
RT > IRT, então aplica-se o IRTReposicionamento Tarifário = 11,46%
A diferença de 9,73% é convertida em acréscimos à Parcela B a serem adicionados em cada um dos 3 anos do próximo período tarifário.
Compra de Energia 98,45Parcela A 130,85
Encargos Tarifários 32,40
Despesas Operacionais 17,30
Parcela B 61,26Remuneração 34,03
Tributos 9,92
Tarifa Média – PiratiningaTarifa Média – Piratininga
ITENS R$/MWh
Receita Requerida 192,11
Modicidade Tarifária 2,65
Receita Requerida Líquida 189,46
Cobrir os custos operacionais EFICIENTES;
remunerar o capital investido:
valor dos ativos efetivamente
necessários para prestar o serviço;
Estrutura de Capital Ótima (menor custo de
capital);
Taxa de retorno (WACC): 11,26%
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
ÓTICA DO REGULADORÓTICA DO REGULADOR
Cobrir os custos operacionais da própria
concessionária;
remunerar o capital investido:
Taxa de retorno (WACC): 13,28% e
estrutura de capital da própria empresa
valor econômico mínimo da privatização;
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAREVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Ótica das Concessionárias DistribuidorasÓtica das Concessionárias Distribuidoras
Reposicionamento Tarifário =
34,56%
Reposicionamento Tarifário =
34,56%
REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIOREPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO
SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA PIRATININGA
SIMULAÇÃO COM INFORMAÇÕES E CUSTOS DA PIRATININGA
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 concessionária,
obtido como resultado da pesquisa IASC (entre –1% e 1%);
Xa = Estabelecido pela Resolução CNPE nº 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. A ANEEL vai desenvolver metodologia para apurar essa parcela e submeter à audiência pública.
Fator X = f(Xe , Xc , Xa)
FATOR X da PIRATININGAFATOR X da PIRATININGA
Xc e Xa da PIRATININGA serão
calculados em cada reajuste tarifário.
Fator xPIRATININGA = f(Xe , Xc , Xa)
Componente Xe = 1,64%
Receita Extra-Concessão
Determinar a parcela da receita extra-concessão que
será destinada a contribuir para a modicidade tarifária.
Atualmente o regulador está adotando um
percentual fixo sobre as receitas.
A proposta submetida nas AP´s é de utilizar uma
metodologia onde se defina ex-ante os ganhos
presumidos da concessionária na exploração das
atividades complementares e adicionais ao serviço
básico (distribuição), bem como os critérios de divisão
desses ganhos entre a empresa regulada e os
consumidores.
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
METODOLOGIAS DO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE ENERGIA ELÉTRICA
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE ENERGIA ELÉTRICA
A regulação do serviço de distribuição deve emitir sinais claros e concretos visando a:
Incentivar as concessionárias distribuidoras a
realizar uma gestão eficiente de redução de perdas
“gerenciáveis” (comerciais e técnicas) a valores
adequados e estáveis.
Evitar que os clientes que cumprem regularmente
suas obrigações paguem nas tarifas custos
originados por outros consumidores em situação
irregular ou por uma gestão ineficiente da
concessionária.
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE ENERGIA ELÉTRICA
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS PERDASDE ENERGIA ELÉTRICA
A ANEEL determinará, para cada concessionária distribuidora, um valor máximo de perdas totais que a empresa está autorizada a repassar à tarifa de seus clientes para as compras de energia elétrica necessárias para atender seu mercado.
Esse “valor máximo de perdas totais” será a soma de:
1- Perdas técnicas nas redes de transmissão e distribuição, a
serem determinadas mediante estudo técnico que será
realizado durante o ano 1 do segundo período tarifário;
2- Perdas “não técnicas” decrescentes, segundo uma “trajetória
regulatória” a ser definida pela ANEEL ao concluir os
resultados do estudo de perdas técnicas.
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE DO SERVIÇO
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE DO SERVIÇO
Em serviços que apresentam características de
monopólio natural, é competência do regulador
estabelecer normas e padrões em matéria de
parâmetros de qualidade do serviço prestado, seja
quanto aos aspectos técnicos ou quanto ao
atendimento comercial;
O Regulador tem ainda a responsabilidade essencial
de verificar se, na realidade, os clientes estão
recebendo efetivamente um serviço de qualidade de
acordo com o definido nessas normas e contemplado
nas tarifas vigentes.
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE DO SERVIÇO
TRATAMENTO REGULATÓRIO DAQUALIDADE DO SERVIÇO
É imprescindível que todo regime de regulação por
incentivos inclua a definição e efetiva implementação de
um regime da qualidade do serviço técnico e
atendimento comercial recebidos pelos clientes, que
compreenda:
- A determinação de parâmetros de qualidade e valores dos
mesmos que reflitam um nível de qualidade mínimo;
- A efetiva medição desses parâmetros para cada cliente
individual;
- A definição e aplicação de penalidades para os casos em
que o
serviço não alcance os níveis mínimos de qualidade
exigidos.
ABERTURA E REALINHAMENTO TARIFÁRIO
ABERTURA E REALINHAMENTO TARIFÁRIO
A “abertura” da tarifa de fornecimento de energia
elétrica, de forma a explicitar as parcelas que a
compõem (energia e uso dos sistemas de transmissão
e distribuição);
O realinhamento tarifário com vistas à eliminação
gradual dos subsídios cruzados existentes entre as
classes de consumidoras.
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
As tarifas estabelecidas no reposicionamento tarifário
e o Fator X cumprem com o que estabelece o contrato
de concessão da PIRATININGA:
1. Assegurar que as tarifas do segundo período
tarifário reflitam os ganhos de eficiência que a
concessionária esteve em condições de obter durante
o período anterior mediante uma gestão eficiente,
definida por meio de parâmetros representativos
“externos”, isto é, não vinculados com o desempenho
efetivo da concessionária.
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
Essa fixação de tarifas se realiza de forma
independente do fato de a concessionária ter ou não
explorado o potencial de ganhos de eficiência e se
apropriado, total ou parcialmente, desses ganhos de
eficiência;
2. Estimular a PIRATININGA a buscar eficiência e
redução de custos ao longo do próximo período
tarifário, uma vez que poderá se apropriar dos
benefícios derivados dessa redução durante esse
período;
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
3. Garantir que as tarifas do segundo período tarifário
reflitam os ganhos de produtividade que possam ser
produzidos nesse período, em virtude de mudanças
na escala do negócio, não associadas à uma
eficiência da concessionária maior que a definida
através dos “custos operacionais eficientes” fixados
no reposicionamento tarifário.
CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
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;
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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;
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.
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
setembro/2003 para as variáveis: IGP-M,
taxa de 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
setembro/2003 para as variáveis: IGP-M,
taxa de câmbio e Base de Remuneração.
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