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Assuntos abordados na 1ª e 2 ª fases:   Base de Remuneração Regulatória   Outras Receitas  • Geração Própria   Taxa de ...
Assuntos abordados nesta fase:  Modalidades e Postos Tarifários • Sinal Econômico para a Baixa Tensão  Sinal Econômico n...
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• Risco Brasil (Emerging Markets Bond Index + Brazil – EMBI – JP Morgan)                                                  ...
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Proposta: Reavaliar os critérios de aplicação dasbandeiras, bem como os parâmetros do sinal econômicotarifário, buscando d...
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Apresentação Roberto Moussallem – Gerente do Depto de Infraestrutura da Fiesp

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12º Encontro Internacional de Energia -
Painel 2 - Revisão tarifária de energia elétrica

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Apresentação Roberto Moussallem – Gerente do Depto de Infraestrutura da Fiesp

  1. 1. AS CONTRIBUIÇÕES DA FIESP NO PROCESSO DE REVISÃO TARIFÁRIA DAS DISTRIBUIDORAS AP ANEEL 040/2010 AP ANEEL 120/2010Roberto MoussallemDepartamento de Infraestrutura da Fiesp
  2. 2. Assuntos abordados na 1ª e 2 ª fases:  Base de Remuneração Regulatória  Outras Receitas • Geração Própria  Taxa de Remuneração Regulatória  Fator X  Perdas Não Técnicas  Receitas Irrecuperáveis  Cálculo de Custos Operacionais Regulatórios
  3. 3. Assuntos abordados nesta fase:  Modalidades e Postos Tarifários • Sinal Econômico para a Baixa Tensão  Sinal Econômico na Tarifa de Energia • Cálculo das Tarifas de Aplicação (Planilha de Cálculo) • Estrutura Vertical
  4. 4. Proposta: Fazer a reavaliação completa da base deremuneração regulatória utilizada no 1º ciclo• Conforme a decisão da REN nº 234/2006: nova avaliação quanto aos aspectos da utilidade ao serviço, eficiência econômica e prudência dos investimentos, em ciclos alternados• A correção econômica de uma base definida há 8 ou 10 anos atrás já não guarda correlação com os preços correntes e não considera a inovação tecnológica dos últimos anos ( não deve funcionar como “ativo financeiro” da distribuidora)• Há um descompasso em relação a conjuntura atual do mercado internacional (variação do dólar)
  5. 5. 80,00% 100,00% 140,00% 160,00% 180,00% 220,00% 240,00% 120,00% 200,00% jan/00 jun/00 nov/00 abr/01 set/01 fev/02 jul/02 dez/02 mai/03 out/03 mar/04 ago/04Dólar jan/05 jun/05 nov/05 • Exemplo: variação do dólar x IGP-M: abr/06IGP-M set/06 fev/07 jul/07 dez/07 mai/08 out/08 mar/09 ago/09 jan/10 jun/10 nov/10 abr/11
  6. 6. • A revisão da base deverá incluir, como recomendado pela Aneel, a reavaliação dos índices de aproveitamento das instalações A reavaliação dos índices de aproveitamento dos ativos deverá ser feita dentro do contexto da reavaliação completa da BRR, e não isoladamente• Para este ciclo, o cálculo da BRR deverá ser feito a partir do Banco de Dados de Preços Referenciais da Aneel, e não com base em preços fornecidos pelas concessionárias Com a postergação do processo de revisão tarifária, nada impede que a Aneel utilize a sua base de dados, prometida para o final de 2011
  7. 7. Proposta: Destinar toda a receita referente às multas porultrapassagem de demanda e ao excesso de reativos àmodicidade tarifária.• A Fiesp concorda com a posição original da Aneel (1ª fase) de reverter toda a receita para a modicidade tarifária, e não a utilização de uma tabela de incentivo para a distribuidora (repasse de 70% a 100% para o consumidor) Premiar, mesmo que parcialmente, na forma de incentivo, não é justo para os demais consumidores, que pagarão uma tarifa maior, sem terem cometido nenhum mal uso da rede• Sugerimos que os incentivos sejam agregados à componente da qualidade, dentro do cálculo do Fator X
  8. 8. Proposta: Revisar os critérios para a aplicação daComponente da Q - Qualidade• Os indicadores DEC e FEC, por si só, podem não refletir o esforço da concessionária na melhoria da qualidade de serviço (exemplo: alta correlação com condições climáticas)• Sugerimos incluir novos indicadores, que fazem parte do risco do negócio de distribuição e que podem ser geridos pela empresa: • Diminuição das perdas não técnicas (furto de energia, erros de medição e unidades consumidoras sem medidor) • Diminuição das receitas irrecuperáveis (inadimplência) • Diminuição das multas de ultrapassagem de demanda e excesso de reativos
  9. 9. Proposta: Utilizar a série histórica equivalente ao ciclotarifário (3, 4 ou 5 anos) para determinação dosindicadores de risco a serem utilizados no cálculo docusto de capital• Todos os indicadores de risco utilizados para o cálculo do WACC estão decrescentes• Utilizar séries históricas longas (11, 16 anos) para o cálculo de risco do próximo período captura valores elevados de uma conjuntura econômica desfavorável, fora do contexto atual
  10. 10. • Taxa livre de risco (T-Bonds do tesouro americano – cotação diária) Média 16 anos ANEEL 4,88% Média 5 anos FIESP 3,91%
  11. 11. • Risco Brasil (Emerging Markets Bond Index + Brazil – EMBI – JP Morgan) Mediana 11 anos ANEEL 4,23% Mediana 5 anos FIESP 2,23%
  12. 12. • Grandes crises econômicas (Tigres Asiáticos(1998), 11 de setembro (2001), subprime americano (2008), etc) trouxeram mecanismos de proteção à economia. A probabilidade de repetição desses eventos é menor• Investment Grade do Brasil (Fitch e S&P em 2008, Moody’s em 2009 e mais uma elevação da Fitch em 2011, passando para BBB); reservas cambiais de US$ 350 bilhões É preciso repassar ao consumidor brasileiro as conquistas econômicas recentes e não considerar uma condição passada, remotamente provável
  13. 13. Proposta: Reavaliar os critérios de aplicação dasbandeiras, bem como os parâmetros do sinal econômicotarifário, buscando dar maior segurança e previsibilidadeaos consumidores cativos• Objetivo: dar o sinal tarifário econômico no momento da restrição do sistema• Problemas: • Falta de previsibilidade aos consumidores cativos, sobretudo a indústria • Reconhecida volatilidade do PLD e modelo matemático não seguro • Falta de regras para o cálculo do ESS_SE
  14. 14. Bandeira Característica Tarifa PLD + ESS_SE até Tarifa Verde R$100,00/MWh determinada na Resolução PLD + ESS_SE entre R$ Bandeira tarifáriaAmarela 100,00/MWh e verde + R$200,00/MWh R$15,00/MWh Bandeira tarifária PLD + ESS_SE ultrapassar verde +Vermelha R$200,00/MWh R$30,00/MWh
  15. 15. Simulação novas bandeiras x PLD (sem ESS_SE)
  16. 16. Proposta: Estabelecer um fator de ajuste em função daaplicação da estrutura tarifária, onde a concessionárianão obtenha lucro ou prejuízo causado por variações nasclasses de consumo• Como cada grupo tarifário possui uma tarifa diferente. O valor final para o nível tarifário pode sofrer alteração entre o valor definido na revisão e o mercado realizado• Valor cobrado a maior ou a menor deve ter a mesma tratativa que o modelo do Gás Natural em São Paulo (Termo de Ajuste K)

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