Companhia Paranaense de Energia - COPEL
WILSON KOPRIKÁrea de Tarifas
Cascavel, 21/10/2004
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�ESTRUTURA TARIFÁRIA
�REAJUSTE E REVISÃO TARIFÁRIA
�DESCONTOS CONCEDIDOS PELA COPEL
�REALINHAMENTO E REPOSICIONAMENTO DAS
TARIFAS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
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Princípios fundamentais :
� Princípio da Neutralidade;
� Princípio da Igualdade; e
� Princípio da Eficácia.
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Alta Tensão: tensões de fornecimento de 2,3 a 230 kV;� A-1 - 230 kV ou mais;� A-2 - 88 a 138 kV;� A-3 - 69 kV;� A-3a - 30 a 44 kV;� A-4 - 2,3 a 13,8 kV; e� A.S. - 2,3 a 13,8 kV (Subterrâneo).Baixa Tensão: tensões de fornecimento de 110 a 440 V.� B-1 - Residencial;� B-1 - Residencial Baixa Renda;� B-2 - Rural;� B-3 - Não Residencial Nem Rural; e� B-4 - Iluminação Pública.
� Concepção do contrato: 1995 – aprovado pelo CND;
� Criação da ANEEL: 1997 – Implementar as disposiçõesestabelecidas nos contratos de concessão;
� Contrato de concessão da Copel 046/1999
� Mecanismos de alteração das tarifas previstos noscontratos (cláusula econômica) :
� Reajuste tarifário anual
� Revisão tarifária periódica
� Revisão tarifária extraordinária
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Reajuste tarifário anual
Revisão tarifáriaextraordinária
Revisão tarifáriaperiódica
Assinatura do contrato
1999 2000 2001 2002 2003 2004
15,43% 17,31% 10,96%
RTECofins
15% 9%
25,27% 14,43%
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Garantir uma tarifa justa para consumidores e investidores, eestimular o aumento da eficiência e da qualidade.
Custos Operacionais+
Remuneração+
Tributos
Custos Operacionais+
Remuneração+
Tributos
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Receita = Parcela A + Parcela BReceita = Parcela A + Parcela B
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Componentes da Parcela A (não administráveis)
� RGR - Reserva Global de Reversão
� TFSEE - Taxa de Fiscalização
� CCC - Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis
� CDE – Conta de Desenvolvimento Energético
� ONS – Operador Nacional do Sistema
� RB – Uso das instalações da Rede Básica
� IC – Uso das instalações de Conexão
� TI – Transporte de energia oriunda de ITAIPU
� MUST – Montante de Uso do Sistema de Transmissão (CI’s eItaipu)
� Compra de energia
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Componentes da Parcela B (administráveis)
�Custos Operacionais
�Despesas com pessoal� Materiais
� Serviços de terceiros
� Outras despesas
�Remuneração
�Lucro
�Tributos
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Receita = Parcela A + Parcela BReceita = Parcela A + Parcela B
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia
Encargos Tarifários
+
Compra de Energia(IGP-M)(IGP-M)
Estabelecer, em cada momento de reajuste, o poder decompra da tarifa, mantendo o equilíbrio econômico-financeiro de sua concessão.
� Reajuste concedido em junho de 2003 = 25,27% emmédia
� Desconto médio de 25,27% para pagamento em dia
� Objetivos:
� Estimular a economia
� Reduzir a inadimplência / fraude
� Tarifa menor para consumidor cativo
� Redução do desconto médio para 8,2% a partir de
01/01/2004 (15% de reajuste)
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� Reajuste concedido em junho de 2004 = 14,43% em média
Composição: 9,17% (IRT)
5,26% (CVA)
� Fator X = 2,31% (a partir de 2005)
� Desconto de 12,5% para pagamento em dia
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Eliminar o subsídio cruzado implícito na estruturatarifária, promovendo a equiparação da Tarifa deEnergia (TE) em todos os níveis de tensão.
Premissas do realinhamento:
� Separação das tarifas (TE + TUSD)
� Incide sobre a parcela de energia
� Consumidores cativos e livres estão sujeitosaos mesmos encargos
ENERGIA + USO DO SISTEMA DISTRIBUIÇÃO
Comprade Energia
e
Perdas
Custos Operacionais( Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e PDD)
Remuneração( Capital Próprio e Terceiros e Quota de Reintegração)
Encargos Setoriais e Tributos( CCC, CDE, RGR, TFSEE, Rede Básica, Conexão, Transp.
Itaipu, ONS, USD, P&D, Proinfa, ESS e Pis/Cofins )
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Objetivos pretendidos pelo regulador:
� Cliente cativo poderá optar por outro fornecedor deenergia sem causar desequilíbrio econômico-financeiropara a distribuidora.
� Todos os clientes (livres e cativos) da distribuidorapagarão o mesmo valor pelo uso do sistema dedistribuição e transmissão (R$/MWh)
� Facilitar a comparação do preço da energia,estimulando os consumidores potencialmente livres amigrarem para o mercado livre.
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RES. 284/2003 - TARIFAS MÉDIAS
15 33 28 42 65103
784558 64
7169
90
78
20
29 2531
35
46
39
0
50
100
150
200
250
300
A1 A2 A3 A3A A4 BT M
NIVEL DE TENSÃO
R$/
MW
h
TUSD TE DESCONTO
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RES. 146/2004 - TARIFAS MÉDIAS
3265 55
78113 130 11259
63 7272
63
10183
13
18 1821
25
33
28
0
50
100
150
200
250
300
A1 A2 A3 A3A A4 BT M
NIVEL DE TENSÃO
R$/
MW
hTUSD TE DESCONTO
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Comparativo Tarifas A4 (Mercado Copel)
113 11376 92 87 107 111
63 88111 97 110 93 89
050
100
150
200
CO
PE
LC
/Des
c.Ju
n/04
CO
PE
LS
/Des
c.Ju
n/04
CE
EE
Out
/03
CP
FL
Abr
/04
CE
LES
CA
go/0
4
ELE
TRO
PA
ULO
Jul/0
4
CE
MIG
Abr
/04
R$/
MW
h
TUSD T.E.
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PROJEÇÃO DA TARIFA MÉDIA DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO (TUSD)
2003 2004 2005 2006 2007
R$/
MW
h
A1 A2 A3 A3A A4 BT M
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PROJEÇÃO DA TARIFA MÉDIA DE ENERGIA (TE)
2003 2004 2005 2006 2007
R$/
MW
h
A1 A2 A3 A3A A4 BT M
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PROJEÇÃO DA TARIFA MÉDIA DE FORNECIMENTO (TF)
2003 2004 2005 2006 2007
R$/
MW
h
A1 A2 A3 A3A A4 BT M
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Estudo da Aneel ( Nota Técnica 83/2003) sobre o efeito dorealinhamento tarifário nas tarifas de fornecimento (MédiaBrasil, Amostra 19 empresas)
050
100150200250
BT A4 A3a A3a A2 A1Nível de Tensão
R$/
MW
h
Tarifa Atual Nova Tarifa
-12,38%+10,83%
+17,39% +24,74%+30,12% +41,12%
R$ 55,38R$ 55,38
R$ 0,0R$ 0,0
3,9% Investimento
17,1 % Energia Comprada
31,2 % Custos Gerenciáveis
47,8% Impostos e Encargos (ICMS, PIS, COFINS, CCC, RGR, CDE, etc.)
R$ 2,16
R$ 9,47
R$ 17,18
R$ 26,47
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TRIBUTOS EENCARGOS
48%
CUSTOS GERENCIÁVEIS
31%
ENERGIACOMPRADA
17%
INVESTIMENTO4%
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Realizada Prevista, caso nenhuma ação fosse tomada
250245
3550
41 37
5564
115100 98
122114
187
158
0
40
80
120
160
200
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
jun-0
3
set/0
3
dez/0
3
jun/04
R$
milh
ões
5,7
8,8
5,54,5
8,67,1
02468
10121416
1ºT04 / 1ºT03 1ºS04 / 1ºS03 Set 04 / Set 03
%
Distribuição Direta Classe Industrial
����������������������������������Crescimento de Mercado da COPEL em 2004
(excluindo da base - 2003 - os consumidores livres que saíram)
Classe Industrial
45.000
47.000
49.000
51.000
53.000
dez/02 jun/03 dez/03 jun/04
Classe Comercial
240.000
250.000
260.000
270.000
dez/02 jun/03 dez/03 jun/04
Classe Residencial
2.200.000
2.300.000
2.400.000
2.500.000
dez/02 jun/03 dez/03 jun/03
Total de Consumidores
2.900.000
3.000.000
3.100.000
3.200.000
dez/02 jun/03 dez/03 jun/04
Variação: 8,2%Consumidores ligados no período
3.774
Variação: 3,6%Consumidores ligados no período
9.119
Variação: 4,1% Consumidores ligados no período
96.826Variação: 4,1%
Consumidores ligados no período 122.949
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Evolução do Nº de Consumidores
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(Região Sul do Brasil)
106.311
52.627
78.799
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
Jan - JunParaná Santa Catarina Rio Grande do Sul
- População Economicamente Ativa - PEA - Paraná = 5,3 milhões (6,2% da PEA doBrasil)
- Nº de empregos formais criados no Paraná em 2004 = 106,3 mil (8,6% dos empregosformais criados no Brasil
Fonte: site do Ministério do Trabalho e Emprego
PEA5.308.612
PEA3.040.874
PEA5.854.389
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Seus sonhos, nossa energiaWILSON KOPRIK
Fones: (41) 331-2799
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ADIR GNOATTO
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