FR Eletropaulo 22.04.10 - para atualizaÃ§Ã£o pelo IPE ... - EasyWork

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Formulário de Referência: Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.Reajuste Tarifário de 2009Em 30 de junho de 2009, em Reunião Pública da Diretoria da ANEEL, foi autorizado um reajuste tarifário médio de14,88% à Companhia, a ser aplicado em sua tarifa no período de 4 de julho de 2009 a 3 de julho de 2010, nos termosda Resolução Homologatória da ANEEL nº 846, de 30 de junho de 2009.O reajuste autorizado pela ANEEL em 30 de junho de 2009 é composto pelos seguintes itens:Parcela AReajuste Tarifário 2009Encargos Setoriais 2,49%Energia Comprada 4,55%Encargos de Transmissão 1,12%Parcela A 8,16%Parcela BReajuste BaseRevisão Tarifária Periódica Definitiva de 2007CVA TotalOutros custos financeiros de Parcela AOutros custos financeiros de Parcela BSubsídios TarifáriosReajuste Total0,09%8,25%-0,54%5,33%0,21%-0,04%1,67%14,88%Parcela AA Parcela A foi corrigida em 11,69%. A participação positiva de 8,16% no reajuste econômico refere-se a:i) Encargos Setoriais - Aumentaram 20,81%, principalmente devido ao aumento do repasse do ESS(R$234 milhões contra R$103 milhões no IRT 2008), resultado de projeção efetuada pela ANEEL -calculada com base na diferença entre o Custo Variável Unitário (CVU) das usinas despachadas e oPLD médio previsto para os próximos 12 meses - e à projeção do Encargo de Energia de Reserva -EER, considerado neste montante, em conformidade com o Decreto 6353, de janeiro de 2008. Oreferido encargo se destina a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN.ii)iii)iv)Energia Comprada - A variação positiva de 9,78% deve-se principalmente ao aumento dos custos decompra de energia de Itaipu, decorrentes de:Desvalorização do Real em relação ao Dólar (R$1,9301/US$ no IRT de 2009 contra R$1,6368/US$no IRT de 2008, aumento de 17,92%);Aumento da tarifa em dólar de Itaipu (de US$23,0270/kW para US$25,0298/kW, aumento de8,7%);Preço médio ponderado dos leilões de energia para os próximos 12 meses (de R$76,39/MWh paraR$87,39/MWh, aumento de 14,39%).Encargos de Transmissão - A variação positiva de 9,89% deve-se principalmente ao aumento doscustos da rede básica (R$893 milhões contra R$810 milhões no IRT de 2008) decorrentes do fim dodiferimento do resultado das Revisões Tarifárias das Transmissoras e de novas obras no sistema.A partir do Ciclo 2009/2010, os geradores conectados nas DIT não pagarão pelo uso da rede básica,assim a receita a ser remunerada pela TUST não contará com estes geradores para o rateio. Face aoexposto, houve um acréscimo de R$5 milhões nos custos de rede básica da Companhia.Parcela BO índice de ajuste da Parcela B foi 0,31%. A participação de 0,09% em relação ao Índice de Reajuste Tarifário resultada combinação dos seguintes componentes:Componentes Financeiros1. IGP-M de 1,52%, dos 12 meses findos em 30 de junho de 2009, e2. Fator X equivalente a 1,21%, composto por:Xa de -0,84%, fruto da diferença negativa entre o IGP-M (1,52%) e o IPCA (4,67%) no períodotarifário, eXe de 2,00%Dentre os componentes financeiros aplicados a este Reajuste Tarifário, que montam R$615 milhões, há os seguintesprincipais aspectos:R$50 milhões negativos referentes aos efeitos da finalização do 2º processo de Revisão Tarifária Periódica(que passou a ser definitivo em 2009) da concessionária, provisório desde 2007;54
Formulário de Referência: Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.Efeito positivo de R$29 milhões, decorrente da aplicação da regra definida na Resolução Normativa 305/08,que resultou no recálculo das CVAs de energia e dos custos de sobrecontratação de energia comprada,referentes a 2005, 2006 e 2007;Efeito positivo de R$37 milhões para cobrir a tarifa de clientes que deixaram de ser classificados como “BaixaRenda” após a Lei nº 10.438/02, não incorporado no reajuste tarifário de julho de 2008; eEfeito negativo de R$5 milhões decorrente do valor previsto do subsídio de fontes alternativas para o períodode julho de 2008 a junho de 2009. O valor incluído no Reajuste Tarifário de julho de 2008 excedeu o valorefetivamente concedido neste montante, conforme critério utilizado pela ANEEL.Revisão TarifáriaAs principais alterações efetuadas pela ANEEL em relação à revisão provisória de 2007 são apresentadas a seguir:a) Empresa de Referência de R$786 milhões;b) Receitas Irrecuperáveis de 0,90% sobre a receita bruta;c) Base de Remuneração Regulatória bruta de R$10.880 milhões e Base de Remuneração Regulatória liquidade R$4.822 milhões;d) Perdas Regulatórias de energia conforme apresentado a seguir:Perdas Técnicas(sobre energia injetada)Perdas não técnicas(sobre mercado baixa tensão)2007/2008 2008/2009 2009/2010 2010/20114,91% 4,91% 4,91% 4,91%17,47% 17,47% 16,98% 16,50%e) Fator Xe de 2,00%, que contempla o Plano de Investimentos Regulatórios de R$1.652 milhões ente julho de2007 e junho de 2011.Procedimentos de FaturamentoOs clientes da Companhia são faturados de acordo com as seguintes Tarifas, as do Grupo A e do Grupo B.O Grupo A é dividido em Sub-Grupos (AS, A2, A3a e A4) para cada Tipo de Tarifa.No Tipo de Tarifa Convencional aplica-se a sua única tarifa, independente do horário ou dia do mês.No tipo de tarifa horo-sazonal Azul e Verde leva-se em conta as variações do dia (horário) e mês (estações), onde osmeses de maio a novembro compõem o período Seco e os meses de dezembro a abril compõem o período Úmido.O Grupo B é dividido em Sub-Grupos, Residencial Baixa Renda, Residencial B1, Rural B2, Demais Classes B3, B4a eB4b.Os Clientes enquadrados como Residencial Baixa Renda, possuem uma tarifa escalonada por faixa de consumo, epara os demais Sub-Grupos aplica-se a sua uma única tarifa.Os clientes do Grupo A são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão igual ou superior de 2,3 kV, com acaracterística de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão).Os clientes do Grupo B são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão inferior a 2,3 kV (Tensão Nominalde 115 / 230 V).As leituras de medidores e a emissão das faturas são feitas mensalmente para clientes de baixa tensão. As faturas sãopreparadas a partir de leituras de medidores ou com base no uso estimado. Clientes de baixa tensão recebem asfaturas dentro de três dias úteis após a leitura do medidor, com vencimento em cinco dias úteis após a data daapresentação da fatura. Em caso de falta de pagamento, um aviso de falta de pagamento é incluído na fatura do mêsseguinte enviada ao cliente e é concedido um prazo de 15 dias para o pagamento do montante vencido. Caso opagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito a suspensão do fornecimento. Clientes atendidos emmédia ou alta tensão recebem faturas mensalmente, com vencimento em cinco dias úteis após a data de entrega dafatura. Em caso de falta de pagamento, um aviso é enviado ao cliente quatro dias úteis após a data de vencimento,concedendo um prazo de 15 dias para que seja efetuado o pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado nesseprazo, o cliente fica sujeito à suspensão do serviço. Diariamente são identificados pelo sistema de gestão comercial(CCS) os clientes passíveis de suspensão do fornecimento de energia devido à inadimplência e que tenham sidonotificados quanto ao débito existente há pelo menos 15 dias, a fim de que as ordens de suspensão do fornecimentode energia sejam programadas. A programação do desligamento das instalações inadimplentes é realizada com basena capacidade de execução das equipes e busca da melhor logística versus montante de dívida.Em 31 de dezembro de 2007, a provisão para devedores duvidosos de curto prazo da Companhia era de R$184milhões que representava 1,63% de sua receita bruta do exercício findo naquela data. Em 31 de dezembro de 2008, aprovisão para devedores duvidosos de curto prazo da Companhia era de R$210 milhões que representava 1,78% desua receita bruta do exercício findo naquela data. Em 31 de dezembro de 2009, a provisão para devedores duvidososde curto prazo da Companhia era de R$326 milhões que representava 2,58% de sua receita bruta do exercício findonaquela data.55
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