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O fator redutor da tarifa de distribuição de energia elétrica : um enfoque utilizando a análise por envoltória de dados - DEABACELAR, Tarcísio Souto January 2005 (has links)
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Previous issue date: 2005 / As empresas de distribuição de energia elétrica brasileiras possuem suas
remunerações definidas pela ANEEL sob um modelo de preços tetos (price cap).
Embora suas revisões tarifárias ocorram a cada 4 anos com recuperação da inflação
anual, elas são simultaneamente reduzidas por um Fator X. Este redutor X varia
para cada empresa e reflete seu nível de eficiência econômica. Desta forma, a tarifa
regulamentada enseja recuperar gastos operacionais, taxa de retorno dos
acionistas, depreciações e taxas, tendo como referência uma empresa padrão
(benchmarking).
O foco do fator redutor (Fator X) de tarifa é incentivar eficiência e repassar
parte dos seus benefícios aos consumidores na forma de redução do preço final.
Aqui no Brasil, o regulador incentiva ainda a manutenção da qualidade da prestação
do serviço como um fator de avaliação.
A proposta do presente estudo foi verificar a possibilidade de se obter um
fator redutor da tarifa de forma mais simples que a determinada pela ANEEL em sua
Resolução 55, de 05 de abril de 2004.
Nesta pesquisa foi estudado, como alternativa ao modelo estabelecido pela
ANEEL para o cálculo do Fator X, o método que compara as empresas baseando-se
em suas eficiências (benchmarking), conhecido por Análise por Envoltória de Dados
(DEA). Ou seja, procurou-se verificar se os valores de eficiência relativos das
distribuidoras, obtidos pela DEA, podem ser convertidos, de maneira equivalente,
em seus respectivos fatores redutores de tarifa, de forma a capturar os ganhos de
produtividade repassados às distribuidoras pela ANEEL quando da publicação do
Fator X.
Os resultados encontrados se mostraram estatisticamente equivalentes,
sinalizando uma possibilidade de uso da DEA na obtenção do Fator X, além de se
apresentar como uma boa estratégia na captura da assimetria de informação entre
as distribuidoras e a ANEEL, por ocasião da revisão tarifária. Entretanto o Fator X
determinado pela DEA não se mostrou robusto dada a sua sensibilidade à qualidade
das informações
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Modelo Regulatório e risco de mercado: uma comparação entre as empresas de distribuição de gás e energia elétrica norte americanas e suas congêneres no Brasil, Chile e Argentina / Regulatory model and market risk: a comparison between the distribution companies of gas and electricity and their North American counterparts in Brazil, Chile and ArgentinaPauperio, Marco Antonio Luz 17 April 2012 (has links)
A legislação brasileira estabelece que o Estado tem a obrigação de preservar o equilíbrio econômico financeiro das concessões de serviços públicos. Assim o Estado deve garantir que as tarifas dessas concessões sejam capazes de cobrir os seus custos operacionais e ainda ofereçam um retorno justo para os agentes privados que nelas investiram. Nas concessões de distribuição de gás natural canalizado e de energia elétrica os reguladores brasileiros optaram por aplicar uma regulação baseada em incentivos, que se inspira no modelo inglês de regulação por preço teto. Esta opção regulatória fez com que a Agência Nacional de Energia Elétrica adicionasse à remuneração dos acionistas das concessionárias um prêmio de risco regulatório refletindo a diferença entre o risco das distribuidoras inglesas e o risco das norte americanas, pois as inglesas praticam uma forma de determinação de tarifas considerada mais arriscada que as norte americanas. Tal adição de retorno encontra amparo na teoria econômica, mas é questionada por estudos empíricos que mostram que a diferença entre os graus de risco do regime inglês e norte americano não é estatisticamente significativa. Nesta dissertação é testada a hipótese de que o grau de risco de mercado da regulação por preço teto é maior do que o da regulação por custo de serviço. Para tanto são usados dados de distribuidoras de gás natural e energia elétrica da Argentina, Brasil, Chile e Estados Unidos, sendo que apenas neste último país se pratica regulação por custo de serviço e nos demais é adotada a regulação por preço teto de inspiração inglesa. Os testes aqui realizados indicam que não há evidências de que o risco de mercado seja maior em países com regulação por preço-teto do que em países com regulação por custo de serviço. Mais do que isso, esta dissertação conclui que o principal determinante do diferencial entre o risco de mercado das concessionárias brasileiras e o risco de mercado das empresas norte americanas comparáveis de distribuição de energia elétrica e de gás natural é a volatilidade do índice IBOVESPA e não o modelo tarifário adotado pelos reguladores. / Brazilian Law establishes that preservation of the economic balance of utilities is an obligation of the Brazilian State. Thus the State must set tariffs that not only cover utilities operational costs but also cover its capital cost, giving a fair return for utilities investors. In tariff setting, Brazilian regulators estimate a weight average cost of capital, of which market risk is one of the components. Brazilian regulators of natural gas and electricity distribution utilities choose an incentive based model of regulation, inspired in the English regulatory model of price cap, or RPI X. This regulatory model is considered riskier than the American model of cost of service, or (fixed) rate of return regulation. Thus, the choice for a price cap model made Brazilian electricity regulator (ANEEL) add a regulatory risk premium in the equity component of WACC to incorporate the risk differential between the English and the American regulatory models. Such regulatory risk premium is validated by economic theory, but is questioned by empiric studies that show that, across many countries, the difference between the risk of English and American models are not statistically significative. This dissertation tests the hypothesis that the market risk of price cap regulation is greater than cost of service regulation. In order to test such hypothesis data from natural gas and electric energy distributors from Argentia, Brazil, Chile and United States is used. Only the latter practices cost of service regulation and all other countries adopt the english inspired price cap regualation. The tests performed indicate that there is no evidence that the market risk is greater in countries adopting price cap regulation than in countries using cost of service regulation. Moreover, this dissertation concludes that the main aspect determining the difference between market.risk of Brazilian utilities providers and American comparable natural gas end electric energy distributors is the volatility of the IBOVESPA índex in spite of the tariff model adopted by the regulators.
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Modelo Regulatório e risco de mercado: uma comparação entre as empresas de distribuição de gás e energia elétrica norte americanas e suas congêneres no Brasil, Chile e Argentina / Regulatory model and market risk: a comparison between the distribution companies of gas and electricity and their North American counterparts in Brazil, Chile and ArgentinaMarco Antonio Luz Pauperio 17 April 2012 (has links)
A legislação brasileira estabelece que o Estado tem a obrigação de preservar o equilíbrio econômico financeiro das concessões de serviços públicos. Assim o Estado deve garantir que as tarifas dessas concessões sejam capazes de cobrir os seus custos operacionais e ainda ofereçam um retorno justo para os agentes privados que nelas investiram. Nas concessões de distribuição de gás natural canalizado e de energia elétrica os reguladores brasileiros optaram por aplicar uma regulação baseada em incentivos, que se inspira no modelo inglês de regulação por preço teto. Esta opção regulatória fez com que a Agência Nacional de Energia Elétrica adicionasse à remuneração dos acionistas das concessionárias um prêmio de risco regulatório refletindo a diferença entre o risco das distribuidoras inglesas e o risco das norte americanas, pois as inglesas praticam uma forma de determinação de tarifas considerada mais arriscada que as norte americanas. Tal adição de retorno encontra amparo na teoria econômica, mas é questionada por estudos empíricos que mostram que a diferença entre os graus de risco do regime inglês e norte americano não é estatisticamente significativa. Nesta dissertação é testada a hipótese de que o grau de risco de mercado da regulação por preço teto é maior do que o da regulação por custo de serviço. Para tanto são usados dados de distribuidoras de gás natural e energia elétrica da Argentina, Brasil, Chile e Estados Unidos, sendo que apenas neste último país se pratica regulação por custo de serviço e nos demais é adotada a regulação por preço teto de inspiração inglesa. Os testes aqui realizados indicam que não há evidências de que o risco de mercado seja maior em países com regulação por preço-teto do que em países com regulação por custo de serviço. Mais do que isso, esta dissertação conclui que o principal determinante do diferencial entre o risco de mercado das concessionárias brasileiras e o risco de mercado das empresas norte americanas comparáveis de distribuição de energia elétrica e de gás natural é a volatilidade do índice IBOVESPA e não o modelo tarifário adotado pelos reguladores. / Brazilian Law establishes that preservation of the economic balance of utilities is an obligation of the Brazilian State. Thus the State must set tariffs that not only cover utilities operational costs but also cover its capital cost, giving a fair return for utilities investors. In tariff setting, Brazilian regulators estimate a weight average cost of capital, of which market risk is one of the components. Brazilian regulators of natural gas and electricity distribution utilities choose an incentive based model of regulation, inspired in the English regulatory model of price cap, or RPI X. This regulatory model is considered riskier than the American model of cost of service, or (fixed) rate of return regulation. Thus, the choice for a price cap model made Brazilian electricity regulator (ANEEL) add a regulatory risk premium in the equity component of WACC to incorporate the risk differential between the English and the American regulatory models. Such regulatory risk premium is validated by economic theory, but is questioned by empiric studies that show that, across many countries, the difference between the risk of English and American models are not statistically significative. This dissertation tests the hypothesis that the market risk of price cap regulation is greater than cost of service regulation. In order to test such hypothesis data from natural gas and electric energy distributors from Argentia, Brazil, Chile and United States is used. Only the latter practices cost of service regulation and all other countries adopt the english inspired price cap regualation. The tests performed indicate that there is no evidence that the market risk is greater in countries adopting price cap regulation than in countries using cost of service regulation. Moreover, this dissertation concludes that the main aspect determining the difference between market.risk of Brazilian utilities providers and American comparable natural gas end electric energy distributors is the volatility of the IBOVESPA índex in spite of the tariff model adopted by the regulators.
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