1 aracaju, 20 de fevereiro de 2009. agência nacional de energia

Energisa Sergipe – Distribuidora de Energia S. A. - CNPJ: 13.017.462-0001/63 – Insc. Est.: 27.076.743/6

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Aracaju, 20 de fevereiro de 2009. Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL Brasília - Distrito Federal Assunto: Contribuição à Consulta Pública nº013/2009 Encaminhamos, em anexo, a contribuição da Energisa Sergipe à Consulta Pública nº 013/2009, que objetiva obter subsídios e informações adicionais para o processo de homologação da 2ª Revisão Tarifária Periódica desta distribuidora, que teve seu resultado provisório publicado por meio da Resolução Homologatória nº 639, de 17 de abril de 2008.

Certos da atenção a ser dispensada, desde já agradecemos e colocamo-nos à disposição para esclarecimentos necessários.




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Anexo Análise geral do processo Quando da homologação dos resultados provisórios, em abril de 2008, da 2ª Revisão Tarifária da Energisa Sergipe (ESE), foi observado redução da Parcela B de cerca de 29%, como demonstrado na tabela 1 mostrada a seguir:

Tabela 1 – Evolução da Parcela B da Energisa Sergipe entre o 1º Ciclo e o 2º Ciclo de Revisões Tarifárias

Indicadores Parcela B antes da 2ª RT

Parcela B após a 2ª RT (resultado

Provisório)

R$/Consumidor 518,65 367,15R$/MWh fornecimento 107,73 76,26

Análise HorizontalR$/Consumidor 100% 71%R$/MWh fornecimento 100% 71%

Este resultado deve-se, especialmente, às reduções observadas na reintegração e remuneração do ativo e nos custos operacionais. Na proposta de re-revisão colocada em Consulta Pública pela ANEEL, apresenta montante de Parcela B 5%(R$9.560 mil) menor do que a Parcela B concedida provisoriamente para a ESE. O maior impacto se deu nos custos operacionais, com decréscimo de 8,5% (R$8.935 mil) em relação ao valor homologado provisoriamente. Neste contexto, a queda da Parcela B - em relação ao valor anterior à 2ª Revisão Tarifária – foi de 33%, queda esta elevadíssima, ainda mais em se tratando de empresa do porte da ESE, como demonstrado na tabela 2 abaixo:

Tabela 2 – Evolução da Parcela B da Energisa Sergipe entre o 1º Ciclo e o 2º Ciclo de Revisões Tarifárias

Indicadores Parcela B antes da 2ª RT

Parcela B após a 2ª RT (resultado

Provisório)

Parcela B após a 2ª RT (Consulta Pública

013/2009)

R$/Consumidor 518,65 367,15 348,75R$/MWh fornecimento 107,73 76,26 72,44

Análise HorizontalR$/Consumidor 100% 71% 67%R$/MWh fornecimento 100% 71% 67%




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Por outro lado, na contramão do corte de Parcela B, há a exigência de que as metas de qualidade homologadas para a ESE, por meio da Resolução Autorizativa nº 1.644, de 04 de novembro de 2008, sejam melhoradas de forma significativa para o DEC e o FEC para o ciclo 2009-2013.

Figura 1 – Metas de DEC e FEC da ESE para o 1º e 2º Ciclo Tarifário

15,58

14,82

18,81 18,8118,17

17,50

16,55

19,2519,3419,59

13,2212,05

18,6118,9719,27 18,80

17,52

15,76

14,38

18,63

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Meta DEC Meta FEC

1º Ciclo 2º Ciclo

Decréscimo médio anual de 1% para o DEC e 0,9% para o FEC.

Decréscimo médio anual de 4,6% para o DEC e 7,8% para o FEC.

Observa-se que a melhora do DEC e do FEC neste 2º Ciclo Revisional superam em muito a trajetória homologada para o 1º ciclo tarifário. A melhora exigida para o DEC, no 1º Ciclo foi de 4%, contra 18,4% de exigência para o 2º período revisional. Já para o FEC, a tendência é a mesma do DEC, mas com maior intensidade. No 1º período a melhoria exigida foi de 3,4%, contra 31,2%de melhora para o 2º Ciclo. Fica claro que, enquanto se reduz significativamente a receita prevista na parcela B, há uma exigência de inflexão, para melhor, na curva dos indicadores de qualidade. Ou seja, por um lado se observa o corte de recursos de cerca de 33% e, por outro, uma grande exigência e desafiadora melhoria da qualidade do fornecimento neste mesmo período (18,4% para DEC e 31,2% para FEC). Neste sentido, ressalta-se que a Empresa de Referência desenhada para a Energisa Sergipe indica custos operacionais insuficientes e não aderentes à melhoria da qualidade exigida para o DEC e o FEC no próximo ciclo revisional.




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A seguir detalharemos os temas de pleito da Energisa Sergipe no contexto da 2ª Revisão Tarifária Periódica. Investimentos para o próximo ciclo tarifário A ANEEL, no âmbito da Consulta Pública nº 013/2009, considerou montante de investimento de R$161.305.511,00 para o próximo Ciclo Tarifário da Energisa Sergipe (ESE). A Energisa Sergipe, após realização de diagnóstico interno, avaliou os investimentos prudentes para o próximo Ciclo Tarifário, cujo montante produzido foi de R$128.751.461,00. Ressalte-se que os estudos para apuração dos investimentos citados levaram em consideração o planejamento efetuado pela empresa tomando como referência as informações provenientes de todas as fontes possíveis para avaliação do atendimento às novas cargas, manutenção das instalações e avanço tecnológico para otimização dos gastos. Na tabela 3 é apresentado o plano de investimento pleiteado pela ESE:

Tabela 3 – Investimentos da Energisa Sergipe para o 2º Ciclo Revisional

Investimentos (R$ em moeda de abril/08) abr/08-mar/09 abr/09-mar/10 abr/10-mar/11 abr/11-mar/12 abr/12-mar/13 Total

Consulta Pública 13/2009 (1) 32.261.102 32.261.102 32.261.102 32.261.102 32.261.102 161.305.511

Pleito ESE (2) 28.131.871 22.017.538 21.986.650 28.360.633 28.254.768 128.751.461

Pleito ESE (3) = (2-1) (4.129.231) (10.243.564) (10.274.452) (3.900.469) (4.006.334) (32.554.050)

Como observado na tabela 3, o investimento pleiteado pela ESE é menor em R$32.554.050,00 do que o montante preliminarmente considerado no âmbito da Consulta Pública 13/2009. Neste sentido, solicita-se à ANEEL a consideração do montante de R$128.751.461,00 referente à projeção de investimentos da ESE para o próximo período tarifário.




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Perdas de Energia: patamar inicial de perda global Entende-se por perda global como a diferença entre a energia injetada na rede de distribuição e a energia fornecida (considerados o mercado cativo, suprimento e consumidores livres faturados) A perda global se constitui no somatório das perdas técnicas e não técnicas da empresa distribuidora de energia. Para a definição do ponto de partida do nível de perdas global e da potencial trajetória de perdas não técnicas, no âmbito da 2ª Revisão Tarifária, a ANEEL se utiliza do seguinte procedimento:

• O ponto de partida considerado pela ANEEL foi o menor valor do histórico perdas globais praticado pela empresa (sobre a energia injetada no barramento da empresa) no último período tarifário.

• O nível de perdas técnicas foi calculado por meio de modelagem de rede eficiente, produzindo, como resultado, o percentual eficiente de perdas técnicas sobre o requerimento de energia.

• Por conseqüência, após o cálculo do nível de perdas global e técnica, é apurado o montante de perdas não técnicas. Este montante de perdas não técnicas, portanto, é relativizado pela energia fornecida pela concessionária na baixa tensão, de forma a criar o parâmetro de comparação do nível de perdas não técnicas da empresa com as demais concessionárias benchmark.

• Após esta comparação, pode ser sancionada para a distribuidora em foco uma trajetória de perdas não técnicas a ser adotada no 2º Ciclo Revisional.

• Caso seja adotada trajetória, a redução proposta é analisada do pondo de vista do impacto tarifário do volume de recursos alocados para o combate às perdas em comparação com os benefícios esperados.

No caso específico da Energisa Sergipe, a ANEEL considerou o seguinte balanço de energia, mostrado na tabela 4, quando da definição do nível de perdas global:




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Tabela 4 – Balanço de energia da ESE, com a inclusão dos consumidores CVRD e Santista

Balanço Total (Com CVRD e Santista) - MWh

abr/03-mar/04

abr/04-mar/05

abr/05-mar/06

abr/06-mar/07

abr/07-mar/08 Mínimo

Mercado Cativo 1.805.064 1.627.235 1.634.935 1.628.669 1.671.506 Suprimento 132.409 136.269 135.535 144.185 148.610

Sulgipe 132.409 136.269 135.535 144.185 148.610

Livre 57.399 397.035 522.936 650.681 603.300

Energia Injetada 2.293.925 2.472.005 2.630.859 2.783.267 2.790.697

Perda Total 299.053 311.465 337.453 359.732 367.280 Perda Técnica 180.015 198.650 218.886 236.318 240.620 Perda Comercial 119.039 112.815 118.567 123.414 126.660

% Perda Total 13,04% 12,60% 12,83% 12,92% 13,16% 12,60%% Perda Técnica 7,85% 8,04% 8,32% 8,49% 8,62%% Perda Comercial 5,19% 4,56% 4,51% 4,43% 4,54%

O valor mínimo de perda global sobre a energia injetada - que foi adotado como valor de perda de partida - calculado pela ANEEL foi de 12,60%, índice este que a ESE alcançou no 2º ano tarifário do 1º Ciclo Tarifário. No entanto, vale observar que dois ex-consumidores da ESE (Companhia Vale do Rio Doce - CVRD e Santista Têxtil) que se apresentavam no mercado pretérito - tanto cativo, quanto livre – mostrado na tabela 4 não se encontram inclusos no mercado do 2º Ciclo Revisional, o que reduz, de forma significativa, a base de mercado. O mesmo movimento não ocorre na mesma proporção das perdas, já que a CVRD apresentava perda zero, uma vez que a medição de faturamento se encontrava na barra de saída das linhas de transmissão (69kV) que atendia o referido consumidor. Já a Santista, também atendida em 69kV, apresentava uma pequena perda técnica, já que a extensão da linha que a atendia era pequena (em torno de 2km distante da barra da subestação de suprimento). O consumidor Companhia Vale do Rio Doce – CVRD saiu do sistema de distribuição da ESE em março de 2007, migrando sua unidade fabril para a Rede Básica. Já o consumidor Santista Têxtil fechou sua unidade fabril antes do início do Ano Teste da Revisão Tarifária da ESE e, como conseqüência, não mais faz parte do mercado para o Ciclo tarifário que se inicia. Portanto, torna-se óbvio que para manter a correspondência entre o ciclo tarifário que se finaliza e o que se inicia, é de todo necessário se ajustar o mercado passado por meio da retirada da carga destes dois ex-consumidores, cargas essas que eram relevantes dentro do mercado da ESE, de forma a calcular o percentual mais realista e aderente à realidade futura. Na tabela 5 abaixo, apresentamos a carga da CVRD e da Santista enquanto consumidores da Energisa




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Sergipe.

Tabela 5 – Carga dos consumidores CVRD e Santista Carga dos consumidores CVRD e

Santista - MWhabr/03-mar/04

abr/04-mar/05

abr/05-mar/06

abr/06-mar/07

abr/07-mar/08

Cativo 120.092 37.719 3.655 - - CVRD 80.207 Santista 39.885 37.719 3.655

Livre 29.385 139.751 204.328 204.899 27.875 CVRD 29.385 139.751 172.379 170.207 - Santista - - 31.949 34.692 27.875

Nesta linha, ao expurgar a carga da CVRD e Santista, no balanço energético mostrado na tabela 4, temos o seguinte cenário:

Tabela 6 – Balanço de energia da ESE, sem a inclusão dos consumidores CVRD e Santista Balanço Total (Sem CVRD e Santista) -

MWh abr/03-mar/04

abr/04-mar/05

abr/05-mar/06

abr/06-mar/07

abr/07-mar/08 Mínimo

Mercado Cativo 1.684.972 1.589.516 1.631.279 1.628.669 1.671.506 Suprimento 132.409 136.269 135.535 144.185 148.610

Sulgipe 132.409 136.269 135.535 144.185 148.610

Livre 28.013 257.284 318.608 445.782 575.425

Energia Injetada 2.144.401 2.294.488 2.422.828 2.578.321 2.762.783

Perda Total 299.006 311.418 337.406 359.685 367.242 Perda Técnica 179.967 198.603 218.839 236.271 240.582 Perda Comercial 119.039 112.815 118.567 123.414 126.660

% Perda Total 13,94% 13,57% 13,93% 13,95% 13,29% 13,29%% Perda Técnica 8,39% 8,66% 9,03% 9,16% 8,71%% Perda Comercial 5,55% 4,92% 4,89% 4,79% 4,58%

Comprova-se, dessa forma, que, uma vez uniformizada a base de referência do denominador utilizado para apuração das perdas, o menor valor das perdas globais sobre a energia injetada calculado e aderente ao mercado do 2º período tarifário é de 13,29%. Vale ressaltar que o consumidor CVRD não gerava perdas técnicas, pois como já citado, sua conexão com o sistema de distribuição se dentro do próprio barramento com a rede básica. Já o consumidor Santista gerava cerca de 3,9 MWh/mês de perdas técnicas, pois sua conexão se dava a uma distância de cerca de 2 km do barramento da distribuidora. Neste sentido, o valor das perdas técnicas foi alterado na tabela 6 a fim de refletir todos os impactos causados pela saída dos consumidores CVRD e Santista do sistema da ESE..




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Por fim, solicitamos a alteração do percentual de perda global de 12,60% para 13,29%, sendo que este último se constitui no índice aderente ao mercado considerado para o 2º Ciclo Revisional. Perdas de Energia: patamar inicial de perda não técnica ou comercial Em função da mudança do patamar de perdas globais - dado uma perda técnica já calculada de 7,02% sobre energia injetada – ocorre, em conseqüência, a alteração do nível de perdas não técnicas. A ANEEL, na proposta colocada no âmbito da Consulta Pública 13/2009, definiu trajetória de perdas não técnicas para ESE de 16,71% de perdas comerciais sobre o mercado de baixa tensão, no primeiro ano do 2º ciclo tarifário, para 13,24%, no último ano do período tarifário. Este valor foi produzido a partir do nível global definido de 12.60% e das perdas técnicas calculadas pela SRD de 7,02%. Como conseqüência, as perdas comerciais sobre a energia injetada ficaram em 5,58% (que é a diferença entre 12,6% e 7,02%). Dado o mercado cativo, livre e de suprimento no ano anterior ao Ano Teste, o montante de perdas comerciais que produz o nível de 5,58% é de 154.814 MWh. Este montante, relativizado pelo mercado de baixa tensão do mesmo período (926.367 MWh), produz o percentual de partida das perdas comerciais sobre a energia injetada de 16,71%. A seguir apresentamos o cálculo do nível de perdas não técnicas sobre o mercado de BT, de 16,71%:

Tabela 7 – Cálculo das Perdas da ESE conforme proposta da Consulta Pública 013/2009

Apuração Nível de Perda (MWh) Consulta Pública 013/2009

Energia Injetada (1) 2.772.779 Mercado cativo + Suprimento (2) 1.820.117 Mercado livre (3) 603.300 Perda Global (4)=(1)-(2)-(3) 349.362 Perdas Técnicas (5) 194.544 Perdas Não Técnicas (6) 154.814

% Perda Global s/ E. Injetada (7)=(4)/(1) 12,60%% Perda Técnica s/ E. Injetada (8)=(5)/(1) 7,02%% Perda Não Técnica s/ E. Injetada (9)=(6)/(1) 5,58%

Mercado BT (10) 926.367

% PNT sobre BT (8)=(6)/(10) 16,71%

Como já citado anteriormente, o nível de perda global calculado para a partida (de 12,6%) não encontra aderência com o mercado sancionado para o 2º período tarifário. Como já mostrado, o nível de partida da perda global sobre a injeção de energia no barramento da distribuidora aderente ao mercado projeta é de 13,29% e não 12,6%, como proposto na Consulta Pública 13/2009.




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Diante disto, na tabela 8 abaixo é apresentado o novo patamar de perdas não técnicas produzido em decorrência da alteração do nível de perda global de 12,6% para 13,29%.

Tabela 8 – Cálculo das Perdas da ESE aderente ao mercado projetado para o 2º Ciclo

Apuração Nível de Perda (MWh) Pleito Energisa Sergipe

Energia Injetada (1) 2.762.783 Mercado cativo + Suprimento (2) 1.820.117 Mercado livre (3) 575.425 Perda Global (4)=(1)-(2)-(3) 367.242 Perdas Técnicas (5) 193.843 Perdas Não Técnicas (6) 173.399

% Perda Global s/ E. Injetada (7)=(4)/(1) 13,29%% Perda Técnica s/ E. Injetada (8)=(5)/(1) 7,02%% Perda Não Técnica s/ E. Injetada (9)=(6)/(1) 6,28%

Mercado BT (10) 926.367

% PNT sobre BT (8)=(6)/(10) 18,72%

Como pode ser observado, o patamar de 16,71% - calculado anteriormente em função da perda global de 12,6% - alterou para 18,72% sobre o mercado de baixa tensão. Cabe observar que outra alteração observada no balanço energético mostrado na tabela 8 é que foi ajustado, também, tanto o fornecimento ao mercado livre, quanto as perdas técnicas (foi expurgado 38 MWh, equivalente a 80% da carga normal da Santista ou 10 meses de permanência do consumidor no mercado do período) do consumidor Santista. Neste sentido, solicitamos a consideração, por parte da ANEEL, do patamar de 18,72% de perdas não técnicas sobre mercado de baixa tensão na Revisão Tarifária da Energisa Sergipe como ponto de partida. Perdas de Energia: meta a ser alcançada para as perdas não técnicas A proposta de re-Revisão Tarifária da Energisa Sergipe (ESE), colocada em consulta Pública, ANEEL estabeleceu uma meta de 13,24% de perdas não te´cnicas (ou comerciais) sobre o mercado de baixa tensão. Esta meta representa um esforço de redução representa uma redução anual de aproximadamente 0,87% ao ano, se considerarmos, como colocado em Consulta pública, a partida de 16,71% sobre o mercado de BT no Ano Teste.




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Nesta manifestação foram apresentados - como já mostrado anteriormente - subsídios que alteram o ponto de partida das perdas comerciais PNT adotado pelo regulador para ESE na Nota Técnica nº039/2009.

A partir deste novo ponto de partida das perdas não técnicas é verificado que a trajetória estabelecida na Nota Técnica nº 039/2009 é excessivamente acentuada, o que a torna inexeqüível nas atuais condições que caracterizam a área de concessão da ESE.

Chega-se a esta conclusão analisando trajetórias de redução de perdas não técnicas estabelecidas para outras concessionárias e as dificuldades enfrentadas pelo combate na área de concessão da ESE.

Diante deste contexto, propõe-se uma trajetória alternativa compatível com as especificidades locais e que está em linha com a análise comparativa realizada pelo Regulador.

A adoção desta trajetória alternativa mostra-se, ainda, em sintonia com a necessidade de cautela e parcimônia na interpretação dos resultados do modelo econométrico, desenvolvido pela ANEEL, que por sua natureza carrega tem imperfeições relevantes. Mas, é também ressaltado, pela concessionária, o avanço metodológico gerado pela ANEEL no tratamento das perdas não técnicas.

Aspectos Metodológicos

Para comparar as empresas em relação ao nível de perdas não técnicas (PNT) , a ANEEL utiliza um modelo econométrico de efeitos aleatórios do tipo:

A variável dependente do modelo é a PNT sobre mercado baixa tensão (BT) baseada nos dados

apresentados pelas empresas. As variáveis explicativas são compostas por características sócio-

econômicas das áreas de concessão. Com base em estimativas dos parâmetros, foi construído índice para

(1)




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comparar as diferentes empresas segundo sua complexidade social.

Dois problemas decorrem da comparação das empresas nesse ranking: (i) assumir imprecisamente que a

área de concessão de uma empresa é mais complexa do ponto de vista social do que ela é realmente,

tornando-a um referencial de perdas inalcançável para outras empresas e, (ii) deixar de comparar a

concessionária que se deseja determinar o potencial de redução de PNT com concessionárias em áreas de

concessão classificadas como de boas condições sociais (baixa posição no ranking).

Para mitigar esses dois problemas e definir a meta para PNT, foram comparadas as PNT entre todas as

empresas, independentemente da sua posição ocupada no ranking. A meta para PNT/Mercado BT,

decorrente da comparação entre duas empresas, foi definida da seguinte forma:

Onde:

Prob(.) = a probabilidade de o benchmark estar em uma área de concessão mais complexa, que é igual à probabilidade da empresa i estar em uma área menos complexa.

Sendo:

Y Aˆ

e Y Bˆ

são valores estimados de PNT/Mercado BT para as empresas A e B e, ( )Y A

V ˆ e

( )Y BV ˆ

, suas

variâncias, respectivamente.

Para o cálculo das probabilidades da equação acima, a ANEEL assume que os valores estimados de

PNT/Mercado BT apresentam uma distribuição normal. Como a variância de PNT é desconhecida, toma-se

como referência a distribuição t-Student. São estimadas metas levando em conta a comparação entre as

empresas duas a duas.

(2)




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Além do benchmarking, foram estabelecidos critérios adicionais para definição da meta final. Haverá a

separação das empresas em grupos de pequenas e grandes, e tratamento diferenciado para as empresas

que se encontram no topo do ranking, devido à “inexistência” de empresas que sirvam como referência. É

previsto, também, a compatibilização de metas de PNT considerando a proximidade no ranking e a

proximidade geográfica.

Desta forma, analisaremos a seguir, dois aspectos do modelo desenvolvido pela ANEEL, quais sejam:

• Não Normalidade dos Resíduos; • Tratamento das Especificidades e

Não Normalidade dos Resíduos

Na formulação de um modelo a partir de mínimos quadrados generalizados, assume-se a premissa de normalidade da distribuição dos resíduos da regressão. Nesse caso, os resíduos da regressão correspondem à parcela de PNT/Mercado BT não explicada pelas variáveis independentes e pelo efeito aleatório.

O resíduo representa a influência combinada das variáveis não incluídas na especificação do modelo. Espera-se que a influência das variáveis omitidas seja insignificante, ou melhor, que o resíduo seja aleatório. Considerando a premissa de que o resíduo obedece a uma distribuição normal, os parâmetros da equação também seguirão esta distribuição uma vez que estes são estimados como funções lineares dos resíduos.

A verificação da hipótese de normalidade permite recorrer ao teste t para realizar inferências sobre o modelo estimado. Ou seja, permite a aplicação de testes de hipótese sobre a significância dos parâmetros estimados. Caso o resíduo não apresente distribuição normal, os parâmetros estimados podem ser analisados apenas pontualmente, ou seja, não são permitidas inferências. Desta forma, é fundamental verificar se a hipótese de normalidade dos resíduos é estatisticamente válida. Para tanto, o modelo especificado pela ANEEL foi replicado, o que possibilitou a estimação dos resíduos e aplicação de testes para verificar a validade da hipótese de normalidade.




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Os testes Kolgomorov-Smirnov e Shapiro-Wilk foram aplicados para verificar a normalidade dos resíduos da equação estimada. Assumindo que a hipótese nula é a de que a série tem distribuição normal, essa hipótese foi rejeitada ao nível de significância de 5%. Ou seja, o resíduo do modelo estimado não apresenta distribuição normal. O quadro 1 apresenta os resultados dos dois testes realizados.

Quadro 1 – Testes de Normalidade do Resíduo

Estat íst ica de teste

Graus de liberdade

p-valueEstat íst ica

de testeGraus de liberdade

p-value

Resíduo_Índice 0,329 291 0,000 0,282 291 0,000

Kolgomorov-Smirnov Shapiro-W ilk

Ao se relaxar a hipótese da normalidade, o modelo adotado perde capacidade de inferência. A não

aleatoriedade do resíduo aponta para a omissão de variáveis relevantes na especificação do modelo1.

Nesta situação, recomenda-se parcimônia com a utilização dos modelos e interpretação de seus

resultados.

Tratamento das Especificidades

A equação estimada pela ANEEL trata as especificidades das empresas ao optar pelo modelo de efeitos aleatórios para estimar os parâmetros da equação. No entanto, o Índice a partir do qual foi construído o ranking não inclui os efeitos aleatórios. A ANEEL construiu o índice a partir do modelo de estimação de PNT/Mercado BT, desconsiderando os efeitos aleatórios. Entende-se por efeitos aleatórios as especificidades das empresas consideradas na amostra que não seriam captadas por alguma variável mensurável. Entre estas especificidades estariam peculiaridades exclusivas de cada área de concessão. A não inclusão dos efeitos aleatórios na elaboração do índice reduz a precisão das estimações de PNT/Mercado BT, o que corrobora, igualmente, para necessidade de cautela no manuseio do modelo e sua utilização para a determinação das metas regulatórias.

1 Não está sendo considerada aqui a possibilidade de autocorrelação dos resíduos como causa da não normalidade dos resíduos, uma vez que a ANEEL atentou para este fato e efetuou o tratamento requerido para a autocorrelação residual.




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Definição meta para Perdas Não Técnicas

Como resultado do modelo econométrico, o regulador concebeu um índice de complexidade sócio-

econômica que objetiva comparar as diversas concessionárias de distribuição de energia elétrica.

Entre 1º de janeiro de 2009 e 15 de fevereiro de 2009, a ANEEL divulgou resultados relativos à 2º Revisão tarifária de 14 concessionárias. Porém, para apenas duas concessionários - além da Energisa Sergipe - foi estabelecida trajetória de redução de PNT (CEMAT e ENERSUL). No entanto, entende-se que devido à proximidade geográfica conjugada ao fato da elevada probabilidade de que a COELBA esteja em área de concessão com maior complexidade social, o benchmarking mais adequado para a Energisa Sergipe seria a COELBA. Esta assertiva é ainda mais relevante dado a cautela e parcimônia requerida na interpretação da aplicação do modelo econométrico como já foi acima descrito. Com base no novo ponto de partida de 18,72%, a meta final seria 13,97%, que é o benchmarking estimado com base na concessionária COELBA. Com a adoção do novo ponto de partida de 18,72% e considerando a meta final de 13,24%, a trajetória de redução de PNT ficou ainda mais acentuada, apontando para uma queda de 5,46% no 2º ciclo revisional. Anteriormente, com o ponto de partida de 16,71% e meta final de 13,24%, a queda era no período era de 3,47%. Por sua vez, com ponto de partida de 18,72% e a utilização do benchmarking COELBA (de 13,97%) como meta final, a queda será de 4,75% ao longo de todo o período revisional. Neste sentido, solicitamos a adoção da meta, para a Energisa Sergipe, de 13,97% para as perdas não técnicas sobre o mercado de BT, tendo como de partida 18,72%.




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Custos Operacionais: empresa de referência

ASPECTOS METODOLÓGICOS.......................................................................................................................... 10

NÃO NORMALIDADE DOS RESÍDUOS .............................................................................................................. 12

TRATAMENTO DAS ESPECIFICIDADES ............................................................................................................. 13

DEFINIÇÃO META PARA PERDAS NÃO TÉCNICAS...........................................................................................14

INTRODUÇÃO ..................................................................................................................................................... 17

ÁREA DE CONCESSÃO........................................................................................................................................ 17

PLEITOS À MODELAGEM DE EMPRESA DE REFERÊNCIA ...............................................................................20

Estrutura de pessoal de sede central ...................................................................................................20 Diretoria de Regulação................................................................................................................................................... 20 Auditoria Externa ............................................................................................................................................................. 22 Assessoria Jurídica............................................................................................................................................................ 23

Estrutura Regional: estacionamento de veículos comerciais e de O&M ................................................. 25

Sistemas de Informática: vida útil e manutenção dos sistemas ...............................................................26 Sistemas de telecomunicação da operação: cálculo da relação entre a anuidade do Investimento (Cai) e o custo Anual de Manutenção (Cmi) ...........................................................................................................................28

Processos de O&M: serviços de Linha Viva ...................................................................................................30 Turno Ininterrupto de Revezamento para tarefas corretivas ............................................................................... 33 Higienização de Uniformes ........................................................................................................................................... 37

Processos Comerciais: infra-estrutura dos postos de atendimento comercial ....................................... 38 Quantidade de atendentes comercias........................................................................................................................39 Entrega Mensal de Fatura dos Consumidores Rurais .............................................................................................43 Adequação dos parâmetros de leitura....................................................................................................................... 44

Teleatendimento: mix de ligações do call center ........................................................................................46 Teleatendimento: Impacto da Portaria 2.014 sobre o Teleatendimento .......................................................... 48 Teleatendimento: duração das Chamadas.................................................................................................................51




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Custos Adicionais: supervisores de atividades comerciais e de O&M...................................................... 53 Produtividade das tarefas de combate às perdas....................................................................................................54 Ganhos de Holding ..........................................................................................................................................................56 Indexação das receitas com serviços taxados e data base da revisão................................................................58




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INTRODUÇÃO

ÁREA DE CONCESSÃO

A Empresa Energética de Sergipe – ENERGISA SERGIPE foi criada pela Lei estadual nº 943, de 03 de março de 1959, na época denominada Empresa Distribuidora de Energia em Sergipe S/A. Em dezembro de 1997, o Grupo ENERGISA (acionista controlador) adquiriu o controle acionário da Energisa Sergipe (ESE) em leilão de privatização. A ESE atende a 63 municípios, englobando uma população de cerca de 1,7 milhões de habitantes, em uma área de concessão de 17.465 km2, representando cerca de 80% do Estado de Sergipe, conforme demonstrado na Figura 2 abaixo.

Figura 2 – Mapa da área de concessão da Energisa Sergipe




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A Energisa Sergipe tem seu suprimento a partir de 5 regionais da Companhia Hidroelétrica do São Francisco CHESF – Subestações Jardim (1), localizada no município de Nossa Senhora do Socorro; Itabaiana (2), município de Itabaiana; Itabaianinha (3), município de Itabaianinha; Xingó-13,8kV (4) no município de Canindé do São Francisco, todas no Estado de Sergipe; e Subestação Freitas Neto (5) no município de Penedo, Estado de Alagoas. Em se tratando de subestações de distribuição, a ESE possui 24 (vinte e quatro) subestações de distribuição, todas nas tensões 69/13,8kV, com potência total instalada de 377,0/468,2MVA. O sistema de transmissão é composto de 1 (uma) linha de transmissão na tensão de 230kV com extensão de 7,1km, e de 44 (quarenta e quatro) linhas de transmissão na tensão de 69kV totalizando 979,04 (novecentos e setenta e nove quilômetros e quarenta metros) km de extensão. Em seu sistema de distribuição, na tensão de 13,8kV, a ESE possui 38 (trinta e oito) alimentadores na capital e 76 (setenta e seis) alimentadores no interior totalizando 1.448,2 (mil quatrocentos e quarenta e oito e duzentos) km de rede de distribuição primária (urbana) e 9.941,8 (nove mil novecentos e quarenta e um e oitocentos) km de linhas de distribuição primária (rural) nas tensões de 13,8/7,96kV. O sistema de distribuição secundária possui 6.420 (seis mil quatrocentos e vinte) km nas tensões de 220/127V, 230/115V e 380/220V. Outros dados relevantes da ESE:

• Área de concessão (km2) = 17.465; • Total de AT = 952,7km (sendo 945,6 em 69 kV e 7,1km em 230 kV) • Número de SE’s = 23; • Capacidade instalada (MVA) = 450; • Km de MT (Urbano) = 1.448,2; • Km de MT (Rural) = 9.941,8; • Km de BT = 6.420.

O Programa Luz para Todos na Energisa Sergipe se iniciou com a assinatura do 1º Termo de Compromisso em 31 de março de 2004, com a uma meta inicial de atendimento a 22.393 domicílios rurais até dezembro de 2006. Esta demanda de ligações se baseou nos dados fornecidos pelo Censo 2000. Durante a execução do programa verificou-se que a demanda a ser atendida é muito superior àquela meta estabelecida inicialmente no 1º Termo de Compromisso, o que levou a concessionária assinar o 2º Termo de Compromisso, em 05 de setembro de 2007, cuja meta adicional de ligação foi de 21.658 domicílios até dezembro de 2008. A totalização de ligações no âmbito do programa é de 44.051 domicílios. Os domicílios que foram contemplados pelo referido programa são, via de regra, residenciais, com ligação




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monofásica, situados em regiões de difícil acesso, apresentam consumo médio menor que 40 kWh/mês e estão localizados em regiões de baixa densidade demográfica. Principais fatores dificultadores

o Regime atípico de chuvas nos últimos anos, o que tem causado atraso na construção das obras; o A malha viária do Estado em precário estado de conservação, prejudicando sobremaneira o

transporte e acesso a todos os pontos de implantação das linhas e redes, principalmente se o deslocamento for realizado por veículos pesados;

o Entrega do material necessário para atender aos projetos: demanda exige curto prazo para fornecimento e, na verdade, encontra-se dificuldade dos fornecedores e fabricantes em atender aos respectivos pedidos em virtude da grande demanda provocada pelo programa;

o Dificuldade, face ao grande aumento da demanda, de mão-de-obra especializada para execução do respectivo programa;

o Conciliação do Plano de Universalização com o Programa Luz para Todos - PLPT (obras conciliadas no Comitê Gestor Estadual - CGE);

o Atraso na realização dos contratos com o Governo Estadual e Federal; o Liberação de recursos das obras do Governo Estadual inadequada ao andamento dos serviços e

aquisição de material; Malha viária do Estado de Sergipe A malha viária do Estado de Sergipe é composta de 2 (duas) rodovias federais BR-101 e BR-235 e de várias rodovias estaduais e vicinais. Como em quase todo o território nacional, as rodovias no estado encontram-se em precário estado de conservação o que prejudica em muito o transporte e acesso a todos os pontos de implantação e manutenção das linhas e redes, principalmente quando se utiliza de veículos pesados. Em diversas estradas vicinais o fato se agrava, em virtude da não existência de pavimentação em suas pistas de rolamento. Condições ambientais do Estado de Sergipe No litoral, bem como em toda a região costeira, existe alto grau de salinidade na atmosfera, que é um fator de significância na definição das características de fabricação e proteção dos equipamentos e materiais para que estejam adequados a esse tipo de ambiente. Este fato pode ser confirmado em trabalho desenvolvido pela empresa, dentro de um de seus Programas de Pesquisa & Desenvolvimento, cujo relatório foi encaminhado à ANEEL, onde se concluiu que a costa litorânea de Sergipe ser uma das áreas de maior índice de agressividade devido à salinidade no Brasil.




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Nos municípios situados próximos à região costeira o tipo de solo normalmente encontrado é o de lama ou massapé, onde se encontra dificuldades de implantação de redes aéreas ou subterrâneas. O solo da região sul é basicamente composto de areia, onde se tem dificuldade no correto dimensionamento dos sistemas de aterramento, devido aos altos valores de resistividade do solo. Na região do Agreste, por seu turno, é encontrado um relevo acidentado, com significativas variações de altitude, fato este que, do ponto de vista de construção de redes, dificulta a implantação das estruturas e de acesso das viaturas. No semi-árido é encontrado um tipo de solo bastante rochoso até as proximidades do Rio São Francisco, caracterizando-se como um grande obstáculo para a implantação das linhas e redes elétricas. Em várias situações há a necessidade de utilização de explosivos e condições específicas de implantação, necessitando utilizar equipes altamente especializadas. Outro fator adverso a ser considerada, em áreas cujo solo de caracteriza como rochoso e acidentado, é a alta resistividade do solo encontrada que cuja causa são maiores custos para se ter um adequado dimensionamento do sistema de aterramento.

Pleitos à modelagem de Empresa de Referência

Estrutura de pessoal de sede central

Diretoria de Regulação

Proposta ANEEL: O Regulador reconhece na estrutura de pessoal da Empresa de Referência uma estrutura básica responsável pelo gerenciamento dos processos regulatórios composta de 1 Gerente Assuntos Regulatórios, 4 Analistas de Assuntos Regulatórios, 2 Analistas de Tarifas, 3 Técnicos de Assuntos Regulatórios e 1 Assistente Administrativo.

Considerações e pleito da Energisa Sergipe: A Energisa Sergipe (ESE) entende que a complexidade intrínseca às atividades regulatórias e as exigências crescentes que o Regulador vem solicitando às concessionárias acabam por implicar na necessidade de estruturas não “lineares” em relação aos parâmetros clássicos de uma distribuidora, tornado-se menos dependentes do porte da empresa. Devem ser levados em conta, igualmente, os aspectos relacionados à




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estatura da mesma em termos de atendimento dentro das unidades da federação, ressaltando a complexidade dos relacionamentos institucionais, políticos e regulatórios no interior dos estados brasileiros. Em conseqüência, os atributos utilizados para definir os clusters de organograma não podem ser levados ao pé da letra quando se trata de representar os requerimentos e a estrutura da diretoria de regulação de uma concessionária. Em geral, a aplicação da regulação em uma concessionária não se constitui em tarefa simples. É exigido conhecimento, planejamento, coordenação e orientação, de forma que se possa ter a incorporação do conhecimento regulatório nos processos da empresa. É imprescindível que se estabeleça e exerça o controle regulatório interno, considerando os diversos aspectos técnicos, comerciais, econômicos e financeiros, de forma a espelhar dentro da corporação a indicação dada pelo próprio processo regulatório.

Além disso e em especial, a interlocução e o atendimento às demandas do poder público (especialmente estadual e federal) devem ser executados no âmbito da Diretoria, que, na verdade, se constitui no representante legal da concessionária perante estas esferas.

Torna-se, portanto, necessário e evidente a consideração de uma Diretoria de Regulação na Estrutura Central da ESE, dado a abrangência da empresa em um dos Estados da Federação e a própria existência de estrutura a nível estratégico-empresarial.

Para fazer face à abrangência e ao nível de complexidade das atividades efetivamente exercidas por uma área de capital intelectual voltada à Regulação e às relações, especialmente com o poder público, a ESE entende ser necessária uma estrutura mínima constituída por uma Diretoria e duas Gerências (uma Gerência de Regulação Econômica e uma Gerência de Regulação Técnica e Comercial).

Na tabela 9 abaixo é apresentado o adicional de funcionários considerados necessários e essenciais na Diretoria de Regulação.

Tabela 9 – Adicional de funcionários essenciais na Diretoria de Regulação da ESE

Quantidade Cargo Categoria Salarial Salário Mensal (unit.)

1 Diretor de Regulação Diretor Comercial R$21.013,35

1 Gerente de Regulação Gerente de Assuntos Regulatórios R$ 10.757,61

1 Secretária Secretária de Diretoria R$ 2.596,17




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Esta alteração representa um acréscimo nos custos da ER de R$790.619, sendo R$764.465 referentes à Pessoal e R$26.154 a Materiais e Serviços, conforme demonstrado na tabela 10.

Tabela 10 – Impacto em função da incorporação do pleito da Diretoria de Regulação

ANEEL PLEITO DIFERENÇA

SETOR DA EMPRESA CUSTOS PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV. (R$)

CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL

(R$)

CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

ESTRUTURA CENTRAL R$ 21.798.432 R$ 3.226.604 R$ 22.562.898 R$ 3.252.757 R$ 764.465 R$ 26.154 R$ 790.619

Auditoria Externa

Proposta ANEEL: No modelo de Empresa de Referência é reconhecido um custo de R$ 300.000,00 a titulo de auditoria externa.

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: Entende-se por auditoria externa o processo pelo qual é realizado um exame cuidadoso e sistemático das atividades desenvolvidas em determinada empresa ou setor, onde o objetivo principal é verificar se as ações realizadas pela corporação estão de acordo com as disposições planejadas previamente e se foram implementadas com eficácia e adequadas aos objetivos. Contudo sua principal característica é a independência e imparcialidade exigida dos auditores.

A Resolução ANEEL nº24, de 27 de janeiro de 2000, no artigo 4°, parágrafo 5°, referente aos indicadores de continuidade de distribuição de energia elétrica diz:

“Até 31 de dezembro de 2007, a concessionária de distribuição deverá certificar o processo de coleta dos dados e de apuração dos indicadores individuais e coletivos estabelecidos nesta Resolução, com base nas normas da Organização Internacional para Normalização (International Organization for Standardization) ISO 9000”.




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Este processo de certificação inclui a realização periódica de auditorias de certificação ou recertificação. Além do custo de contratação desta auditoria, é necessário agregar outros custos, como a emissão de certificados e pagamento de taxas de acreditação.

Adicionalmente, é necessário também cumprir os regulamentos vigentes às empresas de capital aberto com base nas normas e disposições expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM, incluindo a Instrução CVM 469/08, e legislação específica aplicável às concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, estabelecidas pela ANEEL, preponderantemente o Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica.

O valor sugerido de R$ 300.000,00 ao ano para gastos com auditoria externa se encontra inadequada à realidade vivida pela ESE. Por se tratar de cálculo não parametrizado, a ESE solicita a adoção dos valores reais incorridos no ano de 2008, por entender que uma empresa concorrente atuante na mesma área de concessão encontraria os mesmos custos no mercado. Em 2008 foram gastos R$ 525.328, que geram um aumento de R$ 225.328 nos custos de material e serviço na estrutura central.

Tabela 11 – Impacto em função do pleito de ajuste do custo com auditoria externa


SETOR DA EMPRESA CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

ESTRUTURA CENTRAL R$ 3.226.604 R$ 3.451.932 R$ 225.328

Assessoria Jurídica

Proposta ANEEL:

Na Assessoria Jurídica são reconhecidos, pela ANEEL, somente os custos da estrutura física de pessoal e os custos administrativos diretamente relacionados, como aluguel, equipamentos, entre outros. Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE:

A ESE entende que custo incorrido pela área jurídica, pela natureza de sua atividade, não se limita ao quadro de pessoal e seu conseqüente custo administrativo adicional.




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Há necessidade de custos de natureza jurídica como reprografia, cartório, honorários periciais e entre outras despesas.

Os custos associados às atividades jurídicas são diversos, como por exemplo:

• Assinatura de informativo da revista dos tribunais, cadastro de “push” de acompanhamento processual, serviço de acesso aos D.O. da União, Estado e Municípios;

• Custos com os deslocamentos dos advogados, uma vez que muitas das audiências são realizadas fora do município da cede central;

• Custos de reprografia de processos e autenticação de documentos; • E contratação de advogados de outros escritórios, em virtude das demandas dos processos.

A seguir é mostrado os valores dos custos com a assessoria jurídica no ano de 2008 e não contemplados pela modelagem de Empresa de Referência.

Assinatura de serviços diversos 2.282 Traslados - Passagens, Hospedagens e Alimentação 94.546 Reprografia 142.143 Total 238.971

Neste sentido, é solicitado o reconhecimento das despesas adicionais da área jurídica no valor de R$238,971,00 que corresponde ao montante efetivamente gasto pela Energisa Sergipe no ano 2008.

Tabela 12 – Impacto em função do pleito de custos adicionais incorridos pela Assessoria Jurídica


SETOR DA EMPRESA CUSTOS MAT.

E SERV. (R$) CUSTOS MAT.

E SERV. (R$) TOTAL

ESTRUTURA CENTRAL R$ 3.226.604 R$ 3.465.575 R$ 238.971




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Estrutura Regional: estacionamento de veículos comerciais e de O&M

Proposta ANEEL: O modelo de Empresa de Referência prevê vagas de estacionamento para os veículos utilizados nas tarefas comerciais e de operação e manutenção, que resulta num valor total de R$182.183,00. Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: Com a inspeção detalhada das células “D339”, “D340” e “D341” da planilha “Gastos Gerências Regionais” foi possível identificar três inconsistências no cálculo, quais sejam:

1. Os veículos de O&M encontram-se subdimencionados – as fórmulas utilizadas para calcular o número de veículos e constantes das células “BV17” à “BV29” da planilha “Tarefas de O&M” não consideram os tempos de execução das tarefas. O correto, para a mensuração do montante de veículos destinados as tarefas de O&M é a utilização das células “CC17” à “CC29” da mesma planilha “Tarefas de O&M”, que levam em conta no cálculo do montante total de veículos o tempo de execução das tarefas.

2. Veículo pesado (vec13) classificado como veículo leve – a fórmula da célula “D339” da planilha “Gastos Gerências Regionais” considera como leve os veículos tipo 13, que são, na verdade, conforme classificação dada pela modelagem, os veículos de linha viva, ou seja, veículos pesados.

3. Utilização de valores fracionários para os veículos das tarefas comerciais – na planilha “Tarefas Comerciais” , os valores das células “Y8” a “Y20” não estão arredondados, o que acarreta o subdimencionamento da área de estacionamento, uma vez que não é factível e razoável estimar o custo de uma vaga que não comporte um carro inteiro.

A correção desses três pontos acarreta num custo total de estacionamento de R$233.066, que representa um impacto em Material e Serviços de O&M de R$50.883, conforme demonstrado na tabela 13 abaixo.

Tabela 13 – Impacto em função do pleito de custos de estacionamento de veículos comerciais e

de O&M


SETOR DA EMPRESA CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

PROCESSOS DE O&M R$ 7.967.666 R$ 8.018.549 R$ 50.883




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Sistemas de Informática: vida útil e manutenção dos sistemas

Proposta ANEEL: A ANEEL considera para todos os sistemas da Empresa de Referência uma vida útil de 10 anos e uma taxa de manutenção anual de 15% a.a..

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: No cálculo da anuidade dos sistemas, exposto na Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL, o Regulador estipula a vida útil econômica dos sistemas de informática em 10 anos e a taxa de manutenção dos sistemas em 15% a.a.. Estes valores, não refletem tanto a legislação vigente, quanto a própria prática contábil e realidade de mercado.

Cabe lembrar que a Portaria nº 815, de 30 de novembro de 1994, que determinou aos concessionários do serviço público de energia elétrica a atualização e manutenção do cadastro da propriedade em função do serviço concedido, estabeleceu para a vida útil contábil do software um período de 5 anos. Da mesma maneira, a Legislação do Imposto de Renda considera que os softwares de informática são bens amortizáveis quando as taxas anuais atingem até 20% do valor do produto.

Em função do mencionado acima e em conformidade com a Portaria nº 815/94 e com a legislação do Imposto de Renda, solicitamos a alteração da vida útil dos sistemas de 10 para 5 anos na modelagem de custos operacionais utilizada neste 2º Ciclo Revisional. Esta adequação gera um impacto de R$2.921.268,00 de Material e Serviços em Sistemas, conforme mostrado na tabela 14.

Tabela 14 – Impacto em função do pleito de ajuste da vida útil dos sistemas



E SERV. (R$) CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

SISTEMAS R$ 9.019.105 R$ 11.940.373 R$ 2.921.268

Outro ponto de atenção é o entendimento do Regulador, exposto no Anexo XII da NT 343/2008, de que as




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taxas de manutenção dos sistemas incluem pacotes com atualizações de softwares que prolongam a vida útil dos grandes sistemas corporativos. A ESE solicita a alteração do percentual de 10% para 19,6% a.a. sobre o investimento total dos sistemas, em função da prática de mercado.

Um exemplo real são as taxas praticadas pela SAP2 (líder mundial em sistemas de informática), onde é adotada uma estratégia de manutenção conhecida como 5+1+2. Esta prática considera que, apesar da vida útil do sistema finalizar após 5 anos, ela pode ser estendida em até 3 anos através de taxas de manutenção crescentes para facilitar a implantação do novo sistema, conforme tabela abaixo.

Ano Taxa de Manutenção sobre

investimento

1º ao 5º 17% a.a.

6º 19% a.a.

7º e 8º 23% a.a.

No caso da adoção do critério de 10 anos, a adoção das taxas previstas pela SAP resultaria numa taxa média de 19,6% a.a. caso para o 9º e o 10º anos fossem considerados também um custo de manutenção de 23% a.a.

Por outro lado podemos concluir que a utilização de taxa igual a 15% - como é a prática indicativa da ANEEL – não encontra respaldo no efetivamente realizado no mercado. Cabe observar que a própria SAP pratica uma taxa mínima, em sua estratégia 5+1+2, do 1º ao 5º ano, onde é utilizada, neste período, uma taxa 17% aa.

Diante do cenário reportado acima, caso o Regulador mantenha a vida útil de 10 anos, é pleiteado que a taxa de manutenção anual seja alterada de 10% para 19,6% do investimento total do sistema, o que acarretaria aumento adicional nos custos de R$ 1.194.528, 00.

2 http://www.sap.com/about/press/press.epx?pressid=2932




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Tabela 15 – Impacto em função do ajuste da taxa de manutenção dos sistemas de informática




SERV. (R$) TOTAL

SISTEMAS R$ 9.019.105 R$ 10.213.633 R$ 1.194.528

Sistemas de telecomunicação da operação: cálculo da relação entre a anuidade do Investimento (Cai) e o custo Anual de Manutenção (Cmi)

Proposta ANEEL: A ANEEL considera o valor de R$253.397 para a manutenção dos sistemas de comunicação da operação.

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: A Respeito destes custos de manutenção, nos parágrafos 215 e 216 da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL, é exposto o seguinte:

“215. Por fim, resta calcular os custos de O&M dos Sistemas de Telecomunicações de Operação. Para isso foram considerados multiplicadores para os sistemas de informática do Subgrupo S1, considerando que este envolve sistemas relacionados com a operação de redes. 216. Cabe ressaltar que foram respeitados os clusters de formação do subgrupo S1, bem como a relação entre investimento e manutenção observada em outros sistemas.” (grifo nosso)

Na Nota Técnica 343/2008 (Nota Técnica) temos, também, as seguintes fórmulas para os cálculos da Anuidade do Investimento (Cai) e Custo Anual de Manutenção (Cmi).

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +=

21* r

VuPhsCai

iPhsCmi *= Onde:

Phs – Preço do sistema de Hardware e software;




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Vu – Vida útil;

r – Taxa de retorno regulatória antes dos impostos (WACC);

i – Taxa de Manutenção.

Logo, a proporção entre investimento e manutenção é Cai/Cmi:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +=

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

=i

riVuiPhs

rVu

Phs

CmiCai

*2*1

*2

1*

Como a vida útil, a taxa de manutenção e o WACC possuem os mesmos valores para todos os sistemas - 10 anos, 15% e 15,08%, respectivamente – temos, portanto:

1693,1%15*2%08,15

%15*101

=⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +=

CmiCai

No modelo da Empresa de Referência, é utilizado na célula “H62” da planilha “Gastos Sistemas Computacionais” o valor 2,1693 como resultado da relação entre a anuidade do Investimento (Cai) e o custo Anual de Manutenção (Cmi), acima apresentada.

A fim de adequar o cálculo ao explícito na Nota Técnica, a ESE solicita a correção da fórmula na célula “H62” de “=F61*12/(2,1693)” para “=F61*12/(1,1693)”. A correção solicitada produz um custo total de manutenção dos sistemas de telecomunicação da operação de R$470.100, o que acarreta um aumento adicional de custos de R$216.703,00.

Tabela 16 – Impacto em função do ajuste do cálculo entre a anuidade do Investimento (Cai) e o custo Anual de Manutenção (Cmi) no custeio dos sistema de telecomunicação da operação



E SERV. (R$)

CUSTOS MAT. E SERV.

(R$) TOTAL

SISTEMAS R$ 9.019.105 R$ 9.235.807 R$ 216.703




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Processos de O&M: serviços de Linha Viva

Proposta ANEEL: Na valoração dos custos das tarefas em linha viva é considerado um adicional de custo para as equipes e veículos. No entanto, tal cálculo acaba por não considerar o tempo de execução das tarefas de linha viva, de forma integral, quando da apuração dos custos. Na modelagem atual de Empresa de Referência, os custos são apurados conforme a fórmula abaixo apresentada:

( ) ( ) LVFreqTETDeCustoEquipeCustoEquipCusto LVLMLVLV %××+×−=

Onde:

CustoEquipeLV : custo equipe linha viva

CustoEquipeLM : custo equipe linha morta

TD: tempo de deslocamento

TELV: tempo de execução em linha viva

Freq: freqüência de realização da tarefa

%LV: percentual de realização de tarefas em linha viva

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: A fórmula atual não captura a diferença dos tempos de execução em linha morta e linha viva. Assim, para a correta mensuração dos custos, ou seja, para que tempo de execução da tarefa em linha viva seja considerado de forma integral, sugere-se a doção, pela ANEEL, da formula baixo (tanto para pessoal quanto para veículos):

( ) ( )[ ] LVFreqTETDeCustoEquipTETDeCustoEquipCusto LMLMLVLVLV %××+×−+×=

Onde:

CustoEquipeLV: custo equipe linha viva

CustoEquipeLM: custo equipe linha morta

TD: tempo de deslocamento




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TELV: tempo de execução em linha viva

TELM: tempo de execução em linha morta

Freq: freqüência de realização da tarefa

%LV: percentual de realização de tarefas em linha viva

Utilizando-se as formulas acima descritas em todas as atividades que envolvem serviços em regime de linha viva, temos a seguinte situação:




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Tabela 17 – Impacto em função do ajuste de fórmula da cálculo do custo de equipe de Linha Viva

Atividade ANEEL PLEITO Diferença

Pessoal Mat. E Serv. Pessoal Mat. E Serv. Pessoal Mat. E Serv.

TOTAL

TOTAL 682.798 662.302 887.077 880.121 204.279

217.819

422.098

REDE MÉDIA TENSÃO DE 1 KV ATÉ 25 KV NUA 675.144 643.413 873.627 846.657 198.483 203.244 401.727

Substituir Jumper 40.559 98.394 56.783 137.752 16.224 39.358 55.582 Substituir Isolador Disco 94.360 64.102 141.540 96.152 47.180 32.051 79.231

Substituir Isolador Pino 209.985 190.616 314.978 285.924 104.993 95.308 200.301

Substituir Cruzeta 10.580 8.621 12.931 10.537 2.351 1.916 4.267

Substituir Cabo (km) 134.568 188.070 153.792 214.937 19.224 26.867 46.091

Substituir Poste com recomposição de passeio 30.622 26.183 37.002 31.637 6.380 5.455 11.834

Emendar Condutor 3.198 3.435 5.330 5.725 2.132 2.290 4.422 Poda de Árvore e Limpeza de faixa de servidão 151.272 63.993 151.272 63.993 - - -

REDE DE ALTA TENSÃO DE 69 KV NUA 7.654 18.890 13.450 33.465 5.796 14.575 20.371

Substituir cadeia de isoladores de ancoragem 865 3.085 865 3.085 - - -

Substituir cadeia de isoladores de suspensão 5.817 14.567 11.633 29.134 5.817 14.567 20.384

Substituir Poste com recomposição de passeio 44 11 17 4 -26 -7 -33

Emendar Condutor 3 2 3 2 - - -

Substituir jumper 26 61 29 69 3 8 11

Substituir amortecedores de vibração 32 37 32 37 - - -

Substituir condutor (Km) 24 62 27 69 3 7 10

Substituir grampo de suspensão 762 847 762 847 - - -

Substituir ferragens 1 3 1 3 - - -

Retencionamento de cabos 4 3 4 3 - - -

Substituir estrutura metálica 5 1 5 1 - - -

REDE ULTRA ALTA TENSÃO DE 230 KV NUA 70 210 70 210 - - -

Substituir cadeia de isoladores de ancoragem 14 57 14 57 - - -

Substituir cadeia de isoladores de suspensão 53 151 53 151 - - -

Emendar Condutor - - - - - - -

Substituir jumper - - - - - - -

Substituir amortecedores de vibração - - - - - - -

Substituir condutor (km) - - - - - - -

Retencionamento de cabos - - - - - - -

Substituir grampo de suspensão 1 1 1 1 - - -

Substituir ferragens - - - - - - -

Substituir estrutura 1 - 1 - - - -




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Diante disto e considerando como adequada a fórmula de cálculo proposta pela empresa, a ESE solicita o acréscimo de R$422.098,00 nos custos relativos à equipe de linha viva, conforme mostrado na tabela 17.

Turno Ininterrupto de Revezamento para tarefas corretivas

Proposta ANEEL: O modelo da Empresa de Referência considera a jornada de trabalho dos funcionários das equipes de Operação e Manutenção com duração de 7,5 horas diárias, inclusive para as tarefas classificadas como corretivas.

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: As tarefas corretivas são reparações que derivam principalmente das quebras de equipamentos por envelhecimento, por acidentes ou aleatórias. O artigo 7º, inciso XIV, da Constituição Federal caracteriza como “turno ininterrupto de revezamento” trabalhos cuja natureza ininterrupta da atividade seja essencial e cujos horários de trabalho sejam alternados de forma contínua, o que é o caso das tarefas corretivas.

O mesmo artigo dispõe expressamente que é de seis horas diárias a jornada de trabalho em turnos ininterruptos de revezamento. Diante da interpretação do artigo, a ESE considera não aderente a consideração de 7,5 horas de trabalho por jornada para todos os funcionários de Operação e Manutenção, conforme consta do modelo de Empresa de Referência.

Vale lembrar que este turno pode ser estendido além do previsto em Lei (que é de seis horas diárias) desde que seja disposta esta mudança no acordo coletivo. Ressaltamos que, no caso específico da Energisa Sergipe, o acordo coletivo de trabalho 2008/2009 entende ser a jornada de trabalho ininterrupta de 6 (seis) horas diárias, conforme abaixo transcrito:

CLÁUSULA TRIGÉSIMA QUINTA (TURNOS ININTERRUPTOS DE REVEZAMENTO) A teor do disposto no art. 7º, inciso XIV, da Constituição Federal de 1988, os empregados que trabalham em turnos ininterruptos de revezamento (Operadores de Subestação, Operadores de COS, Operadores de COD, Operadores do COC, Eletricistas do “Plantão” e Atendentes do CALL CENTER) poderão cumprir




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jornada de trabalho de 8 (oito) horas diárias.

PARÁGRAFO PRIMEIRO – As 2 (duas) horas excedentes às 6 (seis) horas constitucionais serão remuneradas como extras, nos termos da legislação e Acordo Coletivo vigentes. PARÁGRAFO SEGUNDO – Caso os empregados que trabalham em turnos ininterruptos de revezamento venham a ser transferidos para setores em que a jornada normal de trabalho seja de 8 (oito) horas, os mesmos farão jus a um aumento de 13% (treze por cento), a partir da data da referida transferência, cessando, imediatamente, o pagamento das 2 (duas) horas-extras, acima especificadas ou outras quaisquer, e aplicando-se, naquilo que couber, o enunciado 291/TST. PARÁGRAFO TERCEIRO – Nos casos em que a jornada ultrapassar o limite de 6 (seis) horas de trabalho contínuo, fica assegurado aos empregados que trabalham em turnos ininterruptos de revezamento, o intervalo para repouso ou alimentação, nos termos do artigo 71 da CLT, podendo ser de no mínimo 30 (trinta) minutos, desde que mediante autorização expressa do Ministério do Trabalho. Fica, ainda, o empregado dispensado da marcação de ponto do supracitado intervalo, bastando a anotação de cumprimento do mesmo nos termos de Portaria do Ministério do Trabalho.

Como visto, as 2 (duas) horas excedentes às 6 (seis) horas constitucionais serão remuneradas como extras, nos termos da legislação e Acordo Coletivo vigente. Em relação ao critério de horas extras, o Acordo Coletivo da ESE diz: CLÁUSULA QUARTA (HORAS EXTRAS) A EMPRESA continuará remunerando as horas-extras com adicional de 50% (cinqüenta por cento) nos dias úteis, 70% (setenta por cento) nos sábados e 100% (cem por cento) nos domingos e feriados.

PARÁGRAFO ÚNICO – Estipula-se cláusula de compensação de jornada extraordinária de trabalho nos termos do artigo 59 da Consolidação das Leis do Trabalho, acertando-se de comum acordo com o empregado as folgas compensatórias, que deverão ser acrescidas do mesmo percentual.

Diante desta exigência legal e prevista no Acordo Coletivo da empresa, faz-se aqui uma proposta alternativa de dimensionamento para as tarefas corretivas de O&M, tendo como base a jornada estabelecida na Lei e o critério de pagamento previsto no Acordo Coletivo. A proposta consiste no dimensionamento de 11 novas equipes de eletricistas e auxiliares – com jornadas de 6 horas de trabalho




35

diárias – para a realização de tarefas corretivas de Operação e Manutenção antes feitas por pessoal que trabalhava 7,5 horas por dia. A proposta de alteração é mostrada na tabela a seguir.

Tabela 18 – Modulação de equipes para execução de tarefas corretivas

EQUIPE MODELADA PELA ANEEL

EQUIPE PROPOSTA PELA EBO

EQ1 EQ17

EQ2 EQ18

EQ3 EQ19

EQ4 EQ20

EQ5 EQ21

EQ6 EQ22

EQ7 EQ23

EQ8 EQ24

EQ11 EQ25

EQ12 EQ26

EQ13 EQ27

A composição de cada nova equipe é a mesma da anterior correspondente. Por exemplo, a EQ 17 será formada por 2 eletricistas assim como a EQ1, uma vez que ambas realizam as mesmas tarefas. Somente se alteram os custos horários das equipes, já que se trata de regimes de trabalho diferenciados.

Tabela 19 – Composição e custos de cada uma das equipes de tarefas corretivas

COMPOSIÇÃO DA EQUIPE

Profissional>>>>> ELETRICISTA ELETRICISTA LINHA VIVA

AJUDANTE DE ELETRICISTA

CUSTOS POR HORA

EQUIPES Custo Unitário (R$/Hora) 35,26 42,35 25,39 Mão de Obra

Custo EPI + EPC

CUSTO EQUIPE

Quantidade 2 EQ17

Custo Total (R$/Hora) 70,5 0,0 0,0 70,52 2,97 73,49

Quantidade 3 EQ18


Quantidade 4 EQ19


Quantidade 5 EQ20


Quantidade 3 EQ21


Quantidade 4 EQ22


Quantidade 6 EQ23





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COMPOSIÇÃO DA EQUIPE

Profissional>>>>> ELETRICISTA ELETRICISTA LINHA VIVA

AJUDANTE DE ELETRICISTA

CUSTOS POR HORA

EQUIPES Custo Unitário (R$/Hora) 35,26 42,35 25,39 Mão de Obra

Custo EPI + EPC

CUSTO EQUIPE

Quantidade 9 EQ24


Quantidade 2 1 EQ25


Quantidade 3 1 EQ26


Quantidade 4 2 EQ27


A estimação dos custos de homem-hora foi feita observando parágrafo 148, item “III.3.1.1 – Pesquisa Salarial” da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL que afirma:

“145. Dentre os aprimoramentos do Modelo de Empresa de Referência (...) estava a realização de ampla pesquisa salarial. A pesquisa salarial contou com a presença de todas as Distribuidoras de Energia Elétrica, além de Geradoras e/ou Transmissoras, bem como empresas prestadoras de serviços de energia elétrica e de outros ramos de atividades”. (grifo nosso).

Pelo descrito no parágrafo acima, entende-se que na pesquisa salarial foram observadas diferentes jornadas de trabalho, inclusive a de 6 horas diárias. Dessa forma, presumimos que os salários da pesquisa são aplicáveis à nova métrica. Deve-se apenas recalcular os custos horários com base no turno de 6 horas. Na tabela 19 é apresentada a composição, os valores do homem-hora e os gastos com equipamentos de proteção calculados para as novas equipes.

Neste sentido, solicita-se a substituição das equipes designadas para tarefas corretivas pelas equipes propostas pela ESE (considerados os ajustes para acomodação das novas equipes, os custos com exames periódicos e menores aprendizes), o que resultará em um acréscimo de custeio de R$ 1.697.905,00 na modelagem de Empresa de Referência, como demonstrado na tabela 20.




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Tabela 20 – Impacto em função da substituição das equipes de tarefas corretivas


SETOR DA EMPRESA CUSTOS

PESSOAL (R$) CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) CUSTOS

PESSOAL (R$) CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) CUSTOS

PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV.

(R$) TOTAL

PROCESSOS DE O&M R$ 11.085.681 R$ 7.967.666 R$ 12.672.542 R$ 8.078.710 R$ 1.586.861 R$ 111.044 R$ 1.697.905

Higienização de Uniformes

Proposta ANEEL: O Modelo de Empresa de Referência calcula, na célula “D246” da planilha “Custos EPC-EPI”, os custos de higienização de uniformes conforme disposto na Nota Técnica 343/2008-SRE/ANEEL. Contudo este valor não é considerado na totalização de custos pelo modelo.

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: O processo de higienização de uniforme é prática comum em empresas preocupadas com a padronização, o custo, a segurança dos profissionais e com a responsabilidade ambiental. A higienização industrial de uniformes é um fator de controle de custos uma vez que prolonga a vida útil do uniforme, mantendo o bom estado das vestimentas. No quesito de segurança é de fundamental importância para manter as propriedades de proteção. E em relação ao meio-ambiente, garante o correto destino dos resíduos oriundos da lavagem.

A ANEEL reconheceu, na Nota Técnica 343/2008 , a importância da higienização de uniformes, a qual deve ser prática de uma empresa conceito, conforme descrito a seguir:

“221. Visando atender às normas regulamentadoras do Ministério do Trabalho, todas as equipes possuem os Equipamentos de Proteção Individual (EPI´s) e os Equipamentos de Proteção Coletiva (EPC´s) valorados. Adicionalmente, também estão previstas nos custos das equipes, as higienizações dos uniformes dos eletricistas. Neste particular, foram consideradas lavagens diárias no período do verão e dias alternados nos demais períodos, o que totaliza 240 lavagens de uniforme por ano, ao custo unitário de R$ 4,40.” (grifo nosso).




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Neste sentido, a Energisa Sergipe solicita a incorporação dos custos relativos à higienização de uniformes no custeio da Empresa de Referência, cujo impacto é de R$741.670,00, tanto nos custos de pessoal (divididos entre os processos de O&M, as tarefas comerciais), quanto no custeio referente ao controle das perdas não técnicas.

Tabela 20 – Impacto em função da substituição das equipes de tarefas corretivas



PESSOAL (R$) CUSTOS

PESSOAL (R$) CUSTOS PESSOAL

(R$) TOTAL

PROCESSOS DE O&M R$ 11.085.681 R$ 11.562.708 R$ 477.027 R$ 477.027

TAREFAS COMERCIAIS R$ 6.662.087 R$ 6.842.926 R$ 180.839 R$ 180.839

PERDAS NÃO-TÉCNICAS R$ 1.946.289 R$ 2.030.092 R$ 83.804 R$ 83.804

TOTAL R$ 19.694.056 R$ 20.435.726 R$ 741.670 R$ 741.670

Processos Comerciais: infra-estrutura dos postos de atendimento comercial

Proposta ANEEL: Os custos com infra-estrutura dos postos de atendimento comercial são calculados em função da quantidade de atendentes comerciais. Resultando num valor de R$402.705.

Considerações e proposta ENERGISA SERGIPE:

Os custos da infra-estrutura dos postos de atendimento comercial são calculados em função da quantidade de atendentes comerciais. Como em algumas localidades o número de atendentes comerciais fica inferior à unidade, sinalizando uma jornada de trabalho inferior ao turno completo, o total dos atendentes, calculado pela modelagem, é inferior ao dos postos de atendimento comercial.

Embora a quantidade de atendentes comerciais possa ser otimizada, com a atuação de um mesmo atendente em mais de um município, o mesmo procedimento não pode ser adotado para as instalações físicas dos postos de atendimento, já que cada município necessita de instalações que comportem pelo




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menos um atendente comercial.

Neste sentido, para os gastos de atendimento comercial, totalizados na célula “E33” da planilha “Tarefas Comerciais”, a Energisa Sergipe solicita a substituição do valor “47” (referente ao total de atendentes) pelo valor “81”, que reflete a real necessidade de infra-estrutura dos postos de atendimento. O valor total de acréscimo de custo pleiteado é de R$291.318,00.

Tabela 21 – Impacto em função da correta consideração dos custos de infra-estrutura dos postos de

atendimento comercial



E SERV. (R$)

CUSTOS MAT. E SERV.

(R$) TOTAL

PROCESSOS COMERCIAIS R$ 11.551.681 R$ 11.842.999 R$ 291.318

Quantidade de atendentes comercias

Proposta ANEEL: A quantidade de atendentes dos postos de atendimentos comerciais foi dimensionada considerando 0,5 atendentes para os municípios entre 2.000 e 10.000 consumidores e 0,2 atendentes para os municípios com menos de 2.000 consumidores.

Considerações e proposta ENERGISA SERGIPE: Como a carga horária diária de trabalho útil considerada - para o dimensionamento dos atendentes na Empresa de Referência - é de 7,5 horas, a proposta da ANEEL para atendimento ao estabelecido no artigo 162 da minuta de resolução constante da consulta pública 02/2009 - referente ao aprimoramento das Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica - não se faz adequada. O artigo 162 da minuta de resolução estabelece:

“Art. 162. O horário de atendimento disponibilizado ao público, nos postos de atendimento presencial definidos no art. 160, excetuando-se os sábados, domingos, feriados nacionais e locais, deve ser de, no mínimo:




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I - 8 (oito) horas semanais em Municípios com até 2.000 (duas mil) unidades consumidoras da classe residencial; e II - 4 (quatro) horas diárias em Municípios com mais de 2.000 (duas mil) e até 10.000 (dez mil) unidades consumidoras da classe residencial; e III - 8 (oito) horas diárias em Municípios com mais de 10.000 (dez mil) unidades consumidoras da classe residencial.”

Deduz-se que são necessários 53,33% (4 horas diárias por 7,5 horas úteis prevista no modelo) e 21,33% (1,6 horas diárias por 7,5 horas úteis prevista no modelo) de atendentes para cumprir com o horário mínimo proposto pelo artigo 162, nos municípios que possuem entre 2.000 e 10.000 consumidores e menores de 2.000 consumidores, respectivamente.

É sabido que no mercado somente é viável contratar pessoal com a capacitação requerida para a função de atendimento para 1/2 jornada de trabalho, não sendo possível a contratação para um trabalho temporário de unicamente 8 horas por semana.

O custo horário do funcionário de 1/2 jornada é, aproximadamente, 15% maior que o funcionário de jornada completa. Assim, pleiteia-se o reconhecimento de 0,53 * 1,15 = 0,61 atendentes para os para os escritórios comercias dos municípios que possuem entre 2.000 e 10.000 consumidores.

Já para os escritórios comercias com menos de 2.000 consumidores, sugere-se o atendimento por meio do deslocamento durante a jornada de trabalho de um atendente, com dedicação integral, em 4 municípios da área de concessão. O modelo esquemático de atendimento para os municípios com menos de 2 mil consumidores é mostrado na tabela 22:

Tabela 22 – Distribuição horária de atendimento a 4 municípios com menos de 2 mil consumidores por um único atendente comercial

Segunda Terça Quarta Quinta Sexta Município 1 8 h Município 2 4 h 2 h 2 h Município 3 2 h 4 h 2 h Município 4 2 h 2 h 4 h

Deslocamento 0 h 2 h 2 h 2 h 2 h

Para calcular a quantidade de atendentes necessários, foram agrupados os municípios com menos de




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2.000 consumidores por proximidade geográfica. Na tabela 23 e na figura 3 seguintes são apresentados os grupos resultantes:

Tabela 23 – Agrupamento de municípios atendidos por um único atendente comercial

Municípios Grupo

1 2 3 4

1 Nossa Senhora de Lourdes Itabi Canhoba Amparo de São Francisco

2 Cedro de São João Malhada dos Bois São Francisco Telha

3 Divina Pastora Santa Rosa de Lima General Maynard

4 Gracho Cardoso Feira Nova Cumbe São Miguel do Aleixo

5 Brejo Grande Santa Rosa de Lima

6 Pinhão Pedra Mole

Figura 3 – Área de atuação dos atendentes




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A distância a percorrer em cada grupo, considerando que o atendente mora no município 1, segue esquematicamente apresentada.

Tabela 24 – Distância a percorrer de cada grupo

Distância

Segunda

Terça 1_2 2_3 1_3

Quarta 1_3 1_4

Quinta 1_2 2_3 3_4 1_4

Sexta 1_2 2_4 1_4

Observa-se que onde se vê 1_2, na verdade corresponde a distancia entre os municípios 1 e 2.

Considerando as distâncias em linha reta entre os centróides dos municípios e que o deslocamento se realizará a uma velocidade média de 60 km/h, foram calculadas as horas necessárias de utilização do veículo. Estimaram-se 10 horas para a realização do deslocamento dos atendentes nos municípios dos grupos.

Tabela 25 – Hora de utilização do veículo para deslocamento dos atendentes comerciais

Grupo Distância Hora Veículo

1 174,8 2,9

2 129,9 2,2

3 132,3 2,2

4 228,9 3,8

5 255,5 4,3 6 33,2 0,6

Total semanal 954,7 15,9 Total Anual 49.643,9 827,4

Neste sentido, solicita-se adicional de custeio de R$432.823,00 referente a:

o 0,61 atendentes para cada um dos escritórios comercias dos municípios de entre 2.000 e 10.000 consumidores.

o 6 atendentes para os municípios entre 2.000 e 10.000 consumidores. o 827 horas de veículo 10.




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Tabela 26 – Impacto em função da adequação do atendimento comercial aos municípios que

possuem menos do que 10 mil consumidores



PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV.

(R$)

CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL

(R$)


TOTAL

PROCESSOS COMERCIAIS R$ 17.068.298 R$ 11.551.681 R$ 17.435.009 R$ 11.617.793 R$ 366.711 R$ 66.112 R$ 432.823

Entrega Mensal de Fatura dos Consumidores Rurais

Proposta ANEEL: A ANEEL considera para os consumidores faturados na classe rural uma leitura mensal e entrega de faturas trimestrais. Considerações e proposta ENERGISA SERGIPE: O seja, ANEEL considera, na modelagem de Empresa de Referência, que os consumidores rurais recebem as faturas a cada trimestre.

Fazer a entrega trimestral para todos os clientes rurais pode acarretar uma série de outros custos operacionais:

o Há o risco de aumento de faturas extras que deverão ser enviadas aos consumidores que solicitarem a entrega mensal da fatura conforme o estabelecido no parágrafo primeiro do Art.41 da Resolução Normativa 456/2000:

o “§ 1º Quando for adotado intervalo plurimensal de leitura, o consumidor poderá fornecer a leitura mensal dos respectivos medidores, respeitadas as datas fixadas pela concessionária.”

o A minuta de resolução (atualização da Resolução ANEEL nº 456/2000) que visa o aprimoramento das Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica dispõe, em seus artigos nº 74 e 75, que somente o processo de leitura de unidades consumidoras do Grupo “B” poderá ser realizado em períodos plurimensais.

o Como o faturamento, para fins de apuração do ICMS, tem seu recolhimento mensal, causará um descompasso entre o efetivo faturamento pela empresa junto ao consumidor e seu recolhimento




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da empresa para com o Estado.

Diante o exposto, a Energisa Sergipe solicita que todos os clientes rurais tenham entrega de fatura mensal, o que representa o acréscimo de R$311.110,00 nos custos de faturamento.

Tabela 27 – Impacto em função da efetivação da entrega das faturas dos consumidores rurais ao

período mensal


SETOR DA EMPRESA

CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV.

(R$) TOTAL

FATURAMENTO R$ 5.435.218 R$ 8.215.073 R$ 5.708.066 R$ 8.253.335 R$ 272.849 R$ 38.262 R$ 311.110

Adequação dos parâmetros de leitura

Proposta ANEEL: São previstas quatro possibilidades de leitura dos medidores – Leitura sem coletor, com coletor, com coletor e inspeção para combate às perdas e com coletor e impressão de fatura.

A modelagem considera que a leitura, na área urbana, se dará a uma proporção de 50% de leitura com coletor e 50% com coletor e impressão. Na área rural, 100% das leituras serão via coletor.

Adicionalmente, os preços dos coletores tipo considerados na modelagem são:

o R$ 900 para o equipamento sem os acessórios de impressão;

o R$ 1.420 para o coletor juntamente com a impressora.

Considerações e proposta ENERGISA SERGIPE: Como é sabido, na modelagem de Empresa de Referência são previstas quatro possibilidades de leitura dos medidores, quais sejam: leitura sem coletor, leitura com coletor, leitura com coletor e inspeção para combate às perdas e leitura com coletor e impressão de fatura.




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Na proposta de custos operacionais colocada apresentada na Consulta Pública 13/2009 foi considerado, para a área urbana, que 50% das leituras seriam realizadas com coletor e 50% com coletor e impressão. Já para a área rural foi considerado que 100% das leituras seriam realizadas via leitura com coletor. Cabe ressaltar que nos custos operacionais provisoriamente homologados em abril de 2008, 100% da área urbana e rural eram por meio de leituras com coletores, respeitando, até então, a prática existente na área de concessão. Entendemos que os parâmetros utilizados na modelagem não condizem com a realidade da empresa e do mercado, pelo fato de grande parte das empresas brasileiras não terem efetivado esta prática em sua operação comercial. É válido lembrar que caso fosse eficiente e economicamente viável a utilização da leitura com coletor e impressão, o mercado assim sinalizaria. No entanto observamos esta prática, em larga escala, em apenas uma única empresa brasileira. Mesmo assim, esta empresa utiliza desta prática não por fins de eficiência econômica e/ou técnica, mas por questões jurídicas que extrapolam sua vontade. A alternativa de se utilizar a leitura com coletor e impressão não se faz viável no curto e médio prazo. Como a atividade de leitura e impressão não é prática de mercado é de todo necessário um período de estudo e adaptações das tarefas de leitura dos medidores e uma gradual implementação da impressão de faturas in loco. A Energisa Sergipe considera factível um período de 5 anos para a implementação e que é razoável a consideração de 15% das leituras com a utilização de coletor e impressão. Vale lembrar, também, que os preços dos equipamentos considerados na modelagem não correspondem ao valores efetivamente praticados no mercado: R$ 3.878 por coletor sem impressão e R$ 6.994 por coletor com impressora. Eles correspondem aos valores em dólar levantados junto ao mercado – US$1,763 e US$3,1793 respectivamente – convertidos em reais a partir de uma cotação aproximada de R$ 2,20/ US$.

Neste sentido solicita-se:

substituição dos percentuais de leitura adotados pela ANEEL em áreas urbana para 85% com coletor (sem impressão) e 15% com coletor e impressão;

consideração dos custos de R$ 3.878 por coletor sem impressão e R$ 6.994 por coletor com impressora.

Estas alterações produzem um impacto de R$557.158 os custos do Faturamento.

3 Referente ao custo do PDA (US$ 1.763) juntamente com a impressora (US$ 1.416).




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Tabela 28 – Impacto em função da alteração do tipo de leitura da área urbana


SETOR DA EMPRESA

CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL

(R$)

CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

FATURAMENTO R$ 5.435.218 R$ 8.215.073 R$ 5.764.524 R$ 8.442.952 R$ 329.306 R$ 227.879 R$ 557.185

Teleatendimento: mix de ligações do call center

Proposta ANEEL: A modelagem utilizada pela ANEEL, de Empresa de Referência, considera que 60% das ligações recebidas pelo call Center são originadas em telefones fixos e 40% delas por celulares.

Considerações e proposta ENERGISA SERGIPE: As concessionárias, obedecendo a Resolução nº 057/2004 da ANEEL, são obrigadas a atender gratuitamente as chamadas oriundas tanto dos telefones fixos quanto dos celulares. Sendo assim, a proporção das ligações depende de fatores fora do controle das concessionárias e específicos de cada área de concessão. É de entendimento do próprio Regulador que “o percentual de ligações celular / fixo poderá ser alterado pela ANEEL para se adequar às peculiaridades de cada área de concessão”4.

Em pesquisa realizada pelo IBGE, no ano de 2007, Sergipe apresenta um grande percentual de domicílios particulares que possuem somente telefone móvel - 51% - conforme pode ser observado na tabela a seguir.

4 Fonte: Anexo XII da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL




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Tabela 29 – Distribuição de tipo disponível de telefonia no Estado de Sergipe

Domicílios particulares permanentes (1 000 domicílios)

Classes de rendimento mensal domiciliar (salário mínimo)

Existência de microcomputador, acesso à Internet e tipo de telefone

Total (1)

Até 10 Mais de 10 a 20

Mais de 20

Telefone Tinham 428 386 21 8 76%

Somente celular 288 275 3 1 51% Somente fixo convencional 19 18 0 0 3% Celular e fixo convencional 121 94 18 7 22%

Não tinham 138 131 - - 24% Fonte: IBGE, Diretoria de Pesquisas, Coordenação de Trabalho e Rendimento, Pesquisa Nacional por Amostra de Domicílios 2007. (1) Inclusive os domicílios sem declaração de rendimento, sem rendimento ou cujos moradores recebiam somente em benefícios.

Essa grande proporção de residências que possuem apenas telefone móvel causa reflexos no mix de ligações recebidas. A evolução deste mix pode ser observada no gráfico a seguir.

Figura 4 – Mix do tipo de ligações recebidas pelo call center da Energisa Sergipe

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

% Movel

% fixo

Como se observa na figura 4, há tendência de crescimento de ligações móvel no mix incorrido pela Energisa Sergipe. Por outro lado, é evidente e tendência de queda na participação da telefonia fixa dentro do mix. Em decorrência disto, a Energisa Sergipe solicita a utilização do mix real de ligações da sua área de concessão, como mostrado na tabela 30.




48

Tabela 30 – Distribuição do mix de ligações recebidas pelo call Center da ESE

% de Ligações ANEEL PLEITO

Fixo 60% 33%

Móvel 40% 67%

O impacto desta alteração é um incremento de custeio de R$637.316,00 nos do teleatendimento.

Tabela 31 – Impacto em função da alteração do mix de ligações do call center



MAT. E SERV. (R$)


TOTAL

TELEATENDIMENTO R$ 1.836.432 R$ 2.473.748 R$ 637.316

Teleatendimento: Impacto da Portaria 2.014 sobre o Teleatendimento

Proposta ANEEL:

O Modelo de ER considera que 85% dos clientes que telefonam para a central de atendimento devem ser atendidos em até 30 segundos.

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE:

O Ministério da Justiça, no dia 12 de outubro de 2008, publicou a Portaria nº 2014, que regulamenta o tempo máximo de espera para o atendimento humano nas centrais de teleatendimento, que passou a vigorar a partir do dia 1º de Dezembro de 2008. No que tange o setor elétrico a Portaria diz:

“Art. 1º O tempo máximo para o contato direto com o atendente, quando essa opção for selecionada pelo consumidor, será de até 60 (sessenta) segundos, ressalvadas as hipóteses especificadas nesta Portaria.”

Em 25 de novembro de 2008 foi emitida a Nota Técnica 036/2008-SRC/ANEEL que trata da revisão da




49

Resolução 057/2004 para a adequação à Portaria nº 2.014. Esta Nota Técnica estabelece que a partir de 2009 85% das chamadas devem ser atendidas em até 30 segundos e 100% em até 1 minuto.

Dado que a modelagem atual de Empresa de Referência não incorporou os impactos advindos do cumprimento destas prerrogativas, a Energisa Sergipe buscou construir um modelo que, com base na metodologia de dimensionamento do teleatendimento utilizada na própria modelagem, permita incorporar estes impactos. Este novo modelo é dividido em dois módulos.

No primeiro módulo, são estimadas as quantidades de Posições de Atendimento – PA’s – mínimas para atender à demanda de ligações da Empresa de Referência. A partir da curva de chamadas típica do modelo de ER e do tempo médio de atendimento de 188 segundos, considerando que 85% das chamadas devem ser atendidas em até 30 segundos e 100% em até 1 minuto, é calculada a quantidade de Posições de Atendimento necessária na hora de maior demanda.

Figura 5 - Curva de chamadas típica adotada pela ANEEL

‐

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Quantidade de

Chamadas

ANEEL

Cabe ressaltar que a quantidade de PA’s mínima é aquela que seja suficiente para alcançar os níveis de serviço 85/30 e 100/60 simultaneamente.




50

No segundo módulo, são determinadas as escalas ótimas dos atendentes. A determinação dos turnos consiste basicamente num problema de programação inteira de minimização do número de atendentes levando-se em conta os PA’s dimensionados no primeiro módulo. O resultado obtido deve considerar o nível de indisponibilidade de 20% previsto na NR-17 e o turno previsto no modelo de ER.

Definidas as escalas, é possível saber a quantidade de atendentes necessários em cada horário. A figura 6 mostra o número de atendentes trabalhando a cada 0,5 hora de acordo com a metodologia.

Figura 6 - curva de chamadas típica e Nº de atendentes

8 8 8 8 8 8 8

5

1416 16 16 16 16 16

17

3638 38 38

3637

35 35 35 35 35 35 3533 33 33 33

30

20 20 20 20 20 20 2019

108 8 8 8 8

0

50

100

150

200

250

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Atendimento da demanda

Atendentes Chamadas INS%

A escala ótima, obtida a partir do algoritmo de programação inteira, demanda um total de 79 atendentes.

Diante o exposto, a Energisa Sergipe solicita que sejam adicionados 10 atendentes ao call Center, o que representa um acréscimo de R$ 550.056.




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Tabela 32 – Impacto em função da alteração do nº de atendentes de call center


SETOR DA EMPRESA

CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL

(R$)

CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

TELEATENDIMENTO R$ 3.024.705 R$ 1.836.432 R$ 3.519.212 R$ 1.891.981 R$ 494.507 R$ 55.549 R$ 550.056

Teleatendimento: duração das Chamadas

Proposta ANEEL:

De acordo com o modelo, na planilha “Teleatendimento”, o Regulador considera o tempo médio de atendimento igual a 188 segundos.

Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE: O tempo médio de atendimento, adotado para o dimensionamento do número de atendentes e cálculo dos custos das ligações, não é aderente aos valores de atendimento observados nas distribuidoras de energia elétrica no país.

A Nota Técnica no 036/2008-SRC ANEEL propõe a alteração da Resolução no 57/2004, que trata do atendimento por meio de call center das concessionárias de energia elétrica, com o objetivo de ajustá-la com as normas gerais sobre o serviço de atendimento ao consumidor, fixadas pelo Decreto nº 6523 de 31 de julho de 2008.

No parágrafo 47 da Nota Técnica 036/2008, o Regulador considera que:

“47. Mediante o exposto na “figura 4”, a considerar uma jornada de trabalho de 6 horas, descontando-se as pausas legais1, obtém-se um tempo líquido de 5 horas e 30 minutos. Considerando um tempo médio de atendimento da ordem de 3 minutos e 55 segundos2, conclui-se que a produtividade máxima seria de 84 atendimentos por atendente a cada jornada de trabalho. À medida que o nível de serviço fosse elevado, mantendo-se constante o tempo médio de atendimento, haveria necessidade de um número maior de atendentes, fato que




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acarretaria diminuição na produtividade por atendente, ao mesmo tempo em que aumentaria o nível de ociosidade, conforme demonstrado.” (grifo nosso)

“2 Melhor tempo médio de atendimento de distribuidoras de grande porte do Brasil.”

Ou seja, atualmente o melhor tempo médio de atendimento realizado pelas distribuidoras do país estaria em torno de 235 segundos. Logo, evidencia-se que o valor adotado na modelagem de Empresa de Referência de 188 segundos leva a um subdimensionamento do porte e custos do call center.

Neste sentido, a Energisa Sergipe solicita a alteração na planilha “Teleatendimento” do tempo médio de atendimento de 188 para 235 segundos, o qual determina um aumento de R$343.335 no custeio relativo ao Teleatendimento.

Tabela 33 – Impacto em função da alteração do tempo médio de atendimento



E SERV. (R$) CUSTOS MAT.

E SERV. (R$) TOTAL

TELEATENDIMENTO R$ 1.836.432 R$ 2.179.767 R$ 343.335

Como o tempo de médio de duração das chamadas influencia também a quantidade de atendentes e o número de PA’s, pleiteia-se, adicionalmente, a reconfiguração dessas duas variáveis em função do novo input. A fim de estimar o impacto deste aumento, a Energisa Sergipe utilizou-se de simuladores que reproduzem os cálculos da ANEEL. Foi mensurado um total de 85 atendentes e 65 PAs, que produzem, juntamente com o aumento dos custos de ligações, um incremento de R$1.229.897,00 nos custos de Teleatendimento.

Tabela 34 – Impacto em função da alteração da quantidade de atendentes e PA´s



PESSOAL (R$) CUSTOS MAT.

E SERV. (R$) CUSTOS

PESSOAL (R$)CUSTOS MAT.

E SERV. (R$) CUSTOS

PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV.

(R$) TOTAL

TELEATENDIMENTO R$ 3.024.705 R$ 1.836.432 R$ 3.727.903 R$ 2.363.130 R$ 703.198 R$ 526.698 R$ 1.229.897




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Custos Adicionais: supervisores de atividades comerciais e de O&M

Proposta ANEEL: O modelo proposto na Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL considera, em função da quantidade e dos tipos de Gerências Regionais, 3 supervisores de atividades comerciais e 7 supervisores de atividades de O&M. Considerações e proposta ENERGISA SERGIPE: Tanto as tarefas comerciais, quanto as de faturamento, as de controle das perdas não técnicas e as de O&M demandam atividades de supervisão. É visível o esforço do Regulador a fim de retratar a necessidade de supervisores comerciais e de O&M em sua modelagem, uma vez que esses cargos foram reconhecidos nas Gerências Regionais.

Entretanto, considerando a quantidade de colaboradores destinados a execução das atividades, a necessidade da garantia de observância às normas legais e específicas do setor elétrico (segurança do trabalho, prazos regulatórios), além da necessidade de tarefas, como a distribuição de almoxarifados, distribuição e baixa dos serviços executados, gestão dos prazos, entre outras, a Energisa Sergipe pede que o número de supervisores e outros recursos de atividades de apoio sejam atribuídos em função da quantidade de funcionários.

Sugere-se adotar 1 supervisor a cada 40 funcionários das atividades comerciais e 1 supervisor para cada 30 funcionários de O&M. Para as tarefas comerciais, o modelo calcula 47 atendentes e 81 funcionários, desta forma teremos um total de 3 supervisores. Para as atividades de faturamento, foram reconhecidos 213 leituristas, logo, teremos um total de 5 supervisores. Já paras as atividades de controle das perdas não técnicas, foram definidos 38 funcionários, que demandam 1 supervisor. Totalizando uma demanda de 9 supervisores comerciais. Para as atividades de O&M é reconhecido um total de 278 eletricistas, que necessitam de 10 supervisores.

É importante ressaltar que atualmente são reconhecidos apenas 3 supervisores de atividades comerciais para um total de 379 funcionários. Uma proporção de 126 funcionários por supervisor. Para as atividades de O&M são reconhecidos 7 supervisores, o que gera uma proporção de 39 eletricistas por supervisor.

Assim, solicita-se, a título de custos adicionais, montante de R$904.054,00, referente à inclusão de




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6 supervisores de atividades comerciais e 3 supervisores de atividade O&M.

Tabela 35 – Impacto em função da incorporação de supervisores das tarefas de O&M e comercial


SETOR DA EMPRESA CUSTOS PESSOAL

(R$)


CUSTOS PESSOAL

(R$)


CUSTOS PESSOAL

(R$)

CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

CUSTOS ADICIONAIS R$ 147.610 R$ 3.300.808 R$ 981.739 R$ 3.370.733 R$ 834.129 R$ 69.925 R$ 904.054

Produtividade das tarefas de combate às perdas

Proposta ANEEL: O modelo de Empresa de Referência dimensiona a quantidade de equipes de controle de perdas não técnicas com base em produtividades de 7 regularizações/dia.equipe e 12 inspeções/dia.equipe.

Considerações e proposta ENERGISA SERGIPE: Ao considerar estas produtividades, a ANEEL não considerou as dificuldades encontradas pela concessionária no combate às perdas. As tabelas abaixo mostram as médias históricas de regularizações e inspeções realizadas pela Energisa Sergipe.

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Número de Inspeções

MÉDIA ANUAL

Grupo A 865 1007 1.003 1.083 1.085 1.106 1.025

Grupo B 28.642 28.496 29.327 31.184 30.214 33.929 30.299

TOTAL 29.507 29.503 30.330 32.267 31.299 35.035 31.324

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Número de Regularizações de UC's Clandestinas

MÉDIA ANUAL

Grupo A 20 22 43 11 24

Grupo B 5.155 5.504 5.982 8.287 8.567 9.315 7.135

TOTAL 5.155 5.504 6.002 8.309 8.610 9.326 7.151




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A ANEEL considera na proposta de Empresa de Referência uma média anual de 8.171 regularizações e 32.682 inspeções considerando uma trajetória redução de perdas de 0,69 pontos de perda por ano. Observa-se que baseados na quantidade de inspeções e regularizações, a evolução das perdas no 1º ciclo tarifário e à complexidade da área de concessão para atingir a trajetória de perdas5 com a quantidade de inspeções e regularizações propostas é inviável.

Adicionalmente, o regulador considera produtividades diárias por equipe muito diferentes entre a realidade e o modelo.

A Energisa Sergipe ressalta que as produtividades propostas pelo Regulador são demasiadamente altas e inviáveis de se alcançar, dado a complexidade da área de concessão. Dentre os fatores que impactam essa variável, é importante frisar que:

Para a seleção dos alvos a serem fiscalizados é utilizada uma ferramenta computacional que seleciona as unidades consumidoras com base na probabilidade de serem fraudadoras e no potencial de retorno da regularização. O software vem se mostrando bastante eficiente no combate às perdas, aumentando em muito a efetividade de inspeção e o volume de energia recuperado. No entanto a escolha das melhores unidades consumidoras a serem fiscalizadas implica em problemas logísticos, pois dificilmente essas UC’s estarão suficientemente próximas para se atingir as produtividades requisitadas pela ANEEL.

Através de levantamentos em campo, foi identificado que 40% das unidades consumidoras do Grupo B possuem medição localizada no interior de seus domicílios. Esse cenário é fruto dos procedimentos de ligação realizados durante os anos de gestão pública. Em distribuidoras com esse tipo de clientes a abordagem é dificultada, longa e nem sempre surte resultados, uma vez que em muitas oportunidades os fiscais não conseguem entrar nas residências.

O alto nível de reincidência – estimado em 25% – das unidades consumidoras fraudadoras demanda da distribuidora ações específicas que impeçam este tipo de ação por parte dos clientes. Dentre elas, devem ser citadas a instalação de caixas de CPRede, e a blindagem de transformadores e de ramais com instalação do DLCB6. Essas ações de regularização são por vezes demoradas, não sendo possível realizar nos 20 minutos previstos no modelo de Empresa de Referência.

5 Aspecto abordado em documento técnico “Caracterização das perdas de energia na área de concessão da ENERGIPE”. 6 Dispositivo de Lacre para o Compartilhamento de Bornes do medidor – DLCB.




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Cumpre salientar que o Contrato de Concessão coloca para a concessionária a obrigação de empregar - na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica - materiais, equipamentos, instalações e métodos operativos que, atendidas as normas técnicas brasileiras, garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e modicidade das tarifas.

Atribuir tempo insuficiente para a realização das atividades comerciais vai de encontro à previsão das responsabilidades da distribuidora. Neste sentido a ESE pleiteia o reconhecimento das produtividades reais, cujo impacto na modelagem é de R$748.084,00. A tabela a seguir mostra as novas quantidades de equipes calculadas pela substituição desses parâmetros.

ENERGISA Sergipe Empresa de Referência

Quantidade 31.324 32.682

Nº de Equipes 18 19 INSPEÇÕES

Produtividade 8,0 8,0

Quantidade 7.151 8.171

Nº de Equipes 6,5 9 REGULARIZAÇÕES

Produtividade 5 5,0

Tabela 36 – Impacto em função da consideração da produtividade real de combate as perdas


SETOR DA EMPRESA

CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV.

(R$) TOTAL

PERDAS NÃO-TÉCNICAS

R$ 1.946.289 R$ 422.645 R$ 2.560.906 R$ 556.112 R$ 614.617 R$ 133.467 R$ 748.084

Ganhos de Holding

Proposta ANEEL:

A ANEEL deduziu dos custos adicionais da ER o valor de R$1.086.251 referentes à captura dos ganhos adquiridos pela operação em Holding, sendo R$1.057.163 relativos á Pessoal e R$29.088 de Material e Serviços.




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Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE:

A ENERGISA discorda do compartilhamento dos ganhos de holding praticado pela ANEEL, tendo em vista que esta medida tem caráter não isonômico e fere o princípio básico do contrato de concessão, que é a própria unicidade da concessão.

Vale lembrar que em ocasiões recentes, alguns dos Diretores da ANEEL, analisaram a questão da sinergia de grupo, conforme os votos do Diretor José Guilherme Senna, relator do processo de revisão tarifária da Bandeirante, e da Diretora Joísa Campanher Saraiva, relatora do processo de revisão tarifária da CPFL-Piratininga, optando por não visualizar a empresa como componente de uma holding, conforme segue:

“Com relação a esse pleito, o modelo de ER parte do pressuposto de que a concessionária é organizada de forma a cumprir todos os processos inerentes às atividades próprias do negócio e uma estrutura que sustente o funcionamento da empresa compatível com o atendimento aos requisitos do contrato de concessão e demais normas regulatórias. Portanto, o modelo de ER não visualiza a empresa como componente de uma holding”7.

A fim de enfatizar um pouco mais esta questão, a ANEEL aprovou na reunião da Diretoria Colegiada, no dia 21 de outubro de 2008, a revisão da Resolução ANEEL nº22/1999 referente à proposta de nova Resolução Normativa que dispõe sobre os controles prévios e a posteriori dos atos e negócios jurídicos entre partes relacionadas no âmbito do setor elétrico.

Na proposta aprovada, o artigo 27 estabelece:

“Art. 27 Os contratos de compartilhamento envolvendo gastos administrativos, anuídos em caráter excepcional em razão da segregação de atividades estabelecida pela Lei º 10.848, de 2004, doravante não serão mais admitidos, preservando-se assim a perfeita individualidade da concessão/permissão.” (grifo nosso).

7 Voto do Diretor José Guilherme Senna, relator do processo de revisão tarifária da Bandeirante, frente a pleito da ANACE de consideração dos ganhos de escala e eficiência que a concessionária obtém por operar dentro do grupo Energias do Brasil; e voto da Diretora Joísa Campanher Saraiva, relatora do processo de revisão tarifária da CPFL Piratininga, frente a pleito da ABRACE de consideração dos ganhos da concessionária por operar em holding.




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Neste sentido, solicita-se o cancelamento do expurgo do compartilhamento de holding de R$1.086.251,00.

Tabela 37 – Impacto em função do expurgo do compartilhamento de holding


SETOR DA EMPRESA CUSTOS PESSOAL

(R$)


CUSTOS PESSOAL (R$)


CUSTOS PESSOAL

(R$)

CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) TOTAL

CUSTOS ADICIONAIS R$ 147.610 R$ 3.300.808 R$ 1.204.773 R$ 3.329.896 R$ 1.057.163 R$ 29.088 R$ 1.086.251

Indexação das receitas com serviços taxados e data base da revisão

Proposta ANEEL: A receita recebida com serviços taxados é revertida para a modicidade tarifária nos custos adicionais da modelagem de Empresa de Referência. O desconto das receitas com serviços taxados, no caso específico da ESE, foi de R$ 811.969,00. Adicionalmente, na planilha “PAINEL DE CONTROLE”, célula “E11”, consta como DATA BASE Novembro de 2008. Considerações e proposta da ENERGISA SERGIPE:

Primeiramente, a da base considerada no modelo é o mês de novembro de 2007. Além disso, a indexação do cálculo dos serviços taxados pelo IPCA, apesar de conceitualmente correta, apresenta um erro que acaba por sobretaxar este desconto.

A célula “B13” da planilha “Serviços Taxados” reajusta os preços dos serviços cobráveis estipulados pela Resolução ANEEL nº 457/2000 para a data da 2ª RTP, ou seja, abril de 2008. No entanto, sobre o valor do desconto calculado – R$ 811.969 – é aplicado, na planilha “PAINEL DE CONTROLE”, outro reajuste entre a data base do modelo – novembro de 2007 – e a data da Revisão Tarifária.




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Desta forma, a Energisa Sergipe solicita a alteração da data constante na célula “B13” da planilha “Serviços Taxados” para novembro de 2007, corrigindo a dupla indexação existente no modelo, resultando numa receita com serviços taxados de R$ 793.953. O impacto representa uma redução da receita revertiva em R$ 18.015,00 a preço de novembro de 2007.

Tabela 38 – Impacto em função do ajuste na correção dos serviços taxados




SERV. (R$) TOTAL

CUSTOS ADICIONAIS -R$ 811.969 -R$ 793.953 R$ 18.016

1 aracaju, 20 de fevereiro de 2009. agência nacional de energia

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