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Audiência Pública – AP 041/2007

Revisão Tarifária Periódica - CLFM

Mococa, 7 de dezembro de 2007

2

Agenda

4- Revisão Tarifária Periódica: Expectativas e Propostas

1- A Área de Concessão e o Mercado

3- Responsabilidade Social

5- Conclusões

2- A CLFM: Eficiência e Confiabilidade na Prestação de Serviços

Concessão

• A CLFM é uma concessionária de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica que presta serviços aos municípios de Mococa, Monte Santo de Minas, Arceburgo, Itamogi

• O Contrato de Concessão regula a forma de atuação da empresa e impõe obrigações quanto à qualidade dos serviços prestados aos consumidores

• Para cumprimento das exigências contratuais é necessário uma infra-estrutura de atendimento e um plano de investimento contínuo

• A aquisição da CLFM pelo grupo CPFL Energia, em junho de 2007, representa a chegada de um grupo que se caracteriza pela utilização das melhores práticas técnicas, comerciais e de atendimento aos clientes

3

HISTÓRICO

• 11/1905 – Fundação da CLFM

• 1967 – Monte Santo de Minas e Itamogi passam a ser atendidas pela CLFM

• 02/1997 - A CLFM foi adquirida pela CPEE e, posteriormente, transferida para CMS Brasil Energia Ltda

• 06/2007 – A CPFL Energia adquiriu os ativos da CMS Brasil Energia Ltda

• 1953 – O município de Arceburgo (MG) passa a integrar a CLFM

A Área de Concessão

Itamogi

Monte Santo de Minas

Arceburgo

Mococa

4

Área(Km²)

Habitantes(mil)

854

70.896

Área(Km²)

Habitantes(mil)

Área(Km²)

Habitantes(mil)

Municípios Atendidos

Clientes Ativos (mil)

Área de Concessão (km²)

Rede de Distribuição (km)

População Atendida (milhões)

4

38

1.884

1.477

0,113

Base: Setembro/2007

236

11.802

162

8.609

Área(Km²)

Habitantes(mil)

591

22.632

MOCOCA ITAMOGI ARCEBURGOMONTE S. DE MINAS

5

Perfil da Área de Concessão

Número de Clientes por Classe

Base: outubro/2007

2004 2005 2006 out/07Residencial IndustrialComercial Rural e outros

28.964 29.618 30.286 30.847

359 387 386 3972.877

3.1272.937

3.1993.004

3.2793.048

3.36735.327 36.141 36.955 37.659

+ 6,6%

Participação do Número de Clientes por Classe – (%)

Residencial82%

Comercial8%

Rural 9%

Industrial 1%

Evolução do Número de Clientes

6

Destaque Classe Residencial

Fonte: Secretaria do Estado de São Paulo – dezembro/2006

3% 21%

ClasseResidencial

IndustrialComercial

Rural

25%44%

16%

5%

São Paulo26%46%

17%

CLFM30%27%

12%

BrasilParticipação (%)

Rural 21 %

Comercial

12 %

Industrial

27 %

Residencial

30 %

7

§ Distribuidoras de menor porte são mais suscetíveis às variações do mercado

§ Mercado dependente da dinâmica do setor Rural, com grande influência de fatores climáticos

§ Indústria se concentra nos segmentos de Alimentos e Metalurgia.

Composição do Mercado

Outros 10% 8% 10%

Outros21 %

Evolução do Mercado - MWh

50.932 52.605 54.018 55.948

50.181 48.210 49.052 52.830

20.656 20.958 21.202 22.609

50.245 53.848 55.851 54.843

2004 - 2005 2005 - 2006 2006 - 2007 2007 - 2008

Residencial Industrial Comercial Rural

+ 8,3%

Base: outubro/2007Considera ano tarifário: Fev a Jan

172.014186.230

8

180.123175.621

Evolução do Mercado

9

Agenda




5- Conclusões


10

Eficiência e Confiabilidade na Prestação de Serviços

§ Canais de comunicação entre o cliente e a empresa

§ Inspeção e manutenção da rede elétrica, subestações e linhas de transmissão

§ Automação com comando e supervisão remota de equipamentos e instalações

§ Investimento continuo no Sistema Elétrico e na infra-estrutura operacional

§ Reciclagem e treinamento das equipes técnicas e de atendimento

11

Atendimento ao Cliente

§ Agências de Atendimento:§ Mococa - SP§ Arceburgo - MG§ Monte Santo de Minas - MG§ Itamogi - MG

§ Call Center (0800 702 1500)– 24h - 7 dias por semana

§ Internet

Atendimento Emergencial

12

Triagem do problemaLocalização do defeitoManobras na rede

Agilidade alocação de equipesMelhor controle da execuçãoPrevisão do restabelecimento

Menor qtde. de interrupçõesMenor tempo sem energiaMaior satisfação do cliente

Bases Operacionais

Localizacao e Composição:§ Todas as bases Operacionais são compostas de estrutura de Operação e

Manutenção adequada

Atendimento Técnico/Comercial, Equipes de LV / LM e Emergência

Atendimento Técnico/Comercial e Emergência

Atendimento de Emergência

Itamogi

Monte Santo de Minas

Arceburgo

Mococa

13

14

Atendimento Emergencial

Estrutura Especial para atendimento no Verão:

– Aumento de Equipes Operacionais– Aumento do Número de Atendentes no Call Center– Elevação do Estoque de Materiais

Processo de Faturamento

GeraGeraçção de ão de LeiturasLeituras

Entrega

Impressão

Faturamento

Gestão de Entrega

Gestão das Leituras

Emissão de

aproximadamente

480 mil contas por

ano

Leitura

15

Investimento no Sistema Elétrico

§ Ampliação em 97 km da rede de distribuição

§ 286 transformadores de distribuição

§ Ligação de 277 clientes no Programa Luz para Todos

§ Ampliação e Modernização da Subestação São Benedito das Areias

16

17

§ Supervisão e operação remota pelos Centros de Operação das 7 Subestações da empresa

§ Supervisão e operação remota pelos Centros de Operação de 2 PCHs

§ Supervisão e operação remota pelos Centros de Operação de 24 Religadores instalados na rede do sistema elétrico

Investimento em Automação

18

Investimento em Tecnologia

§ Implantação do Sistema Geo-referenciado - SGD

§ Implantação do Sistema SCADA - Elipse

§ Implantação do Sistema de InteligênciaComercial – SINCO

19

Investimento de R$ 555 mil na Renovação e Ampliação da Frota de Veículos

Investimento em Infra-estrutura

§ Programa de substituição de lacres de medição por outros mais confiáveis e rastreáveis

§ Realização de 9.153 entre 2004 e 2007: 23% do parque de medidores

Perdas Comerciais

20

Desempenho Operacional

Ligação Nova - Baixa Tensão(dias úteis)

2,00

1,26

Contrato deConcessão

Tempo Médio2006

Elaboração de Estudos e Orçamentos(dias úteis)

8,8615,00


Tempo Médio2006

Religação - Baixa Tensão(horas)

24,00

5,06


Tempo Médio2006

- 37% - 40,93% - 78,92%

21

DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Cliente (Duração média das interrupções por cliente/ano – horas)

22


16,66 15,8116,83 16,33

9,9110,419,549,76

12,51

18,07

7,818,78

5,48

8,207,40

2002 2003 2004 2005 2006

Média Sudeste Média Brasil CLFM

FEC – Freqüência Equivalente de Interrupção por Cliente (Número médio de interrupção por cliente/ano – vezes)

23


8,827,35 6,96 6,63

14,8413,12

12,12 12,6211,69

7,449,48

7,25 6,89

9,3410,05

2002 2003 2004 2005 2006

Média Sudeste Média Brasil CLFM

24

Certificação dos indicadores

técnicos e comerciais de qualidade

do fornecimento de energia elétrica

Programa Qualidade

Pesquisa de Satisfação

25

Índice Aneel de Satisfação do Consumidor - IASC (%)(Distribuidoras com mais de 30 e menos de 400 mil clientes)

65,7664,96

71,00

66,37

60,4961,3863,6364,51

2002 2003 2005 2006

CFLM Média Nacional

26

Agenda




5- Conclusões


Programa de Disposição e Tratamento de Resíduos

§ Programa de Coleta Seletiva de Lixo

§ Implantação de contenções de óleo e fluidos de subestações e usinas

§ Obtenção do CADRI – Certificado de Aprovação para Destinação de Resíduos Industriais

Projetos Ambientais

27

Festival de Teatro Infantil Itinerante

- Educação para uso eficiente e seguro da energia elétrica

- Cidadania, valores éticos e princípios morais

12,5 mil estudantes de escolas

públicas e particulares atendidos

em 2006

Interação com a Comunidade

28

29




5- Conclusões


Agenda

§ Observância das regras, transparência e reprodutibilidade do processo

§ Prática efetiva da regulação por incentivos

§ Adequado compartilhamento dos ganhos de eficiência

§ Justa remuneração do capital investido

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Expectativas no Processo de Revisão Tarifária

Projeção de Mercado

1,00

2,6

6,8

9,0

(2,7)

1,2 1,11,7

3,94,7

3,1

2003 a 2006 2007/2006

Projeção CLFM Projeção Aneel

Industrial Comercial Rural

Discrepâncias nas projeções da CLFM com as da ANEEL

• As projeções da CLFM estão compatíveis com o histórico;

• Ocorreram variações atípicas nos mercados das classes Industrial e Comercial entre 2006 e 2007;

• Industrial – aumento de carga de uma indústria e retorno da atividade de outra;

• Comercial – inauguração de um grande supermercado;

• Rural – esperada alteração da vocação da agricultura para cana-de-açúcar

31

Projeção de Mercado

Industrial

5455 55

56

5455

58

61

fev08 - jan/09 fev/09 - jan/10 fev/10 - jan/11 fev/11 - jan/12

Comercial

23 23 2324

23

24

2526


Rural

38

39

40

41

38

40

42 42


CLFM Aneel

(GWh)

(GWh)

(GWh)

• As projeções da ANEEL conduzem a valores muito otimistas em relação àtendência histórica;

• O comportamento dos últimos 12 meses não pode ser extrapolado.

32

Base de Remuneração Regulatória – R$ Milhões (preços jan/08)

33

27,922,2

BRR RT 2008 Laudo Empresa sem Banco de Preços REN

234 Aneel

Revisão TarifáriaCLFM

33

Base de Remuneração

Projeção de Investimento

§ Não consideração de 20% (R$ 1,2 milhões) do valor proposto pela empresa para construção da SE Mococa e distribuição do investimento no período 2008 – 2011;

§ Desconsideração dos investimentos em renovação, que não compuseram o histórico da CLFM (aproximadamente R$ 990 mil).

SE Mococa 138/34,5kV

6,1

1,2 1,2 1,2 1,2

2008 2009 2010 2011

MR

$

SRD - MR$ 6,1 SRE - MR$ 4,8

Diferença OBRA SE Mococa e

Renovação de Ativos

Investimentos – MR$

Aneel CLFM

12,9515,08

34

Custos Operacionais – R$ Milhões(preços jan/08)

35

17,4

13,1

19,5

CLFMNT Aneel

ER 2004 +IGPM/IPCA

ER 2008 Proposta

Aneel

ER 2004+ IGPM/ IPCA+Crescimento

Físico

ER 2008Proposta CLFM

16,1

35

PRINCIPAIS ITENS NÃO RECONHECIDOS

Custos de Pessoal:•Senioridade dos cargos•Adicional Noturno

Benefícios Regulatórios:•A ANEEL não considerou isonomia entre concessionários:

- Outras concessionários = 20%- CLFM= 10%

OBRIGAÇÕES DA NR-10

Manutenção e Ensaios de Equipamentos em Oficina

Limpeza de Faixa de Redes AT, MT E BT

Ouvidoria

Empresa de Referência

124

139

115

88

114112

114118

118

128133

109113

100

114

124121

2004 2005 2006 2007 2008

IGPM Custos Não-Gerenciáveis Custos Gerenciáveis Reajuste Total

Comparativo da evolução dos componentestarifários com o IGPM

Observações:A RTP de 2004 (21,73%) foi parcelada. No gráfico abaixo este percentual foi integralmente aplicado em 2004 para possibilitar a análise comparativa

36

37

Agenda




5- Conclusões


38

§ Esta apresentação resume, em linhas gerais, as questões mais relevantes da NotaTécnica nº. 289/2007, relativa à proposta de Revisão Tarifária da CLFM

§ A manifestação da empresa foi protocolada na Agência em 05/12/2007, conformeprevê o rito da AP 041/2007, em cujo documento está detalhado seu embasamento técnico e econômico

§ A CLFM reitera a importância da análise cuidadosa por parte da Aneel do inteiro teor de suas manifestações, com a convicção de que as mesmas objetivam, exclusivamente, garantir um processo de Revisão Tarifária com equilíbrio entre os legítimos interesses dos consumidores e da concessionária, observando-se os preceitos fundamentais que norteiam a regulação por incentivos.

Conclusões

Audiência Pública – AP 041/2007

Revisão Tarifária Periódica - CLFM

Mococa, 7 de dezembro de 2007

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