CONTRIBUIÇÃO AUDIÊNCIA PÚBLICA 008/2006

JULHO DE 2006

Revisão Tarifária

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1. INTRODUÇÃO

Este documento apresenta a manifestação formal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (“ELETROPAULO” ou “Concessionária”) para os itens relacionados a seguir, constantes da Audiência Pública 008/2006, que trata do Aperfeiçoamento das metodologias utilizadas no primeiro ciclo de Revisão Tarifária Periódica - RTP das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica.

Esta contribuição abordará os seguintes assuntos:

� Ano teste;

� Perdas técnicas e não técnicas;

� Base de Remuneração e;

� Empresa de Referência.

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2. ANO TESTE

2.1. Considerações Gerais

Na documentação disponibilizada pela ANEEL para a AP 008/2006 consta uma minuta de resolução que estabelece os conceitos gerais do segundo ciclo de revisão tarifária periódica que define como ano teste o “período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência da revisão tarifária periódica”, ou seja, no caso da Eletropaulo o período de julho/07 a junho/08. O entendimento é de que, para que o ano-teste seja de fato aplicado, todos os valores, montantes e parâmetros, devem manter-se atualizados, equilibrados e representativos durante todo o período de doze meses relativo ao referido ano-teste.

Dito isso, não é coerente que, de tantos parâmetros físicos e financeiros utilizados para o reposicionamento tarifário, apenas um esteja alinhado com esta determinação: o mercado de venda de energia elétrica, sobre o qual é calculada a Receita Verificada.

De acordo com o estabelecido no Contrato de Concessão:

� a receita estabelecida deve ser suficiente para cobrir todos os custos ao longo do período até o próximo evento de modificação tarifária – reajuste ou revisão; e que

� a inflação a incidir sobre a parcela B, no evento de reajuste, apesar de referir-se à inflação passada, visa projetar a inflação futura de modo a garantir que a receita realmente cubra os custos de todo o período.

Caso contrário, no primeiro dia após um reajuste ou uma revisão, o equilíbrio do Contrato de Concessão estaria comprometido.

Há meios para alcançar tal equilíbrio:

A forma ideal seria aquela em que se garantiria a representatividade das operações no ano-teste por meio da incorporação de projeção das variações dos parâmetros e montantes ao longo de todo o período de doze meses do ano-teste. Ou seja, projetando os índices de correção monetária e os parâmetros físicos para cada mês do ano-teste.

De forma simplificada, a projeção desses mesmos valores para um ponto médio do ano-teste poderia produzir efeito semelhante, desde que, naturalmente, os valores originais também sejam médios e representativos de um período realizado conhecido, preferencialmente de 12 meses.

No limite, a alternativa seria a introdução de concatenações com as datas de variações desses valores para a conformação do ano-teste.

Assim, o ano-teste futuro deve:

� Considerar o comportamento esperado de todas as variáveis;

� Refletir projeções detalhadas; e

� Utilizar moeda corrente de cada mês do ano em revisão.

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Identificam-se os seguintes itens como valores, montantes e parâmetros, cujas variações devem ser consideradas:

Base de remuneração regulatória (adições decorrentes de novos investimentos, baixas de ativos e depreciações / amortizações);

a) Custos operacionais;

b) Receita de suprimento;

c) Outras receitas;

d) Resultado extra-concessão;

e) Resultado não operacional;

f) Investimentos;

g) Mercado;

h) Rede de distribuição (extensão e características técnicas).

2.2. Conclusão

Conclui-se desta forma, que o ano-teste empregado para fins de revisão tarifária ordinária destina-se a assegurar a remuneração integral de equilíbrio econômico-financeiro da concessão durante o período de doze meses utilizado como paradigma, sendo necessário para tanto que:

a) todas as variações relevantes em valores, montantes e parâmetros ocorridas durante esse período sejam adequadamente consideradas;

b) adote-se metodologia que promova: (i) sua adequação por meio da projeção de sua variação ao longo de todo o período; (ii) a projeção desses mesmos valores para um ponto médio do ano-teste, desde que, naturalmente, os valores originais sejam médios; ou ainda (iii) a concatenação com as datas dessas variações;

c) especificamente no que toca à correção monetária, o emprego dessa metodologia estaria a exigir, no mínimo, a projeção de toda a inflação projetada para o período do ano-teste, o que não produzirá, em grau algum, oposição ou sobreposição em face da cláusula de reajuste tarifário.

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3. PERDAS TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS

3.1. Perdas Técnicas

As Notas Técnicas 025/2006, 026/2006 e anexos mencionam o tratamento regulatório e a metodologia de cálculo de Perdas Técnicas.

Analisando os documentos detectamos a dificuldade em atender as seguintes solicitações:

� no cálculo de perdas de energia no segmento “OUTROS” (efeito corona, perdas em unidades capacitivas, pára-raios, conexões entre outros);

� separar as perdas técnicas provenientes dos consumidores regulares e irregulares.

A ANEEL deverá definir o valor de perdas totais de cada concessionária dentro do cronograma de revisão tarifária utilizando os dados disponibilizados pela empresas.

Menciona-se a utilização do Prodist para o cálculo das perdas técnicas, porém a Seção 8.3 do mesmo não esclarece as dúvidas de como proceder todos os cálculos. Desta forma, não sabemos se os resultados entre a Perda Técnica apurada entre a empresa e a ANEEL serão compatíveis.

Para a estimativa das Perdas Técnicas, a empresa tem investido em metodologia e desenvolvimento de equipamentos, além da qualificação de pessoal, incorrendo em custos que devem ser cobertos no processo de revisão tarifária.

A seguir são comentados pontos dos itens da Nota Técnica 026/2006 e do Anexo VIII: § 33 - O total de perdas apurado no balanço energético, conforme vem sendo feito, corresponde à diferença entre o montante total de energia injetada no Sistema da Concessionária e o montante total de energia fornecida, incluindo-se no montante de energia fornecida a energia faturada pela recuperação de valores retroativos de fraudes e furtos detectados, ou seja, computa-se na data da recuperação da perda o fornecimento de uma energia despachada e consumida efetivamente em períodos anteriores. Com isso, esse balanço não representa o real fluxo físico de energia do respectivo período de apuração e não pode ser empregado com a finalidade de avaliação do desempenho das ações de combate às perdas. Sugere-se, portanto, a alteração do modelo de apuração de perdas, para que venha a refletir a efetiva evolução dos resultados obtidos pela Concessionária. A proposta é que a energia recuperada de períodos anteriores não seja considerada no montante de energia fornecida e que a apuração considere sempre os valores acumulados dos últimos doze meses, a fim de atenuar o impacto do número de dias dos lotes de faturamento (janela de tempo).

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§ 53 - De acordo com o parágrafo 53, a perda técnica total é considerada proporcional ao quadrado da corrente que passa pelos alimentadores de distribuição e esse conceito é sugerido para avaliar a participação das parcelas regular e irregular do consumo sobre as perdas totais.

Entretanto, faz parte do total de perdas técnicas a energia dependida dos transformadores de distribuição, a qual se compõe de uma parcela proporcional ao quadrado da corrente (perdas no cobre), que pode ser computada juntamente com as perdas joule nos condutores, e de uma parcela que independe da corrente e, conseqüentemente, da energia transferida por esses transformadores.

Essas parcelas, referentes à transformação da distribuição, são bastante significativas em relação ao montante de perdas técnicas, mormente em sistemas de alta densidade de cargas - como é o caso da Eletropaulo - nos quais a relação entre número de transformadores e comprimento de alimentadores é mais propícia a uma maior participação das perdas na transformação em relação às perdas totais do que em áreas de menor concentração de cargas por extensão territorial.

Dessa forma, qualquer avaliação que venha a ser feita da composição das perdas técnicas em relação a uma segmentação do consumo deverá levar em consideração, primeiramente, a composição dessas perdas em termos de suas parcelas constituintes que sejam e que não sejam função da energia distribuída.

A não observância desse princípio ensejaria uma avaliação errônea do impacto da redução do consumo irregular sobre a segmentação do total de perdas técnicas e, conseqüentemente, distorções nas avaliações de desempenho no cumprimento de metas por parte da Concessionária.

Perdas Técnicas Regulares: a influência das perdas não técnicas nas perdas técnicas

Toda energia transportada pela rede de distribuição produz dissipação, que representa uma perda inevitável. Considerando-se o total de energia entregue como sendo composta de uma parcela comercializada regularmente e de uma parcela consumida em furtos, fraudes e ligações clandestinas, pode-se dividir o total de energia perdida no processo de distribuição (perda não-técnica) em partes correspondentes aos montantes fornecidos em cada uma dessas categorias. Teoricamente essa divisão é possível e conceitualmente consistente, ainda que os processos de cálculo para apuração desses valores apresentem dificuldades operacionais e imprecisões insuperáveis.

A interpretação de que essa perda representa um ônus ao consumidor regular enseja, por parte da ANEEL, a proposta de acompanhamento desse valor para eventuais influências na definição das tarifas. [cf.54]

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Todavia, o acompanhamento das perdas não técnicas e a eventual adoção de metas de diminuição desse valor, já contempla a questão das perdas técnicas associadas, não havendo, por um lado, a necessidade da discriminação dessa parcela para análise em separado e apresentado, por outro lado, a preocupação de especial cuidado para que a concessionária não venha a ser penalizada duplamente pelo mesmo fato. [cf.21 e 56]

A energia fornecida irregularmente representa custos à distribuidora, que se compõem, entre outras parcelas, do valor de energia adicional comprada para suprir as perdas técnicas que lhe correspondem. Na eventualidade de a energia do consumo irregular vir a ser parcialmente desconsiderada na composição do cálculo tarifário, a parcela referente às perdas estaria, automaticamente, sendo incluída nessas considerações, refletindo num menor montante de energia comprada pela concessionária a ser reconhecido pelo órgão regulador. [cf.21 e 58]

Entendemos, dessa forma, não ser conveniente o acompanhamento em separado da parcela de perdas técnicas provocadas pelas perdas não-técnicas com o fito de se definirem metas de evolução desse valor.

ANEXO VIII – PERDAS DE ENERGIA

As perdas de energia dos sistemas de distribuição em alta tensão (igual ou superior a 69 kV) são avaliadas considerando os dados do balanço de energia, suportados pelos resultados dos estudos de fluxo de potência, “ou calculado pela diferença entre as medições de fronteira e as medições nas saídas dos transformadores de distribuição”, processo que é mais preciso do que os cálculos de fluxo de potência. No caso da Eletropaulo, esse método vem sendo empregado desde o início de 2006, resultando em valores mais consistentes do que os anteriormente considerados para as perdas nas linhas de transmissão de 88kV e nos transformadores das Estações Transformadoras de Distribuição - ETDs.

3.2. Perdas não técnicas

Cabe destacar, primeiramente, que as atividades adotadas pelas concessionárias de Distribuição no gerenciamento e combate às perdas não-técnicas faz com que as demandas judiciais aumentem de maneira exponencial, representando (i) mais um elemento de dificuldades na obtenção de resultados e (ii) incremento dos custos operacionais da empresa. Este item será abordado novamente no capítulo de empresa de referência.

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Os comentários a seguir se referem à Nota Técnica 026/2006 da ANEEL:

II. Dos Fatos

§ 6 - Dada a importância do gerenciamento de perdas como elemento indispensável à manutenção da modicidade tarifaria, ressalta-se que sua viabilização está diretamente vinculada ao reconhecimento da relevância desse processo operacional dentro da estrutura organizacional das Distribuidoras de Energia Elétrica, a qual, conseqüentemente, deve também permear as discussões e a definição da própria composição da Empresa de Referência, a fim de que sejam reconhecidos os custos, os recursos e as necessidades específicas de cada Concessionária para o combate a esse problema que afeta não só o Setor Elétrico, mas a sociedade de forma geral, particularmente as perdas não-técnicas.

Todavia, a partir da análise relativa à estrutura de custos tratada na nota técnica n0. 166/2006-SER/ANEEL, depreende-se que o processo de redução de perdas não está suportado por uma estrutura organizacional adequada para atuar diretamente no problema, sendo tratado apenas de forma superficial e indireta em outros processos (Comercial e Técnico), situação entendida como paradoxal ao estabelecimento de uma trajetória de redução de perdas.

Neste sentido, as contribuições da Eletropaulo referentes à nota técnica n0.

166/2006-SER/ANEEL pretendem subsidiar a revisão tarifária periódica das Concessionárias de distribuição de energia elétrica no que tange à readequação do modelo de gestão de perdas e de identificação dos custos envolvidos nesse processo.

Vale destacar a importância da realização de estudos e do entendimento da estratificação das perdas em função das peculiaridades de cada área de concessão, pois podem existir níveis de perdas e características regionais que concorram para que os custos e investimentos sejam inviáveis, levando-se ao reconhecimento dessas perdas inerentes ao processo de distribuição como estruturais.

§ 11 - A modernização e a ampliação do parque de medição dos fluxos de energia no segmento de Alta Tensão, ou seja, do ponto de recebimento (fronteira) até a saída da Estação Transformadora de Distribuição – ETD (secundário da ETD), têm permitido à Eletropaulo aprimorar seus métodos de aferição de perdas técnicas nesta parcela do seu Sistema, constatando-se significativas diferenças em relação aos valores calculados através do modelo anteriormente adotado. Entretanto, por se tratar de método em fase de implantação, a maturidade do modelo e o desenvolvimento pleno da metodologia se desenrolarão justamente durante o período previsto pela ANEEL para a realização de seus estudos relativos às perdas técnicas, o que pode prejudicar a compreensão e a qualidade das avaliações a serem feitas nessa fase.

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Assim, acredita-se que o próximo período de quatro anos será necessário para maturação e validação do novo método, bem como, para a revisão dos parâmetros e critérios, a fim de que as apurações e as projeções da evolução de perdas sejam legitimadas para o período seguinte. [cf. 59]

§ 20 - Os significativos esforços que as Concessionárias têm direcionado para a redução de perdas não estão contemplados na atual estrutura da Empresa de Referência. Portanto, para a perenidade das ações e continuidade dos investimentos no combate às perdas, problema que requer profissionais qualificados, equipamentos modernos e novas tecnologias, faz-se necessária a revisão da estrutura de custo tratada na nota técnica n0. 166/2006-SER/ANEEL.

III. DA ANÁLISE

§ 21 - É inquestionável que os esforços de redução de perdas se revertem em ganhos para os clientes das Concessionárias, para o Setor Elétrico e para a sociedade de forma geral. Desta forma, ressalta-se, mais uma vez, a necessidade de que os gastos decorrentes das ações de redução de perdas estejam contemplados na estrutura de custos na empresa de referência.

§ 22 - Somente o acompanhamento dos índices de perdas pelo regulador, sem o seu co-relacionamento com os recursos investidos e com as características regionais, não se constitui em elemento suficiente para o estabelecimento de metas decrescentes.

Para disciplinar essa questão, sugere-se a definição de valores referenciais de perdas globais para as Concessionárias, associados à consideração de uma estrutura focada na redução de perdas na Empresa de Referência, monitorando-se os resultados durante o próximo ciclo tarifário, a fim de que seja constituída a necessária base de informações e validação de critérios para a definição de metas para o ciclo subseqüente. Esses valores referenciais não teriam reflexos nas tarifas.

§ 24 - Nos últimos anos, os esforços e recursos mobilizados por diversas Concessionárias têm resultado em significativas reduções dos patamares de perdas. Assim, a adoção de metas decrescentes de perdas, sem o conhecimento completo do contexto e das características evolutivas desse processo em cada área de concessão, poderá penalizar justamente as Distribuidoras que mais tenham se esforçado para mitigar esse grave problema, pois estão em um estágio onde novas reduções demandarão esforços muito superiores aos daquelas que eventualmente não tenham focado recursos nesse segmento, haja vista a falta de reconhecimento dos gastos decorrentes do combate a perdas na atual estrutura da Empresa de Referência.

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§ 26 - As reduções dos níveis de perdas tornam-se tão mais difíceis e lentas quanto menores forem esses valores e quanto mais efetivas tenham sido as ações empregadas em seu combate. Assim, não pode ser adotada uma expectativa de queda linear para as perdas não-técnicas e a curva realista a ser assumida como meta só poderá se configurar a partir do monitoramento de um histórico de índices, cotejados com as ações e os investimentos concomitantes.

Tal acompanhamento só será efetivo com a inclusão da estrutura focada na gestão de perdas na Empresa de Referência, criando-se, assim, um modelo para comparação da atuação da concessionária com a evolução dos índices de perdas. Essa inclusão, se acolhida a sugestão, entrará em vigor somente a partir do próximo período regulatório e serão necessários alguns períodos de análise para que se estabeleçam, com segurança, as co-relações entre as ações, os investimentos e os resultados almejados.

§ 67 - Elevados níveis de perdas, em muitos casos, não são explicados somente por razões econômicas ou sociais, contando com fatores culturais e históricos entre outros. Segundo o IPEA, 44,9 % da população do Brasil se caracterizam como baixa renda e, conforme pesquisa do IBGE, 68% dos domicílios do país se encaixam nesse perfil, ou seja, recebem até cinco salários mínimos e moram em metrópoles. Também com base em dados do IBGE, na Grande São Paulo a população pobre cresceu em 41% em 2003 e 41,6% em 2004. Desta forma, concluí-se que se faz necessário um estudo para acompanhamento e dimensionamento das causas especifica das perdas estruturais.

Para tal, o estudo deve contemplar variáveis que influenciam no indicador de perdas como o número de moradores por domicilio, localidade das moradias, escolaridade, conjunto de características sociais e culturais de cada região, violência, variáveis macroeconômicas, localização geográfica, dentre ouros. Estes são aspectos determinantes nas perdas, os quais extrapolam as ações gerenciais das concessionárias.

Vale ressaltar, que a inserção da população de baixa renda em uma sociedade de consumo pode estimular o furto de energia e a inadimplência, uma vez que devido à disponibilidade de crédito para compra de utensílios eletro-eletrônicos, dentre outros, ocorre uma elevação do endividamento das pessoas, atingindo níveis incompatíveis com sua capacidade de pagamento e o pagamento da conta de energia é protelado.

As perdas não-técnicas também estão associadas às características próprias da área em que as Distribuidoras atuam, registrando-se maiores impactos em localidades onde não há planejamento da ocupação urbana, como no caso das favelas, áreas de mananciais e encostas de rios. Por não haver infra-estrutura decorrente da forma de ocupação, as concessionárias são penalizadas através do furto de energia (ligações clandestinas).

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3.3. Perdas e tarifas

§ 72 - Considerando que as perdas não-técnicas são apuradas pela diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas, as perdas não-técnicas englobam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição etc. e estão diretamente associadas à gestão comercial da distribuidora (Menção feita no ANEXO VIII – PERDAS DE ENERGIA). Porém, uma parcela significativa desta perda não pode ser eliminada, pois está associada a outras variáveis que fogem ao controle da Concessionária, tais como invasões de áreas de mananciais, situação econômica e financeira da região, etc. Esta parcela varia de concessionária para concessionária, em função da localização onde elas estejam distribuindo e comercializando energia.

A fim de buscar o entendimento das perdas e de definir as estratégias de ação, as Concessionárias devem fazer uma análise criteriosa para mapear a estratificação de perdas, bem como, diagnosticar os fatores causais e entender seu comportamento evolutivo. Uma importante ferramenta de apoio é a mensuração das perdas por Estação Transformadora de Distribuição – ETD.

A estratificação, mensuração e constante busca por modelos que possibilitem um melhor entendimento da composição e do comportamento das perdas, ajudam no estabelecimento de estratégias de atuação e de alocação/realocação de recursos, a fim de se gerenciar e reduzir perdas.

§ 73 - As perdas não técnicas se dividem entre os segmentos de fornecimento de média tensão e baixa tensão de forma desigual, concentrando-se quase totalmente na baixa tensão.

Entretanto, os volumes de energia entregues em cada classe são comparáveis, apresentando, no caso da ELETROPAULO, uma divisão próxima da eqüitativa, o que desloca o percentual de perdas não-técnicas no sentido de diluí-lo em um universo mais amplo do que os limites em que elas ocorrem. Por outro lado, devido às características físicas da rede de distribuição, os percentuais de perdas técnicas havidas no fornecimento de média tensão são significativamente menores do que aqueles observados no fornecimento em baixa tensão.

Seguindo a filosofia proposta pela ANEEL, o valor apurado para efeito de acompanhamento da segmentação de perdas deve ser aquele que represente o efeito de dissipação existente no sistema de distribuição decorrente do transporte da energia entregue irregularmente, o que significa considerar-se o volume dessa energia entregue na baixa tensão de acordo com as características de perdas desse segmento e a parcela entregue em média tensão de acordo com as características diferenciadas desse outro segmento.

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Caso esses aspectos não fossem levados em conta, o volume de energia de consumo irregular seria considerado como composto das duas classes de fornecimento na mesma proporção do global da empresa, e isso levaria a uma distorção do valor a ser apurado.

Independentemente de o valor calculado ser maior ou menor, por este ou por aquele método, o importante, no caso do acompanhamento da evolução desse indicador e de eventuais penalizações da concessionária, é que o processo de cálculo mantenha-se coerente com a estrutura de fornecimento e com sua evolução, mostrando de maneira precisa o real impacto da redução do consumo irregular sobre a composição das perdas técnicas.

Dessa forma, para avaliação do impacto do consumo irregular sobre as perdas técnicas é necessário o conhecimento preciso da distribuição dessas perdas entre os dois segmentos de fornecimento, para que se considere corretamente a contribuição desse consumo no segmento em que ele se observa.

De qualquer forma, a distribuição de perdas pelos segmentos de classe de tensão deve se restringir às perdas técnicas, que efetivamente se relacionam com as quantidades de energia fornecidas em cada segmento. As perdas não-técnicas estruturais constituem um ônus a ser divido uniformemente por todos os setores, por se caracterizar como um custo intrínseco do processo de distribuição de energia, e não corresponder à existência do consumo ou da disponibilidade para qualquer segmento específico.

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4. BASE DE REMUNERAÇÃO

CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS

IMPORTANTE: OS COMENTÁRIOS E SUGESTÕES REFERENTES ÀS CONTRIBUIÇÕES DEVERÃO SER FUNDAMENTADOS E JUSTIFICADOS, MENCIONANDO-SE OS ARTIGOS, PARÁGRAFOS E INCISOS A QUE SE REFEREM, DEVENDO SER ACOMPANHADOS DE TEXTOS ALTERNATIVOS E SUBSTITUTIVOS QUANDO ENVOLVEREM SUGESTÕES DE INCLUSÃO OU ALTERAÇÃO, PARCIAL OU TOTAL, DE QUALQUER DISPOSITIVO.

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO

ANEXO IV Dispõe sobre a metodologia e critérios gerais para definição da base de remuneração, visando a revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

1 – Critérios gerais 1.1 – Composição da base de remuneração

A base de remuneração é composta da seguinte forma:

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a) ativo imobilizado em serviço avaliado e depreciado;

b) almoxarifado de operação; c) capital de giro Sugestão:

O Capital de Giro necessário deve ser considerado na Base de Remuneração Regulatória, como acréscimo à base líquida.

As variações no período previsto devem ser consideradas no Fator X.

c) ativo diferido; e d) obrigações especiais. São excluídos da Base de Remuneração, os seguintes bens: softwares; hardwares; terrenos administrativos; edificações, obras civis e benfeitorias administrativas; veículos; e móveis e utensílios. A remuneração referente a esses bens e instalações está contemplada na parcela B da receita requerida das concessionárias distribuidoras.

1.2 – Metodologia de avaliação Quando da realização da revisão tarifária periódica é avaliado o conjunto

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de ativos imobilizados em serviço, com vistas na composição da base de remuneração da concessionária. É utilizada a metodologia do custo de reposição, considerando o valor novo do ativo como base para determinação do seu valor de mercado em uso, para os seguintes grupos de contas de ativos da concessionária

I – intangíveis;

II – terrenos;

III – reservatórios, barragens e adutoras;

IV – edificações, obras civis e benfeitorias;

V – máquinas e equipamentos;

VI – veículos; e

VII – móveis e utensílios.

Para efeito de apuração da base de remuneração são considerados apenas os ativos vinculados à concessão e classificados nas atividades de distribuição, administração, comercialização e geração associada.

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Para os ativos vinculados aos grupos de contas Intangíveis, Servidões Permanentes, Veículos e Móveis e Utensílios, é admitida a avaliação pelo método expedito, a partir da atualização dos valores históricos contábeis, desde que seja verificado, mediante a inspeção física por amostragem aleatória, que não existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente existentes e os ativos constantes nos controles de engenharia e patrimonial da concessionária.

Os valores resultantes do processo de avaliação estão sujeitos a ajustes em decorrência da fiscalização a ser realizada pela ANEEL.

A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, contratada pela concessionária, e está sujeita à fiscalização da Agência Reguladora.

A ANEEL poderá utilizar-se da comparação de ativos entre concessionárias para definir ajustes nos valores a serem considerados quando da formação da base de

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remuneração.

De acordo com as normas de avaliação em vigor, o laudo de avaliação deve ser classificado como de uso restrito, estando sujeito às disposições normativas e nomenclaturas específicas desta Resolução.

A utilização de laudo de uso restrito deve-se ao fato de que a metodologia, critérios e procedimentos estabelecidos para avaliação dos bens e instalações de propriedade das concessionárias do serviço público de energia elétrica, para determinação da base de remuneração e conseqüente reposicionamento tarifário, diferem das avaliações praticadas no mercado.

Não procedendo a concessionária à avaliação dos ativos e ao encaminhamento das informações, nos termos definidos nesta Resolução e no prazo estabelecido pela ANEEL, caberá a esta arbitrar a base de remuneração a ser considerada na revisão tarifária em curso.

1.3 – Depreciação

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Para a determinação do valor de mercado deve ser utilizado somente o método da linha reta para a depreciação, considerando-se obrigatoriamente o percentual de depreciação acumulada registrado na contabilidade para cada bem do ativo considerado. Em nenhuma hipótese, os critérios e procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os percentuais de depreciação acumulada de cada bem registrados na contabilidade podem ser modificados. As situações relativas a reformas gerais de ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

O valor de mercado em uso para a composição da base de remuneração será obrigatoriamente igual a ZERO quando o bem estiver totalmente depreciado, conforme identificado no respectivo registro contábil.

Não admite-se a utilização de quaisquer outros critérios de depreciação.

Uma vez que cada bem deverá ser

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depreciado com seu respectivo percentual de depreciação acumulada registrado na contabilidade, fica vedado qualquer tipo de equalização que leve em consideração percentuais acumulados de depreciação registrados na contabilidade por conta ou grupo de contas contábeis.

1.4 – Critérios para associação dos ativos com os conjuntos de unidades consumidoras

Deve-se entender “Conjunto de Unidades Consumidoras” como qualquer agrupamento de unidades consumidoras, global ou parcial, de uma mesma área de concessão de distribuição, definido pela concessionária e aprovado pela ANEEL, nos termos da Resolução nº 177, de 28 de novembro de 2005.

Os ativos pertencentes aos grupos de contas relativos a Terrenos; Reservatórios, Barragens e Adutoras; Edificações, Obras Civis e Benfeitorias; e Máquinas e Equipamentos devem ser associados aos respectivos Conjuntos de Unidades Consumidoras. No relatório de avaliação devem ser

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indicadas as associações estabelecidas.

Devem ser observados os seguintes requisitos, quando do estabelecimento das associações:

a) Apenas são aceitos os conjuntos atualmente vigentes, definidos de acordo com a Resolução nº 177, de 28 de novembro de 2005;

b) Os conjuntos devem ser referenciados utilizando-se os mesmos códigos adotados pela ANEEL no sistema informatizado que gerencia os indicadores de qualidade no fornecimento de energia elétrica;

c) Quando da revisão de configuração de quaisquer conjuntos, conforme os casos previstos na Resolução nº 177/2005, a concessionária deve estabelecer uma nova associação dos ativos aos seus respectivos conjuntos sucessores, informando à ANEEL as novas associações implementadas;

d) Quando da movimentação dos ativos da base de remuneração, as associações préestabelecidas, aos conjuntos de unidades consumidoras,

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devem ser atualizadas; e) No caso de um determinado ativo, relacionado a linhas, redes, medidores ou subestações, atender a mais de um conjunto, deve ser estabelecido um percentual de participação do valor do ativo em cada conjunto, de forma proporcional à carga do conjunto atendida pelo respectivo ativo; e

f) No caso de ativos do tipo edificações, almoxarifados e similares, que atendam a mais de um conjunto, deve ser estabelecido um percentual de participação do valor do ativo em cada conjunto, a partir de critérios que considerem a estimativa de utilização do ativo para atender àqueles conjuntos considerados.

1.5 – Manutenção da base A Base de Remuneração gerada é regulatória e deve ser mantido um controle suplementar, em paralelo, com os registros contábeis do ativo imobilizado em serviço. Essa Base regulatória deverá ser mantida atualizada, contemplando todas as movimentações (adições e baixas) ocorridas nos registros contábeis,

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aguardando orientação da ANEEL dos procedimentos para registro definitivo desta base. 1.6 – Atualização de Valores Para atualização e ou retroação dos valores apurados na avaliação devem ser utilizados, para edificações o Índice Nacional de Construção Civil – INCC, coluna 35, apurado pela Fundação Getúlio Vargas; para máquinas e equipamentos os índices Indústria de Transformação – Material Elétrico – Motores e Geradores coluna 40 e Indústria de Transformação – Material Elétrico – Outros coluna 41, apurados pela Fundação Getúlio Vargas; para terrenos, servidões, móveis e utensílios e veículos, o Índice de Preços Consumidor Amplo – IPCA, apurado pelo IBGE.

Para atualização e ou retroação dos valores apurados na avaliação devem ser utilizados, para edificações o Índice Nacional de Construção Civil – INCC, coluna 35, apurado pela Fundação Getúlio Vargas; para máquinas e equipamentos os índices Indústria de Transformação – Material Elétrico – Motores e Geradores (para transformadores de força, transformadores de distribuição e cabos e fios), coluna 40 e Indústria de Transformação – Material Elétrico – Outros (demais bens de Máquinas e Equipamentos), coluna 41, apurados pela Fundação Getúlio Vargas; para terrenos, servidões, móveis e utensílios e veículos, o Índice de Preços Consumidor Amplo – IPCA, apurado pelo IBGE.

Utilizar índices que reflitam a trajetória de preços.

1.7 – Critérios para avaliação da base de remuneração no segundo ciclo de revisão tarifária

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Para a avaliação dos ativos das concessionárias, vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da Base de Remuneração, no segundo ciclo da revisão tarifária periódica, devem ser adotados, nesta seqüência, os seguintes procedimentos:

a) a base de remuneração aprovada no primeiro ciclo de revisão tarifária deve ser blindada. Entende-se como base blindada os valores aprovados para o primeiro ciclo;

b) da base blindada devem ser expurgadas as baixas ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária;

b) da base blindada devem ser expurgadas as baixas ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, inclusive o índice de aproveitamento relativo aos bens baixados;

Tornar clara a intenção da ANEEL em excluir todos os valores que tenham relação com o item baixado..

c) após a exclusão dessas baixas, os valores remanescentes devem ser atualizados pela aplicação do IGP-M;

c) após a exclusão dessas baixas, os valores remanescentes (Valor Novo de Reposição, Depreciação e Índice de Aproveitamento) devem ser atualizados pela cesta de índices preconizada no item 1.6 – Atualização de Valores;

Utilizar índices que reflitam a trajetória de preços, de forma a refletir os valores de reposição a preços de mercado.

d) também deve ser levado em d) também deve ser levado em Tornar clara a intenção da ANEEL

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consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, obtendo-se o valor da base de remuneração atualizada;

consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária.

Ao saldo acumulado e atualizado da BRR do primeiro ciclo, devem ser adicionadas as quotas anuais de reintegração, calculadas pela aplicação dos percentuais de depreciação estabelecidos no MCSPEE.

O Índice de Aproveitamento deverá ser recalculado a partir dos saldos remanescentes (após os acréscimos das depreciações)

relativamente ao ajuste a ser processado.

e) as inclusões entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, desde que ainda em operação, são avaliadas utilizando-se a metodologia definida nesta Resolução;

f) desse modo, os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados, da base de remuneração aprovada no primeiro ciclo, com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, adotando-se a metodologia

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definida nesta Resolução; e g) os aperfeiçoamentos propostos nesta Resolução não se aplicam na Base de Remuneração validada no primeiro ciclo, à exceção das baixas, depreciação e atualização monetária, ficam blindados os valores validados no primeiro ciclo de revisão tarifária.

A base de remuneração deverá contemplar a movimentação contábil ocorrida entre o mês do laudo de avaliação e o segundo mês anterior à data da revisão tarifária periódica do ciclo avaliado. Os dois meses não computados na base de remuneração em curso serão computados na base do ciclo seguinte.

A minuta de Resolução não prevê o tratamento que deve ser dado a movimentação dos bens entre a data base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifaria periódica.

1.8 – Procedimentos de abertura da Base de Remuneração Blindada

O procedimento de avaliação completa, adotando-se a metodologia definida nesta Resolução, ocorre em períodos alternados de revisões tarifárias periódicas subseqüentes. Na terceira revisão periódica tarifária todos os ativos imobilizados em serviço devem ser avaliados conforme metodologia e critérios estabelecidos nesta

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Resolução. 1.9 – Credenciamento de empresas avaliadoras

A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, nos termos do item 6 deste Anexo, contratada pela concessionária, e estará sujeita à fiscalização da Agência Reguladora.

2. Diretrizes para aplicação da metodologia de avaliação

2.1 – Ativo Imobilizado em Serviço Os grupos de contas de ativos relativos a Intangíveis; Terrenos; Edificações, Obras Civis e Benfeitorias; Reservatórios Barragens e Adutoras; Máquinas e Equipamentos; Veículos e Móveis e Utensílios, abaixo relacionados na Tabela 1, vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica, referentes às atividades de Distribuição, Administração, Comercialização e Geração Associada, são objeto de avaliação, com vistas na composição da base de remuneração das concessionárias de distribuição de

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energia elétrica. Tabela 1 – Relação de Grupos de Contas de Ativo

Código Título

132.01.X.1.01 Intangíveis

132.03.X.1.01 Intangíveis

132.04.X.1.01 Intangíveis

132.05.X.1.01 Intangíveis

132.01.X.1.02 Terrenos

132.03.X.1.02 Terrenos

132.04.1.1.02 Terrenos

132.05.1.1.02 Terrenos

132.01.1.1.03 Reservatório, Barragens e Adutoras

132.01.X.1.04 Edificações, Obras Civis e Benfeitorias

132.03.X.1.04 Edificações, Obras Civis e Benfeitorias

132.04.1.1.04 Edificações, Obras Civis e Benfeitorias

132.05.1.1.04 Edificações, Obras Civis e Benfeitorias

132.01.X.1.05 Máquinas e

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Equipamentos

132.03.X.1.05 Máquinas e Equipamentos

132.04.1.1.05 Máquinas e Equipamentos

132.05.1.1.05 Máquinas e Equipamentos

132.01.1.1.06 Veículos

132.03.1.1.06 Veículos

132.04.1.1.06 Veículos

132.05.1.1.06 Veículos

132.01.1.1.07 Móveis e Utensílios

132.03.1.1.07 Móveis e Utensílios

132.04.1.1.07 Móveis e Utensílios

132.05.1.1.07 Móveis e Utensílios

Nota: Os códigos da Tabela 1 estão apresentados conforme determinação do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução nº 444, de 26 de outubro de 2001. No caso dos ativos relacionados à geração própria da concessionária, apenas são considerados aqueles

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vinculados à concessão dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica. Dentro dos grupos de contas listadas na Tabela 1, são objetos de avaliação, no mínimo, os seguintes tipos de ativos:

a) Intangíveis

a.1) Direito de Uso de Software; e

a.2) Direito de Uso ou de Passagem.

Obs: Marcas e Patentes e Direito de Uso de Linhas Telefônicas não devem ser considerados na avaliação.

b) Terrenos

b.1) Terrenos urbanos; e

b.2) Terrenos rurais.

c) Reservatórios, Barragens e Adutoras

c.1) Reservatórios;

c.2) Barragens;

c.3) Adutoras;

c.4) Tomadas d’água;

c.5) Vertedouros;

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c.6) Canais de fuga;

c.7) Condutos forçados; e

c.8) Comportas. d) Edificações, Obras Civis e Benfeitorias

d.1) Escritórios e agências;

d.2) Almoxarifados e oficinas;

d.3) Edificações em subestações; e

d.4) Edificações em unidades de geração de energia elétrica.

e) Máquinas e equipamentos

e.1) Linhas de distribuição operando em tensão maior ou igual a 69 kV

e.1.1) Estruturas de concreto, madeira ou metálica;

e.1.2) Condutores nus de cobre, alumínio ou aço;

e.1.3) Condutores isolados de cobre, alumínio ou aço;

e.1.4) Chaves seccionadoras;

e.1.5) Chaves fusíveis;

e.1.6) Sistemas de aterramento; e

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e.1.7) Pára-raios. e.2) Redes de distribuição operando em tensão menor que 69kV

e.2.1) Bancos de capacitores fixos ou automáticos;

e.2.2) Chaves fusíveis;

e.2.3) Chaves seccionadoras tipo faca;

e.2.4) Chaves a óleo, vácuo ou gás;

e.2.5) Condutores nus de alumínio, cobre ou aço;

e.2.6) Condutores isolados de cobre, alumínio ou aço;

e.2.7) Postes de concreto, madeira ou ferro;

e.2.8) Reguladores de tensão;

e.2.9) Religadores;

e.2.10) Transformadores de distribuição;

e 2.11) Seccionalizadores;

e.2.12) Luminárias (quando aplicável).

e.3) Equipamentos de medição (medidores de energia e potência)

e.3.1) Medidores eletromecânicos ou

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eletrônicos;

e.3.2) Conjuntos de medição;

e.3.3) Transformadores de corrente; e

e.3.4) Transformadores de potencial. e.4) Subestações

e.4.1) Bancos de capacitores e respectivos componentes;

e.4.2) Barramentos;

e.4.3) Painéis, mesas de comando, quadros e cubículos;

e.4.3.1) Painéis de comando e proteção de transformadores;

e. 4.3.2) Painéis de comando e proteção de alimentadores;

e. 4.3.3) Painéis de comando e proteção de capacitores;

e. 4.3.4) Painéis de comando de retificadores;

e.4.4) Chaves seccionadoras manuais ou motorizadas;

e.4.5) Chaves fusíveis;

e.4.6) Disjuntores;

e.4.7) Pára-raios de alta tensão;

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e.4.8) Reguladores de tensão;

e.4.9) Religadores;

e.4.10) Sistemas de aterramento;

e.4.11) Sistemas de alimentação de energia (banco de baterias e retificadores);

e.4.12) Subestações blindadas;

e.4.13) Subestações móveis;

e.4.14) Transformadores de corrente;

e.4.15) Transformadores de força ou autotransformadores;

e.4.16) Transformadores de potencial;

e.4.17) Transformadores de serviço auxiliar;

e.4.18) Transformadores de aterramento; e

e.4.19) Reatores/Resistores de aterramento.

e.5) Sistemas de operação e telesupervisão

e.5.1) Painéis, mesas de comando, quadros e cubículos;

e.5.2) Sistemas de alimentação de

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energia;

e.5.3) Sistemas de telecomunicações;

e.5.4) Unidades Terminais Remotas – UTRs;

e.5.5) Unidades supervisoras;

e.5.6) Telealarmes;

e.5.7) Sistemas telefônicos locais; e

e.5.8) Torres e antenas. e.6) Usinas hidrelétricas e PCH

e.6.1) Turbinas e geradores;

e.6.2) Equipamentos elétricos e acessórios (painéis, equipamentos de subestação etc.); e

e.6.3) Diversos equipamentos da usina (pontes rolantes, guindastes, pórticos etc.).

e.7) Usinas termoelétricas

e.7.1) Turbogeradores;

e.7.2) Caldeiras;

e.7.3) Equipamentos elétricos e acessórios (painéis, equipamentos de subestação etc.);

e.7.4) Outros equipamentos

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acessórios. 2.2 – Levantamento e Descrição dos Bens

Os levantamentos e descrições dos equipamentos devem conter o fabricante, modelo, classe de tensão, corrente de operação, potência e outras características que os identifiquem univocamente, possibilitando sua clara identificação e adequada valoração.

Os bens devem ser classificados por classe de tensão e tipo de instalação, constando status referente à instalação e classe de tensão, conforme segue:

Tipo de instalação Status

Usina hidrelétrica UHE

Pequena Central Hidrelétrica PCH

Usina termoelétrica UTE

Subestação SE

Linha de Transmissão LT

Rede de Distribuição RD

Equipamentos de Telecomunicação ET

Equipamentos Diversos ED

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Classe de tensão Status

15 kV 15

23 kV 23

34,5 kV 34,5

69 kV 69

138 kV 138

Usinas

Todos os equipamentos relacionados com as usinas devem ser levantados em campo pela avaliadora, para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma unívoca.

Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por piso e posição operativa e por “bays”, no caso da subestação elevadora.

Subestações Todos os equipamentos relacionados com as subestações devem ser levantados em campo pela avaliadora, para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características

Todos os equipamentos (UAR) relacionados com as subestações devem ser levantados em campo pela avaliadora, para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma

Tornar claro que o objetivo é inventariar o material principal.

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técnicas, de forma unívoca. unívoca. Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por “bays”, levando-se em consideração a posição seqüencial operativa.

Esclarecer o que é “posição seqüencial operativa”.

Linhas e Redes A avaliadora deve validar os controles da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e redes, efetuando levantamentos de campo dos equipamentos das linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras selecionados, pela ANEEL, para vistoria.

Os seguintes bens devem ser objeto de vistoria, quanto a suas características técnicas cadastradas: postes (material, altura e esforço), transformadores de distribuição (tensão, potência e número de fases), chaves seccionadoras (tipo, tensão, corrente e número de fases), condutores (material, bitola, formação, isolamento), religadores (tensão, potência e número de fases), reguladores (tensão, potência e número de fases), e banco de capacitores (número de unidades,

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tensão, potência e número de fases). Para a realização dos trabalhos de campo a avaliadora deve:

a) vistoriar as linhas e redes selecionadas, tomando-se por base os controles da engenharia (G.I.S. – Geographical Information System), por meio de mapas georeferenciados atualizados, elaborados em quadrículas de 800m x 800m e totalizados por quadrícula e por conjunto de unidades consumidoras; e

b) verificar se as diferenças encontradas ficaram dentro dos limites pré-estabelecidos pela ANEEL.

Devem ser registrados e informados no relatório de avaliação, para cada conjunto de unidade consumidora selecionado para inspeção pela ANEEL, os qualitativos e quantitativos finais, indicando as diferenças encontradas, bem como os cálculos realizados para o processo de validação dos controles da concessionária.

A avaliadora deve manter os desenhos das quadrículas usadas como papéis

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de trabalho referentes ao inventário físico/ levantamentos de campo de cada conjunto de unidade consumidora das linhas e redes, deixando-os, necessariamente, disponíveis para a ANEEL, durante o trabalho de fiscalização. Esses documentos (dados em papel e/ou arquivos magnéticos), devem obrigatoriamente conter a data do inventário, as descrições e os quantitativos apurados dos equipamentos e a seqüência do trecho considerado no trajeto em que foram vistoriados. Se as diferenças encontradas ficarem dentro dos limites pré-estabelecidos, podem ser validados os controles da engenharia da concessionária referentes às instalações de linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras não vistoriadas.

Se as diferenças encontradas no total de conjuntos de unidades consumidoras vistoriados ficarem fora dos limites pré-estabelecidos, a vistoria e o levantamento de campo devem ser estendidos a todos os conjuntos de unidades consumidoras pertencentes à

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concessionária. Se durante o levantamento de campo forem observados equipamentos de propriedade de terceiros, esses equipamentos não comporão a Base de Remuneração, devendo ser informados os procedimentos adotados para a identificação desses bens.

2.3 – Critérios para Inclusão na Base de Remuneração de Ativos

Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica e geração associada são elegíveis e não elegíveis, e todos devem ser avaliados, observando o seguinte:

a) os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica são elegíveis para inclusão na base de remuneração quando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica; e

b) os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica são não elegíveis quando não utilizados na atividade

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concedida ou utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de distribuição de energia elétrica, por exemplo, bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes, fundações entre outros; bens desocupados/desativados; bens cedidos a terceiros etc. Para aplicação dos critérios de elegibilidade para inclusão na base de remuneração, faz-se necessária uma análise qualificada da utilização do ativo, diferenciando conveniência de necessidade, no que se refere à utilização do ativo na atividade concedida de distribuição de energia elétrica e geração associada.

Apresentar relação, com justificativa, dos ativos definidos como não elegíveis. Esses bens devem ser avaliados, e apresentados em laudo separado.

2.3.1 – Ativos em processo de regularização

Os imóveis que não possuam documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da concessionária podem ser incluídos na base de remuneração desde que

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cumpram as seguintes condições: a) ser um imóvel elegível (imóvel operacional);

b) encontrar-se registrado na contabilidade;

c) existir documentação que comprove a aquisição; e

d) a documentação de titularidade de propriedade encontrar-se em processo de regularização.

Os imóveis que preencherem os requisitos acima especificados podem ser incluídos na base de remuneração, no entanto, a empresa de avaliação deve apresentar relação em separado dos imóveis que se encontram nessa situação (incluídos na Base de Remuneração e que não possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da concessionária), fornecendo informações sobre a situação atual de cada um no que se refere à posição em termos de documentação e atividades exercidas pela concessionária no local (destinação de uso).

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O imóvel que não atender a qualquer das condições acima relacionadas não pode ser considerado (incluído) na base de remuneração. A concessionária pode, a seu exclusivo critério, encaminhar formalmente, para apreciação da ANEEL, requerimento para inclusão na base de remuneração de imóvel eventualmente excluído pela razão ora exposta. A solicitação mencionada deve ser devidamente justificada e documentada.

O imóvel não incluído na base de remuneração anterior, por não atender as regras desta Resolução, será considerado a partir do ciclo em que atender as condições estipuladas.

2.4 – Índice de Aproveitamento Para os grupos de ativos Terrenos; Edificações, Obras Civis e Benfeitorias; e Subestações é aplicado um percentual que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de energia elétrica.

O índice de aproveitamento de terrenos, edificações e subestações é aplicado sobre o Valor Novo de

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Reposição. O Valor Novo de Reposição descontado o valor do índice de aproveitamento serve de base para determinação do Valor de Mercado em Uso que é o próprio Valor na Base de Remuneração. Para aplicação do índice de aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada da utilização do ativo, diferenciando conveniência de necessidade, no que se refere à utilização do ativo na atividade concedida de distribuição de energia elétrica.

2.5 – Método para Avaliação Definição do método É utilizado o método do custo de reposição para edificações e máquinas e equipamentos, e o método comparativo para terrenos, na realização da avaliação dos ativos da concessionária de distribuição de energia elétrica e geração associada, conforme definido nesta Resolução.

O Método do Custo de Reposição estabelece que cada ativo é valorizado por todas as despesas necessárias

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para sua substituição, que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. O Método Comparativo de Mercado estabelece que o valor de um bem ou suas partes constituintes é obtido por meio da comparação de dados de mercado relativos a outros de características similares.

Para a realização da avaliação dos ativos da concessionária de distribuição de energia elétrica, conforme definido nesta Resolução, deve ser utilizado o Método do Custo de Reposição de um bem idêntico ou similar ao que está sendo avaliado, considerando seu Valor Novo de Reposição como base para determinação do respectivo Valor de Mercado em Uso.

Entende-se como Valor Novo de Reposição, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido do Banco de Preços Referenciados da ANEEL.

O Valor de Mercado em Uso é definido como sendo o Valor Novo de Reposição deduzido da parcela de depreciação, que deve respeitar

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sempre os percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade para o bem considerado, a partir da data de sua entrada em operação. O avaliador deve obedecer a todos os preceitos dispostos nesta Resolução, em especial no que se refere:

• ao desenvolvimento do processo de avaliação;

• às atividades básicas a serem executadas;

• às condições específicas a serem observadas; e

• à apresentação do laudo.

As situações relativas a reformas gerais e/ou repotencialização de ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

Todos os ativos relacionados às usinas, subestações, terrenos, edificações e benfeitorias, deve ser obrigatoriamente inspecionados e avaliados.

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3. Procedimentos de avaliação As avaliações devem ser realizadas considerando fundamentalmente os resultados de inspeções de campo com o objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos ativos.

3.1 – Terrenos Os terrenos deverão ser avaliados pelo método comparativo de valores de mercado, por meio do tratamento de dados por fatores, com um número mínimo de cinco (5) elementos de pesquisa comparáveis, observado o disposto nos parágrafos a seguir.

De acordo com o método comparativo devem ser pesquisados valores de terrenos à venda (elementos da amostra), cuidando-se para que estes envolvam áreas próximas e comparáveis àquelas a serem avaliadas, bem como consultados corretores de imóveis e empresas idôneas que trabalhem com terrenos na região.

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Em seguida, devem ser aplicados coeficientes de ajustes (fatores de homogeneização) adequados, que permitam homogeneizar os valores e obter valores médios representativos dos valores de mercado mais prováveis, à vista, no momento da avaliação. O número de elementos efetivamente utilizados deverá ser no mínimo 5 (cinco).

A qualidade dos elementos deve estar assegurada quanto a:

a) idoneidade das fontes de informação;

b) sua atualidade; e

c) sua semelhança com o imóvel objeto da avaliação, no que diz respeito à sua situação, à destinação, ao grau de aproveitamento e às características físicas.

As características do bem avaliando devem preferencialmente estar contidas no intervalo ou espaço amostral dos atributos de mesma natureza levantados entre os bens observados. Se isso não ocorrer, deve o engenheiro de avaliações enfatizar e

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justificar a medida adotada para considerar tal circunstância.

Entre os 5 (cinco) elementos efetivamente utilizados na avaliação deve ser evitada a utilização de mais de uma opinião.

Somente devem ser utilizados coeficientes de ajustes (fatores de homogeneização) consagrados para homogeneização das amostras. Para a padronização e maior transparência das avaliações somente podem ser utilizados os seguintes fatores para imóveis urbanos:

a) fator de elasticidade da oferta (fator de fonte);

b) fator de transposição de local;

c) fator de frente (fator de testada);

d) fator de profundidade;

e) fator de testadas múltiplas (várias frentes);

f) fator de acidentação topográfica; e

g) fator de restrição legal (restrições de uso e ocupação do solo, restrições ambientais, tombamentos, faixas não

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edificantes etc).

Para os imóveis rurais somente poderão ser utilizados os seguintes fatores:

a) fator de elasticidade da oferta (fator de fonte);

b) fator de utilização do solo (capacidade de uso do solo);

c) fatores de situação e viabilidade de circulação (tipo de estradas, importância das distâncias aos centros urbanos, praticabilidade das estradas durante o ano);

d) fatores de recursos hídricos;

e) fator de acidentação topográfica; e

f) fator de restrição legal (reserva legal, mata nativa, área de preservação permanente).

Em ambos os casos esses fatores devem ser claramente identificados e definidos no relatório. Esses fatores são analisados pela ANEEL e, caso não sejam tecnicamente justificáveis, podem ser desconsiderados.

Deve ser evitada a utilização de fatores

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de transposição com variações inferiores a 0,5 (zero vírgula cinco) e superiores a 2,0 (dois vírgula zero), evitando-se, assim, a utilização de elementos discrepantes em relação ao local para o qual a pesquisa deve ser efetuada.

Para cada terreno avaliado deve ser levantado e apresentado, obrigatoriamente, arquivo eletrônico com planilha em Excel, com as seguintes informações mínimas:

Dados do imóvel a) designação do local;

b) utilização (destinação de uso do terreno – atividades executadas, descrever com nível

de detalhamento suficiente para clara identificação do uso do terreno, especialmente para os casos de terrenos alagados, ou alagáveis, onde deverão ser especificados estes percentuais em relação à área total de terreno);

c) data-base da avaliação;

d) localização (endereço completo, rua,

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avenida, número, bairro, município, estado etc.);

e) situação do terreno (para imóveis urbanos: esquina, meio de quadra, etc., para imóveis

rurais: distância a centros urbanos, qualidade das estradas de ligação etc.);

f) formato (regular, irregular etc.);

g) topografia (aclive, declive, plano, montanhoso etc.);

h) área total considerada (m2 ou ha);

i) área(s) constante(s) do(s) título(s) aquisitivo(s) (matrícula, transcrição etc);

j) área(s) obtida(s) através de levantamentos planimétricos eventualmente existentes;

l) área(s) obtida(s) através de registros cadastrais de Prefeitura/Incra;

m) valores venais informados pelos respectivos órgãos responsáveis (Prefeitura/Incra);

n) valor contábil;

o) área considerada na contabilidade;

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p) número do título aquisitivo (matrícula/transcrição etc.) do terreno;

q) número de patrimônio – registro na contabilidade; e

r) valor final do terreno (R$).

Dados da região a) caracterização da micro-região do entorno (zona central, zona comercial, zona

residencial, zona rural etc.);

b) poder aquisitivo característico da região;

c) melhoramentos públicos existentes;

d) serviços existentes / acessíveis; e

e) serviços de transportes acessíveis / existentes.

Pesquisa mercadológica – dados dos elementos das amostras

a) endereço completo (rua, avenida, número, ou outras referências que permitam a localização exata do elemento, bairro, município, estado etc.);

b) dados das fontes consultadas

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(telefone, nome completo da imobiliária e do corretor, de forma a permitir a sua conferência);

c) valor informado (R$);

d) área (m2);

e) valor unitário (R$/m2);

f) status (opinião, oferta, venda etc.);

g) fatores de homogeneização utilizados;

h) fator total (refere-se à multiplicação de todos os fatores de homogeneização utilizados e deverá estar limitado entre 0,5 (zero vírgula cinco) e 1,5 (um vírgula cinco);

i) valor unitário homogeneizado por amostra (R$/m2);

j) valor unitário médio (R$/m2);

l) desvio-padrão;

m) coeficiente de variação; e

n) mapa, planta ou croqui indicando a localização de cada elemento.

Cada dado do elemento utilizado na pesquisa de mercado deve ser verificado pelo engenheiro de

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avaliações até o grau de detalhamento que confira as condições de cotejá-lo com o bem avaliando.

A qualidade da pesquisa mercadológica deve estar assegurada pelo coeficiente de variação (divisão do desvio padrão pelo valor unitário médio) inferior a 0,3 (zero vírgula três). Caso o coeficiente de variação seja superior a 0,3, a ANEEL poderá adotar o valor venal do terreno ou a atualização do respectivo valor contábil por meio do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, calculado pelo IBGE, de acordo com o seu entendimento.

A qualidade da pesquisa mercadológica deve estar assegurada pelo coeficiente de variação (divisão do desvio padrão pelo valor unitário médio) inferior a 0,3 (zero vírgula três). Caso o coeficiente de variação seja superior a 0,3, a ANEEL adotará o valor venal do terreno e, caso o mesmo não esteja disponível na data, a atualização do respectivo valor contábil será feita por meio do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, calculado pelo IBGE.

Objetiva regras uniformes e claras.

Devem ser evitadas amostras com elementos de pesquisa obtidos através de apenas uma fonte de informação.

Devem estar claramente identificados os elementos que eventualmente contenham construções civis e benfeitorias e/ou culturas. Também devem ser explicitados os procedimentos e cálculos adotados para a desconsideração das construções civis e benfeitorias e/ou culturas existentes.

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Para os terrenos, não é mais permitida a utilização dos métodos involutivo ou da renda. Alternativamente, na impossibilidade de avaliação pelo método comparativo de valores de mercado, desde que devidamente

justificada e submetida à prévia apreciação da ANEEL, é permitida a avaliação por meio da atualização dos valores históricos pela aplicação do IPCA, ou então, considerando-se os respectivos valores venais.

Para os terrenos, não é mais permitida a utilização dos métodos involutivo ou da renda. Alternativamente, na impossibilidade de avaliação pelo método comparativo de valores de mercado, desde que devidamente justificada e submetida à prévia apreciação da ANEEL, é permitida a avaliação considerando-se os respectivos valores venais e na indisponilidade dessa informação, por meio da atualização dos valores históricos pela aplicação do IPCA.

Objetiva regras uniformes e claras.

Caberá à ANEEL, mediante pleito da concessionária, a definição do critério a ser adotado.

Excluir

Deverão ser avaliados pelo método comparativo de valores de mercado, todos os terrenos de propriedade da concessionária, inclusive os adquiridos para uso de passagem de Linhas de Subtransmissão, desde que atendidas as exigências de avaliação contidas nesta Resolução.

Preservar as diferenças entre as Naturezas de Imobilização “Terrenos” e “Servidões”.

Os terrenos para passagem de Linhas de Subtransmissão são aquiridos de acordo com exigências técnicas estabelecidas pelo planejamento elétrico.

A efetivação da autorização para desapropriação desses terrenos ocorre de três formas distintas:

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1. Servidão não onerosa – A Eletropaulo sem efetuar qualquer pagamento, registra escritura em cartório e caso venha a desativar a Linha ou a Subestação, o terreno volta ao antigo proprietário (Natureza de Imobilização: Intangíveis);

2. Servidão onerosa – A Eletropaulo paga determinado valor como indenização pela ocupação do terreno, muitas vezes por determinação judicial d registra a escritura em cartório. Caso venha a desativar a Linha ou a Subestação, o terreno volta ao antigo proprietário (Natureza de Imobilização: Intangíveis);

3. Aquisição de terreno – A Eletropaulo compra o terreno, muitas vezes por determinação judicial e registra a escritura em cartório. Caso venha a desativar a Linha ou a Subestação, o terreno fica com a concessão (Natureza de Imobilização: Terrenos).

A Minuta da Resolução está tratando

adequadamente a forma de

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avaliação desses bens, quando as

segrega em:

1. Terrenos – determina que a avaliação seja efetuada pelo método comparativo de valores de mercado;

2. Servidões – determina que a avaliação seja efetuada pela atualização do IPCA..

Contudo, como já ocorrido na

Revisão Tarifária do primeiro ciclo,

parece ser intenção da ANEEL

manter o entendimento (não previsto

na Resolução nº 493/2002) de que a

avaliação de terrenos para

passagem de linhas de

subtransmissão, mesmo não sendo

servidão, deva ser feita pela variação

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do IPCA.

A avaliação do bem deve ser feita

considerando-se o custo de

reposição,

Assim, o uso do terreno não pode ser fator determinante da forma de avaliação, mas sim a forma como foi obtida a posse.

Índice de aproveitamento

Deve, obrigatoriamente, ser indicado o percentual considerado para o índice de aproveitamento do terreno avaliado, para fins de sua inclusão na base de remuneração, a partir da verificação e análise qualificada do efetivo aproveitamento do ativo respectivo no serviço público de distribuição de energia elétrica.

O aproveitamento do terreno deve ser inicialmente verificado durante a vistoria de campo para posterior cálculo do índice de aproveitamento, que deve constar do relatório de avaliação, com

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a devida fundamentação.

A determinação do índice de aproveitamento obedece aos seguintes critérios:

��É objeto de remuneração o percentual de terrenos efetivamente utilizado para a construção de obras e/ou instalação de bens para o serviço público de distribuição de energia elétrica, considerando inclusas as áreas de segurança, manutenção, circulação, manobra e estacionamento, aplicáveis, em função do tipo, porte e características da edificação ou instalação existente.

��No caso de terrenos de subestações existentes e em serviço, quando a subestação não ocupar toda a área aproveitável do terreno e este não puder ser legalmente fracionado para fins de alienação, pode ser considerada, ainda, como área aproveitável, a título de reserva operacional, uma área adicional de até 20% calculada sobre o total daquela apurada conforme os critérios estipulados no parágrafo anterior.�

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��No caso de terrenos de edificações pode ser considerada, ainda, como área aproveitável, uma área adicional de até 10% da área total do terreno para áreas verdes efetivamente existentes.�

Exemplo: em um terreno de 1.000 m² adquirido para a instalação de uma edificação, se apenas uma área de 600 m² é efetivamente necessária para a instalação da edificação, já consideradas as áreas de segurança, manutenção, circulação e manobra, aplicáveis, somente esta parte do terreno será remunerada, resultando, portanto, em um índice de aproveitamento de 60% do valor avaliado.�

3.2 – Servidões�

Os ativos referentes às servidões devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis, pelo IPCA – Índice de Preço ao Consumidor Amplo, calculado pelo IBGE, desde que seja verificado que não existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente existentes e os ativos constantes no controle

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patrimonial da concessionária.

A empresa avaliadora deve explicitar, no relatório de avaliação, os procedimentos e critérios utilizados para validação dos saldos das contas contábeis onde as servidões encontram-se registradas.

Devem ser consideradas na base de remuneração as faixas de servidões adquiridas de forma onerosa, observando-se os critérios utilizados na contabilidade para registro desses ativos.

As faixas de servidão com escritura de propriedade devem ser consideradas na base de remuneração pelo mesmo critério utilizado para direitos de uso e de passagem adquiridos de forma onerosa, não devendo ser consideradas como terreno avaliado a valor de mercado.

As faixas de servidão com escritura que caracterize a condição de servidão devem ser consideradas na base de remuneração pelo mesmo critério utilizados para direitos de uso e de passagem adquiridos de forma onerosa, não devendo ser consideradas como terreno avaliado a valor de mercado.

Tornar claro o uso do método expedido apenas para terrenos que tenham a característica de servidão.

3.3 – Edificações, Benfeitorias e Obras Civis

Devem ser objeto de avaliação os seguintes bens:

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1) Escritórios e Edifícios Administrativos;

2) Almoxarifados e Oficinas;

3) Edificações em Subestações;

4) Edificações em unidades de geração de energia elétrica; e

5) Base de torres; (apenas as bases que não estão consideradas junto com os equipamentos, observando-se os critérios definidos no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, Resolução nº 44/1999 e na Portaria DNAEE nº 815/1994, atualizada pela Resolução n° 015/1997, e respeitando-se os procedimentos adotados pelo Departamento de Contabilidade da concessionária).

A avaliação desses bens deve ser efetuada adotando-se o método da quantificação de custo, que consiste em identificar o custo do bem, ou de suas partes por meio de orçamentos sintéticos ou analíticos, a partir

das quantidades de serviços e respectivos custos diretos e indiretos.

A aplicação do método acima citado

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deve ser adotada para os bens de maior relevância. Entende-se por bens de maior relevância aqueles que ordenados por ordem decrescente de Valor Novo de Reposição (VNR) correspondem a um montante superior a 70% do Valor Novo de Reposição total da conta Edificações, Obras Civis e Benfeitorias.

Para esses bens definidos anteriormente, os valores de reposição devem ser obtidos por meio de orçamentos detalhados, considerando-se os preços atuais de seus componentes básicos e o custo de construção na região, não podendo ser utilizados custos unitários de construção pré-definidos (CUB – Custo Unitário Básico, publicado pelo SINDUSCON – Sindicato da Indústria de Construção Civil,

conforme NBR 12.721, e valores publicados pela editora Pini, da Revista Construção e Mercado).

Para os bens menos representativos, ou seja, aqueles que, ordenados por ordem crescente de Valor Novo de Reprodução (VNR), correspondem a

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um montante inferior a 30% do Valor Novo de Reprodução total da conta contábil, podem ser utilizados custos unitários de construção pré-definidos, desde que:

a) adequadamente ponderados de acordo com a região, o padrão construtivo e a tipologia da edificação;

b) utilizadas referências consagradas (CUB – Sinduscon, Custos Unitários publicados pela revista Pini); e

c) limitados à aplicação em edificações.

As benfeitorias e obras civis constantes do grupo de bens menos representativos devem ser avaliadas por meio de orçamentos sintéticos.

Os trabalhos devem ser iniciados por inspeção física para a identificação e caracterização de todas as edificações, obras civis e benfeitorias, observando-se os componentes estruturais, as características técnicas e o uso efetivo do imóvel.

O levantamento quantitativo dos insumos empregados nessas obras deve ser obtido a partir da análise das

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seguintes documentações:

a) inspeções de campo;

b) planta geral da unidade com localização de todas as edificações, indicando as respectivas áreas construídas;

c) projetos de fundação, estrutura e arquitetura das principais edificações;

d) planilhas de medição de obra, contratos de construção e planilhas orçamentárias; e

e) planta geral das redes externas de água pluvial, água potável, esgoto, incêndio e iluminação pública.

Deve ser verificado o aproveitamento do imóvel para cálculo posterior do índice de aproveitamento, que constará da avaliação, com a devida fundamentação.

Somente é objeto de remuneração o percentual de área de edificação efetivamente utilizado para o serviço público de distribuição de energia elétrica, acrescido do percentual referente às áreas comuns, de circulação, de segurança, e de

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ventilação/iluminação, correspondentes.

Exemplo: uma determinada edificação tem 1.000 m² de área construída, sendo apenas 400 m2 deste total efetivamente utilizado em atividades relacionadas ao serviço público de distribuição de energia elétrica.

As áreas comuns, de circulação, de segurança e de ventilação/iluminação, correspondentes à área efetivamente utilizada, de 400 m2, totalizam cerca de 100 m². O índice de aproveitamento desta edificação será, portanto, de 50%.

Entende-se como valor de mercado em uso, para efeito de aplicação desta Resolução, o valor de um bem instalado, com as características técnicas em que se encontra, idêntico ou similar ao avaliado, considerando que o mesmo esteja em operação, calculado por intermédio da aplicação de uma depreciação. A depreciação deve ser aplicada sobre o Valor Novo de Reposição, já descontado o valor do índice de aproveitamento, e é calculada respeitando-se necessariamente os

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percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade para cada bem do ativo considerado, conforme o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, a partir da data de entrada em operação desse ativo.

Nas reformas e agregações que implicam em alteração do valor do bem, registradas na contabilidade via Unidade de Adição e Retirada – UAR, devem ser respeitadas as depreciações acumuladas, por lançamento contábil, bem como a relevância das reformas e agregações em relação ao todo.

As edificações, obras civis e benfeitorias de propriedade da concessionária erigidas em terrenos de propriedade de terceiros, desde que estejam vinculadas ao serviço público de distribuição de energia elétrica e registradas na contabilidade, devem ser consideradas nos trabalhos de avaliação.

Devem ser levantadas e apresentadas, obrigatoriamente, para cada edificação, obra civil e benfeitoria, as seguintes informações:

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a) data-base da avaliação;

b) nome da edificação, obra civil ou benfeitoria;

c) localização (endereço completo, rua, avenida, número, bairro, município, estado etc.);

d) utilização;

e) área total construída (m2);

f) área operacional (m2); e

g) acréscimos de áreas e respectivas datas de imobilização das reformas realizadas.

Devem ser apresentadas informações sobre as características dos imóveis, conforme segue:

a) descrição sumária (estrutura; acabamento externo – fachada, vidros, elevação do fechamento, cobertura, pisos etc; acabamentos internos – paredes, pisos, esquadrias, portas, forro etc.); tipo de fundação; entre outras informações relevantes;

b) caracterização do fechamento/ cercamento da área: tipo (muro, tela galvanizada com mourões, entre outros); quantidade de metros lineares

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e altura ou área em m2 ;

c) caracterização das áreas de estacionamento, circulação, manobras existentes; tipo de pavimentação; áreas totais (m2); número de vagas cobertas/descobertas; entre outras informações relevantes;

d) caracterização das áreas cobertas (tipo de cobertura, área total em m2); e

e) caracterização de outras áreas eventualmente existentes.

Em nenhuma hipótese deve ser utilizado o método comparativo de mercado para a avaliação das edificações, obras civis e benfeitorias. Lojas, escritórios e edifícios comerciais devem ser avaliados adotando-se somente o método do custo de reprodução, citado anteriormente.

3.4 – Usinas hidrelétricas, térmicas e PCH’s

Para os ativos de geração, os valores de reposição devem ser obtidos por intermédio de parâmetros de valores de referência (R$/kW). Esses valores referenciais são obtidos do Banco de Preços Referenciados da ANEEL,

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tomando-se por base a tipologia, características físicas e custos realizados de usinas construídas nos últimos anos.

O valor de reposição obtido pela aplicação desta metodologia, no caso das usinas hidrelétricas e PCH’s, deve ser apresentado na seguinte estrutura:

%custo total

R$/kW VNR VNR IA

VMU

Terrenos, relocações e outras ações sócios-ambientais

Estruturas e outras benfeitorias

Barragens e adutoras

Turbinas e geradores

Equipamento elétrico e acessórios

Diversos equipamentos da usina

Estradas de rodagem, de ferro e pontes

Custos

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indiretos

Juros durante a construção

Interligação com o sistema

Onde: VNR: Valor Novo de Reposição

VNR IA: Valor Novo de Reposição com Índice de Aproveitamento

VMU: Valor de Mercado em Uso

No caso das usinas térmicas, os valores de reposição devem ser apresentados na mesma estrutura acima com as devidas adaptações.

3.5 – Máquinas e Equipamentos de Distribuição

São objeto de avaliação os seguintes bens:

a) linhas de distribuição operando em tensão maior ou igual a 69 kV;

b) redes de distribuição operando em tensão menor que 69 kV;

c) equipamentos de medição

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(medidores de energia e potência);

d) subestações;

e) sistemas de operação e telesupervisão;

f) demais máquinas e equipamentos (oficinas de manutenção, almoxarifado etc.).

Procedimentos para levantamento dos ativos e validação dos controles da concessionária

• Subestações

Todos os equipamentos relacionados com as subestações devem ser levantados em campo pela avaliadora, para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma unívoca, devendo todas as subestações serem vistoriadas.

Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por “bays”, levando-se em consideração a posição seqüencial operativa.

4.1.1.1. Esclarecer o que é “posição seqüencial operativa”

Os equipamentos reserva (reserva imobilizada) devem ser levantados e

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considerados na subestação onde estiverem alocados, com a observação expressa de “reserva”. Entende-se por reserva imobilizada o bem ou conjunto de bens, que, por razões de ordem técnica voltada à garantia e qualidade do sistema elétrico, embora não estando em serviço, esteja à disposição e que poderá entrar em operação de imediato. Os equipamentos referentes à reserva imobilizada devem estar obrigatoriamente registrados no ativo imobilizado em serviço, conforme disposições contidas no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

A reserva quente é considerada na aplicação do índice de aproveitamento

• Linhas e Redes

A avaliadora deve validar os controles da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e redes, devendo efetuar levantamentos de campo dos equipamentos das linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras, selecionados pela ANEEL, para vistoria.

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Os seguintes itens devem ser objeto de levantamento/vistoria, quanto aos seus dados cadastrados: postes (material, altura e esforço), transformadores de distribuição (tensão, potência, número de fases), chaves

seccionadoras (tipo, tensão, corrente, número de fases), condutores (material, bitola, formação, isolamento), religadores (tensão, potência, número de fases), reguladores (tensão, potência, número de fases) e banco de capacitores (número de unidades, tensão, potência, número de fases).

Para a realização dos trabalhos de campo a avaliadora devem:

Para a realização dos trabalhos de campo a avaliadora deve:

Ajuste de redação.

a) vistoriar as linhas e redes selecionadas, tomando-se por base os controles da engenharia (G.I.S. – Geographical Information System), por meio de mapas georeferenciados atualizados, elaborados em quadrículas de 800m x 800m e, totalizados por quadrícula e por conjunto de unidades consumidoras; e

b) verificar se as diferenças encontradas ficaram dentro dos limites

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pré-estabelecidos pela ANEEL.

Devem ser registrados e informados no relatório de avaliação, para cada conjunto de unidade consumidora selecionado para inspeção pela ANEEL, os qualitativos e quantitativos finais, indicando as diferenças

encontradas, bem como os cálculos realizados para o processo de validação do controle da concessionária.

A avaliadora deve manter os desenhos das quadrículas usadas como papéis de trabalho referentes ao inventário físico/levantamentos de campo de cada conjunto de unidade consumidora das linhas e redes, deixando-os, necessariamente, disponíveis para a ANEEL, durante o trabalho de fiscalização.

Esses documentos (dados em papel e arquivos magnéticos), devem obrigatoriamente conter a data do inventário, as descrições e os quantitativos apurados dos equipamentos e a seqüência do trecho considerado no trajeto em que foram

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vistoriados.

Se as diferenças encontradas ficarem dentro dos limites pré-estabelecidos, podem ser validados os controles da engenharia da concessionária referentes às instalações de linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras não vistoriadas.

Se as diferenças encontradas no total de conjuntos de unidades consumidoras vistoriados ficarem fora dos limites pré-estabelecidos, a vistoria e levantamento de campo deverá ser estendida a todos os conjuntos de unidades consumidoras pertencentes à concessionária.

Se durante o levantamento de campo forem observados equipamentos de propriedade de terceiros, esses equipamentos não deverão constar do Laudo de Avaliação, devendo ser informados os procedimentos adotados para identificação desses bens.

A validação dos quantitativos da engenharia dar-se-á utilizando-se a técnica de amostragem aleatória por conglomerado, observando o seguinte:

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a) Na técnica de amostragem aleatória por conglomerado, os elementos da população a

ser analisada são agrupados por conglomerados. Em seguida é realizada uma seleção aleatória de alguns dos conglomerados que compõem tal população para realização das inspeções. Uma vez selecionados os conglomerados, todos os seus elementos integrantes são examinados (censo) para que as estatísticas desejadas sejam obtidas;

b) Para efeito da subdivisão da concessionária em conglomerados, são considerados os conjuntos de unidades consumidoras, devendo cada conglomerado considerado representar um conjunto de unidades consumidoras da concessionária de distribuição de energia elétrica, aprovado pela ANEEL;

c) Os elementos integrantes de cada conglomerado, considerados na análise, são as “linhas e redes”;

d) O cálculo do tamanho da amostra (m), a ser inspecionada para verificação da aceitação ou não das listas de engenharia da concessionária,

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é realizado pela ANEEL, mediante aplicação da fórmula a seguir relacionada, considerando: 90% de intervalo de confiança (Z igual a 1,64); 10% de margem de erro amostral (e); e 50% como estimativa inicial da proporção das “linhas e redes” com uma determinada

característica esperada na concessionária (P0);

M → Quantidade total de conjuntos (conglomerados) da concessionária

e) Caso o tamanho da amostra (m) multiplicado pela estimativa inicial de proporções de sucesso na concessionária (P0) seja menor do que 5 (cinco), a empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo de todas as “linhas e redes” da concessionária de distribuição de energia elétrica;

Me2 * (M - 1)

Z2 * (PO * (1 - PO))

m =

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f) A ANEEL realiza a seleção aleatória, por sorteio, dos conglomerados a serem inspecionados;

g) A ANEEL pode, ainda, a seu exclusivo critério, escolher determinada quantidade de conjuntos adicionais para realização de inspeções de campo pela empresa avaliadora, ficando esta quantidade adicional limitada a 2 conjuntos ou 5% do total de conjuntos, o que for maior;

h) Entende-se como proporção de elementos com a característica esperada a razão calculada da seguinte forma:

Pj = Ej / Nj

Pac = soma(Nj * Pj) / soma( Nj)

onde:

Ej → número de elementos com a característica esperada;

Nj → número de elementos físicos efetivamente existentes no

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conglomerado;

m → tamanho da amostra;

pˆ j → proporção das “linhas e redes” com uma determinada característica esperada no conglomerado; e

pˆAC→ proporção das “linhas e redes” com uma determinada característica esperada na concessionária.

i) Os elementos com a característica esperada são os ativos físicos efetivamente existentes, que correspondam, tanto em termos quantitativos, quanto qualitativos (referentes às características e especificações técnicas dos itens inspecionados), aos ativos constantes nos controles operacionais (de engenharia) da concessionária;

j) Com base nas proporções estimadas nos conglomerados ( j pˆ ), a empresa avaliadora

credenciada pode obter a estimativa da proporção na concessionária ( AC pˆ );

k) Caso a estimativa obtida da proporção na concessionária ( AC pˆ ),

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subtraído 10%, seja

menor que 80%, a empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo das “linhas e redes” da concessionária de distribuição de energia elétrica. Caso o resultado obtido seja maior ou igual a 80%, as listas de engenharia podem ser validadas e utilizadas para realização dos trabalhos de avaliação e conciliação físico-contábil; e

l) Quando o avaliador optar pela execução das inspeções através de amostragem, o

relatório de avaliação deve incluir tópico específico relacionando os critérios adotados e testes de aderência realizados.

• Sistema de iluminação pública

As instalações de iluminação pública não estão compreendidas no conceito de linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras, assim, a avaliadora não precisa levantar em campo os quantitativos

e características das instalações de iluminação pública.

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A avaliadora deve então, verificar como estão estruturadas e organizadas as instalações de iluminação pública, identificando o que é de propriedade da concessionária. Os ativos identificados como de propriedade da concessionária devem ser avaliados e considerados na base de remuneração a partir das informações dos controles da concessionária. A avaliadora deve explicitar a metodologia, critérios, cálculos efetuados e quantitativos das instalações de iluminação pública, consideradas no laudo de avaliação, identificando e separando por município e região.

• Medidores

Para os equipamentos de medição (medidores), a validação das listas de controle patrimonial específicas pode ser feita mediante realização de inspeções de campo por amostragem aleatória simples, observando o seguinte:

a) Os elementos a serem considerados na análise são os equipamentos de medição

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(medidores);

b) Para o cálculo do tamanho da amostra (m) a ser inspecionada para cada grupo de contas considerar: 90% de nível de confiança (Z); 10% de margem de erro amostral (e); e 50% como estimativa inicial da proporção dos equipamentos de medição (medidores), ter uma determinada característica esperada na concessionária (P0);

M → Quantidade total de itens (elementos) do grupo equipamentos de medição

c) Definido o tamanho da amostra, deve ser feita seleção aleatória dos ativos da amostra a serem inspecionados;

d) Entende-se como proporção dos equipamentos de medição (medidores), ter uma determinada característica esperada, a razão calculada da seguinte forma:

Me2 * (M - 1)

Z2 * (PO * (1 - PO))

m =

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Pac = Ej /m

onde:

Ej → número de elementos com a característica esperada;

m → tamanho da amostra;

AC → proporção dos ativos vinculados aos grupos de contas considerado Veículos ou Móveis e Utensílios ou equipamentos de medição (medidores); com uma determinada característica esperada na concessionária.

e) Os elementos com a característica esperada são os ativos físicos efetivamente existentes, que correspondam, tanto em termos quantitativos, quanto qualitativos (referentes às características e especificações técnicas dos itens inspecionados), aos ativos constantes no controle patrimonial ou controle da área comercial, da concessionária;

f) Com base na proporção estimada a empresa avaliadora credenciada pode obter a estimativa da proporção na concessionária (PAC );

g) Caso a estimativa obtida da

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proporção na concessionária ( AC ), subtraído 10%, seja menor que 80%, a empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo de todos os equipamentos de medição (medidores), da concessionária de distribuição de energia

elétrica. Caso o resultado obtido seja maior ou igual a 80% as listas de controle patrimonial respectivas podem ser validadas e utilizadas para realização dos trabalhos de avaliação e conciliação físico-contábil.

Procedimentos para avaliação de Máquinas e Equipamentos

A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se por base o valor novo de reposição depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação e percentual de depreciação utilizados na contabilidade. Os

trabalhos de campo devem iniciar-se com a verificação física dos bens para sua identificação e obtenção de suas características técnicas, incluindo

A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se por base o valor novo de reposição depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação e percentual de depreciação utilizados na contabilidade. Os

trabalhos de campo devem iniciar-se com a verificação física dos bens para sua identificação e obtenção de suas características técnicas, incluindo

Muitas vezes os sistemas técnicos não possuem todas as informações exigidas na Minuta de Resolução.

A implementação dessas medidas pode requerer a complementação do cadastro, cuja atualização exige:

� Programações de desligamentos, em prejuízo aos clientes;

� Adequações aos sistemas computacionais;

� A coleta de dados, muitas vezes

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também informações sobre o fabricante, modelo, tipo, número de série, ano de fabricação, capacidade, reformas, agregações etc.

também informações sobre o fabricante, modelo, tipo, capacidade, além de número de série, ano de fabricação, reformas, agregações etc, estas últimas, se disponíveis.

requer onerosa remoção de equipamentos e, ao final, não raramente, as informações não estão visíveis nos mesmos.

Além dessa verificação, devem ser analisados também, os registros da engenharia, bem como devem ser coletadas informações sobre as datas de entrada em operação e a depreciação acumulada, extraídas dos registros contábeis, que determinam a vida transcorrida (idade) dos bens.

Para a alocação das torres metálicas ou de concreto e as bases de concreto dos equipamentos na conta contábil referente às Máquinas e Equipamentos, devem ser observados os critérios definidos no Manual

de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, Resolução nº 044/1999, e na Portaria DNAEE nº 815/1994 (atualizada pela Resolução no 015/1997) e nos procedimentos adotados pelo Departamento de Contabilidade da concessionária.

As máquinas e equipamentos de propriedade da concessionária,

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localizados em imóveis de propriedade de terceiros, desde que estejam vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica e

registrados na contabilidade, devem ser considerados nos trabalhos de avaliação.

As informações e os valores apurados para o sistema de iluminação pública devem estar destacados/separados das informações e valores apresentados para as linhas e redes.

A concessionária deve, a partir dos resultados do levantamento de campo realizado pela avaliadora, proceder aos ajustes necessários em seus controles de engenharia (ajustes nas quantidades e nas características técnicas).

Determinação dos valores de reposição (Valor de novo)

• Equipamentos principais Para os principais equipamentos o valor de fábrica de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado é obtido do Banco de Preços Referenciados

Para os principais equipamentos o valor de fábrica de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado é obtido do Banco de Preços Referenciados

Permitir à distribuidora identificar e encaminhar à ANEEL sugestões para correções de inconsistências, tais como: produtos de fabricantes

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da ANEEL. da ANEEL. Referido banco de preços será objeto de audiência pública e conterá dados relativos a sua série histórica, ao cálculo para obtenção da média regional, as especificações técnicas de cada equipamento e ao fabricante.

que não obtiveram homologação no processo de inspeção; produtos aparentemente similares, contudo, contendo especificidades rejeitadas pela distribuidora em função de segurança, bens fora de padrão etc.

Esse banco de dados de preços leva em conta os efetivos valores praticados pelas concessionárias no mercado específico do setor elétrico, os tipos e características dos equipamentos a serem avaliados e pagamento à vista, deduzidos os impostos recuperáveis. Os preços do Banco de Preços Referenciados são médios e regionalizados.

Esse banco de dados de preços leva em conta os efetivos valores praticados pelas concessionárias no mercado específico do setor elétrico, os tipos e características dos equipamentos a serem avaliados e pagamento à vista, deduzidos os impostos recuperáveis. Quando a legislação, específica de determinado estado, não permitir a recuperação parcial ou total do tributo, a parcela não creditada será considerada no preço do material.

Os preços do Banco de Preços Referenciados são médios e regionalizados.

Adequar à legislação vigente.

Exemplo: O Regulamento do ICMS do Estado de São Paulo – Decreto Estadual Nº 45.490/2000, não permite o crédito de 100% do ICMS incidente sobre as aquisições de materiais para investimentos.

• Componentes Menores – COM Os materiais acessórios dos equipamentos principais são identificados como Componentes

Os materiais acessórios dos equipamentos principais são identificados como Componentes

Apurar o custo dos COM’s, Componentes Menores – COM, em conformidade com os custos

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Menores, e têm seus custos agregados ao valor de fábrica desses equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com a Portaria DNAEE nº 815/94 e Resolução nº 15, de 24 de dezembro de 1997.

Menores, e têm seus custos agregados ao valor de fábrica desses equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com a Portaria DNAEE nº 815/94 e ResoluçãoANEEL nº 15, de 24 de dezembro de 1997.

Os tipos e características de cada item a ser avaliado deverão considerar pagamento à vista, deduzidos os impostos recuperáveis. Quando a legislação de determinado estado não permitir a recuperação parcial ou total do tributo, a parcela não creditada será considerada no preço do material.

efetivamente praticados pela distribuidora.

Deverá ser aplicada a menor alíquota de ICMS, superior a zero, sobre os saldos dos bens elegíveis constituído até o ano de 1996, constantes da Base de Remuneração Regulatória.

O resultado obtido será considerado como adicional da Parcela B, a ser recomposto pelo prazo médio ponderado da vida útil remanescente desses bens.

Estabelecer parcela na tarifa para recompor a parcela do ICMS constituído até 1996 e não recuperado.

O custo do Componente Menor é uma média regional obtida com base nos custos de Componentes Menores

O custo do Componente Menor é uma média regional obtida com base nos custos de Componentes Menores

Adequar à legislação vigente.

Exemplo: O Regulamento do ICMS

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praticados pelas concessionárias no mercado, e também consta do Banco de Preços Referenciados da ANEEL.

Observação: Os impostos recuperáveis, conforme legislação em vigor (Decreto nº 1.041, de 11/01/1994), não deve ser considerados no valor novo de reposição.

praticados pelas concessionárias no mercado, e também consta do Banco de Preços Referenciados da ANEEL.

Referido banco de preços será objeto de audiência pública e conterá dados relativos a sua série histórica, ao cálculo para obtenção da média regional, as especificações técnicas de cada equipamento e ao fabricante.

Observação: Os impostos recuperáveis, conforme legislação em vigor (Decreto nº 1.041, de 11/01/1994), não devem ser considerados no valor novo de reposição. Quando a legislação vigente não permitir a recuperação de 100% de determinado imposto, a parcela não passível de crédito será considerada como componente do preço.

Os preços do Banco de Preços Referenciados são médios e regionalizados.

do Estado de São Paulo – Decreto Estadual Nº 45.490/2000, não permite o crédito de 100% do ICMS incidente

• Custo Adicional – CA O Custo Adicional é o custo necessário para colocação do bem em operação, formado pelos custos de projeto,

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gerenciamento, montagem, frete, entre outros, além dos juros regulatórios, capitalizados no prazo médio normal de construção.

É aplicado sobre o valor de fábrica dos equipamentos acrescido dos Componentes Menores, e é uma média regional, obtida com base nos custos adicionais praticados pelas Concessionárias, e também constará do Banco de Preços Referenciados da ANEEL.

É aplicado sobre o valor de fábrica dos equipamentos acrescido dos Componentes Menores, e é uma média regional, obtida com base nos custos adicionais praticados pelas Concessionárias, e também constará do Banco de Preços Referenciados da ANEEL.

Referido banco de preços será objeto de audiência pública e conterá dados relativos a sua série histórica, ao cálculo para obtenção da média regional, as especificações técnicas de cada equipamento e ao fabricante.

Permitir à distribuidora identificar e encaminhar à ANEEL sugestões para correções de inconsistências

• Juros sobre Obras em Andamento – JOA

Os juros sobre obras em andamento são regulatórios e calculados considerando-se o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC – Weigthed Average Cost of Capital), aplicando-se a fórmula abaixo, de

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acordo com as seguintes considerações:

- prazos médios de construção: 12 meses para Subestações e 8 meses para Linhas de transmissão;

- prazos médios de construção: 27 meses para Subestações e 13 meses para Linhas de transmissão e 12 meses para Redes de Distribuição;

Os prazos propostos pela ANEEL não correspondem à realidade da Eletropaulo.

A base de cálculo do JOA será o Valor de Fábrica + Componente Menor + Custos Adicionais, este último, antes do JOA.

Tornar claro o cálculo do JOA.

Sem prejuízo da blindagem da base do primeiro ciclo, aplicar os novos níveis de JOA sobre aquela base.

Ajustar e padronizar nas distribuidoras o uso dessa componente de custos. Não há prejuízo da base blindada, já que eventuais valores considerados na base homologada do primeiro ciclo estão segregados em coluna própria nos laudos de avaliação.

- para as obras de redes de distribuição primárias e secundárias, por serem de curta duração, não são computados juros sobre obras em andamento;

Excluir. A consideração dos juros pelo prazo aqui proposto pelas distribuidoras é justa e seus resultados têm impactos significativos na necessidade de recursos para atendimento da prestação de serviços.

- fluxo financeiro de 40% de desembolso distribuídos de forma homogênea ao longo da primeira

-Excluir Fluxo financeiro demonstra abaixo.

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metade do prazo de construção considerado, e 60% distribuídos de forma homogênea ao longo da segunda e última metade do prazo de construção considerado.

( )

( )100

1

11

1 12

121

**

�=

−+

+

��

���

� −+=

N

iN

a

iN

a

r

dirJOA

A fórmula apresentada pela ANEEL deve ser corrigida para adequá-la ao texto da Minuta de Resolução e ao que prevê o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Eletrica.

Onde:

JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);

N: número de meses, de acordo com o tipo de obra: 12 meses para subestações e 8 meses para linhas de distribuição operando em tensão maior ou igual a 69 kV;

Ra: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e

d i : desembolso mensal em percentual distribuído de acordo com o fluxo financeiro definido acima (%), onde:

Onde:

JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);

N: número de meses, de acordo com o tipo de obra: 27 meses para subestações e 13 meses para linhas de distribuição operando em tensão maior ou igual a 69 kV e 12 meses para Redes de Distribuição, operando em tensão inferior a 69 kV;

Ra: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e

d i : desembolso mensal em percentual

Adequação às necessidades mínimas das concessionárias.

( )� ��

���

� −+=−+

dirJOAiN

a *11 121

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distribuído de acordo com o fluxo financeiro (%), a seguir:

Para subestações, temos:

Adequação às necessidades mínimas das concessionárias.

Para linhas de distribuição operando em tensão maior ou igual a 69 kV, temos:

Adequação às necessidades mínimas das concessionárias.

Para linhas de distribuição operando em tensão inferior a 69 kV, temos:

d1 d2 d3 d4 d5 d6 d7 d8 d9 d10 d11 d126,67% 6,67% 6,67% 6,67% 6,66% 6,66% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00%

d1 d2 d3 d4 d5 d6 d7 d810,00% 10,00% 10,00% 10,00% 15,00% 15,00% 15,00% 15,00%

d1 d2 d3 d4 d5 d6 d713,00% 0,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00% 1,00%

d8 d9 d10 d11 d12 d13 d140,00% 0,00% 0,00% 0,50% 6,50% 1,00% 3,00%

d15 d16 d17 d18 d19 d20 d213,00% 2,00% 3,00% 2,50% 31,50% 14,00% 5,00%

d22 d23 d24 d25 d26 d273,50% 2,50% 2,50% 0,50% 0,50% 0,50%

d1 d2 d3 d4 d5 d6 d710,00% 0,00% 1,00% 1,00% 1,00% 0,00% 10,00%

d8 d9 d10 d11 d12 d1326,00% 24,00% 12,00% 11,00% 3,00% 1,00%

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Adequação às necessidades mínimas das concessionárias.

Desse modo, o Valor Novo de Reposição (VNR) de cada ativo será obtido mediante o somatório dos valores de fábrica, componente menor e custo adicional.

O Valor Novo de Reposição (VNR) de cada ativo é obtido mediante o somatório dos valores de fábrica, componente menor e custo adicional.

Excluir Repetido

Os bens que não apresentam similaridade com aqueles relacionados no Banco de Preços Referenciados da ANEEL devem ser avaliados por meio da atualização dos valores históricos contábeis pela aplicação do IPCA, sujeitos a validação na fiscalização.

Os bens que não apresentam similaridade com aqueles relacionados no Banco de Preços Referenciados da ANEEL devem ser avaliados por média apurada pelo banco de preços da distribuidora. Esgotada esta possibilidade, por meio da atualização dos valores históricos contábeis pela aplicação do IPCA, sujeitos à validação na fiscalização.

Evitar distorções para mais ou para menos nos preços possíveis de serem praticados pela concessionária.

d1 d2 d3 d4 d5 d67,00% 7,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00%

d7 d8 d9 d10 d11 d1210,00% 10,00% 10,00% 10,00% 3,00% 3,00%

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• Índice de aproveitamento das máquinas e equipamentos de subestações

Aplicar o índice de aproveitamento em máquinas e equipamentos de subestações sobre o Valor Novo de Reposição. O Valor Novo de Reposição, descontado o valor do índice de aproveitamento, serve de base para determinação do Valor de Mercado em Uso, que é o próprio Valor na Base de Remuneração.

Aplicar o índice de aproveitamento em máquinas e equipamentos de subestações sobre o Valor Novo de Reposição e sobre a depreciação recalculada. O Valor Novo de Reposição, descontado o valor do índice de aproveitamento, serve de base para determinação do Valor de Mercado em Uso, que é o próprio Valor na Base de Remuneração.

O valor da depreciação relativo à parcela desconsiderada da BRR bruta pelo índice de aproveitamento, não pode ser deduzido do cálculo do Valor de Mercado em Uso.

O índice de aproveitamento estabelecido para o grupo de ativos: transformador de força, disjuntor, chaves seccionadoras, barramento, transformadores de corrente e de potencial e religadores que compõem o bay”, do transformador da subestação resulta da aplicação de um índice que considera o fator de utilização do transformador e a expectativa para os próximos 10 (dez) anos, do crescimento percentual da carga atendida pela subestação. Esse índice está limitado a 100% e é calculado da seguinte forma:

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FUS = DM / PTI

ECC = (1+TCA1)*(1+TCA2)*.....*(1+TCA10)

IAS (%) = FUS * ECC *100

Onde:

IAS → Índice de Aproveitamento para Subestação (%);

FUS → Fator de Utilização da Subestação (%);

DM → Demanda Máxima em MVA verificada nos últimos 2 anos;

PTI → Potência Total Instalada em MVA (ONAF);

TCA → estimativa percentual de crescimento anual de carga máxima atendida pela subestação; e

ECC → Expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela subestação para o período projetado de 10 anos, comprovada pelos demonstrativos de aumento de demanda dos quatro últimos anos. Para efeitos de verificação de consistência é utilizada a evolução de carga dos últimos 4 anos, bem como as

Quando a demanda máxima, multiplicada pela expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela Subestação, para o período projetado de 10 anos (ECC), for maior que a potência total de (n-1) transformadores instalados, o FUS será considerado igual a 100%.

Como devem ser apresentadas as premissas de desenvolvimento econômico?

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premissas de desenvolvimento econômico da área atendida pela respectiva subestação.

A demanda para a análise de carregamento é a máxima ocorrida para uma determinada configuração de rede, segregando-se eventuais manobras temporárias ocorridas entre transformadores e/ou subestações.

Entende-se por reserva imobilizada o bem ou conjunto de bens, que, por razões de ordem técnica voltada à garantia e à qualidade do sistema elétrico, embora não estando em serviço, esteja à disposição e que pode entrar em operação de imediato.

Quando a demanda máxima multiplicada pela expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela subestação, para o período projetado de 10 anos (ECC), for igual ou menor do que a potência total de (n-1) transformadores instalados, o transformador excluído para esta análise, mesmo que energizado, será considerado como reserva.

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Exemplo: se a subestação possui três transformadores trifásicos, cuja potência unitária seja de 40 MVA, instalados e sua demanda máxima vezes o ECC, seja menor ou igual a 80 MVA = 40 MVA*(3-1), o terceiro transformador será considerado como reserva. Esse equipamento não será considerado no cálculo do índice de aproveitamento da subestação onde se encontra.

• Veículos

Devem ser avaliados apenas os veículos vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica, relacionados às atividades de distribuição, administração, comercialização e geração associada. Esses bens não são considerados na composição da Base de Remuneração.

Para os veículos, a validação das listas de controle patrimonial específicas pode ser feita mediante realização de inspeções de campo por amostragem aleatória simples, conforme definido para os medidores.

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Após a verificação física dos veículos escolhidos aleatoriamente e confirmação dos controles da concessionária, esses bens devem ter seus valores de reposição obtidos através de publicações especializadas e de mercado em uso obtidos de modo idêntico ao utilizado para máquinas e equipamentos.

Considerando-se o entendimento e esclarecimentos do valor de mercado em uso, para efeito regulatório, e para as concessionárias do serviço público de distribuição do setor elétrico, em nenhuma hipótese deve-se utilizar o método comparativo de mercado para a avaliação dos veículos.

Pode-se utilizar o método expedito para a avaliação desses bens, por meio da atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA – Índice de Preços ao Consumidor-Amplo, calculado pelo IBGE.

• Móveis e Utensílios

Devem ser avaliados apenas os móveis e utensílios vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica, relacionados às atividades de

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distribuição, administração, comercialização e geração associada. Esses bens não são considerados na composição da Base de Remuneração.

Para os móveis e utensílios, a validação das listas de controle patrimonial específicas pode ser feita mediante realização de inspeções de campo por amostragem aleatória simples, conforme definido para os medidores.

Após a verificação física dos móveis e utensílios escolhidos aleatoriamente e validação dos controles da concessionária, a empresa de avaliação deve analisar a relação contábil desses bens, evitando-se que a relação validada contenha informações que não reflitam a realidade.

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No que se refere aos equipamentos de

informática incluídos nesse grupo de

bens, deve ser levada em consideração

na análise a evolução tecnológica

desses bens.

Deve ser utilizado o método expedito para a avaliação desses bens, por meio da atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA – Índice de Preços ao Consumidor-Amplo, calculado pelo IBGE.

• Softwares

A empresa avaliadora deve efetuar levantamento dos softwares efetivamente utilizados pela concessionária identificando as características técnicas de cada um (fabricante, nome do software, versão, módulos adquiridos/instalados, empresa responsável pela implantação, função/utilização principal, entre outras). Deve ser identificada a conta contábil onde cada software se

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encontra registrado e se o software relacionado é utilizado também por outras concessionárias pertencentes ao mesmo grupo.

No caso de softwares desenvolvidos pela própria concessionária, deve ser verificada se foi aberta Ordem de Serviço para o desenvolvimento do software. Caso positivo, o software pode ser avaliado.

O valor de reposição desses bens é determinado por meio da atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA – Índice de Preços ao Consumidor-Amplo, calculado pelo IBGE.

Os valores de mercado em uso de softwares devem ser determinados aplicando-se uma taxa de amortização anual de 20% sobre o valor de reposição obtido. Esses bens não são considerados na composição da Base de Remuneração.

• Almoxarifado de Operação

O almoxarifado de operação, vinculado à operação e manutenção de máquinas, instalações e equipamentos

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necessários à prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, é considerado para compor a base de remuneração conforme critérios definidos a seguir:

a) Integram a base de remuneração dos saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das seguintes subcontas previstas no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica:

b) Os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das contas abaixo relacionadas devem ser deduzidos do saldo total a ser considerado para o almoxarifado de operação:

112.71.8 – (-) Provisão p/ Perdas em

NO DA SUBCONTA DESCRIÇÃO OBSERVAÇÕES

112.71.1

Matéria Prima e Insumo para Produção de Energia Elétrica

Exceto os saldos das subcontas 112.71.2.4 destinado a alienação; 112.712.3 emprestado; e 112.71.2.6 Resíduos e Sucatas

112.71.2 Material

112.71.3 Compras em Curso

112.71.4Adiantamento a Fornecedores

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Estoque; e

112.71.9 – (-) Provisão p/ Redução ao Valor de Mercado.

• Ativo Diferido

Os Ativos Diferidos, vinculados à prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, são considerados para compor a base de remuneração conforme critérios a seguir estabelecidos:

a) O Ativo Diferido faz parte, juntamente com os Investimentos e o Ativo Imobilizado, do Ativo Permanente, e não deve ser confundido com as Despesas Pagas Antecipadamente, que são classificadas à parte no Ativo Circulante ou no Realizável a Longo Prazo.

b) O Ativo Diferido pode se referir tanto ao investimento realizado pela concessionária

com benfeitorias em propriedades de terceiros, quanto ao investimento realizado para organização / impla ntação e ampliação da concessionária,

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enquanto em curso.

c) Os Ativos Diferidos caracterizam-se por serem ativos intangíveis, que são amortizados por apropriação às despesas operacionais, no período de tempo em que estiverem contribuindo para a formação do resultado da empresa.

Devem compor a Base de Remuneração as seguintes subcontas:

133.01.1.1.01 – Despesas Pré-Operacionais: Nesta subconta, conforme preceitua o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica deverão estar apropriadas, para efeito de reintegração e que deverão compor a Base de Remuneração, somente as despesas pré-operacionais de organização ou implantação, e de ampliação da concessionária, sujeitas à reintegração pelo sistema de quotas periódicas.

133.01.1.1.02 – Benfeitorias em Propriedade de Terceiros: Nesta subconta, conforme preceitua o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, deverão estar

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apropriadas, para efeito de reintegração e que deverão compor a Base de Remuneração, somente as despesas realizadas com benfeitorias em propriedades de terceiros, sujeitas à amortização por meio de quotas mensais.

d) O valor de reposição desses bens é determinado por meio da atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA – Índice de Preços ao Consumidor-Amplo, calculado pelo IBGE.

e) Os valores de mercado em uso do ativo diferido devem ser determinados aplicando-se a taxa de amortização anual sobre o valor histórico atualizado e preservada a taxa/vida útil do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.

• Obrigações Especiais

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São recursos relativos à participação financeira do consumidor, das dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais vinculados aos investimentos aplicados nos empreendimentos vinculados à concessão, conforme previsto no art. 1º do Decreto nº 28.545, de 24 de agosto de 1950, art. 142 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, e art. 18 da Lei nº 4.156, de 28 de novembro de 1962. As Obrigações Especiais não são passivos onerosos e não são créditos do acionista.

São atualizadas com os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo Imobilizado dos agentes.

O quadro acima ilustra:

� O investimento inicial efetuado com Participação Financeira do Consumidor, que corresponde a formação da Obrigação da Distribuidora para com o Poder Concedente (Obrigações Especiais);

� A trajetória do bem formado com Participação Financeira do Consumidor (o saldo do ativo);

� O fluxo de geração de receita decorrente da depreciação

Depreciação

Saldo do Bem

Investimento / Obrigação Especial

ANO

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considerada na tarifa, para substituição do bem ao término de sua vida útil.

A partir de mudanças que são introduzidas no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, a depreciação de bens e instalações adquiridos com recursos de obrigações especiais passa a ser contabilizada como conta retificadora de Obrigações Especiais. Por sua vez, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais não é computada na parcela B da receita requerida da Concessionária.

A partir de mudanças que serão introduzidas no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, a depreciação de bens e instalações adquiridos com recursos de obrigações especiais deverá ser contabilizada como conta retificadora de Obrigações Especiais. Deverão ser baixadas das Obrigações Especiais e respectivas contas retificadoras, respectivamente, a mesma proporção das baixas verificadas no Valor Original Contábil e Depreciação Contábil dos bens formados com Participação Financeira do Consumidor.

Por sua vez, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais não é computada na parcela B da receita requerida da Concessionária.

A atual metodologia que rege o tratamento das Obrigações Especiais no processo de Revisão Tarifária, considera a depreciação de bens, mesmo que constituídos com participação financeira do consumidor, na receita da concessionária, que representa os recursos necessários à recomposição dos bens ao término de sua vida útil.

Os investimentos iniciais que se acumulam na conta de Obrigações Especiais, no passivo da concessionária, representam parcela dedutível da indenização a ser paga pelo Poder Concedente à Concessionária ao término da Concessão.

O saldo das Obrigações Especiais deve ser atualizado, na mesma proporção dos Ativos que lhe deram origem.

O saldo das Obrigações Especiais é dedutível da base de remuneração

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líquida, evitando que o consumidor pague remuneração sobre um investimento por ele realizado.

Em atendimento às disposições contidas nesta Resolução, devem compor a Base de remuneração para fins de revisão tarifária periódica das concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, como redutoras do ativo imobilizado em serviço, e avaliadas conforme os procedimentos a seguir:

A proposta da ANEEL tem o objetivo de criar nova metodologia, evitando que a parcela de depreciação, relativa a bens constituídos com recurso do consumidor, seja incorporada à tarifa. Dessa forma, ao término da vida útil do bem, a concessionária que não recebeu recursos de depreciação e remuneração sobre esses bens, faria sua substituição com recursos próprios, a partir de quando, receberia além da depreciação, a remuneração desses bens.

As quotas de reintegração desses bens deixariam de ser apropriada como despesa no demonstrativo de resultados, passando a ser contabilizada como conta retificadora das obrigações especiais, que passariam a ter seu saldo reduzido ao longo de sua vida útil, o que tornaria o redutor da indenização mencionada, para bens cujo prazo de vida útil terminou.

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CONCLUSÕES:

1) As duas metodologias se equivalem. É fundamental, contudo, o registro da baixa das Obrigações Especiais quando houver a baixa do bem que lhe deu origem, pois, nesse caso há a interrupção do fluxo de receita

com origem na depreciação, como ilustrado, na faixa azul escura, do gráfico;

2) A mudança de metodologia proposta pela ANEEL transfere do consumidor para distribuidora o ônus do desembolso de investimentos (da substituição de bens) até então gerado com recursos do consumidor, ao longo

Investimento / Obrigação Especial

Depreciação

Saldo do Bem

ANO

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da vida útil dos bens constituídos com Participação Financeira do Consumidor, tendo como contrapartida a redução do saldo das Obrigações Especiais cuja realização só ocorre ao término da Concessão;

3) Apesar das metodologias se equivalerem, o efeito mencionado no item 2 acima, traz impactos significativos na necessidade de recursos para investimentos da distribuidora, que inclusive é a razão da existência da Participação Financeira do Consumidor;

4) Assim sendo, apresenta-se a necessidade da inclusão de recursos de capital de giro, calculado sobre o saldo retificado das obrigações especiais, portanto decrescente, da ordem de 5%. (texto incluso na proposta adiante)

a) identificar a participação das Obrigações Especiais na correspondente Ordem de Imobilização – ODI da respectiva conta do ativo imobilizado em serviço;

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b) identificar a participação ou a proporcionalidade da Obrigação Especial no respectivo valor da ODI na respectiva conta do ativo imobilizado em serviço; e

c) aplicar a mesma variação verificada entre o valor novo de reposição (valor de avaliação) e o valor contábil, não depreciado, na respectiva conta do ativo imobilizado em serviço, sobre o saldo da obrigação especial (custo corrigido, sem deduzir a depreciação), por Ordem de Imobilização – ODI.

c) aplicar a mesma variação verificada entre o valor novo de reposição (valor de avaliação) e o valor original contábil, não depreciado, na respectiva conta do ativo imobilizado em serviço, sobre o saldo das obrigações especiais e sobre o saldo da conta retificadora das Obrigações Especiais, por Ordem de Imobilização – ODI.

Adequar o texto dos procedimentos a serem seguido.

Caso a concessionária esgote, sem êxito, todos os meios de que dispõe para identificação da participação de obrigações especiais nas respectivas ODI da conta Máquinas e Equipamentos, pode aplicar, alternativamente, a variação verificada entre o valor novo de reposição total e o valor contábil original, não depreciado, da conta Máquinas e Equipamentos, sobre o saldo das obrigações especiais (saldo corrigido, sem deduzir a depreciação), para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser

Caso a concessionária esgote, sem êxito, todos os meios de que dispõe para identificação da participação de obrigações especiais nas respectivas ODI da conta Máquinas e Equipamentos, pode aplicar, alternativamente, a variação verificada entre o valor novo de reposição total e o valor contábil original, não depreciado, da conta Máquinas e Equipamentos, sobre o saldo das obrigações especiais e sobre o saldo de sua respectiva conta retificadora, para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a serem

Adequar texto a procedimentos que não gerem distorções, a serem registrados e considerados para cálculo da base de remuneração.

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considerado como parcela redutora na Base de Remuneração.

consideradas como parcela redutora na Base de Remuneração.

Quando ocorrerem baixas de ativos constituídos com Participação Financeira do Consumidor, o valor da Obrigação Especial, devidamente atualizada e a parcela correspondente em sua conta retificadora, também deverão ser baixados.

Manter o equilíbrio entre fontes e usos, direitos e obrigações.

Cinco por cento do saldo das Obrigações Especiais Retificadas, serão considerados, como adicional ao valor do capital de giro, necessário à cobertura da reposição dos investimentos necessários, constituídos com Participação Financeira do Consumidor.

Manter o equilíbrio entre fontes e usos, direitos e obrigações.

Base Blindada:

Com base na taxa média anual de baixas de bens do Ativo Imobilizado em Serviço e da formação anual do saldo das Obrigações Especiais será baixado do saldo das Obrigações Especiais (base blindada), o percentual médio ponderado das baixas ocorridas, apuradas pela divisão dos valores contábeis baixados e os saldos dos valores originais

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contábeis do mesmo período.

A partir dessa data, o saldo constituído até essa data, das Obrigações Especiais serão depreciados utilizando-se a taxa de depreciação regulatória, homologada para a revisão tarifária em questão, assim como, proceder-se-á às baixas do saldo remanescente das Obrigações Especiais e sua respectiva conta retificadora, no mesmo nível de baixas ocorrido no período.

Conforme ilustração acima, ao se efetuar a baixa de determinado bem, cessa o repasse à tarifa da depreciação anual.

As Obrigações Especiais decorrentes de investimentos realizados com recursos do P & D não serão deduzidas do cálculo da Base de Remuneração Bruta e Líquida.

Gastos de P & D visam melhorias e desenvolvimentos tecnológicos e, portanto, não influenciam a formação de preços da Base de Remuneração. A Empresa de Referencia não prevê investimentos desta natureza.

Item 5 – Arquivos a Serem Encaminhados em Meio Magnético

q) Deve ser apresentada uma versão em meio magnético nas linguagens Access e Excel, contemplando para cada bem, no mínimo as seguintes informações, na ordem seqüencial abaixo:

q) Deve ser apresentada, obrigatoriamente, uma versão em meio magnético na linguagem Access e, opcionalmente, na linguagem Excel, contemplando para cada bem, no mínimo as seguintes informações, na ordem seqüencial abaixo:

Comentário: O documento exige a apresentação da Base de Remuneração nas linguagens Access e Excel. Para as Bases de Remunerações com mais de 65 mil linhas (a maioria das grandes concessionárias) as citadas Bases terão que ser encaminhadas em diferentes arquivos de Excel, o que

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dificultará a consolidação dos dados nesta linguagem.

Sugestão: Tornar opcional a entrega da Base de Remuneração nas duas linguagens citadas, sendo, porém, obrigatória o encaminhamento dos dados em Access.

OUTRAS CONTRIBUIÇÕES (ITENS NÃO PREVISTOS NA MINUTA DE RESOLUÇÃO) – Bens Considerados na Empresa de Referência

Comentários: Tanto os procedimentos atuais de apuração da base de Remuneração, quanto os propostos, determinam que todos os bens da concessionária sejam avaliados.

Os bens considerados na Empresa de Referência são retirados da Base de Remuneração Regulatória para servirem de base de cálculo para Depreciação, Remuneração e Despesas com Operação e Manutenção. Acontece, porém, que

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os valores considerados na Empresa de Referência são inferiores a aqueles excluídos da Base de Remuneração.

Sugestão: Considerar como base de cálculo de Depreciação, Remuneração e Despesas com O & M, na Empresa de Referência, os mesmos valores excluídos da Base de Remuneração.

OUTRAS CONTRIBUIÇÕES (ITENS NÃO PREVISTOS NA MINUTA DE RESOLUÇÃO) – Resultado Não Operacional

Comentários: A depreciação representa o retorno do valor investido, cujos recursos recebidos na receita são destinados para reposição de bens ao término de sua vida útil. O valor apurado com a desativação ao ser somado com o resultado da venda da sucata, gera uma Receita não Operacional ou Despesa não Operacional, ambas resultantes do processo de desativação. A diferença entre as duas rubricas gera, por sua vez, o Resultado Não Operacional.

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Historicamente o Resultado Não Operacional gera Prejuízo, portanto, despesa maior que receita.

Esse resultado final nada mais é que a parcela investida que não retornou via depreciação (receita) ou alienação aos cofres da Companhia.

Sugestão:Considerar na Revisão Tarifária um item com o Resultado Não Operacional, que refletirá na realidade o ajuste da vida útil do bem.

OUTRAS CONTRIBUIÇÕES (ITENS NÃO PREVISTOS NA MINUTA DE RESOLUÇÃO) – Remuneração dos Efeitos Fiscais da “Mais Valia” da Depreciação Regulatória

Comentários:

� A depreciação contábil é considerada como despesa dedutível para fins de cálculo do IRPJ e da CSLL.

� O único item de despesa que recebe os efeitos da avaliação dos ativos para fins regulatórios é a depreciação (chamada de

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depreciação regulatória na Parcela B).

� A depreciação regulatória é calculada pela aplicação do percentual anual da despesa de depreciação sobre os ativos avaliados componente da BRR Bruta.

� A diferença entre a depreciação regulatória e a depreciação contábil (aqui denominada de ‘mais valia’ da depreciação) é recebida na tarifa, a título de receita.

� Sobre a receita total (incluída a ‘mais valia’ da depreciação) se calculam o IRPJ e a CSLL, à alíquota de 34%.

� O ganho líquido obtido com a ‘mais valia’ é de 66%. Isso significa dizer que do ganho auferido para reposição do ativo ao fim de sua vida, 34% é redirecionado para o fisco. Com isso, a concessionária está bancando com recursos extra tarifa a recomposição de parte de seu ativo depreciado.

� O justo é agregar ao valor recebido a título de ‘mais valia’ da

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depreciação, um percentual de 51,52% (mantendo-se os percentuais de incidência do IRPJ e da CSLL atuais), como forma de manter a integridade dos recursos recebidos na tarifa.

Sugestão: Adicionar na Parcela B da tarifa o percentual adicional de 51,52% a título de ‘mais valia’ da depreciação regulatória em relação a depreciação contábil, como forma de manter o poder de compra da concessionária na reposição do bem ao fim de sua vida útil.

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5. EMPRESA DE REFERÊNCIA

A opção pela manutenção da metodologia da Empresa de Referência - ER para a determinação dos custos operacionais eficientes foi considerada pela ANEEL para a 2ª. RTP. Entretanto, existe a necessidade de ajustes e complementações na proposta ANEEL como descrito adiante:

5.1. Dimensionamento da Estrutura Central

Inicialmente, cabe destacar que qualquer ajuste na estrutura central deve desconsiderar as sinergias decorrentes de empresas que pertencem a um mesmo grupo empresarial na medida em que o contrato de concessão prevê o equilíbrio econômico – financeiro da forma isolada.

5.2. Presidência

Dentro deste tópico, são detalhados alguns processos que devem ser considerados na Empresa de Referência:

CONTROLES INTERNOS

Em uma primeira análise, poder-se-ia supor que a área de Auditoria Interna definida na Empresa de Referência da ANEEL supriria as funções atribuídas à área de Controles Internos.

No entanto, Controles Internos possui uma abrangência de atuação mais ampla, não se limitando à Contabilidade, mas suportando as diversas áreas da empresa (Comercial, Operações, Suprimentos e etc.) no desenho de processos de forma a garantir que sejam confiáveis e agreguem valor com um nível de qualidade adequada e com custos alinhados com as melhores práticas de mercado em linha com as exigências da ANEEL, para melhoria de processos e redução de custos gerenciáveis. Estas funções não poderiam ser assumidas pela Auditoria Interna, visto que impactariam na independência necessária para a atuação deste departamento, não seria aceitável que a Auditoria fiscalizasse desenho de processos e efetividade de controles no qual teriam auxiliado as áreas a desenhar / implementar. Neste aspecto, a ELETROPAULO sugere a inclusão da atividade de Controles Internos na Presidência.

COMPLIANCE

Não foi encontrado na relação de atividades da empresa de referência as atividades desempenhadas pela área de Compliance na ELETROPAULO.

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Sugere-se que seja incluído este departamento, cujo objetivo principal é o estabelecimento e divulgação dentro de toda a empresa de uma cultura de elevada conduta ética com seus fornecedores, prestadores de serviço, funcionários, acionistas e a comunidade em geral. Os principais instrumentos para estabelecimento desse padrão de conduta são (a) implantação e divulgação de um código de ética e conduta nos negócios; (b) estabelecimento de políticas corporativas baseadas nos princípios contidos nesse código; (c) criação e manutenção de procedimentos e controles específicos visando garantir que o relacionamento da empresa com seus fornecedores e prestadores de serviço seja baseado na mais alta idoneidade e transparência; (d) implantação e acompanhamento de um canal de comunicação disponibilizado a todos os funcionários da empresa para esclarecimento de dúvida relacionadas à conduta ética e; (e) investigação de denúncias de fraudes e desvios de conduta ética na empresa.

MARKETING

A área de marketing deve também suportar as campanhas institucionais de caráter orientativo. Como exemplo, assuntos relacionados a segurança de terceiros com o objetivo de alertar a população da área de concessão sobre os riscos decorrentes da aproximação ou contato à rede elétrica por pessoa não habilitada; assuntos relacionados à meio ambiente, responsabilidade social, canais de relacionamento e uso racional da energia entre outros.

Devem também ser considerados os custos referentes aos avisos de interrupção programada, conforme resolução 024/00 da ANEEL, que serão abordados com maior profundidade no item 5.5.3.7.

5.3. Diretoria de Administração

CONTROLADORIA

A controladoria tem sob sua responsabilidade a área de contabilidade, área de Reporte Financeiro e Orçamentário e área de Contabilidade internacional, responsável pelos relatórios financeiros para os acionistas, investidores e demais instituições.

A Controladoria requer a liderança de um profissional (Controller) que seja capaz de buscar a qualidade e a eficiência na prestação de serviços. Este profissional deve possuir conhecimentos relativos à gestão econômica com enfoque voltado ao conhecimento gerencial ligado aos fundamentos do modelo de gestão empresarial.

Por meio de demonstrativos contábeis de cada período, levantamento de índices de desempenho, análises de tendências, medidas de produtividade etc., os relatórios gerenciais emitidos pela controladoria traduzem a linguagem contábil para um formato mais adequado, fornecendo aos usuários das informações melhores ferramentas de apoio à tomada de decisão.

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Para o exercício destas funções, são necessárias habilidades em Contabilidade de Custo e Gerencial, Contabilidade Internacional, Planejamento Fiscal e Legislação Tributária e Sistema Orçamentário.

5.4. Diretoria Financeira

CONTABILIDADE INTERNACIONAL

A função da área é apresentar demonstrativos contábeis de acordo com práticas de contabilidade internacionais (Ex: US GAAP ou IFRS).

O objetivo é suprir a demanda por informações derivadas das necessidades da empresa captar recursos no mercado de capitais internacional, necessidade dos acionistas estrangeiros, além de enquadrar-se em demandas locais, como a de nível 2 de Governança Corporativa da Bovespa.

Tais iniciativas representariam uma redução para as empresas nos seus custos de financiamentos maiores créditos e divulgação para o mercado brasileiro de informações comparáveis com empresas estrangeiras o que favorece também o mercado de capitais local.

5.5. Diretoria de Distribuição

A área de concessão da ELETROPAULO engloba regiões que podem ser classificadas em categorias, tais como, urbana, sub-urbana e rural, que apresentam dificuldades diferentes e crescentes no que se refere à execução de serviços de expansão, manutenção, emergências.

Cabe à ANEEL a consideração de metodologia para classificação da área de concessão nas três categorias mencionadas anteriormente.

5.5.1. Patrimônio

Não foi identificado ao longo da documentação disponibilizada qual a área ou departamento da ER estaria realizando os trabalhos executados pela área de Patrimônio embora aparentemente isso deva se “encaixar” na Diretoria de Administração (55 – NT 166/2006). É importante salientar que as bases operacionais, faixas de segurança de linhas de transmissão, etc. são comuns a qualquer empresa do setor e demandam administração. Parte destes trabalhos estão contidos no item “Operação e Manutenção das redes de distribuição (66, 67 e 68 – NT 166/2006), mas, aparentemente não contemplam atividades como:

a. Gestão de processos de reintegração de posse, ações de despejo e desapropriações

b. Gestão da documentação do patrimônio imobiliário, imóveis e terrenos, bem como sua administração (acompanhamento e manutenção do cadastro de imóveis, reconhecimento e identificação física, manutenção do patrimônio imobiliário).

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c. Gestão de contratos de compartilhamento de infra-estrutura

d. Fiscalização de terrenos

5.5.2. Operação e manutenção do sistema elétrico

A reformulação dos processos e das atividades técnicas e operacionais desenvolvidas pela ELETROPAULO tem sido intensificada a cada ano, por determinação da Direção da Empresa e de seus acionistas, com o objetivo de melhorar a qualidade da prestação dos serviços para os clientes.

Quando do 1º ciclo de revisão Tarifária (2003-2006), os cenários regulatório, de preservação do meio ambiente e legislações gerais originadas pelas diversas esferas governamentais, incluindo os agentes reguladores, em especial a ANEEL e CSPE, eram diferentes dos atuais. Ao mesmo tempo em que impõem melhores padrões de qualidade, impactam em custos incrementais e, portanto, precisam ser considerados no processo de revisão tarifária.

Diante destas mudanças e das características da área de concessão da ELETROPAULO, os custos com O&M e/ou implantação/ampliação de instalações elétricas são impactados de forma diferente do que em outras concessionárias de distribuição do país.

A seguir, são apresentados os aspectos mais relevantes relacionados aos processos técnicos e operacionais da empresa.

5.5.2.1. Segurança do trabalho

As NR-7, NR-9, NR-10 e NR-18 tratam da regulação de temas relacionados à segurança do trabalho.

O cumprimento das determinações apenas desses normativos exige uma série se investimentos que impactam as Distribuidoras. Os principais impactos são relacionados à:

a. Pesquisa relativa à higiene e saúde de funcionários; b. PCMSO – Programa de Controle Médico de Saúde Ocupacional, que

estabelece todos os exames médicos, incluindo os complementares obrigatórios para cada tipo de atividade. Isto se aplica também às Contratadas com reflexos diretos no preço de cada serviço contratado;

c. Utilização de uniforme anti-chama para todo funcionário que execute serviços em atividades de campo;

d. Utilização de dispositivos de bloqueio para instalações/equipamentos manobrados;

e. Necessidade de realização de atividades por, no mínimo, duas pessoas (trabalhador em dupla);

f. Utilização de cinturão trava-quedas para trabalhos executados acima do nível do solo;

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A Lei Estadual (São Paulo) nº. 12.254 que trata da higienização dos uniformes usados pelos funcionários das empresas que atuam no Estado de São Paulo também contribui para o incremento de custos operacionais.

Adicionalmente para trabalhos em espaços confinados, os custos de equipe e a quantidade necessária de pessoal devem ser dimensionados com base na futura NR 33, que define regras para execução de atividades em espaço confinado.

5.5.2.2. Meio ambiente

Nos últimos anos ocorreram grandes mudança relacionadas ao processo de licenciamento ambiental. As legislações do estado de São Paulo e do município de São Paulo determinam uma série de obrigações que causam impactos nos custos operacionais da empresa por conta da necessidade de implantação de uma estrutura dedicada. Seguem alguns exemplos:

a. Resolução SMA - 54, de 30-11-2004

Dispõe sobre procedimentos para o licenciamento ambiental no âmbito da Secretaria do Meio Ambiente do Estado de São Paulo. Esta resolução obriga o licenciamento ambiental no estado das obras da ELETROPAULO, antes dispensadas de licença.

b. Portaria n.º 80/SVMA/2005, DOC de 14/outubro/2005

“II – Do licenciamento Ambiental

1 - Sujeitam-se ao licenciamento ambiental na SVMA, a reforma com ampliação da tensão ou da corrente nominal ou a implantação de novas unidades de Linhas de Transmissão e Subestações dos sistemas de geração, de transmissão e de distribuição de energia elétrica, localizadas no Município de São Paulo, com tensão nominal igual ou superior a 69 kV.”

Essa portaria obriga o licenciamento ambiental das obras da ELETROPAULO, antes dispensadas de licença, e estabelece limites muito restritivos de campos eletromagnéticos, que poderá, inclusive, inviabilizar obras ou forçar um investimento maior em linhas subterrâneas.

c. Portaria n.º 005/SVMA.G/2006, DOC de 19/JANEIRO/2006. Estabelece critérios e procedimentos de compensação ambiental. Essa portaria estabelece os critérios de cálculo para compensação ambiental das obras.

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O cumprimento das determinações da portaria causa impacto, pois a ELETROPAULO é obrigada a assumir custos de compensação ambiental que anteriormente não existiam, sendo responsável ainda pela manutenção destas áreas de compensação ambiental mesmo após a conclusão dos projetos (exemplo: manutenção por 2 anos, após conclusão da obra, do plantio de árvores).

Além disso, as exigências ambientais obrigam a aplicação/adoção de soluções técnicas que nem sempre são as melhores do ponto de vista de custos de implantação e de manutenção.

Cabe destacar a preocupação de que esta legislação poderá vir a ser copiada por outros municípios da área de concessão da ELETROPAULO e até do Brasil.

Adicionalmente, a Lei Estadual nº. 12.288, de 22 de fevereiro de 2006 e a Norma ABNT NBR 13.882 tratam da eliminação controlada de ASCAREL (bifenila policlorada – PCB), implicando no incremento de custos diretos para a ELETROPAULO.

5.5.2.3. Segurança patrimonial

Embora no tópico nt_empresa_de_referência.pdf, item 53 subitem “Insumos e outros materiais”, exista a referência de serviço de segurança, faz-se necessário avaliar se este ponto contempla a prestação de serviço de segurança e fiscalização em ETDs e LTs (área de Segurança Empresarial da Eletropaulo). Isso deveria, talvez, estar inserido em “Operação e Manutenção das redes de distribuição (66, 67 e 68 – NT 166/2006), mas, aparentemente não contempla atividades como realização das vistorias em propriedades; participação de processos de interferências; das faixas de segurança; atendimento e apuração das ocorrências verificadas na área de concessão, de maneira a proteger o seu patrimônio, assegurar o bem-estar dos colaboradores e garantir a continuidade operacional dos serviços.

5.5.2.4. Perdas não-técnicas

Dentro das discussões sobre o modelo e as estruturas a serem previstas na empresa de referência, decisões que nortearão o próximo ciclo de revisão tarifária, um aspecto muito relevante e que requer minuciosa análise são as perdas não-técnicas, pois além de impactar diretamente as distribuidoras, afetam a sociedade de forma geral: “As perdas não-técnicas, que causam significativos impactos nos resultados das empresas de Distribuição de Energia Elétrica e, consequentemente influenciam na quantidade de energia comprada que compõem a parcela A da receita de distribuição, serão suprimida com acréscimo na energia gerada, que ao longo do tempo tende a ter custos mais altos que os associados à redução de perdas. Com gestão e controle, passa-se a obter benefícios para os consumidores e reflexos positivos na modicidade tarifária” (Nota Técnica n0 026/2006-SRD/SRC/SRE/ANEEL).

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Assim, o combate e a manutenção das perdas não-técnicas em patamares aceitáveis deverão ser considerados nos desenhos das respectivas empresas de referência, fazendo-se necessário que as Distribuidoras tenham participação direta nesse processo, visando a configuração de uma estrutura adequada e focada na redução de perdas não-técnicas, estrutura essa compatível com as peculiares situações regionais.

Para o entendimento dos cenários existentes em cada área de concessão e a identificação dos recursos necessários para a viabilização das ações de redução dos níveis de perdas não-técnicas, as Distribuidoras devem buscar o máximo entendimento das perdas existentes em seus sistemas, ou seja, sua estratificação (inclusive a parcela de perda estrutural), principais causas, comportamento evolutivo e as estratégias eficazes de combate.

Tipicamente, as estruturas previstas na empresa de referência têm permeado a questão de perdas de forma indireta, abordando sua gestão e controle como sub-processos dos processos comerciais e técnicos, sem estabelecer, porém, a necessidade de alocação de recursos específicos para o ataque desse agente que vem afetando sobremaneira e de forma crescente as distribuidoras, o qual tem relação direta com a realidade sócio-econômica do país (desemprego, renda, migração, favelização, impunidade etc.).

Diante do cenário que se configura, para combater os problemas gerados pelas perdas não-técnicas, depreende-se que o ataque às perdas não-técnicas deve ser entendido como um novo processo estrutural das distribuidoras, cujas responsabilidades envolvem o estabelecimento de políticas, procedimentos, estratégias e gestão dos recursos destinados à redução de perdas, incluindo também a definição de campanhas educacionais e de esclarecimentos à população.

Conforme já mencionado, o entendimento da estratificação das perdas e, mais do que isso, das principais fontes de perdas não-técnicas, é fator determinante na definição das estratégias e dos recursos necessários para o ataque e mitigação desse problema. De maneira geral, as principais fontes de perdas não-técnicas são:

� Ligações Clandestinas/Ligação Direta: utilização de energia elétrica sem o conhecimento da Distribuidora, através de ligação não autorizada ou outro artifício ilícito, partindo da rede de distribuição ou de um ponto anterior à medição de outra unidade consumidora, com prejuízo total da Concessionária. Esse tipo de conexão está associado aos problemas sócio-econômicos do país, exigindo ações integradas com o Poder Público.

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� Fraude/Furto de Energia: ato que provoque ou tenha provocado o registro das grandezas elétricas inferiores aos efetivamente consumidos ou ausência total de qualquer registro. O furto e a fraude de energia são problemas operacionais de grande relevância para as concessionárias pois, nesses casos, os fraudadores agem por iniciativa própria e praticam o furto de energia elétrica para se beneficiarem da captação da mesma através de derivação ou manipulação dos equipamentos de medição, visando à redução do registro da energia consumida. As formas de fraudes são as mais variadas possíveis, tornando cada vez mais complexa a sua identificação e exigindo das concessionárias recursos altamente especializados no seu combate.

Ressalta-se que o combate e a manutenção das perdas não-técnicas em níveis aceitáveis deve ser um processo contínuo e requer o estabelecimento de ações conjugadas e investimentos em qualificação de pessoal, em ferramental apropriado e em tecnologias, a fim de se maximizarem os resultados.

Contudo, para entender a complexidade do conjunto de variáveis que afetam as perdas não-técnicas, é importante compreender e estudar as dificuldades e características de cada área de Concessão, principalmente, dos grandes centros urbanos, analisando fatores sócio-econômicos, culturais, relativos à geração de renda, desigualdades sociais, localização geográfica, demografia, violência, tarifa, custo de vida, perfil dos consumidores, efeitos do racionamento ocorrido em 2001, presença do poder público, infra-estrutura, migração e nível de favelização. A título de exemplo, com o advento do racionamento e a necessidade de economia por parte dos clientes, verificou-se um aumento significativo nas perdas comerciais das empresas distribuidoras em decorrência do aparecimento de “prestadores de serviços de redução irregular do consumo de energia elétrica”, demandando a mobilização de um volume significativo de recursos, por parte da concessionária, para atuar ostensivamente na mitigação desse problema.

Portanto, somente em decorrência do entendimento das causas predominantes das perdas não-técnicas e de sua representatividade, embasadas em estudos e avaliações quanto às complexidades específicas das concessionárias de distribuição de energias, é que se pode dimensionar uma estrutura adequada e capacitada para o gerenciamento das perdas não-técnicas.

Neste contexto, cumpre destacar as macro-atividades inerentes ao processo de gestão de perdas não-técnicas, as quais deveriam ser consideradas na estruturação de Empresas de Distribuição de Energia Elétrica: inspeções para detecção de fraudes e irregularidades; elaboração de cálculos; atendimento e negociação de dívidas de consumo irregular; regularização de ligações clandestinas; recuperação e retenção de clientes cortados por inadimplência (auto-religados).

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O desafio de reduzir perdas não-técnicas pode ser comparado a uma verdadeira guerra, pois enquanto as Concessionárias mobilizam equipes e tecnologias para combater fraudes e irregularidades, existe um rol de pessoas e grupos atuando no sentido oposto, ou seja, buscando novas formas e tecnologias para fraudar os sistemas de medição das Concessionárias, reforçando que esse processo requer ação contínua por parte das Distribuidoras e demonstrando a necessidade de estruturação de áreas de inteligência, visando melhorar o entendimento do problema e buscar ferramentas para combatê-lo. São exemplos de ferramentas: equipamentos que auxiliem na detecção de fraudes no momento da inspeção e sistemas especialistas que auxiliem na identificação de uma instalação com irregularidade na medição de energia elétrica, tento em vista que os sistemas transacionais (comerciais e técnicos) não têm este objetivo. Sem o auxílio destes sistemas, se faz necessário aumentar o número de equipes de fiscalização para que os resultados sejam satisfatórios. Além das ferramentas tradicionais, as Distribuidoras devem buscar continuamente novas tecnologias e metodologias que otimizem a alocação de recursos, como: mapeamento geoespacial da propensão de perdas na área de concessão (correlação Perdas X Renda X Clientes Cortados); mensuração com a utilização de modelos preditivos de identificação de irregularidades nos sistemas de medição; e endoscópio anti-fraudes (sonda de fibra óptica para a detecção de derivações e desvios de energia).

Outro fator que não pode deixar de ser considerado na organização dos programas de redução de perdas não-técnicas, notadamente nos casos de combate às fraudes e irregularidades, são os impactos decorrentes das inúmeras ações judiciais decorrentes das diversas interpretações que o poder judiciário tem manifestado quanto à regulamentação do setor elétrico, surgindo um significativo número de liminares pós-detecção de fraudes. Estes item representa valores elevados não somente devido aos custos judiciais mas também devido à perícia técnica e devem ser considerados na empresa de referência.

Já as instalações clandestinas estão associadas aos problemas sociais do país, pois o contexto socioeconômico brasileiro mostra uma tendência de crescimento das moradias em áreas invadidas, favelas e bairros sem a infra-estrutura mínima necessária e as populações desses locais se conectam irregularmente à rede de distribuição de energia elétrica, elevando as perdas (não-técnicas e técnicas). Segundo estimativas do IBGE, o número de moradias em favelas cresce 4,5% ao ano.

Cabe ressaltar que a regularização da energia elétrica nestas moradias, além da capacidade de investimento, depende de políticas e estratégias diferenciadas, demandando ainda amplas negociações com os Órgãos Públicos, comunidade e lideranças locais.

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São exemplos de Políticas e Estratégias diferenciadas:

� Articulação com Órgãos Públicos a fim de facilitar o processo de regularização;

� Articulação com Lideranças e Comunidade local;

� Transparência no processo de Regularização para toda comunidade;

� Conscientização quanto aos aspectos de segurança e uso racional de energia;

� Educação quanto aos Direitos e Deveres dos consumidores;

� Cadastramento tarifa adequada à situação destas comunidades, (ex: tarifa baixa renda). Cabe destacar que esse tema sofre influência de políticas sociais governamentais, não estando sob o gerenciamento da empresa;

� Acompanhamento personalizado durante um período de transição (de consumo ilegal para cliente regularizado);

� Acompanhamento pós-regularização (retenção destes clientes);

� Elaboração de Projetos adequados à situação demográfica de cada área;

� Tecnologia adequada, tendo em vista o alto risco de segurança nestas áreas (cabos concêntricos, pré-reunido etc.).

Portanto, face à sua relevância e à diversidade de ações requeridas, sugere-se que a Empresa de Referência seja complementada com a previsão de uma estrutura e dos correspondentes recursos destinados à redução de perdas. Essa estrutura seria uma Coordenação de Ações de Gestão e Redução de Perdas Não-Técnicas, ligada à Diretoria Comercial, subdividida em três macro-processos: (a) Combate ao Furto / Fraude e Anomalias de Medição; (b) Regularização e Retenção de Clientes com Ligações Clandestinas; e (c)- Gestão Estratégica de Combate às Perdas:

a. Combate ao Furto / Fraude e Anomalias de Medição

Recursos Humanos: de acordo com a importância e impacto no resultado global da empresa, deve-se alocar um percentual de recursos e mão-de-obra que seja proporcional ao tamanho das perdas na empresa. Como exemplo, nos últimos anos as Distribuidoras têm alocado significativos recursos na estrutura de prevenção e combate às perdas não-técnicas, chegando a direcionar até mais 20% do total da mão-de-obra própria nesse processo.

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Recursos Físicos:

- Veículos: uma quantidade de veículos proporcional ao número de equipes de inspeção deve ser disponibilizada para a detecção de perdas não-técnicas originárias de Fraudes e anomalias, envolvendo veículos leves e pesados, e todos devem estar devidamente equipados (EPIs, EPCs, ferramentas e equipamentos);

- Agências: devido ao tipo de atendimento diferenciado que esse tipo de consumidor requer, é necessário que parte da agência de atendimento, ou novos postos de atendimento, sejam direcionados exclusivamente para o atendimento e negociação de consumo irregular (fraudes/irregularidades), sendo que cada ponto de atendimento deve ser comporto de 1 mesa, 1 cadeira para o atendente, 2 cadeiras para clientes, 1 micro-computador (acesso aos sistemas comercias e técnicos para negociação) e 1 atendente treinado;

Para o dimensionamento dos custos de atendimento das agências, é necessária a adoção do conceito de não linearidade dos recursos físicos e de pessoal frente à demanda apresentada Na prática uma distribuição não linear como a utilizada na “Teoria das Filas” se apresenta de forma mais aderente com a realidade de dimensionamento e atendimento aos padrões enfrentados pelas Distribuidoras.

- Back-Office (Técnico e Comercial): tanto para as equipes em campo, como para o atendimento, são necessárias pessoas de apoio que realizam as atividades de planejamento, mineração de dados, envio de correspondências, organização de processos, arquivo de processos etc. Cada uma deve ter disponível um posto de trabalho com computador e armários para a guarda da documentação.

Recursos Tecnológicos:

- Equipamentos: com o contínuo acompanhamento e forte autuação no combate às perdas não-técnicas decorrentes de furto, fraude e anomalias de medição, as irregularidades têm se tornado mãos complexas, demandando investimentos em equipamentos que possam auxiliar no trabalho de detecção, como sondas e boroscópios (para detectar derivações e desvios internos aos eletrodutos), bastão amperímetro articulado (para fazer medições instantâneas na entrada do consumidor), comparadores e padrões (que possibilitam fazer uma análise completa no centro de medição) e equipamentos para medição paralela;

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- Sistemas: para direcionar as equipes, garantir produtividade adequada e obter resultados correspondentes aos investimentos, é preciso ter ferramentas sistêmicas que integrem os sistemas técnicos e comerciais da empresa, para geração de inspeções em clientes com comportamento suspeito (classes tarifárias, degraus de consumo, padrões de consumo, atividades onde energia elétrica represente um item importante nos gastos etc.). Para maximizar os custos operacionais, uma ferramenta de “Data Mining” para análises preditivas e definição de comportamentos/perfis de potenciais clientes e instalações com fraudes, garante a análise de maiores volumes de dados e, ao mesmo tempo, a verificação de correlações entre um número muito grande de variáveis. Estas ferramentas também são de grande utilidade para o entendimento do processo de combate às perdas não-técnicas, já que possibilitam fazer análises estatísticas avançadas.

b. Regularização e Retenção de Clientes Com Ligações Clandestinas:

Recursos Humanos: Esse processo demanda pessoas com perfis diferenciados (educador) e focados no atendimento a um público que, tradicionalmente, possui baixo nível de escolaridade. Para o dimensionamento devem ser consideradas as quantidades estimadas de ligações clandestinas da área de concessão e as atividades de cadastramento, pré-conscientização, análise e definição técnica, projeto de rede, monitoramento e gestão da carteira de clientes regularizados.

Recursos Físicos:

- Veículos: uma quantidade de veículos proporcional ao número de pessoas para realizarem o trabalho em campo.

- Agências: de acordo com o tamanho da área regularizada necessita-se de um ponto de atendimento local.

- Back-Office (Técnico e Comercial): tanto para as equipes em campo, como para o atendimento, é necessário pessoal que possam apoiar as atividades de campo, realizando tarefas com a inclusão de dados nos sistemas, envio de correspondências, arquivo dos processos etc. Uma estrutura para arquivo da documentação relativa ao processo.

Recursos Tecnológicos: Cabos anti-furto e pré-reunido, corte e religação remota e telemedição (conforme a situação).

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c. Gestão estratégica de Combate às Perdas:

Recursos Humanos / Infra-estrutura: Dimensionar recursos para análise de mercado, mapeamento geográfico das perdas, avaliação técnico-econômica de projetos de combate às perdas, planejamento de ações estratégicas de redução de perdas, desenvolvimento de políticas, coordenação de implementação de projetos de responsabilidade social, negociação com órgãos externos e lideranças, desenvolvimento de parcerias estratégicas, planejamento de regularização de ligações clandestinas, estudo de novos métodos de combate à fraude, identificação de novas tecnologias / equipamentos e gestão de processo comerciais de perdas.

5.5.3. TÉCNICO (Planejamento, Operação, Manutenção, Engenharia,

Serviços Técnicos)

Várias alterações do ambiente regulatório, algumas já implementadas e outras ainda em fase de implantação, têm impactos nos custos operacionais e de investimentos.

5.5.3.1. Implementação do PRODIST

Todas as empresas concessionárias de distribuição de energia terão que se adaptar às novas regras impostas por esses procedimentos, sendo obrigadas, no curto prazo, a implementarem novos aplicativos, adquirirem hardwares, treinamento de pessoas, adequação de instalações, aquisição de equipamentos, adequação das equipes e desenvolver logística adequada para cumprir com todas as exigências.

Cabe ressaltar que a regras estabelecidas no PRODIST têm impacto em todas as atividades das Distribuidoras.

5.5.3.2. Legislação da Prefeitura do Município de São Paulo – serviços em vias públicas

Além da legislação referente a questões de meio ambiente, recentemente a Prefeitura do Município de São Paulo publicou nova legislação que resultou em grandes impactos financeiros na implantação de novos projetos e na manutenção do sistema elétrico.

O decreto 46.921/2006, de 18 de Janeiro de 2006, determina que quando da execução de serviços na via pública que acarretem na abertura de valas ou danos ao pavimento, que a recomposição seja feita em toda a largura das faixas de transito e não mais apenas na faixa onde houve o dano; Com isso, os custos de manutenção e implantação de novos projetos tornaram-se maiores visto a característica do sistema elétrico da ELETROPAULO, que adota grandes extensões de redes subterrâneas. Estas legislação poderá vir a ser copiada por outros municípios da área de concessão da ELETROPAULO e até do Brasil.

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5.5.3.3. Automação

Com o intuito de atender aos padrões de indicadores de desempenho fixados e outras determinações fixadas pelo órgão regulador para a ELETROPAULO, há várias iniciativas no âmbito da automação e gestão de processos, que exigem investimentos e custos operacionais, das quais podemos citar:

� Automação e digitalização de subestações e chaves � Implantação de esquemas especiais de proteção (ECE, ERAC,

ERRC). � SCADA da distribuição e linhas de transmissão � Monitoramento de veículos da frota, com utilização de GPS. � Gerenciamento de ocorrências de emergência e desligamentos

programados Um fato não contemplado a contento no último ciclo de revisões tarifárias foi a explicitação dos critérios considerados para a apuração dos montantes referentes aos processos de automação.

Estes temas afetam de forma significativa tanto os custos de processos e atividades da empresa, bem como os ativos e investimentos da empresa.

5.5.3.4. Sistema de corrente contínua

A ELETROPAULO executa atividades relacionadas à distribuição de corrente contínua:

� Supervisão e controle do sistema de corrente contínua (CGS) � Inspeção da rede de alimentação corrente contínua � Manutenção preventiva da rede de alimentação corrente contínua � Atendimento emergencial na rede de alimentação corrente contínua � Acompanhamento (escolta) de carretas com cargas altas � Construção, remanejamento e supressão de rede de alimentação

corrente contínua � Inspeção de equipamentos de estações retificadoras do sistema de

corrente contínua � Manutenção preventiva de estações retificadoras do sistema de

corrente contínua � Atendimento emergencial de estações retificadoras do sistema de

corrente contínua � Atendimento emergencial em equipamentos eletrônicos - automação. � Processos técnico-administrativos � Softwares de Suporte para gerenciamento dos serviços de O&M (SMI /

Crystal report)

Independentemente de processos e recursos judiciais impetrados referentes à este tema, a ELETROPAULO solicita a inclusão destes processos na empresa de referência.

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5.5.3.5. Sistemas de medição

Alguns dos processos relacionados ao sistema de medição são impactados por normas e procedimentos específicos, que implicam em aumentos de custos que devem ser considerados nas tarifas homologadas pela ANEEL, tais como:

� Procedimentos de Rede - Modulo 12, ONS/ANEEL o Teleleitura da Medição de Energia Elétrica Fronteira e clientes

Livres o Inspeções programadas em sistemas de medição cliente A2, A4 e

Fronteira � Portaria 66, do INMETRO

o Manutenção dos sistemas de qualidade ISO 9.000, 17.025 e PEA (Posto de Ensaio Autorizado)

� Portaria 88, do INMETRO o Certificação de novos medidores de energia o Calibração e manutenção de padrões de energia e tensão de

campo o Manutenção da rastreabilidade dos padrões de energia do

laboratório o Calibração e manutenção de padrões de energia das mesas de

calibração o Aferição e laudo de medidores de energia o Controle de Qualidade de medidores de energia novo ou

recuperado o Reparo de medidores de energia eletromecânico

5.5.3.6. Planejamento do sistema elétrico e da operação

Esses processos são fortemente impactados pelos Procedimentos de Rede, seja no que se relaciona às obras do sistema, seja na operação do sistema elétrico.

A empresa deve subsidiar o ONS no Planejamento da Operação do Sistema Interligado Nacional, com o envio de dados e informações referentes ao seu sistema elétrico, visando à elaboração dos estudos mensal, quadrimestral e anual. O envio dessas informações deve obedecer ao formato, prazos e assertividades estabelecidas pelos Procedimentos de Rede do ONS. Para atender a necessidade do ONS são elaboradas, em média, 1.000 previsões de carga por mês.

Além do envio dos dados e informações, os Agentes devem participar da elaboração dos estudos, de reuniões para análise de assuntos que afetam o seu sistema ou a sua região, e de Grupos de Trabalhos para estudos especiais.

De forma análoga, podemos citar tarefas vinculadas à CCEE.

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5.5.3.7. Programa de desligamentos – avisos de interrupção

A Resolução 024/00 determina que todos os clientes devem ser avisados sobre as interrupções do fornecimento de energia para fins de manutenção e expansão do sistema de distribuição de energia.

Dependendo do tipo do cliente podem variar a forma e a antecedência do aviso. Apesar de manter a antecedência do aviso conforme determina a resolução, a ELETROPAULO envia a todos os clientes um aviso individualizado, por carta, sobre a interrupção do fornecimento de energia. Em 2005, foram enviados mais de 2,5 milhões de avisos de interrupção programada para os clientes.

5.5.3.8. Conformidade de níveis de tensão

A Resolução 505/05 estabelece as disposições referentes à conformidade dos níveis de tensão. Especialmente no que se refere aos prazos para regularização, para os anos de 2006 e 2007, os impactos nos processos e atividades é muito significativo, gerando custos operacionais e de investimentos.

5.6. TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO

Entendendo que a participação da área de Tecnologia de Informação nas empresas vai além da prestação de serviços de processamento de dados, descrevemos a seguir suas áreas de atuação e atividades e definindo suas responsabilidades como prestadora de serviços internos para a ER.

A área de Tecnologia da Informação tem a missão de assegurar a integridade e segurança das informações corporativas para suporte à tomada de decisão e operação dos processos de negócios, buscando a melhor relação entre inovação, custo e eficácia operacional, através de soluções de sistêmicas. Sua estrutura organizacional atende as áreas de negócios da empresa e o suporte a infra-estrutura da tecnologia da informação. Além de contar com um grupo de profissionais próprios qualificados, utiliza extensivamente o suporte de empresas especializadas em serviços de infra-estrutura e desenvolvimento de sistemas.

As práticas adotadas por TI devem estar alinhadas com os “frameworks” internacionais de governança de TI, tais como COBIT, ITIL, ISO 17799, CMM e outras. O objetivo deve ser a busca permanente da excelência operacional. A área também deve promover e praticar os valores da organização.

Seguindo o modelo de gestão utilizando as melhores práticas, organizamos os processos e atividades da área de TI em domínios de competência como a seguir:

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a. Planejamento e Organização: Esse domínio é responsável pela elaboração, divulgação e gerência do planejamento estratégico de TI, identificando a maneira que a TI pode melhor contribuir para o atendimento dos objetivos do negócio. Estabelece a organização dos processos de TI e define os padrões de infra-estrutura tecnológica adequados às necessidades da empresa.

b. Aquisição e Implementação: Com base no planejamento estratégico, soluções de TI precisam ser identificadas, desenvolvidas ou adquiridas, bem como implementadas e integradas no processo do negócio. Provê também mudanças e manutenções nos sistemas existentes, para assegurar a continuidade do ciclo de vida destes sistemas.

c. Entrega e Suporte: Esse domínio abrange as operações tradicionais sob aspectos de continuidade, segurança e treinamento. Estabelece os processos necessários de suporte, incluindo o processamento real de dados pelos sistemas aplicativos, freqüentemente classificados como controles de aplicações.

d. Monitoração: Esse domínio engloba os processos de adequação das atividades de TI em relação os controles internos, e suporta os processos de verificação efetuados por auditorias internas e externas para garantia de conformidade.

Planejamento e

Organização Aquisição e

Implementação Entrega e Suporte Monitoração

� Planejamento de TI

� Modelos de Processo

� Análise de Riscos � Arquitetura de

Sistemas � Arquitetura de

Dados e Interfaces � Padrões de

Desenvolvimento � Analise dos

Processos de Negócios

� Gestão de Projetos

� Gestão da Qualidade

� Recursos Humanos

� Gestão de Mudanças

� Licenciamento � Avaliação de

Produtos � Desenvolvimento

de Sistemas e Relatórios

� Gestão de Contratos

� Centro de Controle da Rede

� Gestão de Incidentes e Problemas

� Gestão das Interfaces de Sistemas e Comunicação com outras Empresas

� Administração dos Bancos de Dados

� Gestão de Ativos � Administração de

Servidores � Monitoração do

Processamento das Aplicações

� Gestão de Continuidade

� Segurança & Governança

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Neste sentido e conforme será explicitado a seguir sugere-se a inclusão, dentre outros pontos, da seguinte alteração do ANEXO I disponibilizado pela ANEEL no processo desta Audiência Pública:

Funções Básicas da Empresa de Referência

Informática e Comunicações: compreende os seguintes processos necessários para suportar o desenvolvimento da ER: a) Planejamento e organização dos recursos de Tecnologia de Informação e Comunicações; b) Aquisição e Implementação de soluções de TI voltadas para o suporte dos processos de negócios e tomadas de decisão; c) Entrega e Suporte operacional, voltados para aspectos de disponibilidade, continuidade e segurança dos produtos e serviços de TI e Comunicações; e d) Monitoração e Adequação dos processos de TI e Comunicações em relação aos controles internos e as atividades de auditoria interna e externa, visando conformidade com os padrões de segurança.

5.6.1. Estratégia de Gestão das Atividades de TI

5.6.1.1. Planejamento de TI

As iniciativas e os serviços realizados pela área de tecnologia da informação (TI) devem estar alinhados com os planejamentos de níveis estratégicos, táticos e operacionais da organização. O desenvolvimento de um planejamento de TI que tenha como foco as perspectivas de negócios da organização garantirá:

� que o pessoal de TI entenda como pode contribuir com os objetivos da organização;

� que os serviços e produtos de TI efetivamente suportem os negócios da organização;

• que o pessoal de TI possa fornecer a assistência e o suporte adequado à organização, trazendo do mercado as tecnologias mais adequadas aos processos;

� que maximize a utilização dos recursos de tecnologia disponíveis; � que a TI influencie, inove e alavanque as mudanças necessárias; e � o alinhamento de TI com os negócios da organização.

É necessário que a área de TI tenha um entendimento preciso do planejamento estratégico e tático da organização. Que tenha um entendimento claro da “visão” da organização para que identifique o ponto em que se encontra e o ponto em que deverá se encontrar ao longo do tempo. Este entendimento é fundamental para que a área de TI possa desenvolver o seu planejamento para atender os requerimentos organizacionais no prazo, nos níveis de serviços requeridos, dentro dos custos previstos.

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5.6.1.2. Recursos Humanos

A área de TI demanda, principalmente para as atividades de suporte técnico e desenvolvimento, profissionais especializados e capacitados para trabalharem com as mais recentes tecnologias e metodologias. Com isso há necessidade de aperfeiçoamento e atualização constante destes profissionais, para acompanhamento da evolução tecnológica dos equipamentos e sistemas.

5.6.1.3. Modelos de Processo

Para que as organizações consigam maximizar os resultados dos investimentos e demais custos�de TI é indispensável que disponham de um eficiente processo de governança. As melhores práticas de mercado apontam o Gerenciamento de Portfolio, Gerenciamento de Níveis de Serviço; Gerenciamento de Chargeback e Gerenciamento de Demanda como sendo disciplinas indispensáveis num eficiente modelo de governança.

� O Gerenciamento de Portfolio é composto de conjunto de componentes que incluem: gerenciamento de ativos de TI, gerenciamento do Portfolio de aplicações e gerenciamento do Portfolio de projetos. Através da implementação destes componentes é possível a obtenção de uma completa visão da área de TI o que permite maior segurança e suporte nas decisões estratégicas.

• O Gerenciamento de Níveis de Serviço contempla a lista de serviços, os níveis de�qualidade dos serviços (qualidade intrínseca do produto ou serviço, quantidade, prazos e disponibilidade, além de outros) e os respectivos custos de TI. É um processo de governança na medida em que relaciona que serviço que está sendo fornecido, com que nível de qualidade e seu custo. Na medida em que a TI expões seus custos e seus níveis de serviços normalmente abre as portas para fornecedores de serviços externos o que resulta na possibilidade de obtenção de condições mais eficientes de serviços de TI. Ao tempo, a exposição de custos leva a um melhor entendimento pelas unidades organizacionais das implicações de suas requisições à unidade de TI.

• O Gerenciamento de ChargeBack é um processo que em os custos de TI são apropriados a cada unidade organizacional usuária dos serviços e recursos de TI de acordo com suas demandas.A partir de um melhor entendimento de seus custos, a área de TI deve demonstrar sua eficiência e resultados. Ao mesmo tempo a unidades organizacionais é levada a um comportamento mais racional com respeito a seus requerimentos a área de TI.

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� Gerenciamento de Demanda. De modo geral a demanda para a área

de TI vem de todas as unidades organizações e de todos os seus níveis e de todas as formas possíveis. Algumas são demandas de rotina como, por exemplo, as atendidas pelas equipes de Help Desk. Outras são demandas estratégicas e complexas como as de requisição de novos sistemas. O gerenciamento da demanda força com que todas as solicitações sejam encaminhadas a um único ponto dentro da TI de onde elas serão consolidadas, priorizadas e atendidas de acordo coma os Planejamento de portifolio e demais planejamentos das ações de TI.

� Outros importantes processos são: Gerenciamento do Relacionamento com as áreas de negócios da organização; Gerenciamento do Relacionamento com Fornecedores; Gerenciamento do Planejamento de TI (revisões); Gerenciamento das Comunicações com a Organização; e, Gerenciamento de Projetos.

5.6.1.4. Segurança & Governança

O gerenciamento de segurança de TI é um processo que gerenciamento dos níveis de segurança das informações, serviços de TI e infra-estrutura. O gerenciamento de segurança de TI deve garantir:

• que os controles de segurança estão implementados, são abrangentes e adequadamente mantidos. Devem contemplar os processos de mudanças das regras de negócios, nos níveis de requerimentos de serviços de TI e nos próprios elementos da arquitetura de TI;

• controle sobre os incidentes de segurança; • que os resultados das auditorias confirmem a adequação dos

controles de segurança e das medições efetuadas; • a geração de relatórios que mostrem o status do sistema de segurança

de informação.

A organização deve possuir uma política de segurança amplamente divulgada e com a qual todos devem se comprometer. As políticas de segurança devem ser permanentemente reforçadas junto à organização e deve ser periodicamente revisada. A segurança de informação deve fazer parte das responsabilidades de todos os profissionais de TI e estar claramente identificada na descrição de atividades dos profissionais da organização. A área de TI deve contar com o processo de Análise de Riscos e gerenciamento de segurança cuja responsabilidade é a adoção dos procedimentos que garantam que os incidentes de segurança se situem dentro de níveis aceitáveis.

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5.6.1.5. Análise de Riscos

Consiste em um processo de identificação dos riscos de segurança a que o negócio pode estar exposto. É realizada através de uma avaliação sistemática que visa o mapeamento das ameaças e vulnerabilidades nos ativos de tecnologia, processos e pessoas.

5.6.1.6. Gestão de Mudanças

Uma vez implementado o gerenciamento de segurança e garantido que o mesmo se encontra dentro dos níveis adequados, é necessário que haja um processo que garanta a manutenção deste status. Uma das características da área de TI é a permanente mudança nos sistemas, softwares, infra-estrutura e processos. A área de TI deve ser ágil no atendimento aos requerimentos organizacionais e deve cuidar para os processos de mudanças não acarretem perdas nos níveis de segurança da informação. De modo a garantir que as freqüentes mudanças não tragam consigo fragilidades nos aspectos de segurança da informação, os processos de gestão e controle de mudanças devem incorporar regras que garantam a manutenção dos níveis de segurança. Dentro deste critério, o processo de mudanças deve garantir que todas as alterações devam ser aprovadas pelo nível competente, catalogada, passível de ser rastreada e implementada em conformidade com os processos pré-estabelecidos.

5.6.1.7. Licenciamento, Gestão de Ativos e Gestão de Contratos

Deve ser uma preocupação permanente da área de TI possuir e manter atualizado um inventário dos softwares, hardware, sistemas e recursos de TI em geral, e garantir que o uso dos mesmos na organização se dê de acordo com a legislação vigente. A Gestão de Contratos consiste de garantir que os serviços e produtos contratados de terceiros sejam fornecidos em conformidade com os níveis de serviço acordados com as unidades organizacionais, com as políticas de segurança, padrões de desenvolvimentos, regras de gestão de qualidade etc.

5.6.1.8. Arquitetura de Sistemas e Padrões de Desenvolvimento

É o objetivo a definição de uma arquitetura de sistemas de informação que possibilite melhorar o desenvolvimento de sistemas de informação computadorizados; racionalizar a execução das atividades; economizar tempo; estabelecer ordem e controle no investimento de recursos; definir e inter-relacionar dados; permitir melhorar e integrar ferramentas e metodologias de desenvolvimento de software.

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5.6.1.9. Arquitetura de Dados e Interfaces

O desenho da arquitetura de dados, ou modelo de dados, e o projeto de interfaces têm por objetivo garantir confiabilidade, integridade e organização e segurança às informações da empresa, além dos aspectos de performance e dimensionamento de capacidades. Um dos sérios problemas comumente encontrados nas arquiteturas de dados é a redundância, ou seja, o mesmo dado armazenado em diferentes locais da estrutura de dados. Este problema leva ao conflito das informações quando o processo de atualizações não ocorre de modo sincronizado, aumenta os custos com armazenamento e de processamento e pode se transformar numa séria dificuldade nas manutenções dos sistemas. Da mesma forma, o projeto e construção inadequados de interfaces podem levar a problemas de disponibilidade e de segurança nas informações.

5.6.1.10. Análise dos Processos de Negócios, Desenvolvimento de Sistemas e Relatórios e Avaliação de Produtos

A garantia de que as necessidades e regras de negócios estão sendo corretamente e integralmente suportadas nos sistemas aplicativos somente é possível a partir da implantação de forte processo de análise dos processos de negócios. A aplicação deficiente do processo de análise de negócios levará a existência de sistemas deficientes do ponto de vista de atendimento aos requerimentos das áreas organizacionais, a um curto ciclo de vidas dos sistemas aplicativos, a dificuldades nas manutenções evolutivas, a problemas de performance e disponibilidade nos sistemas e a um custo mais elevado da área de TI.

Muitas das necessidades e requerimentos das áreas de negócios e de TI da empresa podem ser supridas por softwares, sistemas, hardwares e produtos existentes no mercado. É atribuição da área de TI liderar a avaliação de suas aderências, confiabilidade, disponibilidade de suporte técnico local e demais características que apresentam com relação às necessidades da empresa.

5.6.1.11. Gestão de Projetos

O processo de gestão de projetos é uma das disciplinas fundamentais do processo de governança de TI. Tem como objetivo garantir que os projetos serão implantados dentro do escopo, prazos e custos definidos nas suas especificações.

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5.6.1.12. Gestão da Qualidade

Conhecer as necessidades e expectativas das unidades organizacionais da empresa, transformá-las num acordo de níveis de serviço e ter o domínio sobre o nível de atendimento a este acordo é uma difícil, mas fundamental atividade de responsabilidade da área de TI. Para que isto seja possível é necessário que haja uma lista de serviços e produtos, com as respectivas quantidades, qualidade, prazos e custos que a área de TI se compromete a fornecer para a organização. A construção de uma lista de indicadores que meçam e demonstrem em que nível a área TI tem conseguido cumprir o acordo são fundamentais não só como prestação de contas pela área de TI às unidades da organização mas também como uma ferramenta que possibilite à própria TI a identificar conhecer suas falhas e nelas atuar de modo a melhorar seus níveis de prestação de serviços.

5.6.1.13. Gestão de Incidentes e Problemas

São denominados incidentes os problemas de pequeno impacto na estabilidade operacional dos sistemas de informação: nível de gravidade baixo, pequeno grupo de usuários afetados e pequena duração. Para que não se ampliem e se transformem em problemas, devem ser isolados, corrigidos e gerenciados. De modo geral são problemas advindos de falhas na aplicação dos procedimentos padrão, de fácil e rápida correção. Suas causas devem ser analisadas e medidas pró-ativas devem ser adotadas para que não voltem a ocorrer. São denominados problemas os efeitos indesejáveis de elevado nível de criticidade para a estabilidade operacional dos sistemas de informação e consequentemente para as unidades de negócios da empresa. São classificados como problemas os incidentes com número elevado de usuários afetados em múltiplas unidades da organização. Normalmente são ocasionados por falhas de procedimentos, de produtos, infra-estrutura ou execução dos serviços da área de tecnologia da informação. A área de tecnologia da informação deve permanentemente analisar, atualizar e manter processos de contingenciamento a serem adotados diante das ocorrências dos problemas, de modo a garantir o restabelecimento do processo no mais curto espaço de tempo, sem perda dos dados e de modo a minimizar o tempo de duração do problema assim como seus efeitos sobre os negócios da empresa.

5.6.1.14. Gestão das Interfaces de Sistemas e Comunicação com outras Empresas

Os sistemas de informação das empresas comunicam-se permanentemente, através de interfaces de comunicação: softwares, hardwares e sistemas aplicativos.. Como exemplos podem ser citados as comunicações de dados com as empresas cliente, órgãos governamentais, bancos, prestadoras de serviços, etc. Os resultados destas interfaces devem ser monitorados e avaliados.

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5.6.1.15. Administração da Infra-estrutura - Administração de Servidores, Administração dos Bancos de Dados, Monitoração do Processamento das Aplicações, Monitoração de Rede

Estas atividades consistem em garantir:

� disponibilidade dos servidores de aplicação e das bases de dados onde são executados os sistemas de informação;

� segurança contra acessos de pessoas não autorizadas aos ativos de tecnologia;

� performance em níveis adequados; � planejamento, programação e controle da produção dos processos do

centro de processamento de dados; � atendimento aos usuários em seus postos de trabalho realizando

serviços de suporte técnico, configurações, manutenção dos equipamentos e instalações de aplicativos e softwares.

5.6.1.16. Gestão de Continuidade

Tem por objetivo desenvolver, implantar e manter atualizada um plano de recuperação do ambiente operacional de TI em casos de desastres, visando continuidade na operação dos sistemas de informação e integridade dos dados. Este plano deve alinhar-se com o plano de recuperação de negócios corporativo.

5.7. Diretoria Comercial

A área de concessão da ELETROPAULO engloba regiões que podem ser classificadas em categorias, tais como, urbana, sub-urbana e rural, que apresentam dificuldades diferentes e crescentes no que se refere à execução de serviços comerciais, especialmente leitura e entrega de contas.

Cabe à ANEEL a consideração de metodologia para classificação da área de concessão nas três categorias mencionadas anteriormente.

5.7.1. Agências de atendimento

Para o dimensionamento dos custos de atendimento das agências, é necessária a adoção do conceito de não linearidade dos recursos físicos e de pessoal frente à demanda apresentada Na prática uma distribuição não linear como a utilizada na “Teoria das Filas” se apresenta de forma mais aderente com a realidade de dimensionamento e atendimento aos padrões enfrentados pelas Distribuidoras.

5.7.2. Contact center

A ELETROPAULO, com o objetivo de garantir melhor qualidade no atendimento aos cerca de 12 mil clientes de Média Tensão, implantou em janeiro de 2005 o Contact Center.

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Trata-se de um canal de relacionamento por telefone, ativo e receptivo, disponível aos clientes das 9h30 as 16h00. Ele é composto por atendentes dedicados aos serviços de gestão contratual, cobrança, cadastro e informações gerais.

Esta estrutura incrementa os custos operacionais da empresa, e são uma necessidade de toda concessionária tendo em vista as demandas de um consumidor cada vez mais bem informado e exigente.

5.7.3. Call Center

As Centrais de Atendimento Telefônico, das empresas distribuidoras concessionárias de energia elétrica, são impactadas pelas exigências adicionais advindas da entrada em vigor da Resolução Normativa ANEEL 57/2004, que alterou procedimentos e processos de atendimento.

Essas exigências adicionais implicaram em aumento de custos para as empresas, principalmente nos aspectos relacionados à infra-estrutura, geração de protocolo de atendimento, introdução do fator K, custos de telefonia móvel e aumento do quadro de atendentes e devem ser totalmente consideradas nesse ciclo de revisão tarifária.

Para o dimensionamento dos custos de call center, da mesma forma que no custos das agências conforme apresentado anteriormente, é necessária a adoção do conceito de não linearidade dos recursos físicos e de pessoal frente à demanda apresentada Na prática uma distribuição não linear como a utilizada na “Teoria das Filas” se apresenta de forma mais aderente com a realidade de dimensionamento e atendimento aos padrões enfrentados pelas Distribuidoras.

5.7.4. Emissão e entrega de contas e correspondências

Mensalmente a ELETROPAULO emite cerca de 6,25 milhões de correspondências, entre faturas de energia e comunicados aos clientes. O processo de impressão envolve duas empresas especializadas no processamento de informações.

A execução desse serviço pelas empresas contratadas é realizado a partir do recebimento de arquivos magnéticos de dados da Concessionária, por meio de software específico nos padrões exigidos para preparação e impressão. Após impressos, os documentos de clientes de Baixa Tensão são remetidos para os escritórios de distribuição da Empresa ou ainda de empresa contratada responsável pela entrega de contas e documentos.

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No caso de faturas de Média e Alta Tensão a entrega aos clientes é realizada pelos Correios, empresa responsável pela retirada das faturas diretamente nas contratadas de impressão. O processo de impressão destas contas possui vários níveis de segurança, como: papel especial com fios coloridos em sua composição e marca d’água, marca fluorescente de segurança, campo anticópia, logotipo de segurança, repetição do número do código de barras da fatura em outros campos da conta e campo anti-scanner. Além disso, as contas de AT e MT são envelopadas, possuem lacre inviolável e são entregues com protocolo para confirmação de recebimento.

Atualmente sabe-se que há a possibilidade dos Correios atuarem na entrega de contas de forma monopolista por força de lei, o que acarretaria em aumento de custos para as Distribuidoras.

5.7.5. Leitura de medidores

Leitura de Medidores - Deve ser considerado os custos referente as leituras em clientes de média e alta tensão (grupo A) tais como pagamento de adicional de periculosidade, equipamentos diferenciados para leitura necessários para atendimento à Resolução 456/00 a ANEEL, produtividade e deslocamento diferenciados devido ao tempo gasto por leitura e maior dispersão dos clientes na área de concessão.

5.8. Custos com Pessoal

5.8.1. Considerações Gerais

Foram identificados diversos itens que não foram incluídos e/ ou tratados adequadamente no 1.º ciclo das revisões tarifárias e também não constam expressamente e/ou continuam sendo tratados de forma inadequada na Nota Técnica n.º 166/2006-SER/ANEEL, o que constitui motivo de preocupação por tratar-se de fator de risco ao equilíbrio financeiro das concessionárias.

Embora a referida Nota Técnica mencione que as particularidades de cada área de concessão não contempladas pelo modelo serão incluídos como Custos Adicionais, cabe registrar os itens críticos que precisam ser considerados e /ou tratados de forma diferente.

Respeito aos Acordos Coletivos e/ou Protocolo de Cisão Parcial

Existem benefícios, cujas práticas são obrigatórias, por acordos legais, tais como compromissos com aposentados, com complementação de auxílio doença / acidente, com programas assistenciais relacionados à Fundação, dentre outros.

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5.8.2. Capacitação e Treinamento

Dentre as funções básicas da Empresa de Referência, especificamente na área de Administração / Gestão de Recursos Humanos, está relacionada a atribuição de prover a capacitação técnica ao corpo de funcionários, contudo, não há menção de verba específica para este fim, o que nos leva a crer que não foi considerada.

Lembramos que, em função das características de risco inerentes à atividade de distribuição de energia elétrica, há legislação específica (exemplo: NR-10) que obriga às concessionárias a realizarem treinamentos específicos, bem como promover reciclagens periódicas.

5.8.3. Indicadores de Atualização de Custos

A Nota Técnica menciona que a atualização de custo de pessoal será feita através do IPCA.

Vale ressaltar que, pelo menos nos últimos dois anos, a grande maioria das Negociações Coletivas foram concluídas com ganhos acima dos indicadores de inflação, apresentando, portanto ganho real e recuperação no poder aquisitivo dos trabalhadores. A Empresa de Referência precisa considerar a realidade do país e reconhecer os custos adicionais que as empresas estão incorrendo.

5.8.4. Pesquisa Salarial

A Nota Técncia menciona que as pesquisas salariais foram conduzidas pelas empresas Hay Group e Pricewaterhouse Coopers.

Espera-se, para este 2.º ciclo, acesso aos dados das pesquisas, bem como certificação, por parte das empresas contratadas, quanto a realização das pesquisas e dos critérios técnicos utilizados e compatibilização dos cargos da pesquisa com os utilizados na empresa de referência.

5.8.5. Participação nos Lucros ou Resultados (PLR)

A Lei que trata da PLR determina a obrigatoriedade das empresas em compartilhar com seus empregados os lucros e/ou RESULTADOS alcançados. Cabe às empresas, em conjunto com os empregados e os sindicatos, determinarem qual o modelo adotar.

Trata-se de uma obrigação legal prevista na Constituição Federal, em seu artigo 7o, inciso XI, que assegura esse direito aos trabalhadores; na lei nº 10.101 de 19/12/01 além de constar no ACORDO COLETIVO DE TRABALHO das principais concessionárias, conseqüentemente, deve ser considerado na Empresa de Referência.

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5.8.6. Pagamento de Adicional de Insalubridade

O exercício do trabalho em condições insalubres assegura ao trabalhador a percepção do adicional, segundo classificação do grau de exposição, visando a remunerá-lo enquanto permanecer em condições desfavoráveis à sua saúde (Artigo 189 da CLT e orientações constantes da Portaria MTb Nº 3.214/78 - NR 15).

5.8.7. Rotatividade de Pessoal

A rotatividade de pessoal faz parte da rotina das empresas de todos os setores da economia e é necessária, em alguns casos, para assegurar a prestação de serviços de qualidade. De acordo com a legislação trabalhista em vigor, os desligamentos de pessoal representam um custo relevante para as empresas, bastando mencionar a multa do Fundo de Garantia e o Aviso Prévio.

Portanto, este é um custo que precisa ser previsto e considerado na revisão tarifária.

Complexidade das Operações e Região Geográfica

A Nota Técnica menciona o critério de regionalização para definir, por exemplo estrutura organizacional e remuneração, mas ao adotar este critério, desconsidera a existência de regiões notoriamente diferentes e que precisam ser tratadas como tal.

São Paulo, por exemplo, é considerada o pólo industrial mais desenvolvido do país, cujos clientes e suas operações são, via de regra, extremamente complexas, não permitindo, em muitos casos, interrupção de circuitos, obrigando o trabalho em “linha viva” e a contratação de profissionais especializados em quantidade superior a outras áreas de concessão.

De outro lado, a cidade também apresenta graves problemas de infra-estrutura, culminando em alagamentos constantes, trânsito intenso exigindo logística própria para atendimento à legislação de concessão em vigor.

Dificilmente outras regiões apresentam características semelhantes, portanto o dimensionamento de equipamentos e equipes, principalmente no que diz respeito ao nível de experiência dos profissionais tem que ser tratados diferentemente.

No 1.º ciclo das revisões tarifárias a maioria dos profissionais da Empresa de Referência eram “juniores” ou “plenos” e praticamente não haviam “seniores”. Em se tratando do “Negócio Energia” e do porte da empresa, a experiência adequada é uma questão de segurança e vida e precisa ser contemplada na Empresa de Referência.

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5.8.8. Custo com Mão de Obra Terceirizada

Com relação à terceirização de mão-de-obra, não é absolutamente verdadeiro afirmar que o custo de serviços terceirizados é menor que os realizados por pessoal próprio devido à prática de salários inferiores pelas empresas terceirizadas. É fato que alguns empresários vislumbraram uma boa oportunidade para reduzir custos a partir da terceirização de serviços, reduzindo salário e, em alguns casos, tem-se até notícias de descumprimento de obrigações legais, trabalhistas e de segurança no trabalho. Mas esta não é a correta abordagem sobre terceirização.

O conceito correto está associado ao foco no core business e à atuação no âmbito de sua verdadeira vocação, obtendo, como conseqüência ganho de eficiência e produtividade. Para ser eficiente é preciso contar com uma estrutura organizacional adequada, envolvendo profissionais de nível compatível com seu mercado competidor, nos diversos segmentos (gerencial, universitário, administrativo, técnico e operacional); promover programas de qualificação profissional; estabelecer políticas de remuneração competitiva para atrair e reter pessoal; investir em tecnologia e, como toda empresa saudável, deve ter lucro. Esta abordagem não se traduz, necessariamente, em redução de custo, mas sim de custo/benefício. Se por meio da terceirização for possível atingir a melhoria da qualidade e a maior satisfação dos clientes pelo mesmo custo que se teria com quadro próprio, tal estratégia é adequada.

5.9. Custos de Materiais, Serviços e Outros.

No tocante ao custo de aquisição de MSO, a ANEEL não fez nenhuma proposta de aprimoramento. Entretanto, diferentemente dos custos de pessoal, aqui todos os indicadores econômicos para o estabelecimento dos custos de MSO careceram na 1ª. RTP de procedimentos mínimos de transparência tais como indicações das fontes pesquisadas e critérios de escolha de valor. Neste sentido, a ELETROPAULO entende que é necessário definir os critérios para a determinação dos seus preços de aquisição levando – se em conta inclusive aspectos regionais. Para isto, sugere em relação aos:

� Materiais elétricos necessários para as atividades de O&M do sistema elétrico, os mesmos preços de aquisição que formam parte do Banco de Preços Referenciados da ANEEL para efeito de Base de Remuneração.

� Ativos Não Elétricos relacionados com os investimentos em Tecnologia de Informação, Sistemas de Comunicação e Veículos, que seja explicitado de forma objetiva, transparente e reproduzível os critérios de concepção, especificação, dimensionamento e valorização dos investimentos.

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� Outros MSO, relacionados com Alugueis, Seguros, Cobrança de contas, Impressão de contas e outros documentos, Publicações legais, EPI /EPC, inclusive para atendimento da NR-10, Tarifa media do minuto do 0-800, inclusive para atendimento de chamadas de celulares, e Serviços terceirizados de limpeza, segurança, manutenção predial, dentre outros, que seja explicitada as fontes pesquisadas e critérios de escolha de valor.

5.10. Inadimplência

A inadimplência está correlacionada a um conjunto de fatores de ordem institucional, jurídica, econômica e social que supera a capacidade de gestão da distribuidora. Tratando-se de um risco intrínseco às atividades econômicas que estão diretamente associadas à prestação de serviço e/ou venda de produtos tais como: energia elétrica, telefonia, concessão de crédito, financiamento a bens de consumo, diretamente ao consumidor. Em todos os setores econômicos a inadimplência é, em maior ou menor grau, inversamente proporcional à regulamentação/legislação (restrições) em que a empresa atua e aos instrumentos de cobrança que dispõem para prevenir e combatê-la.

Cabe ressaltar que o ambiente regulatório do setor elétrico, estabelece a obrigatoriedade de comunicação de pendência de débito e cumprimento de prazo mínimo de 15 (quinze) dias após a comunicação para executar a suspensão do fornecimento de energia elétrica (corte), isto representa uma restrição e um obstáculo grande no processo de gestão, inclusive agravando os níveis de inadimplência.

A prevenção e o combate à inadimplência deve ser um processo contínuo e requer o estabelecimento de ações conjugadas, investimentos em qualificação de pessoal e estrutura, a fim de se maximizarem os resultados.

Diante dessa situação, é necessário analisar a questão da inadimplência sob três aspectos:

a) Definição de metodologia e critérios mais adequados para mensurar a inadimplência;

b) Definição da trajetória regulatória, visando atingir a eficiência na gestão;

c) Definição de custos associados ao esforço de atingir a eficiência na gestão, para prevenir e combater a inadimplência;

a) Definição de metodologia e critérios mais adequados para mensurar a inadimplência

Revisão Tarifária

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O atual índice, que é representado pelo percentual da provisão para devedores duvidosos (PDD) em relação ao faturamento bruto (sem ICMS), não reflete o nível efetivo de inadimplência. Principalmente pelo fato da distribuidora ter a obrigatoriedade de recolher os tributos tais como: PIS, COFINS, ICMS, etc, independentemente do recebimento da conta e constituir provisão desse tributo.

Cabe destacar o fato de que no ciclo passado de revisões tarifárias, a base de cálculo além de desconsiderar o ICMS, foi apurada com base na receita do ano civil anterior, ou seja, não respeitou o período de referência da revisão tarifária.

Outro aspecto é a legislação vigente retratada no Manual de Contabilidade do Serviço de Energia Elétrica – Resolução nº. 444, de 26/10/2001, Capítulo 6.3.1 – “Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa, estabelece as condições gerais para constituição, reversão e baixa desta provisão”. Devem-se estabelecer critérios mínimos, a se destacar que essas condições podem ser mais conservadoras, em função da estratégia empresarial adotada pela distribuidora, pois pode gerar uma sub-avaliação ou super-avaliação.

Portanto, garantindo o alinhamento e a uniformidade desse critério, o índice reflete adequadamente a inadimplência.

Outra alternativa é determinar o índice através Taxa de Arrecadação Vinculada (relação percentual entre a Arrecadação e Faturamento), permitindo visualizar o recebimento por idade. Desta maneira, é possível verificar com precisão, o comportamento do fluxo de recebimento das contas faturadas em um determinado mês.

De outra forma, a cada mês é possível saber o percentual do faturamento anterior que ainda não foi recebido. Espera-se que, após alguns meses, este percentual se estabilize em um nível que corresponde à inadimplência que resistiu às ações de cobrança administrativo-judicial.

Este tipo de gráfico é conhecido como “Aging”, ou seja, o quadro do envelhecimento do faturamento. Abaixo são demonstrados os dados consolidados do mês de jan/06 e explana claramente um padrão de recebimento que se repete ao longo do tempo.

Revisão Tarifária

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Para efeito de determinação do índice, utilizaremos o percentual não recebido maior que 360 dias como inadimplência, da seguinte forma:

Exemplo:

Inadimplência mês (1) = Faturamento (100%) - Arrecadação até 360 dias (98,0%) Inadimplência mês (x) = Faturamento (xxx%) - Arrecadação até 360 dias (xxx%) Inadimplência mês (12) = Faturamento (100%) - Arrecadação até 360 dias (98,5%)

Inadimplência (média n 12) = 1,5%

Obs.: Adotaremos um período de 12 (doze) faturamentos, para calcular a média.

b) Definição da trajetória regulatória, visando atingir a eficiência na gestão.

Adotar a média dos doze últimos meses de observação, como meta, para o primeiro ano da revisão tarifária e estabelecer uma trajetória consistente com (investimento) os custos associados ao esforço de atingir a eficiência na gestão, considerando-se a forte correlação entre as duas questões.

c) Definição de custos associados ao esforço de atingir a eficiência na

gestão, para prevenir e combater a inadimplência.

Para a prevenção e o combate a inadimplência é importante se utilizar dos vários instrumentos de cobrança que atuam sobre os consumidores inadimplentes. Vale destacar que é significante estabelecer uma régua de cobrança ao longo do tempo, para justamente agir de forma eficiente.

Revisão Tarifária

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Atualmente podemos mencionar as ações que estão sendo aplicadas, para a diminuição da inadimplência que são validas para todo o Setor Elétrico:

a) Cartas de aviso de debíto;

b) Ligações Telefônicas;

c) Suspensão do fornecimento de energia – Corte;

d) Negativação do crédito, inclusão do responsável no sistema de proteção ao crédito.

e) Cobrança Terceirizada, principalmente para os clientes que se mudaram e deixaram débitos;

f) Negociação dos débitos existentes, através de acordo conhecidos como Termo de Confissão de Divida (TCD);

g) Ação de cobrança judicial.

Cada uma dessas ações deve agir em um determinado momento, abrangendo todas as etapas e inclusive sendo em serie e/ou paralelo. Essas etapas correspondem à abordagem de envelhecimento do débito, com as seguintes visões: antes do Vencimento da Conta, Logo após o Vencimento e em períodos pré-determinados após o vencimento (30 dias, 60 dias, 90dias e/ou até 360 dias), conforme a estratégia de abordagem de cada distribuidora. É importante que essa abrangência atue de modo a não permitir que o débito do cliente envelheça, controlando a divida recente, evitando tornar mais difícil a sua recuperação.

Outro fator relevante que dever ser considerado nos custos associados, principalmente de combate a inadimplência, é o enorme esforço que as distribuidoras têm empregado com o crescente volume de liminares (processos judiciais) oriundas das negociações de consumo irregular (fraude) e/ou consumidores regulares que se utiliza de instrumentos jurídicos para não pagar as faturas de energia em atraso.

Portanto, face à sua relevância e à diversidade de ações requeridas, sugere-se que a Empresa de Referência seja complementada com a previsão de uma estrutura e recursos adequadamente dimensionados, para a prevenção e combate a inadimplência.

Essa estrutura seria contemplada na função básica da Diretoria Comercial, referindo-se a atividade do Ciclo Comercial, entendida como Gestão Comercial da ER assumindo de forma detalhada a Gestão de Cobrança (Prevenção e Combate) abrangendo: Comunicação de pendência de débito (Cartas e Ligações), Cortes e Reconexões, Negociações/Acordos, Negativação e Cobrança Judicial.

O dimensionamento adequado dos recursos contemplaria os seguintes itens:

Revisão Tarifária

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Recursos Humanos: Deve-se alocar um percentual de recursos e mão-de-obra que seja proporcional ao tamanho da inadimplência da distribuidora. Como exemplo, nos últimos anos as Distribuidoras têm alocado significativos recursos na estrutura de prevenção e combate a inadimplência, atingindo até mais 30% do total da mão-de-obra própria nesse processo.

Recursos Físicos:

� Lojas de atendimento – Devido ao tipo de atividade diferenciada que esse tipo de consumidor requer, é necessário que a estrutura da loja de atendimento, ou novos postos de atendimento, sejam direcionados exclusivamente para o atendimento a solicitações de reconexões e negociações de débitos do consumo regular.

� Back-Office (Comercial): Faz necessário tanto para a gestão e execução dos cortes (equipes em campo), como para o atendimento, a necessidade de pessoas de suporte/apoio que realizam as atividades de planejamento, extração/analise de dados, envio de correspondências, organização de processos, arquivo de processos etc.

Recursos Tecnológicos:

� Sistemas – Com o foco na prevenção e combate a inadimplência, é fundamental identificar e segmentar o perfil do consumidor (Bom Pagador, Devedor Transitório, Devedor Permanente, etc), para direcionar as ações, garantir produtividade e obter resultados coerentes aos investimentos. É necessário ter ferramentas de “Data Mining” para análises preditivas e definição de comportamentos/perfis de pagamento, garante a análise de maiores volumes de dados e, ao mesmo tempo, a verificação de correlações entre um número maior de variáveis. Estas ferramentas também são de grande utilidade para o entendimento do processo de prevenção e combate a inadimplência, já que possibilitam fazer análises estatísticas avançadas.

Modelo de Custos

É imprescindível que a ER, para garantir a eficiência na gestão com uma trajetória regulatória que reflita essa eficiência estabeleça um formato de calculo que permita considerar e ponderar os diferentes custos das ações de prevenção e combate a inadimplência, principalmente do corte e processo judiciais (liminares), com base em pesquisa de mercado.

Cabe destacar finalmente que os custos de corte devem compor o processo de cobrança.

Revisão Tarifária

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5.11. FCESP

A Fundação CESP administra o plano de previdência da Companhia, no regime de Benefício Definido, desde 1981.

Em 1997, por ocasião do Programa de Desestatização do Estado de São Paulo, no processo de cisão da Eletropaulo (EMAE, Bandeirante e EPTE), o plano de benefícios também foi dividido, no entanto foram alocados no plano da Eletropaulo, todos os aposentados até 31 de dezembro de 1997, de modo que a Companhia assumiu toda a obrigação de pagar os benefícios desses participantes. A Eletropaulo solicitou então à Fundação CESP, uma avaliação atuarial desse plano de previdência, que apurou um déficit de R$ 1,292 bilhões. Nesse momento, a Companhia resolveu reformular o Plano de Benefício Definido, colocando-o em extinção e criando um Plano Misto, com menor custo e com contribuição paritária dos empregados. Para isso, a ELETROPAULO saldou o plano antigo, sendo obrigada a assumir a total responsabilidade pela cobertura do déficit apurado até então, e aos participantes ativos, assumir um benefício proporcional equivalente ao tempo de participação no plano. Com a intenção de amortizar integralmente esse déficit, a Companhia firmou com a Fundação, um contrato de ajuste de reservas matemáticas, e um contrato de confissão de dívida. O contrato de ajuste de reservas matemáticas estabelece pagamentos mensais e seu vencimento original é setembro de 2017. Este contrato prevê a ocorrência de variações no saldo devedor e nas parcelas, devido a eventuais revisões de premissas atuariais e resultados (superávits/déficits) obtidos pelo plano. O contrato de confissão de dívida também estabelece pagamentos mensais e seu vencimento original é dezembro de 2008.

É importante observar que a quase totalidade da insuficiência atuarial que vem sendo amortizada pela companhia através dos contratos de dívida é relativa aos Benefícios Concedidos até a data do saldamento, ou seja, se refere aos participantes aposentados até 31 de dezembro de 1997.

Dessa forma, diante do exposto acima, fica claro que a Eletropaulo tem total responsabilidade pelo pagamento dos contratos de dívida com a Fundação para sustentar o plano previdenciário de seus empregados, e que isto integra o seu custo operacional fixo e não gerenciável, pois:

(i) essas obrigações são herdadas, conjuntamente com a concessão de operação da distribuição de energia elétrica na região metropolitana de São Paulo, portanto são indissociáveis da concessão, e não podem deixar de serem pagas;

(ii) A obrigação da Eletropaulo de arcar com o pagamento do déficit mencionado está também prevista no Acordo Coletivo de Trabalho, firmado com seus empregados em 1997, portanto anterior à privatização.

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(iii) o valor do saldamento do plano deve ser quitado por imposição

normativa, não sendo possível a sua desconstituição ou o gerenciamento desse custo fixo, o qual representa o déficit apurado e os eventuais déficits subseqüentes;

(iv) quase que a totalidade desses custos se referem aos Benefícios Concedidos, portanto são direitos adquiridos e integrantes da remuneração do participante;

Cabe ressaltar novamente que a Companhia está sujeita a variações no custo atuarial do plano, situações em que não possui qualquer capacidade de gerenciamento. Como exemplo deste fato no ano 2005, devido ao aumento de expectativa de vida da população, o atuário externo da Fundação CESP emitiu parecer mencionando que a tábua de mortalidade até então utilizada não era mais representava a experiência da população do plano, devendo ser substituída. Foi necessário alterar essa premissa atuarial, substituindo a tábua AT-49 pela UP-94 +2, fato que gerou um aumento de obrigações da ordem de R$ 335.300.000,00 (trezentos e trinta e cinco milhões e trezentos mil reais).

Adicionalmente, o plano, administrado por uma Entidade Fechada de Previdência Complementar, está sujeito à legislação e a parâmetros mínimos impostos pelo regulador. No início de 2006 o Comitê Gestor de Previdência Complementar emitiu a resolução 18, onde adota novos parâmetros mínimos a serem adotados por todos os planos de previdência privada, até o final do exercício de 2008. Segundo esta resolução, a tábua de mortalidade deverá ser novamente substituída pela AT 83, uma tábua ainda mais conservadora , aumentando a obrigação da Eletropaulo para com o plano.

Portanto, os custos com a Fundação CESP devem ser considerados na Receita Requerida da Eletropaulo, como característica específica da companhia em relação à Empresa de Referência, pois:

a. A ANEEL, no curso da primeira revisão tarifária ordinária, exigiu, para reconhecer o direito à remuneração de cada custo, a sua qualificação como custo aplicável a uma Empresa de Referência que explorasse a concessão específica da Eletropaulo;

b. Tal custo viu-se imposto à Eletropaulo e oneraria toda e qualquer Empresa de Referência (isto é, empresa de custos eficientes e investimentos prudentes) que explorasse a específica concessão de que é titular a Eletropaulo, constituindo um caso típico de “herança do passado”, pois se trata de remuneração da inatividade de quem prestava serviços aos consumidores;

c. Tal custo afigura-se evidentemente não-gerenciável, pois decorre de déficit globalmente constituído a partir do saldamento de um plano de benefícios previdenciários por cujo custo integral responde à concessionária;

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d. Tal custo possui evidente natureza remuneratória, pois corresponde,

em sua quase totalidade, a benefícios concedidos, os quais, nos termos do § 2º do art. 202 da Constituição da República, integram a remuneração;

e. Tal despesa compunha o custo do serviço reconhecido para fixação de tarifas no regime tarifário anterior, integrando a tarifa inicial observada quando da outorga da concessão (como o comprova Relatório de Informações Trimestrais acessíveis à ANEEL) Possuindo natureza remuneratória, tal custo deve ser reconhecido como custo operacional da Empresa de Referência;

f. Variações do custo atuarial não dependem de gerenciamento da

Concessionária e vem onerando gradativamente a Eletropaulo, fazendo com que seus custos sejam aumentados de forma consistente ao longo dos anos.

5.12. Outros Custos

5.12.1. CPMF

A ANEEL não incluiu a Contribuição Provisória sobre Movimentações Financeiras (CPMF) como despesa da Empresa de Referência.

Tal contribuição, disciplinada pela Emendas Constitucionais nos 12, de 15.08.96, e 21, de 18.03.99 incidirá durante todo o período de referência do denominado ano-teste.

Diante do acima exposto, nosso entendimento é de que tal tributo por constituir um custo normativo, que incide diretamente sobre os pagamentos da Concessionária (efetuado obviamente pela movimentação financeira), não é passível de gerenciamento e deve, portanto, representar um custo operacional a ser repassado à tarifa, a exemplo do que ocorre com o PIS/COFINS e IPTU.

Uma estimativa para a base de calculo do custo a ser agregado às tarifas seria a receita do ano teste (RA1) acrescida de ICMS, PIS e COFINS. Sobre esta base de calculo seria então finalmente apurado o valor da CPMF tendo por base a alíquota de 0,38%.

5.12.2. Cobrança pelo uso do solo urbano

Existem alguns questionamentos judiciais referentes à cobrança de taxa ou preço público pela ocupação e uso do solo, subsolo e espaço aéreo municipal pela rede de distribuição de energia em calçadas e logradouros por Municípios integrantes da área de concessão da Eletropaulo, inclusive o Município de São Paulo.

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Contra as iminentes cobranças, a Eletropaulo ajuizou ações judiciais visando afastar tais exigências, inclusive com pedido de liminar, exatamente porque as aludidas cobranças criam um ônus para a Eletropaulo, o qual refletirá sobre o valor da tarifa, na medida em que provocar o desequilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão.

Bem por isso, em que pese o posicionamento do STJ a respeito da inconstitucionalidade da cobrança pelo uso e ocupação do solo, há possibilidade das ações não serem julgadas procedentes, o que ocasionará o pagamento das indigestas cobranças e o conseqüente impacto desfavorável ao equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, restando evidente a necessidade do correspondente repasse nas tarifas de energia elétrica.

Deveras, o volume das cobranças pelo uso e ocupação do solo tornará para a Eletropaulo a execução do contrato excessivamente onerosa, sendo devida e incontroversa a revisão tarifária. A propósito, a título meramente exemplificativo, a exigência promovida pelo Município de São Paulo gira em torno de R$1.6MM / mês.

Registre-se, por outro lado, que existem Municípios, como o Município de Carapicuíba, que além da cobrança em destaque, promoveu exigências de cunho administrativo da Eletropaulo, entre eles, cadastros, o que ocasionará mais custos na medida em que a empresa deverá adaptar seus sistemas para poder atender a demanda.