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Contribuição da CELPE sobre a proposta de Revisão Tarifária disponibilizada para AP n°003/2005

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CONTRIBUIÇÃO DA CELPE SOBRE A PROPOSTA DA ANEEL DE

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DISPONIBILIZADA PARA A AUDIÊNCIA

PÚBLICA Nº 003/2005


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ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO .........................................................................................................5 2. PERDAS...................................................................................................................6

2.1. Perdas de Distribuição ......................................................................................6 2.2. Ações de Combate às Perdas...........................................................................7 2.3. Atual nível de perdas da CELPE.......................................................................9 2.4. Considerações sobre a trajetória regulatória de perdas....................................9

2.4.1. Considerações Conceituais .......................................................................9 2.4.2. Considerações Específicas para a CELPE ..............................................11

2.5. Aplicação do índice de Perdas........................................................................12 2.5.1. Perdas de Distribuição .............................................................................12 2.5.2. Perdas de transmissão na rede básica ....................................................12

3. PARCELA A ...........................................................................................................14 3.1. Considerações Gerais.....................................................................................14 3.2. Requisito de Energia .......................................................................................15 3.3. Compra de Energia .........................................................................................15

3.3.1. Contratos Iniciais......................................................................................16 3.4. Tarifas e Preços ..............................................................................................17

3.4.1. Contrato Inicial Chesf...............................................................................18 3.4.2. Contrato Leilão CHESF 008/2002............................................................18 3.4.3. Contrato Leilão CHESF 015/2002............................................................18 3.4.4. Contrato Bilateral Termopernambuco ......................................................18

3.5. Custo com a Compra de Energia ....................................................................21 3.6. Comentários sobre a simulação realizada pela ANEEL referente à substituição da energia da Termopernambuco..............................................................................23 3.7. Direito ao Repasse da Sobrecontratação........................................................24 3.8. Encargos de Transmissão, Distribuição e Conexão........................................25

3.8.1. Rede Básica.............................................................................................25 3.8.2. ONS .........................................................................................................27 3.8.3. Conexão...................................................................................................28 3.8.4. CUSD.......................................................................................................28

3.9. Encargos Setoriais ..........................................................................................28 3.9.1. RGR .........................................................................................................29 3.9.2. TFSEE .....................................................................................................29 3.9.3. P&D..........................................................................................................29

4. EMPRESA DE REFERÊNCIA................................................................................30 4.1. Atualização dos valores da Empresa de Referência para abril de 2005 .........30 4.2. Critérios não Satisfatórios de Estrutura de Pessoal ........................................30

4.2.1. Contadores na Diretoria Administrativa....................................................32 4.2.2. Analistas de Sistemas na Gerência de Sistemas.....................................33 4.2.3. Engenheiros e Técnicos de Manutenção (MT-BT e AT) na Diretoria de Distribuição.............................................................................................................34 4.2.4. Assistentes...............................................................................................36

4.3. Inconsistências no Cálculo da Empresa de Referência ..................................37 4.3.1. Engenheiro de Medição ...........................................................................37 4.3.2. Crescimento do Call Center .....................................................................38


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4.4. Dados da Concessionária ...............................................................................38 4.4.1. Consumidores Rurais...............................................................................38

4.5. Materiais e Serviços Subdimensionados.........................................................40 4.5.1. Comunicações - Call Center - Res ANEEL 057/2004 ..............................40 4.5.2. Edição de Outros Documentos ................................................................41 4.5.3. Freqüência de Inspeções Termográficas .................................................41 4.5.4. Ocorrências aleatórias em rede de BT.....................................................42 4.5.5. Informática: Hardware e Software............................................................42 4.5.6. Limpeza ...................................................................................................44 4.5.7. Vigilância e Segurança Patrimonial..........................................................44

4.6. Custos Adicionais Subdimensionados ............................................................45 4.6.1. Encargos de Pessoal Adicionais ..............................................................45 4.6.2. Geração Própria – Despesas com combustível para a Usina Tubarão em Fernando de Noronha ............................................................................................45

4.7. Itens Não Contemplados na Empresa de Referência .....................................46 4.7.1. INSS dos Conselheiros ............................................................................46 4.7.2. Participação dos Empregados nos Lucros e Resultados -PLR................46 4.7.3. Verbas Rescisórias e de “Turn Over”;......................................................46 4.7.4. Gastos do Conselho de Consumidores....................................................47 4.7.5. Rel. Inst. – Regulação..............................................................................47 4.7.6. Serviços Gerais........................................................................................48 4.7.7. Medição de Tensão e Corrente – Resolução nº 505/01...........................49 4.7.8. Medição de Fronteira – Resolução nº 344/02 .........................................50 4.7.9. Indenização de Perdas e Danos Elétricos ...............................................50 4.7.10. Contencioso Cível e Trabalhista ..............................................................51 4.7.11. Controle e Acompanhamamento das Perdas Comerciais........................52

5. INADIMPLÊNCIA ...................................................................................................54 5.1. Provisão para Devedores Duvidosos ..............................................................54

6. CPMF .....................................................................................................................55 7. FATOR X................................................................................................................56

7.1. Objetivo ...........................................................................................................56 7.2. Fator Xe ..........................................................................................................56

7.2.1. Inconsistência no Cálculo do Componente Xe.........................................56 7.2.2. Solicitação para que seja incorporado o efeito da deseconomia de escala do programa “Luz para Todos” no cálculo do fator Xe ...........................................57 7.2.3. Proposta conceitual de aprimoramento metodológico .............................58

7.3. Fator Xc...........................................................................................................58 7.3.1. Questões Legais e Regulatórias ..............................................................58 7.3.2. Questões Metodológicas..........................................................................59

7.4. Fator Xa ..........................................................................................................59 7.4.1. Questões Legais e Regulatórias ..............................................................59 7.4.2. Questões Metodológicas..........................................................................60

8. DIFERENÇAS FINANCEIRAS ...............................................................................61 8.1. Ativo Regulatório da Termopernambuco.........................................................61

8.1.1. Cobertura Tarifária ...................................................................................61 8.1.2. Tarifa de Repasse....................................................................................63 8.1.3. Apuração do Valor Principal.....................................................................63 8.1.4. Parcelamento e Repasse na Revisão de 2005 ........................................63 8.1.5. Saldo remanescente ................................................................................63 8.1.6. Conclusão ................................................................................................64

8.2. CVA 2004 Diferida...........................................................................................64


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8.3. CVA 2005........................................................................................................67 8.4. CVA ENERGIA 2005.......................................................................................67 8.5. PERCEE .........................................................................................................68 8.6. Leilão 2002......................................................................................................69 8.7. PIS/COFINS....................................................................................................70 8.8. Diferenças Financeiras Referente ao Processo de Revisão Tarifária .............72

8.8.1. Campanha de Medidas e Reestruturação Tarifária..................................72


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1. INTRODUÇÃO

Este documento apresenta a contribuições da Companhia Energética de Pernambuco - CELPE sobre a proposta de revisão tarifária da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, constante da Nota Técnica nº 106/2005 que foi colocada em Audiência Pública (nº 003/2005) .

a. Esta manifestação formal é parte do processo da revisão tarifária ordinária da CELPE, a ser concluído em 29/04/05, conforme previsto no Contrato de Concessão n° 026/2000.

Ao analisar o conteúdo da Nota Técnica, a CELPE identificou diversos itens que merecem reconsideração. Nos Itens a seguir, desta manifestação, são apresentadas as considerações sobre os pontos relevantes do Reposicionamento Tarifário e do Fator X, bem como, a forma que a CELPE julga que os mesmos devam ser contemplados para a manutenção do equilíbrio econômico- financeiro do Contrato de Concessão.

A CELPE reconhece o grande esforço que vem sendo promovido pela ANEEL no intuito de aprimorar a metodologia aplicável à Revisão Tarifária Periódica como um todo. Entretanto, essa assertiva não invalida as críticas efetuadas pela CELPE, conforme explicitadas neste documento, as quais devem ser interpretadas pela ANEEL como sendo críticas de caráter construtivo.

Durante a fase de consulta e audiência pública e porquanto esteja em curso o processo de Revisão Tarifária Periódica, a CELPE se reserva o direito de, sempre que julgar cabível, reavaliar conceitos e valores propostos, complementando e/ou retificando a argumentação aqui contida, destacando ainda as Ressalvas Jurídicas contidas no Anexo 01 da presente Contribuição.


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2. PERDAS

2.1. Perdas de Distribuição

As perdas de distribuição, principalmente as perdas comerciais, têm sido um dos maiores desafios enfrentados pela CELPE nos últimos anos. Historicamente, o índice de perdas globais apresentou patamares elevados conforme demonstrado no quadro abaixo:

Perdas de distribuição sobre a Energia Entregue acumulado 12 meses

23,321,5

24,221,9

24,025,2

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Gráfico 1 – Perdas de distribuição sobre a energia entregue

Vale ressaltar que os índices de perdas calculados pela ANEEL tomam como base a energia entregue ao consumidor cativo, enquanto que a CELPE calcula seus índices sobre a Carga Própria (energia entregue mais perdas de distribuição). Dessa forma, o índice de perdas da CELPE de 19,35% para o ano de 2004 equivale a 24,0% na “linguagem” da ANEEL, conforme figura abaixo.

7.826

903974

9.703

Energia Entregue Perdas TécnicasPerdas Comerciais

19,35%23,99%

1.878

Carga Própria

Figura 1 – Cálculo dos índice de perdas: critério ANEEL e critério CELPE

Dentre as principais concessionárias do Nordeste, a CELPE, apesar do elevado índice de perdas, encontra-se no nível médio das empresas desta região, como ilustra o gráfico a seguir:


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Índice de perdas sobre a energia entregue das distribuidoras de energia do Nordesteacumulado 12 meses - posição em Set/2004

13,8 14,3 15,9 16,823,9 25,3

34,039,7

50,4

0

10

20

30

40

50

Energipe Cosern Coelce Coelba Celpe Saelpa Ceal Cemar CepisaF o nt e: GT EA / C T EM

Média NE: 26,1%

Gráfico 2 – Perdas de distribuição sobre a energia entregue das concessionárias do Nordeste

A CELPE, a COELBA e a COSERN pertencem a um mesmo grupo controlador, o Grupo Neoenergia, e compartilham do mesmo “know-how” no combate às perdas que correspondem as melhores práticas nacionais e internacionais. Ainda assim, os resultados obtidos com o esforço de redução dos índices são diferentes, o que demonstra que existem fatores não gerenciáveis que afetam o comportamento das perdas em cada área de concessão.

As perdas de distribuição são compostas por perdas técnicas e comerciais. As perdas técnicas variam em função das características do sistema elétrico tais como extensão e carregamento de rede, distribuição das cargas, dentre outras. No caso da CELPE, o índice de universalização de energia em todo o estado de Pernambuco chega a 96%, sendo que nas áreas urbanas, este índice ultrapassa 99% e nas áreas rurais, estão acima de 89%. Ademais, cabe ressaltar que a maioria do sistema elétrico empregado nos programas de eletrificação rural são monofásicos com retorno por terra (MRT), conforme exigência da Programa Luz para Todos. Essa configuração, para uma mesma carga, incrementa proporcionalmente mais perdas técnicas que em redes trifásicas.

As perdas comerciais, ou seja, o furto de energia, é decorrente de fraudes (adulterações de equipamentos de medição), desvios de energia (circuitos que alimentam as cargas sem passar pelos medidores), ligações clandestinas (realizadas por unidades consumidoras que não têm contrato com a empresa) e gestão comercial.

2.2. Ações de Combate às Perdas

Nos últimos anos, a CELPE vem executando inúmeras ações tendo como objetivo a redução das perdas, investindo em novas tecnologias (equipamentos, sistemas de informações), realizando inspeções, operações especiais e regularizando ligações de consumidores clandestinos. Desde a privatização, foram realizadas 727.505 inspeções, regularizadas mais de 200.000 ligações clandestinas, instalados 587 medidores totalizadores em transformadores de distribuição em regiões estrategicamente selecionadas e instalados cerca de 2.382 km de rede com padrão multiplexado.


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Da mesma forma, foram realizadas ações de estímulo ao uso não-clandestino da energia elétrica. Estas ações visam, prioritariamente, a formação de uma “cultura” da regularidade e respeito às leis. Dentre as principais ações adotadas, destaca-se: operações especiais (conjunto de ações de grande porte que, além de combater às perdas e a inadimplência, dão visibilidade às atividades desenvolvidas pela empresa), ações com apoio policial e campanhas publicitárias. Essas ações têm envolvido um orçamento anual médio da ordem de R$ 30 milhões.

O plano de 2005 contempla a inspeção de mais de 250 mil clientes, regularização de 45 mil consumidores clandestinos, substituição de 50 km de rede convencional por cabos multiplexados, implantação de medições em 62 alimentadores que suprem cargas do interior do estado e em 500 transformadores de distribuição da regional metropolitana, implantação de inteligência artificial (software baseado em redes neurais) para seleção dos contratos a serem inspecionados, realização de 480 ações de fiscalização de furto/fraude de energia com apoio policial, realização de diversas ações de bloqueio e blindagem de medições em clientes de alta e baixa tensão, além das campanhas publicitárias com distribuição de prêmios e enfatizando os aspectos legais relacionados ao uso irregular da energia elétrica.

O Anexo 02 desta manifestação, apresenta as ferramentas de diagnóstico utilizadas para a formulação da estratégia e o descritivo mais detalhado das ações de combate às perdas comerciais realizadas pela CELPE.

Não obstante o esforço empreendido de forma permanente no combate às perdas, utilizando-se das melhores práticas nacionais e internacionais, a CELPE não tem obtido uma redução permanente no seu índice de perdas comerciais, principalmente devido ao elevado índice de reincidência dos consumidores e da constante inovação das técnicas e práticas do furto da energia.

O Estado de Pernambuco, especialmente a área metropolitana do Recife, possui características sócio-econômicas e comportamentais marcantes que implicam em uma maior incidência de furto de energia elétrica e uma maior dificuldade de combate às perdas.

Tais características fazem com que a Regional Metropolitana, a qual detém 50,4% do consumo de energia elétrica do Estado, seja responsável por 61% das perdas elétricas de toda área de concessão da CELPE e 83% do total das perdas comerciais.

Tendo em vista esse comportamento tão diferenciado das perdas comerciais da regional metropolitana de Recife, a CELPE encomendou estudo a Fundação Getúlio Vargas – FGV, no qual são analisadas as variáveis sociais e comportamentais das diversas regionais da CELPE, vis a vis aos níveis de perdas observados, como elemento adicional de apoio as estratégias de combate as perdas comerciais. Com resultado desse estudo se identificou que as variáveis sociais: percentual de domicílios em favelas, taxa de urbanização e número médio de óbitos por agressão correspondiam aos fatores de maior correlação a incidência de maiores índices de furto de energia.

Além disso, conforme abordado no Anexo 02, a incidência do furto de energia ocorre de maneira dispersa na região metropolitana, apesar de existirem


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pequenas áreas de maior concentração, dificultando as ações do programa de combate.

Destaca-se que a distribuidora tem realizado um trabalho contínuo de identificação da incidência do furto de energia, a partir da análise das ocorrências do faturamento e resultados das inspeções, que reflete tal dispersão.

2.3. Atual nível de perdas da CELPE

A CELPE, em sua manifestação inicial ao processo de Revisão Tarifária, solicitou o índice de perdas de distribuição de 25,35% (sobre o mercado cativo) que acrescido das perdas na Rede Básica resulta em um índice de 28,77% para as perdas totais. A referida solicitação já impunha à concessionária um grande desafio, uma vez que terá que além de reduzir o nível de perdas do ano anterior, compensar o efeito da ampliação das perdas técnicas geradas pelo programa de universalização iniciado em 2004.

O índice de perdas proposto na Nota Técnica ANEEL no 106/2005, 23,60% sobre o mercado cativo, equivale à média de perdas de distribuição da CELPE observada nos últimos anos que, acrescido do percentual de perdas na Rede Básica, resulta em 26,96%. Este índice, quando comparado ao proposto pela CELPE, já representa uma glosa para a empresa que terá que arcar com os custos de compra de energia para a parcela de perdas não reconhecida. O montante em MWh equivalente, valorado pela tarifa média de compra de energia de R$90,06/MWh, representa um prejuízo de cerca de R$12 milhões para a concessionária. Além deste ônus, a distribuidora também deverá arcar com os custos operacionais associados ao plano de combate às perdas que representam, aproximadamente, R$28 milhões que não foram reconhecidos na Empresa Referência. Da mesma forma, não foram contemplados na determinação do Fator Xe os investimentos anuais que serão aportados pelo plano de combate às perdas de 2005-2008, que só no ano 2005 representarão R$ 40 milhões.

A ANEEL ao consubstanciar sua proposta de trajetória regulatória de perdas através efetuou comparação entre o índice de perdas reconhecido para a CELPE e para empresas com o porte semelhante. Contudo, vale lembrar que o próprio processo de Revisão Tarifária considera as características da área de concessão de cada empresa para o cálculo da Empresa de Referência, base de ativos e outros itens que compõem a Receita Requerida. Da mesma forma, é importante que o nível de perdas regulatório para a CELPE seja compatível com a realidade da área de concessão da empresa.

2.4. Considerações sobre a trajetória regulatória de perdas

2.4.1. Considerações Conceituais

A CELPE entende que, na definição da meta a ser atingida nos próximos quatro anos, deva existir um tratamento regulatório que proporcione incentivos adequados para a eficiência de gestão e que possibilite a obtenção de resultados positivos no esforço de redução das perdas de distribuição, beneficiando as concessionárias e seus consumidores.


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A determinação de uma meta, bem como da trajetória, para as perdas regulatórias deve seguir uma metodologia única baseada em regras e critérios que considerem as especificidades de cada área de concessão. Tais critérios e regras devem ser debatidos, preferencialmente, através de audiência pública1.

Em relação à determinação da meta, entende-se que esta metodologia deva estar baseada no princípio de eficiência econômica, no sentido que os recursos aportados no combate às perdas não superem o valor esperado de recuperação de receita (análise custo x benefício), onerando a concessão. Desta forma, no sentido estritamente econômico, o patamar assim definido implicará na condição de equilíbrio em que o custo marginal de combate seja igual à receita marginal recuperada.

Cabe destacar que os resultados a serem alcançados com os programas de combate às perdas comerciais, especialmente aqueles mais inovadores, são de difícil previsão, uma vez que em geral não são infalíveis, dependendo de aspectos sociais e comportamentais da área específica onde estão sendo implantados. Em geral, esses resultados se mostram com um nível mais razoável de previsibilidade após decorrido algum prazo do início da consecução dos programas. Nesse sentido, tem-se observado que os resultados variam significativamente em função de aspectos comportamentais de cada região, não sendo possível a simples transposição de programas de combate às perdas, especialmente de regiões com características sócio-econômicas e culturais diferenciadas.

No que diz respeito à trajetória regulatória, a mesma deve ser definida considerando que, no atual ciclo de revisões tarifárias, os custos e investimentos associados ao combate e à redução de perdas não estão sendo incorporados uma vez que não formam parte do cálculo da Empresa de Referência, do Fator Xe e nem da Base de Remuneração.

Neste sentido, a trajetória de perdas deveria respeitar o princípio legal e regulatório de equilíbrio econômico-financeiro, que implica no atendimento da seguinte equação:

∑∑==

≤+t

i

t

iVPLVPL

11ReceitadeoRecuperaçãtoInvestimen areconhecidñ energia da e combate de Custos

Ou seja, que o fluxo de caixa descontado dos programas de combate às perdas, não gere resultados negativos, desequilibrando a concessão.

Resumidamente, a trajetória deverá ter em conta o atual nível de perdas, um patamar eficiente de perda regulatória (meta), período necessário para a

1 Da mesma forma, deve-se considerar as responsabilidades, limitações e contribuições dos agentes envolvidos com o objetivo de buscar ações conjuntas específicas. Neste sentido, a revisão da Resolução ANEEL n0 456/2000 que estabelece as regras da relação entre as concessionárias e os clientes, iniciada recentemente, deve contemplar novos mecanismos de penalidade que ampliem a eficiência de gestão por parte das distribuidoras e desestimule a prática do furto de energia elétrica.


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recuperação dos custos e dos investimentos (que, segundo a experiência da CELPE, pode exceder a 4 anos) e o aumento da inadimplência por conta do combate às perdas.

2.4.2. Considerações Específicas para a CELPE

Conforme mencionado anteriormente, foi reconhecido para a CELPE o percentual de perdas totais de 26,96% para o Ano Teste que, diante da expectativa projetada pela empresa, de 28,77%, gera uma glosa significativa.

Adicionalmente, a Nota Técnica ANEEL no 106/05 apresenta a meta de 8,32% para o índice de perdas comerciais da empresa, a ser atingida em 2009, sem apresentar a devida justificativa técnica. Na proposta contida na Nota Técnica também foi não foram reconhecidos os custos e investimentos associados a essa meta.

Diante do exposto, a CELPE entende que, para que o programa de combate às perdas não represente desequilíbrio econômico financeiro, o índice regulatório de perdas de distribuição a ser considerado durante os quatro anos do período tarifário deva permanecer constante, no patamar atualmente definido de 23,60%.

Quarenta e cinco distribuidoras já se submeteram ao processo de revisão de suas tarifas. Em todos os processos foi adotado um único conjunto de regras e procedimentos no tratamento à questão das perdas, tendo sido considerado como índice regulatório a manutenção da média histórica do índice de perdas de distribuição durante o período tarifário após a revisão.

Com base nos aspectos conceituais apresentados no item anterior, o programa de combate às perdas da CELPE contempla um aporte de recursos para os anos de 2005 a 2008 da ordem de R$60 milhões/ano, com o qual pretende-se levar as atuais perdas comerciais de 13,50% para o patamar de 10,0%, em abril de 2009. De toda a forma, é importante ressaltar que se trata de um exercício de previsão de montantes a serem atingidos.

Nesse sentido, entenda-se que tal meta deve ser estabelecida em caráter provisório até que sejam definidos critérios e regras gerais aplicáveis de forma isonômica para a adoção de um patamar de redução específico para cada uma das concessionárias. Num período de quatro anos muitos fatores externos podem influenciar o comportamento do consumo de energia e, conseqüentemente, os montantes de perdas de uma concessionária de distribuição.

Por fim, a CELPE reconhece a importância do combate à fraude não só como forma de ampliar a eficiência de sua gestão, mas também de maneira a evitar que os consumidores que cumprem suas obrigações arquem com os custos dos responsáveis pela prática de irregularidades. Contudo, entende que esta é uma questão complexa que necessita de uma avaliação conjunta da empresa, regulador e consumidores com base em critérios e avaliações


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práticas. Neste sentido, a CELPE se coloca à disposição para em conjunto com a ANEEL discutir o assunto.

2.5. Aplicação do índice de Perdas

2.5.1. Perdas de Distribuição

Na proposta de revisão tarifária apresentada na Nota Técnica n.o 106, a ANEEL apresenta os índices de perdas calculados sobre o mercado de fornecimento aos consumidores cativos, excluindo a energia transportada para os consumidores livres. No entanto, a eventual migração de consumidores cativos para o status de consumidor livre irá distorcer a base sobre a qual o índice de perdas regulatória foi calculado.

Dessa forma, esta concessionária entende que estes índices sejam determinados sobre a energia entregue (cativos + livres) e aplicados sobre a mesma base de cálculo para que não distorça o histórico de perdas e as futuras projeções.

Alternativamente, a ANEEL sinalizou que manteria a mesma estrutura de mercado considerada na revisão tarifária, a cada reajuste anual, de forma a evitar que a saída de consumidores livres distorça a base de cálculo das perdas. No entanto, esse critério não captura a mudança na estrutura de mercado originada por um aumento da participação do consumo em baixa tensão, onde a concetração das perdas comerciais é maior.

Desse modo, solicitamos que seja considerada para efeito do balanço energético a aplicação do índice de perdas sobre bases compatíveis.

2.5.2. Perdas de transmissão na rede básica

De acordo com o relatório da CCEE, a média do índice de perdas da transmissão da rede básica, verificada para o período de janeiro a setembro de 2004 é de 2,74%, valor compatível com o informado na Nota Técnica ANEEL n.o 106.

Da análise da referida Nota Técnica, verificou-se que o cálculo do montante de perda na transmissão da rede básica não considerou a energia equivalente às perdas técnicas do consumidor livre na composição do requisito de energia da CELPE.

Uma vez que as perdas técnicas do consumidor livre integram o requisito de compra da concessionária, este montante deve ser incluído na base em que incide o percentual de perdas na transmissão da rede básica. A figura abaixo ilustra o cálculo das perdas na rede básica.


13

46

7.523

941

789

255

GWh Perdas Rede Básica

Mercado de venda cativo Perdas comerciais Perdas técnicas cativo

Perdas técnicas livre Perdas na rede básica

Carga Própria = 9.299 x índice RB = 2,74% = perdas na rede básica


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3. PARCELA A

3.1. Considerações Gerais

Para os fins deste trabalho, foram utilizadas algumas premissas e projeções, em cada caso mencionado, considerando que no tempo adequado, os valores serão substituídos pelos valores definitivos a serem homologados.

Seguem os dados macroeconômicos utilizados nos cálculos da Parcela A:

• variação do IGPM, entre março/2004 (DRA) e março de 2005 (mês anterior à data da revisão tarifária), de 12,38%, conforme indicadores obtidos na FGV:

• Número Índice de março/2005 de 336,123

• Número Índice de fevereiro/2004 de 299,097

• Média da cotação do dólar conforme Banco Central:

• fevereiro-2005: R$ 2,597800/US$

• março-2005: R$ 2,7047/US$

• Indicar PPI ( Producers Prices Index – All commodities – USA ), fonte US. Departament of Labor - Bureau of Labor Statistics

• novembro-2004: US$ 151,30

• dezembro-2004: US$ 150,10

• janeiro-2005: US$ 150,90

• fevereiro-2005: US$ 151,60

A tabela a seguir apresenta comparativamente e de forma resumida os resultados da Parcela A disponibilizados pela ANEEL e os resultados preliminares da CELPE:


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ANEEL CELPE DiferençaCELPE - ANEEL

TOTAL PARCELA A 1.089.668.200,87 1.096.561.748,52 6.893.547,65

Compra de Energia 860.268.265,06 867.118.395,61 6.850.130,55

Encargos Setoriais 135.844.427,16 135.220.696,53 -623.730,63

Reserva Global de Reversão - RGR 18.764.224,11 17.290.129,23 -1.474.094,88

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 5.411.449,83 5.457.004,43 45.554,60

Conta de Consumo de Combustíveis - CCC 81.272.500,44 81.272.500,44 0,00

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 13.132.871,41 13.132.871,41 0,00

Pesquisa & Desenvolvimento - P&D 17.263.381,37 18.068.191,02 804.809,65

Encargos de Uso do Sistema 93.555.508,65 94.222.656,38 667.147,73

MUST - Contrato Inicial 28.810.341,27 28.810.341,27 0,00

MUST - Fora Contratos Iniciais e Fronteira 54.912.938,08 55.380.120,55 467.182,47

Conexão 4.481.201,81 4.484.272,27 3.070,46

Operador Nacional do Sistema - ONS 82.084,29 82.084,29 0,00

CUSD 5.268.943,20 5.465.838,00 196.894,80

R$ITENS DA PARCELA A

Os itens seguintes apresentarão detalhadamente as informações da CELPE que foram utilizadas para o cálculo da Parcela A.

A origem das informações são valores e critérios fixados em resoluções da ANEEL e outros documentos oficiais, assim como previsões para preços regulados com base em indicadores econômicos.

3.2. Requisito de Energia

O requisito de energia é resultado do somatório do mercado de venda para o consumidor cativo, perdas na distribuição e perdas na rede básica.

Considerando os índices de perdas propostos pela ANEEL, o requisito de energia previsto para o ano teste é de 9.551.789 MWh.

No entanto, verificou-se que no cálculo das perdas da rede básica não foi considerado, em sua base de cálculo, as Perdas Técnicas do Consumidor livre. Considerando esse ajuste as Perdas da Rede Básica totalizam o montante de 254.773 MWh e não o valor apresentado pela ANEEL na Nota Técnica de 253.516 MWh.

Dessa forma, solicitamos que seja realizado o ajuste do Requisito de Energia para 9.553.046 MWh.

3.3. Compra de Energia

Para atendimentos ao mercado de fornecimento cativo e concessionárias supridas, a CELPE firmou os seguintes contratos de compra de energia:

• Contrato Inicial CHESF


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• Contrato Inicial CEAL

• Contrato Inicial SAELPA

• Contrato Bilateral GCS 001



• Contrato Leilão CHESF 008/2002

• Contrato Leilão CHESF 015/2002

• Contrato Bilateral Termopernambuco

• Contratos Leilão 2004 – CCEAR

A seguir serão apresentados apenas os contratos que apresentaram divergência nos montantes mensais para o ano-teste de abril/2005 a março/2006 considerados na Proposta de Revisão da ANEEL.

3.3.1. Contratos Iniciais

Considerando o período do ano-teste de abril/2005 a março/2006 foram verificadas diferenças nos montantes de demanda dos contratos iniciais Chesf, Ceal e Saelpa considerados.

Apresentamos abaixo tabela com as demandas para o ano-teste desses contratos:

CHESF CEAL SAELPA SAELPA

Mês Demanda (kW) Demanda (kW)13,8 kV

Demanda (kW)69 kV

Demanda (kW)

abr/05 408.250 585 2.240 1.156 mai/05 403.250 571 2.239 1.156 jun/05 399.000 562 2.312 1.018 jul/05 408.500 562 2.318 1.019

ago/05 405.250 552 2.299 1.034 set/05 417.000 675 2.199 1.156 out/05 434.000 822 2.203 1.098 nov/05 428.750 827 2.164 1.129 dez/05 451.000 880 2.309 1.126 jan/06 - - - - fev/06 - - - - mar/06 - - - - TOTAL 3.755.000 6.037 20.280 9.891

CONTRATOS INICIAIS

Dessa forma, solicitamos que sejam considerados os montantes de demanda dos Contratos Iniciais aqui apresentados.

Os demais contratos não apresentaram divergências quanto aos montantes.


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3.4. Tarifas e Preços

Apresenta-se, a seguir, para cada contrato de compra de energia elétrica desta Concessionária, os valores em R$/MWh e R$/kW que serão considerados para o cálculo do repasse tarifário proposto nesta manifestação do Encargo de Compra de Energia Elétrica, em conformidade com o reajuste contratual e com a regulamentação de cada caso, sendo detalhadas as que apresentaram divergência.

Para os contratos que ainda não tiveram a definição da tarifa que vigorará durante o ano teste, serão considerados valores projetados conforme tabela abaixo e detalhado a seguir para cada contrato.

TABELA DE TARIFAS DE REPASSE DE COMPRA DE ENERGIA PREVISTAS PARA ABRIL/2005

R$/MWh R$/kW R$/MWh R$/kWCHESF 30-mar-04 47,05 4,66 52,87 5,24 estimado pela correção do IGPMSAELPA 13,8kV 28-ago-04 36,99 11,64 36,99 11,64 Res. Hom. 208 24/08/2004CEAL 13,8kV 28-ago-04 38,80 12,70 38,80 12,70 Res. Hom. 202 24/08/2004CEAL 69kV 28-ago-04 38,80 11,52 38,80 11,52 Res. Hom. 202 24/08/2004CHESF Lote 1 30-mar-04 65,14 73,20 conforme cálculo do repasse apresentadoCHESF Lote 2 30-mar-04 65,57 73,68 conforme cálculo do repasse apresentadoGCS 001 PCH 1-jun-04 139,58 144,08 conforme proposta preliminar ANEEL GCS 002 UTE 1-jun-04 158,18 152,02 conforme proposta preliminar ANEEL GCS 008 UTE 1-dez-04 168,12 163,15 conforme proposta preliminar ANEEL TERMOPE 30-mar-04 134,72 136,56 conforme cálculo do repasse apresentadoCCEAR INÍCIO 2005 1-jan-05 57,51 57,51 resultado do leilão 2004 ( lote 2005-08 )CCEAR INÍCIO 2006 1-jan-06 67,33 67,33 resultado do leilão 2004 ( lote 2006-08 )

OBSERVAÇÃOTARIFAS REPASSE TARIFAS REPASSE

PROJEÇÃO ABR/05ÚLTIMO REAJUSTE DA VENDEDORA

DATA DE REFERÊNCIA

SUPRIDORA

A seguir um comparativo entre os valores de tarifas adotados na Proposta de Revisão Tarifária da ANEEL e as tarifas adotadas pela Celpe nesta manifestação:

COMPARAÇÃO DAS TARIFAS DA PROPOSTA ANEEL X PROPOSTA CELPE

R$/MWh R$/kW R$/MWh R$/kWCHESF 52,78 5,22 52,87 5,24 estimativa com IGPM realizado de mar05SAELPA 13,8kV 36,99 11,64 36,99 11,64 sem diferençasCEAL 13,8kV 38,80 12,70 38,80 12,70 sem diferençasCEAL 69kV 38,80 11,52 38,80 11,52 sem diferençasCHESF Lote 1 72,86 73,20 considerando IGPM realizado de mar05CHESF Lote 2 73,34 73,68 considerando IGPM realizado de mar05GCS 001 PCH 144,08 144,08 sem diferençasGCS 002 UTE 152,02 152,02 sem diferençasGCS 008 UTE 163,15 163,15 sem diferençasTERMOPE 137,83 136,56 considerando IGPM/Dólar/COMB realizadosCCEAR INÍCIO 2005 57,51 57,51 sem diferençasCCEAR INÍCIO 2006 67,33 67,33 sem diferenças

OBSERVAÇÃOPROPOSTA CELPEPROPOSTA ANEEL

SUPRIDORA


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3.4.1. Contrato Inicial Chesf

As tarifas do contrato inicial Chesf são reguladas e homologadas pela ANEEL, sendo reajustadas concatenadas ao reajuste da CELPE.

Para efeito desta manifestação, estão sendo utilizadas tarifas projetadas com base na variação do IGPM de mar/2004 à mar/2005 de 12,38%, de R$ 52,87/MWh para energia e R$ 5,24/kW para demanda, que deverão ser substituídas pelas tarifas reajustadas a serem estabelecidas pela ANEEL.

3.4.2. Contrato Leilão CHESF 008/2002

Para efeito desta manifestação, serão utilizadas para o Contrato Leilão Chesf 008/2002, as tarifas corrigidas concatenadas ao reajuste da CELPE em 29/abril/2005, considerando as regras de repasse, no valor de R$ 73,20/MWh.

3.4.3. Contrato Leilão CHESF 015/2002

Para efeito desta manifestação, serão utilizadas para o Contrato Leilão Chesf 015/2002, as tarifas corrigidas concatenadas ao reajuste da CELPE em 29/abril/2005, considerando as regras de repasse, no valor de R$ 73,68/MWh.

3.4.4. Contrato Bilateral Termopernambuco

Em fevereiro de 2000, por meio do Decreto nº 3.371, foi lançado pelo Governo Federal o Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT que visava a construção de uma base de geração térmica para garantir maior sustentabilidade e segurança de abastecimento ao Sistema Interligado Nacional.

Foram fixadas, dentre outras, as seguintes garantias para as usinas termelétricas participantes: suprimento de gás por um período de 20 anos; aplicação do valor normativo (limite de repasse à tarifa) e acesso ao programa de financiamento prioritário do BNDES. Em seqüência, o Ministério de Minas e Energia, por meio da Portaria nº43, de fevereiro de 2000, detalhou algumas dessas garantias e a relação das termelétricas que seriam beneficiárias do PPT, incluído a Termopernambuco.

O programa enfrentou dificuldades iniciais para a sua consecução, sobretudo em função do risco cambial que teria de ser assumido face à variação do preço do gás natural e da insuficiência do valor de repasse à tarifa que tornasse viável a compra dessa energia pelas distribuidoras.

Essas dificuldades foram equacionadas em julho de 2001, em meio à forte crise de abastecimento do setor elétrico, por meio da Portaria Interministerial nº 176, que viabilizou reajustes anuais do preço do gás natural em Reais. Adicionalmente foi publicada a Resolução ANEEL nº 256, que excluiu a geração termelétrica a gás natural das fontes competitivas, estabelecendo Valor Normativo específico, ou seja, valor de repasse para as tarifas para as termelétricas integrantes do PPT.


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Durante o período da crise de energia, em que o custo da energia no curto prazo chegou a atingir o patamar de R$ 683,00 / MWh, as incertezas quanto aos resultados do programa de redução do consumo eram enormes. Era a primeira vez que se adotava uma ação baseada em sinais de estímulo à redução do consumo. Assim, existia razoável probabilidade de terem de ser adotadas medidas convencionais de racionamento, inclusive o corte alternado do fornecimento.

Tal situação coercitiva de racionamento, se eventualmente atingida e necessária por maior período, seria sobremaneira prejudicial ao desenvolvimento do país. Desta forma, o Governo Federal, responsável pelo gerenciamento da crise e pelo planejamento setorial estabeleceu um forte programa de expansão da oferta de energia. Neste sentido, foi estimulada a ampliação da oferta de origem termelétrica como importante vetor para diminuir os efeitos da crise, dada a relativa rapidez em se projetar, construir, comissionar e operar uma termelétrica vis-à-vis uma usina hidrelétrica de igual potência.

Nesse contexto, cabe destacar as ações para a viabilização do PPT e a contratação de termelétricas emergenciais que entre custos fixos e variáveis atingiram, na época, o preço de R$ 430 / MWh.

Naquela época estava estabelecida a redução dos montantes de energia e de demanda de potência dos Contratos Iniciais à razão de 25% ao ano, a partir de 2003 , conforme artigo 10 da Lei n.º 9.648, de 1998. No entanto, não existia previsão à época para o aditamento dos contratos iniciais

Nesse cenário, alternativa prudente de compra de energia pelas distribuidoras para os consumidores era a contratação, pelo menor preço disponível, de energia nova com menor prazo de implantação e que não dependesse das condições hidrológicas desfavoráveis então verificadas.

Adicionalmente, vale ressaltar, o edital de privatização da CELPE já determinava a construção pelo acionista de uma central termoelétrica em Pernambuco, demonstrando a percepção do Governo do Estado da necessidade de expandir a geração local.

Assim, em agosto de 2001 foi celebrado contrato de compra em venda de energia entre a CELPE e a Termopernambuco (R$ 104 / MWh a valores de julho/2001) o qual foi submetido e aprovado pela ANEEL.

O repasse às tarifas do custo com o Contrato da Termopernambuco está regulado conforme Resoluções nº 022/2001, 256/2001 e 488/2002. De acordo com os Ofícios no 061/2002-SFF/ANEEL, e 1804/2004-SFF/ANEEL.

O Contrato da Termopernambuco teve seu preço inicial estabelecido em R$ 91,06/MWh referente à julho/2001, sendo os reajustes concatenados à data de reajuste da CELPE.

A tarifa de repasse referente ao último reajuste, de 30/03/2004, está estabelecida em R$ 134,71/MWh, considerando o VN de R$ 120,82/MWh, relativo a termelétricas à gás natural do PTT acima de 350 MW.


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Na Proposta de Revisão da ANEEL foi utilizado o valor de R$ 137,83/MWh como sendo o valor de repasse projetado para 29/04/2005, uma vez que os indicadores econômicos de março/2005 ainda não tinham sido divulgados.

Considerando os índices realizados de março/2005, a tarifa de repasse precisa ser revisada.

Dessa forma, foram considerados os seguintes índices realizados de IGPM, dólar médio de venda, COMB e PPI:

MÊS IGPM COMB IVCÍndice Índice Índice PPI ** OBS

mar/01 198.606 2,0890 135,90abr/01 200.591 2,1925 136,40mai/01 202.324 5,7236 2,2972 136,80jun/01 204.310 5,9635 2,3758 135,50

jan/04 297.039 7,9710 2,8518 141,40fev/04 299.097 7,9136 2,9303 142,10

fev/05 333.288 8,1757 2,5978 151,60 PPI divulgado provisóriomar/05 336.123 7,9918 2,7047

** PPI - Producers Price Index - All Commodities (USA)PPI divulgado provisório - os indices PPI estão sujeitos a alteração até 4 meses após a divulgaçãoFontes dos dados realizados até dez04:IGPM - fonte FGV ( fgvdados.fgv.br)IVC - dólar médio do período - fonte Bacen ( www.bacen.gov.br )PPI - fonte US. Departament of Labor - Bureau of Labor Statistics ( http://data.bls.gov/PDQ/outside.jsp?survey=wp )

ÍNDICES PARA CALCULO DO VN DA TERMOPERNAMBUCO

Conforme cálculos da CELPE do VN e do repasse para o reajuste de 29/04/2005, foi obtido o valor de R$ 136,5636/MWh como a tarifa de Repasse do Contrato Termopernambuco.

CÁLCULO DO REPASSE DO CONTRATO DA TERMOPERNAMBUCO ( 29/abril/2005 )

CÁLCULO DO VN E REPASSE SEGUNDO RESOLUÇÃO 022/2001, 256/2001 E 488/2002(PORT 176/2001 E 234/2002)

Valores de KK1 K2 K3

25,0% 40,8% 34,2%

REAJUSTE # 0 2 3ANO mar/04 abr/05

TMDi 2,2972 2,8518 2,5978PG(DOLAR) 4,76 6,10 5,96 PG(REAIS) 1,2324 1,8094 2,0302 PG(TOTAL) 5,9896 7,9136 7,9918 COMBi 5,9896 7,9136 7,9918 IGPMi 204.310 299.097 336.123IVCi 2,3758 2,9303 2,7047

Vni 91,0600 120,8244 122,4785

Critério de Repasse 1,115xVNi 1,115xVNiValor de Repasse 134,7192 136,5636


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Dessa forma, solicitamos que seja revisada a tarifa de repasse da Termopernambuco para o reajuste de 29/04/2005 realizado pela ANEEL.

3.5. Custo com a Compra de Energia

Para o cálculo da despesa com a compra de energia elétrica estão sendo considerado os montantes, tarifas e requisito já apresentados.

Em consonância com a Nota Técnica no. 304-SRE/ANEEL, da Audiência Pública AP 045/2004, e a proposta do aditivo aos Contratos de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, em função do que dispõem os artigos no 36, 37 e 43 do Decreto no 5.163, de 30 de julho de 2004, que regulamenta a Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, para efeito do cálculo do custo de compra de energia, foram considerados os Contratos firmados antes da Lei 10.848 de 16 de março de 2004, bem como os critérios de consideração dos Contratos firmados após 16 de março de 2004, de acordo com os seguintes procedimentos:

a. Foi considerada a energia requerida do Mercado de Venda previsto para o ano-teste;

b. A energia requerida é formada pelo mercado de venda previsto para o ano-teste e pelas perdas de energia elétrica;

c. Em seguida, é apurado o custo de todos os contratos, sendo subtotalizado separadamente os Contratos firmados antes e depois da Lei 10.848/2004;

d. São deduzidos da energia requerida os montantes previsto de geração própria;

e. O montante de energia requerida remanescente é comparado ao montante total dos Contratos firmados antes da Lei 10.848/2004, verificando necessidade de complementação para atendimento ao mercado;

f. A necessidade de complementação é valorada à tarifa média de repasse dos contratos firmados após a Lei 10.848/2004, nesta revisão, composta pelos contratos CCEARs do Leilão 2004, no valor médio de R$ 59,7917/MWh

Como resultados foram obtidos:

• Energia Requerida, conforme proposta da ANEEL de 9.551.789 MWh.

• Energia Comprada e a Geração Própria no total de 9.975.467 MWh e no valor de R$ 892.450.776,66.

• Excedente de energia de 423.678 MWh, no valor de R$ 25.332.381,06 não repassados às tarifas dos consumidores.

• Valor Total para Energia Comprada de R$ 867.118.395,61, conforme tabela a seguir:


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BALANÇO ENEGÉRTICO R$ Tarifa Média MWh kW R$/MWh R$/kW

Energia Vendida 7.523.074

Limite de Perdas Consideradas 2.028.715 Energia Requerida com Limite de Perdas Consideradas 9.551.789

Geração Própria 8.254 Contrato Antes da Lei 10.848 727.515.254,55 100,92 7.208.708 Contratos Iniciais 121.974.819,44 63,20 1.929.851 3.793.381CHESF 121.052.523,53 63,13 1.917.525 3.755.000 52,87 5,24SAELPA 245.918,63 69,55 3.536 9.891 36,99 11,64CEAL (13,8Kv) 417.718,73 47,52 8.790 6.037 38,80 12,70CEAL (69Kv) 258.658,56 22.453 11,52Contratos Bilaterais 605.540.435,10 114,71 5.278.857,72 CHESF Lote 1 9.554.334,84 73,20 130.515 73,20CHESF Lote 2 125.977.232,00 73,68 1.709.749 73,68GCS 001 PCH 393.545,75 144,08 2.731 144,08GCS 002 UTE 1.580.170,65 152,02 10.394 152,02GCS 008 UTE 1.479.396,84 163,15 9.068 163,15TERMOPE 466.555.755,03 136,56 3.416.400 136,56Contrato Após Lei 10.848 164.935.522,11 59,79 2.758.504 MEGALEILÃO 2005 121.781.634,44 57,51 2.117.573 57,51MEGALEILÃO 2006 43.153.887,68 67,33 640.931 67,33

TOTAL DE ENERGIA 892.450.776,66 9.975.467

Requisito Considerado 9.551.789 Contrato Antes da Lei 10.848 727.515.254,55 100,92 7.208.708 Geração Própria 8.254 Sub-total 727.515.254,55 100,81 7.216.962 Necessidade Até o Requisito 139.603.141,06 59,79 2.334.827 Repasse na Tarifa 867.118.395,61 90,78 9.551.789

Excedente não repassado às tarifas 25.332.381,06 423.678

BALANÇO ENERGÉTICO - CELPE

Energia Contratada

Cálculo do Repasse

Na NT proposta, a ANEEL realizou o cálculo do custo de compra de energia deduzindo as sobras contratuais com relação ao mercado de referência, proporcionalmente sobre todos os contratos bilaterais (firmados antes e depois da Lei 10.848/2004), excetuando-se os contratos iniciais. Esta metodologia está em desacordo com a constante na minuta do 3o. termo aditivo do Contrato de Concessão proposta pela ANEEL.

Na referida minuta, os contratos anteriores à lei são considerados de forma prioritária no atendimento ao mercado, para posteriormente se calcular a necessidade de complementação contratual até o requisito (o que é realizado com o custo médio dos contratos firmados por meio dos leilões de energia - CCEARs). Ou seja, são preservados os montantes de todos os contratos anteriores à lei e considerados como sobras contratuais os montantes provenientes dos CCEARs.

Diante do exposto, a CELPE entende que deve ser utilizado o valor de R$ 867.118.395,61 como custo com compra de energia, calculado de acordo com as regras estabelecidas no aditivo do Contrato de Concessão encaminhado pela ANEEL.


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3.6. Comentários sobre a simulação realizada pela ANEEL referente à substituição da energia da Termopernambuco

Inicialmente foi feita simulação pela ANEEL de qual seria o índice de reposicionamento no caso da substituição da compra de energia oriunda da Termopernambuco pela energia proveniente do leilão de energia existente ocorrido em 2004.

O reduzido preço resultante desse leilão, inferior às expectativas de mercado, se deve a situação conjuntural de sobre-oferta verificada para o triênio 2005-2006-2007, causada, dentre outros, pela redução do consumo decorrente dos novos hábitos adquiridos após o racionamento, assim como pela expansão térmica verificada nos últimos 4 anos (inserção de mais de 5000 MW térmicos no sistema).

Pelo exposto, é indevida a hipótese de comparações entre o preço do leilão de 2004 e o PPA entre a Celpe e a Termopernambuco, visto que os preços negociados no leilão foram afetados pela sobre-oferta decorrente da existência das térmicas do PPT. Tal comparação por si só é inviável, já que implica em supor a inexistência da potência disponível pela térmica para o sistema, assim como o seu contrato de compra e venda de energia com a CELPE, aprovado pela ANEEL.

Adicionalmente, em relatório técnico elaborado pela PSR/Mercados (Anexo 07), foi realizada uma simulação de quais seriam os preços do leilão caso a oferta térmica do PPT fosse reprogramada de modo aderente à demanda prevista, ou seja, caso a sobre oferta fosse eliminada. Neste caso, os preços do leilão ocorrido em 2004, para os anos de 2006 e 2007 tenderiam ao preço da energia nova, ou seja, em torno do atual custo marginal de expansão.

Quando da publicação da NT em audiência pública, foi disponibilizada para a imprensa (“sala de imprensa” da página da ANEEL na internet), simulação de substituição da energia comprada da Termopernambuco, agora pelo preço entendido como o atual Custo Marginal de Expansão – CME2. Entendemos que esta simulação novamente é inadequada tendo em vista os diferentes cenários entre o momento da contratação da Termopernambuco, já relatado no item 5.4.4, e o de cálculo do atual custo marginal de expansão. O custo marginal de expansão varia em função do tempo, uma vez que depende das possíveis alternativas de oferta para o atendimento da demanda projetada. Além disso, cabe destacar que o Custo Marginal de Expansão utilizado pela ANEEL, no valor de R$ 90 / MWh, é muito inferior às atuais expectativas do mercado para os leilões de energia nova.

Com vistas a avaliar o valor do atual Custo Marginal de Expansão, foi contratado relatório da ENGEVIX, conforme Anexo 08. Foram utilizadas as premissas de expansão da Oferta e da Demanda constantes do Plano Decenal de Expansão 2003-2012, que são os últimos dados oficiais do Governo Federal disponíveis.

Com as premissas constantes do relatório, a ENGEVIX estima que o Custo Marginal de Expansão – CME, a preços de fevereiro de 2005, é de

2 Custo Marginal de Expansão – CME: reflete os preços médios de longo prazo de energia referentes a um elenco de novas fontes de geração.


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aproximadamente R$ 129,00 / MWh. Este valor é muito superior ao utilizado pela ANEEL em sua simulação (R$ 90 / MWh), e aproxima-se do preço pago pelo consumidor final da CELPE pela energia proveniente da Termopernambuco.

3.7. Direito ao Repasse da Sobrecontratação

De acordo com o disposto na Lei 10.848, de 2004, as concessionárias de distribuição devem declarar suas necessidades de energia elétrica ao MME, para os 5 anos subseqüentes ao da declaração. A CELPE, declarou as suas necesidades de compra de energia para o leilão de energia existente ocorrido em 2004, para o ano de 2005, 2006 e 2007, por meio da Carta PR – 066/2004, de acordo com as suas previsões de requisito de energia, e com as regras dispostas no Decreto 5.163, com destaque:

• obrigatoriedade necessidade de atendimento de 100% da carga através de contratos registrados na CCEE, submetido à penalidade no caso de descumprimento;

• possibilidade de redução dos montantes contratados devido à saída de consumidores para o ambiente livre e de até 4%, do montante inicial contratado, devido a variações de mercado, a critério exclusivo do agente de distribuição.; e

• direito ao repasse para a tarifa de até 103% da carga realizada; e

As mencionadas regras induzem as concessionárias de distribuição a se sobre-contratarem, por meio da assinatura dos CCEAR’s, já que as penalidades por sub-contratação no âmbito da CCEE são altas, e que existe a possibilidade de devolução de contratos em função do mercado ter se realizado de forma distinta da previsão feita pela distribuidora.

Conforme determina o art. 38 do Decreto 5.163, de 2004, deverá ser repassado para a tarifa, até o limite de 103 % da carga, a integralidade dos custos incorridos com a compra de energia, verbis:

Art. 38. No repasse dos custos de aquisição de energia elétrica de que tratam os arts. 36 e 37 às tarifas dos consumidores finais, a ANEEL deverá considerar até cento e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento do agente de distribuição.

Diante do exposto, solicitamos que a compra de energia de até 103 % da carga seja repassada para a tarifa por ocasião da presente revisão tarifária, ou que seja estabelecido no processo de revisão que esse direito será verificado e compensado futuramente, nesse último caso considerando a remuneração financeira associada.

Caso o disposto no art. 38 do Decreto em comento não seja implementado de imediato, entendemos que os contratos a serem desconsiderados nas tarifas, por estarem acima do mercado de referência, sejam os CCEAR’s, já que a sobre-contratação se dá em função da possibilidade de devolução dos mencionados contratos. Entendemos que a desconsideração de contratos firmados antes da Lei 10.848, de 2004, não seria o procedimento mais aderente a legislação vigente, já


25

que a sobre-contratação advém da assinatura dos CCEAR’s, e não dos contratos livremente negociados.

Em complemento ao exposto, tendo em vista que os contratos livremente negociados já firmados antes da Lei 10.848/2004, não são suficientes para o atendimento à totalidade do requisito da distribuidora, e que pelas regras atuais somente podem ser firmados contratos através de processo de licitação mediante leilões, entendemos que seja incorreto a dedução das sobras contratuais sobre os contratos anteriores à referida Lei, uma vez que as sobras verificados são necessariamente decorrentes dos novos contratos CCEARs.

Em consonância com o procedimento exposto encontra-se a minuta do contrato de concessão disponibilizada pela ANEEL em Processo de Audiência Pública 045/2004 que apresenta o mesmo tratamento.

3.8. Encargos de Transmissão, Distribuição e Conexão

A seguir serão apresentados os Encargos de Transmissão, Distribuição e Conexão, conforme resumido na tabela abaixo:

ANEEL CELPE Diferença

Encargos de Uso do Sistema 93.555.508,65 94.222.656,38 667.147,73

MUST - Contrato Inicial 28.810.341,27 28.810.341,27 0,00

MUST - Fora Contratos Iniciais e Fronteira 54.912.938,08 55.380.120,55 467.182,47

Conexão 4.481.201,81 4.484.272,27 3.070,46

Operador Nacional do Sistema - ONS 82.084,29 82.084,29 0,00

CUSD 5.268.943,20 5.465.838,00 196.894,80

R$Encargos de Trasmissão, Distribuição e Conexão

3.8.1. Rede Básica

Para complementar a contratação de demanda de potência, em função da redução de 25% dos contratos iniciais, prevista pela Lei 9648/1998, a CELPE celebrou com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, o Contrato CUST no. 092/2002.

Considerando também a necessidade de aditamento dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão, para a contratação dos montantes de uso previstos para os anos de 2005 a 2007, de acordo com os Procedimentos de Rede a CELPE e o ONS estão firmaram o 6o. termo aditivo ao Contrato CUST no. 092/2002, com os seguintes montantes contratados para o período do ano teste:


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CELPE - MONTANTES MUST CONFORME 6o. TERMO ADITIVO

MUST TOTAL CONTRATOS INICIAISFORA DOS

CONTRATOS INICIAIS( pontos nodais )

Ponta (MW) Ponta (MW) Ponta (MW)ABRIL/05 A NOVEMBRO/05 1.761,71 411,50 1.350,21 DEZEMBRO/05 1.756,41 411,50 1.344,91 JANEIRO/06 A MARÇO/06 1.831,50 - 1.831,50

Período

A Resolução normativa nº. 118, de 3 de dezembro de 2004, estabeleceu as tarifas de uso do sistema de transmissão de energia elétrica atualmente vigentes.

Abaixo, detalhamos o custo previsto com o uso do sistema de transmissão, para cada período, conforme aditivo:

CELPE - DESPESA MENSAL COM REDE BÁSICA PARA O PERÍODO DE ABRIL/2005 A NOVEMBRO/2005

DEMANDA(MW)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

DEMANDA(MW)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

ANGELIM---069 69kV 102,34 23,905 7.779,22 185.958,86 78,4354 1.972,00 154.674,68 539,00 55.161,26 395.794,80 ANGELIM---13,8 13,8kV 3,54 0,827 7.779,22 6.432,43 2,7131 1.972,00 5.350,29 539,00 1.908,06 13.690,77 BOM NOME---138 138kV 60,14 14,047 7.779,22 109.278,54 46,0925 1.957,00 90.203,03 1.969,00 118.415,66 317.897,24 BOM NOME---069 69kV 52,00 12,146 7.779,22 94.487,60 39,8538 1.957,00 77.993,98 926,00 48.152,00 220.633,58 BOM NOME---13,8 13,8kV 5,92 1,383 7.779,22 10.757,05 4,5372 1.957,00 8.879,31 926,00 5.481,92 25.118,28 BONGI---069 69kV 364,06 85,037 7.779,22 661.522,22 279,0229 2.504,00 698.673,37 419,00 152.541,14 1.512.736,73 BONGI---13,8 13,8kV 46,93 10,962 7.779,22 85.275,06 35,9681 2.504,00 90.064,11 1.048,00 49.182,64 224.521,81 GOIANINHA---069 69kV 145,34 33,948 7.779,22 264.092,84 111,3915 2.846,00 317.020,21 867,00 126.009,78 707.122,83 JUAZEIRO 2---069 69kV 53,51 12,499 7.779,22 97.231,37 41,0111 1.994,00 81.776,22 800,00 42.808,00 221.815,59 MIRUEIRA---069 69kV 386,34 90,241 7.779,22 702.006,53 296,0988 2.533,00 750.018,14 680,00 262.711,20 1.714.735,86 PIRAPAMA 2---230 230kV 27,88 6,512 7.779,22 50.659,89 21,3678 2.073,00 44.295,44 - - 94.955,33 PIRAPAMA 2---069 69kV 261,55 61,093 7.779,22 475.254,46 200,4572 2.073,00 415.547,74 437,00 114.297,35 1.005.099,55 RIBEIRÃO---069 69kV 111,12 25,955 7.779,22 201.912,73 85,1646 2.213,00 188.469,27 675,00 75.006,00 465.388,00 TACAIMBO---069 69kV 129,25 30,190 7.779,22 234.856,20 99,0598 2.378,00 235.564,21 677,00 87.502,25 557.922,66 ZEBU---069 69kV 0,30 0,070 7.779,22 545,12 0,2299 1.153,00 265,10 1.287,00 386,10 1.196,33 ITAPARICA---069 69kV 7,88 1,841 7.779,22 14.318,51 6,0394 1.153,00 6.963,42 1.287,00 10.141,56 31.423,48 SCHINCARIOL 230 230kV 3,61 0,843 7.779,22 6.559,62 2,7668 2.372,00 6.562,79 - - 13.122,41 TOTAL 1.761,71 411,500 3.201.149,03 1.350,210 3.172.321,31 1.149.704,92 7.523.175,26 Tarifa média 7.779,22 2.349,50 652,61 4.270,38

TOTALR$

FORA DOS CONTRATOS INICIAIS FRONTEIRAInstalação

MUST TOTAL

Ponta(MW)

Ponto de Conexão

CONTRATOS INICIAIS

CELPE - DESPESA MENSAL COM REDE BÁSICA PARA DEZEMBRO/2005

DEMANDA(MW)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

DEMANDA(MW)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

ANGELIM---069 69kV 102,34 23,905 7.779,22 185.958,86 78,4354 1.972,00 154.674,68 539,00 55.161,26 395.794,80 ANGELIM---13,8 13,8kV 3,54 0,827 7.779,22 6.432,43 2,7131 1.972,00 5.350,29 539,00 1.908,06 13.690,77 BOM NOME---138 138kV 60,14 14,047 7.779,22 109.278,54 46,0925 1.957,00 90.203,03 1.969,00 118.415,66 317.897,24 BOM NOME---069 69kV 52,00 12,146 7.779,22 94.487,60 39,8538 1.957,00 77.993,98 926,00 48.152,00 220.633,58 BOM NOME---13,8 13,8kV 5,92 1,383 7.779,22 10.757,05 4,5372 1.957,00 8.879,31 926,00 5.481,92 25.118,28 BONGI / VARZEA -06 69kV 358,76 85,037 7.779,22 661.522,22 273,7229 2.504,00 685.402,17 419,00 150.320,44 1.497.244,83 BONGI---13,8 13,8kV 46,93 10,962 7.779,22 85.275,06 35,9681 2.504,00 90.064,11 1.048,00 49.182,64 224.521,81 GOIANINHA---069 69kV 145,34 33,948 7.779,22 264.092,84 111,3915 2.846,00 317.020,21 867,00 126.009,78 707.122,83 JUAZEIRO 2---069 69kV 53,51 12,499 7.779,22 97.231,37 41,0111 1.994,00 81.776,22 800,00 42.808,00 221.815,59 MIRUEIRA---069 69kV 386,34 90,241 7.779,22 702.006,53 296,0988 2.533,00 750.018,14 680,00 262.711,20 1.714.735,86 PIRAPAMA 2---230 230kV 27,88 6,512 7.779,22 50.659,89 21,3678 2.073,00 44.295,44 - - 94.955,33 PIRAPAMA 2---069 69kV 261,55 61,093 7.779,22 475.254,46 200,4572 2.073,00 415.547,74 437,00 114.297,35 1.005.099,55 RIBEIRÃO---069 69kV 111,12 25,955 7.779,22 201.912,73 85,1646 2.213,00 188.469,27 675,00 75.006,00 465.388,00 TACAIMBO---069 69kV 129,25 30,190 7.779,22 234.856,20 99,0598 2.378,00 235.564,21 677,00 87.502,25 557.922,66 ZEBU---069 69kV 0,30 0,070 7.779,22 545,12 0,2299 1.153,00 265,10 1.287,00 386,10 1.196,33 ITAPARICA---069 69kV 7,88 1,841 7.779,22 14.318,51 6,0394 1.153,00 6.963,42 1.287,00 10.141,56 31.423,48 SCHINCARIOL 230 230kV 3,61 0,843 7.779,22 6.559,62 2,7668 2.372,00 6.562,79 - - 13.122,41 TOTAL 1.756,41 411,500 3.201.149,03 1.344,910 3.159.050,11 1.147.484,22 7.507.683,36 Tarifa média 7.779,22 2.348,89 653,31 4.274,45 (*) a partir de 01/dez/2005 será criado novo barramento PEVZD-69 - VARZEA -- 069 kV que absorverá parte da carga de PEBGI-69 - BONGI - 069 kV

TOTALR$


MUST TOTAL

Ponta(MW)

Ponto de Conexão

CONTRATOS INICIAIS


27

CELPE - DESPESA MENSAL COM REDE BÁSICA PARA JANEIRO/2006 E MARÇO/2006

DEMANDA(MW)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

DEMANDA(MW)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

TARIFA (R$/MW)

CUSTO MENSAL(R$)

ANGELIM---069 69kV 106,22 106,2200 1.972,00 209.465,84 539,00 57.252,58 266.718,42 ANGELIM---13,8 13,8kV 3,72 3,7200 1.972,00 7.335,84 539,00 2.005,08 9.340,92 BOM NOME---138 138kV 63,20 63,2000 1.957,00 123.682,40 1.969,00 124.440,80 248.123,20 BOM NOME---069 69kV 52,00 52,0000 1.957,00 101.764,00 926,00 48.152,00 149.916,00 BOM NOME---13,8 13,8kV 6,19 6,1900 1.957,00 12.113,83 926,00 5.731,94 17.845,77 BONGI / VARZEA -06 69kV 373,64 373,6400 2.504,00 935.594,56 419,00 156.555,16 1.092.149,72 BONGI---13,8 13,8kV 48,76 48,7600 2.504,00 122.095,04 1.048,00 51.100,48 173.195,52 GOIANINHA---069 69kV 151,88 151,8800 2.846,00 432.250,48 867,00 131.679,96 563.930,44 JUAZEIRO 2---069 69kV 56,40 56,4000 1.994,00 112.461,60 800,00 45.120,00 157.581,60 MIRUEIRA---069 69kV 401,02 401,0200 2.533,00 1.015.783,66 680,00 272.693,60 1.288.477,26 PIRAPAMA 2---230 230kV 27,88 27,8800 2.073,00 57.795,24 - - 57.795,24 PIRAPAMA 2---069 69kV 275,41 275,4100 2.073,00 570.924,93 437,00 120.354,17 691.279,10 RIBEIRÃO---069 69kV 117,23 117,2300 2.213,00 259.429,99 675,00 79.130,25 338.560,24 TACAIMBO---069 69kV 135,71 135,7100 2.378,00 322.718,38 677,00 91.875,67 414.594,05 ZEBU---069 69kV 0,32 0,3191 1.153,00 367,95 1.287,00 410,71 778,65 ITAPARICA---069 69kV 8,31 8,3100 1.153,00 9.581,43 1.287,00 10.694,97 20.276,40 SCHINCARIOL 230 230kV 3,61 3,6100 2.372,00 8.562,92 - - 8.562,92 TOTAL 1.831,50 1.831,499 4.301.928,09 1.197.197,37 5.499.125,45 Tarifa média 2.348,86 653,67 3.002,53 (*) a partir de 01/dez/2005 será criado novo barramento PEVZD-69 - VARZEA -- 069 kV que absorverá parte da carga de PEBGI-69 - BONGI - 069 kV

TOTALR$


MUST TOTAL

Ponta(MW)

Ponto de Conexão

CONTRATOS INICIAIS

Dessa forma, a previsão de despesa total para o ano teste é:

DESPESA PREVISTA PARA O ANO TESTE COM O USO DA REDE BÁSICA

PeríodoCONTRATO

INICIALR$

FORA DO CONTRATO INICIAL

R$

FRONTEIRAR$

SUB-TOTALFORA DOS INICIAIS

R$

TOTALR$

abr/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26 mai/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26 jun/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26 jul/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26

ago/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26 set/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26 out/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26 nov/05 3.201.149,03 3.172.321,31 1.149.704,92 4.322.026,23 7.523.175,26 dez/05 3.201.149,03 3.159.050,11 1.147.484,22 4.306.534,33 7.507.683,36 jan/06 - 4.301.928,09 1.197.197,37 5.499.125,45 5.499.125,45 fev/06 - 4.301.928,09 1.197.197,37 5.499.125,45 5.499.125,45 mar/06 - 4.301.928,09 1.197.197,37 5.499.125,45 5.499.125,45

TOTAL ANO-T 28.810.341,27 41.443.404,86 13.936.715,68 55.380.120,54 84.190.461,81

Na proposta de Revisão da ANEEL, constante da NT nº 106/2005, foi considerado um total de R$ 83.723.279,35.

Diante, do exposto a CELPE solicita a consideração de R$ 28.810.341,27 para Despesa com Rede Básica Contrato Inicial e R$ 55.380.120,54 para despesa com MUST fora dos INICIAIS e fronteira, totalizando R$ 84.190.461,81 de despesa com o Uso do Sistema de Transmissão.

3.8.2. ONS

A Resolução Autorizativa nº433, de 23 de dezembro de 2004, aprovou o orçamento econômico do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS para o exercício de 2005, definindo a contribuição total dos associados para 2005 em R$ 9.576.500,00.

Para efeito desta manifestação, será utilazado o mesmo valor considerado pela ANEEL na Proposta de Revisão para o valor da contribuição para CELPE no ano de 2005 de R$ 82.084,29, considerando que posteriormente


28

será substituído pelo valor do rateio definitivo a ser incorporado nesta revisão tarifária.

3.8.3. Conexão

A Resolução Normativa ANEEL no. 70 de 30 de junho de 2004, estabeleceu o valor de R$ 4.154.341,75 referente aos custos de conexão com a rede básica com a Chesf, para o exercício 2004-2005. Considerando a variação do IGPM do período de março/04 a março/05 de 12,38%, para efeito deste trabalho, está sendo considerado o valor de R$ 4.668.618,58, para os custos de Conexão da CELPE, que têm reajuste pelo IGPM concatenados ao reajuste da CELPE em 29/04/2005, considerando que posteriormente será substituído pelo valor homologado a ser incorporado nesta revisão tarifária.

3.8.4. CUSD

Conforme proposta preliminar da ANEEL, foi considerado o valor de R$ 5.268.943,20 que era o valor referente ao CUSD do período de mar/05 a fev/06. Considerando o ano teste de abr/05 a mar/06, conforme dados encaminhados, o valor do CUSD, referente à projeção com o uso do sistema da distribuição, que está sendo utilizado para fins deste trabalho, é de R$ 5.465.838,00

A despesa da CELPE com o uso do sistema da distribuição compõe-se dos seguintes contratos:

• Uso do Sistema de Distribuição da CEAL em 13,8kV e 69kV

• Uso do Sistema de Distribuição da SAELPA em 13,8kV

• Uso do Sistema de Distribuição de Cooperativas Rurais~

Os contratos da CEAL e SAELPA tiveram reajuste em agosto/2004.

Os contratos de uso do sistema com as cooperativas rurais têm reajuste já concatenado ao da CELPE.

3.9. Encargos Setoriais

A seguir, estão resumidos os Encargos Tarifários considerados pela ANEEL e os propostos pela CELPE para este trabalho:

ANEEL CELPE Diferença

Encargos Setoriais 135.844.427,16 135.220.696,53 -623.730,63

Reserva Global de Reversão - RGR 18.764.224,11 17.290.129,23 -1.474.094,88

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE 5.411.449,83 5.457.004,43 45.554,60

Conta de Consumo de Combustíveis - CCC 81.272.500,44 81.272.500,44 0,00

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 13.132.871,41 13.132.871,41 0,00

Pesquisa & Desenvolvimento - P&D 17.263.381,37 18.068.191,02 804.809,65

R$Encargos Tarifários


29

3.9.1. RGR

O Despacho no. 397 de 30 de março de 2005 fixou em R$ 17.482.585,57 a quota anual da Reserva Global de Reversão – RGR, referente ao período da competência de abril de 2005 a março de 2006, já deduzido o valor da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE.

O Despacho no. 401 de 30 de março de 2005 fixou em R$ 192.456,34 a diferença da quota anual da Reserva Global de Reversão – RGR do exercício a ser devolvida, que deve considerada na Parcela A deste processo de revisão.

Sendo assim, para efeito do encargo de RGR deverá ser utilizado o valor total de R$ 17.290.129,23

3.9.2. TFSEE

Para efeito deste trabalho, está sendo utilizado o valor da Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE, calculada como a diferença entre a projeção informada pela a empresa no Relatório Padronizado RP-106 e a RGR publicada pelo Despacho no. 397 de 30 de março de 2005, de R$ 5.457.004,43, considerando que posteriormente será substituído pelo valor que será efetivamente homologado visando ser incorporado nesta revisão tarifária.

3.9.3. P&D

Conforme proposta da Revisão Tarifária da ANEEL e o aditivo do Contrato de Concessão, o P&D está sendo considerado como item da Parcela A.

Verificamos que o valor apresentado pela ANEEL de R$ 17.263.381,37 equivale à 0,955% da Receita Requerida de R$ 1.806.819.102,44, quando deveria ser equivalente à 1% da Receita Requerida.

Desta forma, para efeito desta manifestação, será utilizado o valor de R$ 18.068.191,02, que deve ser substituído pelo valor final equivalente à 1% da Receita Requerida da Revisão Tarifária final.


30

4. EMPRESA DE REFERÊNCIA

4.1. Atualização dos valores da Empresa de Referência para abril de 2005

Conforme Proposta de Revisão da ANEEL os resultados obtidos na Empresa de Referência a preços de julho de 2003 ao mês anterior à data da revisão, foram corrigidos até março de 2005, adotando a variação do IPCA no período (estimada em 12,25%) para os custos de pessoal e a variação do IGPM no período (estimada em 16,63%) para os custos de materiais e serviços. O quadro abaixo apresenta os resultados estimados pela ANEEL a preços de abril de 2005.

Considerando a data de revisão em 29/abril/2005, deve ser utilizado os valores realizados de IPCA e IGPM no mês de março de 2005, que foram, respectivamente, 0,61% e 0,85%. Ao considerar tais índices as variações no período de julho de 2003 a abril de 2005 são:

• IPCA: 12,03%

• IGPM: 17,67%

Ao aplicar estas variações, os novos resultados da Empresa de Referência a preços de abril de 2005 serão:

Diante do exposto, a CELPE solicita a utilização dos índices atualizados para a determinação do valor total da Empresa de Referência, conforme demonstrado.

4.2. Critérios não Satisfatórios de Estrutura de Pessoal

Há que se destacar alguns critérios não satisfatórios observados nos cálculos da Empresa de Referência, como o subdimensionamento de Pessoal e, por decorrência, custos inferiores de Materiais e Serviços.

Primeiramente, ressalta-se que o incremento na estrutura de pessoal apresentada no Anexo I da NT 106/05 em relação à Proposta Preliminar da ANEEL diverge do


31

adicional de pessoal proposto pelo próprio Regulador no Anexo VII, no total de 31 funcionários.

Por conseguinte, os cálculos da ER forma feitos com uma estrutura de pessoal menor do que o proposto no Anexo VII, que contém o posicionamento inicial do Regulador com respeito ao primeiro pleito apresentado pela empresa, o que resulta numa inconsistência interna na NT 106/05.

A seguir, apresenta-se um quadro-resumo com as diferenças de pessoal encontradas entre o cálculo da ER do Anexo I e o posicionamento proposto no Anexo VII da referida Nota Técnica:

Setores da Empresa

Unidades e P&A Função - Área

Diferença de Pessoal na NT 106/05

(Anexo VII – Anexo I)

Gerência de Sistemas Analista de Sistemas 5

Diretoria de Distribuição Eng. de Manutenção Júnior - AT 1

Supervisor - Perdas Comerciais 3 Assistente Técnico - Perdas Comerciais 5

Eletricista - Perdas Comerciais 10 Analista - Mercado e Tarifas 1

Assistente - Mercado e Tarifas 1

Estrutura Central

Diretoria Comercial

Técnico - Mercado e Tarifas 1

Estrutura Regional

Gerênciais Regionais

(4)

Técnico de Operação (contabilizado como sendo um em cada Gerência) 4

31

Além disso, levando-se em conta a necessidade de se conceder à CELPE um tratamento isonômico em relação às demais distribuidoras que já passaram pelo processo de revisão tarifária, foi verificado, através da análise de benchmarking, o subdimensionamento de pessoal nos seguintes setores da Empresa de Referência:

a. Contadores, na Diretoria Administrativa; b. Analistas de Sistemas, na Gerência de Sistemas; c. Engenheiros de Manutenção, Engenheiros de Manutenção Jr. e

respectivos Técnicos de Manutenção na Diretoria de Distribuição; d. Assistentes, de uma maneira global, para toda a Estrutura Central.

Nos itens listados acima, a metodologia utilizada pela CELPE para indicar as magnitudes dos mencionados subdimensionamentos foi comparar os valores reconhecidos de pessoal por número de clientes para um conjunto de concessionárias do mesmo porte da CELPE em termos de número de clientes. No


32

caso específico de profissionais da Diretoria de Distribuição, o critério aplicado foi o número de profissionais por quilômetros de linha de Média Tensão (MT).

Em virtude do exposto, a CELPE solicita a correção dos seguintes pontos observados nos cálculos efetuados para obtenção dos Custos Eficientes utilizados em sua Empresa de Referência.

4.2.1. Contadores na Diretoria Administrativa

A ANEEL reconheceu para a Empresa de Referência da CELPE um total de 16 Contadores, sendo 8 no setor de Contabilidade e outros 8 alocados em Almoxarifado/Logística. Dado que a CELPE tem uma base de 2.318.363 clientes, a razão entre o número de contadores por milhões de clientes é de 6,9. No entanto, constata-se no gráfico abaixo que este número de profissionais é discrepante com o patamar isonômico de 9,5 que é calculado como a média da mesma razão (contadores/milhões de clientes) para empresas de um porte semelhante (COELBA, CPFL e CELESC).

Número de Contadores Dir. Adm. /1.000.000 Clientes

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

COELBA CPFL CELESC CELPENT106

ISONÔMICO

Para se atingir o nível de 22 Contadores, resultado do patamar isonômico indicado anteriormente, a CELPE solicita o reconhecimento de um adicional de 6 profissionais.

Diante do exposto, pleiteia-se contemplar este item no cálculo da Empresa de Referência, o que representa o acréscimo de R$337.314,00, a preços de Jul/03, nos custos totais, conforme a tabela abaixo:

Diretoria Administração Pessoal Material e Serviços Total

ANEEL NT106 5.331.406 10.548.814 15.880.220 PLEITO 5.626.992 10.590.543 16.217.534 Diferença 295.585 41.729 337.314

CUSTOS ADICIONAIS DE CONTADORES R$ JUL/2003


33

4.2.2. Analistas de Sistemas na Gerência de Sistemas

Segundo a NT106, a Agência Reguladora reconheceu um total de 10 Analistas de Sistemas alocados na Gerência de Sistemas. A CELPE entende que este número de profissionais é discrepante com o que foi reconhecido para empresas comparáveis. De fato, verifica-se que o número de Analistas de Sistemas por milhão de clientes da ER da CELPE segundo a NT106 é de 4,3, patamar muito inferior ao patamar isonômico de 10 Analistas/milhão de clientes, calculado como a média das empresas analisadas, como se pode observar no gráfico abaixo:

Número de Analistas de Sistemas/1.000.000 Clientes

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0


ISONÔMICO

Neste sentido, solicita-se o incremento de 14 Analistas de Sistemas, de forma a alcançar o patamar isonômico.

Portanto, a CELPE apresenta pleito a ANEEL para que se reconheça este ajuste no cálculo dos custos da Empresa de Referência, o equivalente ao acréscimo de R$ 787.066,00, a preços de Jul/03, conforme a tabela abaixo:

Diretoria Administração Pessoal Material e Serviços Total


CUSTOS ADICIONAIS DE ANALISTAS DE SISTEMAS R$ JUL/2003


34

4.2.3. Engenheiros e Técnicos de Manutenção (MT-BT e AT) na Diretoria de Distribuição

Observa-se que o reconhecimento de pessoal técnico para a Diretoria de Distribuição da CELPE, segundo a NT106 da ANEEL, para os departamentos de Manutenção de rede MT-BT e rede AT foi o seguinte:

• 16 Engenheiros de Manutenção, dos quais 10 para MT-BT e 6 alocados em AT;

• 16 Engenheiros de Manutenção Jr., dos quais 10 alocados em MT-BT e 6 voltados para AT;

• 16 Técnicos de Manutenção, sendo 10 alocados em MT-BT e 6 dedicados a AT;

Conforme explicado anteriormente, o critério aplicado para a análise do pessoal da Diretoria de Distribuição foi o número de profissionais por quilômetros de linha de Média Tensão (MT), como referência da variável determinante do seu dimensionamento, dentro de intervalos .

Entretanto, deve-se utilizar esta medida para intervalos segmentados, tendo em vista que o número de engenheiros e técnicos não cresce proporcionalmente à rede, refletindo certo grau de economia de escala.

Este fato pode ser verificado na análise comparativa de empresas que já passaram por processo de revisão tarifária, conforme mostram os gráficos abaixo:

Engenheiros de Manutenção / 10.000km Rede MT

0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,0

COELBA ELEKTRO CELESC CELPENT106

ISONÔMICO

Enge

nhei

ros/

10.0

00 K

m M

T

0

20000

40000

60000

80000

Km

MT


35

Engenheiros de Manutenção Jr/10.000 km MT

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0


ISONÔMICO En

genh

eiro

s/10

.000

Km

MT

0

20000

40000

60000

80000

Km M

T

Técnicos em Manutenção/10.000 km MT

0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,0


ISONÔMICO

Enge

nhei

ros/

10.0

00 K

m M

T

0

20000

40000

60000

80000

Km M

T

Pode-se observar que a NT 106/05 reconhece um número de engenheiros e técnicos por rede de MT menor que as demais empresas.

Neste sentido, cabe destacar que mesmo para empresas que possuem extensão de rede de MT ainda maiores que a CELPE – no caso, Coelba e Elektro – e que, portanto, apresentariam certo grau de economia de escala, o número de profissionais por km de rede de MT foi superior.

Desta forma, entende-se que o número de engenheiros e técnicos de medição reconhecido para a CELPE não observou critério de isonomia regulatória.

Foi reconhecido para a CELPE o patamar de 2,9 profissionais/10.000 km rede MT, para cada uma das categorias: Engenheiros e Engenheiros Jr e Técnicos de Manutenção.

O patamar isonômico fornece os seguintes resultados (profissionais/10.000km rede MT):

• Engenheiros de Manutenção: 4,0;

• Engenheiros de Manutenção Jr: 3,4;


36

• Técnicos de Manutenção: 4,0;

Conclui-se assim que, para alcançar os patamares isonômicos acima estabelecidos, a ANEEL deveria reconhecer o seguinte quadro de manutenção da Diretoria de Distribuição:

• 22 Engenheiros de Manutenção, correspondente ao acréscimo de 06 profissionais ao estabelecido na NT 106/05;

• 19 Engenheiros de Manutenção Jr, correspondente ao acréscimo de 03 profissionais ao indicado na NT 106/05;

• 22 Técnicos de Manutenção, ou seja, um adicional de 06 técnicos ao correspondente na NT 106/05;

Assim, a CELPE pleiteia o reconhecimento destes ajustes de pessoal no cálculo dos custos da Empresa de Referência, o equivalente ao acréscimo de R$ 1.151.298,00, a preços de Jul/03, conforme a tabela abaixo:

Diretoria Distribuição Pessoal Material e Serviços Total

ANEEL NT106 7.534.995 10.609.691 18.144.685 PLEITO 8.581.885 10.714.099 19.295.984 Diferença 1.046.890 104.408 1.151.298

CUSTOS ADICIONAIS DE ENGENHEIROS E TÉCNICOS MANUTENÇÃO R$ JUL/2003

4.2.4. Assistentes

A CELPE entende que o reconhecimento do número de Assistentes por parte da ANEEL ao longo de todo o quadro de pessoal de sua Empresa de Referência, merece uma análise abrangente, visando à adequada aplicação do princípio da isonomia regulatória.

Analisando a relação entre o total do número de Assistentes por 100.000 clientes nas outras distribuidoras e os valores correspondentes da CELPE, observa-se uma discrepância, conforme fica evidente no gráfico abaixo:


37

Número de Assistentes / 100.000 Clientes

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000


ISONÔMICO

Dado que a ANEEL reconheceu um total de 133 assistentes, para atingir o patamar isonômico (6,2), o número total deveria ser 144, o que implica um acréscimo de 11 pessoas.

Isto posto, a CELPE apresenta o pleito para que se reconheça estes ajustes de pessoal referente aos Assistentes no cálculo dos custos da Empresa de Referência, o equivalente ao acréscimo de R$ 466.164,00, a preços de Jul/03, conforme a tabela abaixo:

Toda ER Pessoal Material e Serviços Total


CUSTOS ADICIONAIS DE ASSISTENTES R$ JUL/2003

4.3. Inconsistências no Cálculo da Empresa de Referência

4.3.1. Engenheiro de Medição

Em relação ao Engenheiro de Medição, da Área de Serviço Técnico da Diretoria Comercial, ressalta-se que não foi considerada a periculosidade para este cargo.

Conforme consta na Tabela V.1 – Remunerações, presente no Anexo I da NT 106/2005, aos engenheiros, em sua totalidade, é atribuída uma parcela de remuneração identificada como sendo periculosidade. Desta forma, considerando que o profissional em questão se enquadra diretamente na definição de engenheiro, entende-se que o mesmo deva receber este adicional, em consonância com a referida tabela.


38

Diante do exposto, a CELPE solicita contemplar este item no cálculo da Empresa de Referência, o que representa o acréscimo de R$ 45.230,00, a preços de julho de 2003, nos custos de Pessoal.

4.3.2. Crescimento do Call Center

Uma vez verificado que a rubrica “Crescimento dos Processos Comerciais“ não incorpora o crescimento de Call Center, supõe-se que os mesmos estejam sendo contemplados dentro da Empresa de Referência.

Neste sentido, entendemos que os custos de Call Center, no modelo da ER, deveriam considerar a taxa de crescimento de clientes de 4,91%, explicitada na NT 106/05, o que daria um total de 2.432.306 clientes.

A utilização desta base de consumidores implicaria em:

• Um total de 335 atendentes, ao invés dos 333 considerados na NT 106/05;

• Um total de 7.296.918 ligações/ano, ao invés das 6.955.089 ligações/ano, que se utilizou na NT 106/05.

A correção destas variáveis implica em um ajuste de R$351.558,00, em moeda de julho de 2003, conforme indicado na tabela abaixo:

Call Center NT106 ANEEL 6.081.432 8.353.114 14.434.545Call Center PLEITO CELPE 6.117.957 8.668.147 14.786.104Diferença R$ (Pleito - NT106) 36.525 315.033 351.558

Crescimento de Processos e Atividades de Call Center (R$ jul/2003)

Resultados Pessoal Mat. & Serviços Total

4.4. Dados da Concessionária

4.4.1. Consumidores Rurais

A CELPE entende que para a correta determinação dos custos associados a estes processos, a classificação dos clientes em urbano e rural deve ser definida levando-se em conta sua localização geográfica, cuja divisão surge de se considerar a localização dos clientes segundo os conjuntos urbano e rural definidos pela ANEEL, que com base nos dados do sistema geo-rede, se detalham na tabela a seguir:


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Número de Clientes por Grupo e Subgrupo, Urbano e Rural REGIÃO A1 A2 A3 A4 BT Total URBANA 2 - 25 3.640 2.015.913 2.019.580 RURAL - - 1 848 297.934 298.783 SUBTOTAIS 2 0 26 4.488 2.313.847 2.318.363

Entretanto, desta solicitação feita pela CELPE, baseada no sistema do georede, a ANEEL considerou apenas um incremento de 30% em cima do valor da classificação de clientes rurais para enquadramento tarifário constante da Resolução ANEEL 456/00, que considera somente aqueles faturados no Subgrupo B2, resultando em 171.426 classificados como Rural, o que é bastante inferior ao valor que a CELPE entende como adequado, de 298.783.

O tipo de classificação na classe rural da Resolução ANEEL 456/00, não identifica os clientes localizados na área rural, que é o aspecto que deve ser considerado para levantar os custos dos processos e atividades comerciais e de O&M do sistema elétrico, e sim identifica os clientes visando cadastramento para obtenção do desconto da tarifa rural.

Para exemplificar, a classificação mediante a Resolução 456/00 de uma indústria só pode ser enquadrada como rural se tiver potência instalada de transformadores não superior a 112,5 kVA. Além disso, a referida resolução ainda determina, em seu artigo 18, que a concessionária deverá aplicar a tarifa mais vantajosa a que o consumidor tiver direito. Desta forma, podemos citar que alguns consumidores localizados em áreas rurais são classificados como residenciais para se beneficiarem com o subsídio das tarifas de baixa-renda.

A ANEEL, então, solicitou que fosse realizado levantamento dos clientes com base no sistema comercial da empresa em substituição ao levantamento pelo sistema de georreferenciamento elétrico. Neste sentido, a CELPE procedeu levantamento, no seu cadastro, dos clientes distribuídos por localidade, um detalhamento da classificação por município. Nele, foram analisadas todas as localidades, existentes da área de concessão da CELPE, considerando a classificação das mesmas em rural e urbana, segundo características geográficas, operacionais e comerciais.

O resultado deste trabalho mostrou que o número de clientes localizados na área rural, segundo o cadastro do sistema comercial, é de 277.272.

No ANEXO 06, encontra-se a tabela do sistema comercial de contratos classificados por localidade e classe, onde as localidades estão identificadas como rurais ou urbanas e os clientes totalizados dessa forma.

No sentido de consubstanciar esta conclusão, verificamos o resultado do Censo Demográfico de 2000, resumido no endereço:

http://www.municipios.pe.gov.br/municipio/pernambuco.asp


40

onde se apresenta uma população de 76,5% localizada na área urbana e 23,5% na área rural do Estado de Pernambuco.

Portanto, a CELPE solicita que estes custos da Empresa de Referência sejam recalculados considerando 277.272 clientes na área rural, que representam 11,96% dos clientes de dez/2003.

Diante do exposto, a CELPE solicita a consideração de tal ajuste, o que representa o acréscimo de R$ 4.055.951 a preços de Jul/03, sendo R$ 3.917.298 nos custos de Pessoal e R$ 327.220 nos custos de Materiais e Serviços.

4.5. Materiais e Serviços Subdimensionados

4.5.1. Comunicações - Call Center - Res ANEEL 057/2004

Nas Planilhas ER, as despesas com o 0-800 são calculadas a partir de uma tarifa média de R$ 0,180/minuto, a preços de Jul/03. Este valor está compatível com a realidade de uma concessionária atuando na área da CELPE.

A previsão de participação da telefonia celular no mix total de ligações para o call center, contudo, sofreu uma radical modificação com o advento da Resolução ANEEL 057/2004, que obriga a recepção pela concessionária, em seu call center, de ligações oriundas de telefones celulares. Esta prática já era adotada pela CELPE para as chamadas de emergência, razão pela qual a participação destas ligações no call center da CELPE já era, em 2003, de 16% das chamadas totais (35,10% do total de chamadas para a emergência). A partir da Resolução, contudo, o teleatendimento comercial também passará a receber ligações de celulares.

Com a obrigação estabelecida pela Resolução ANEEL nº 057/04 e a tendência de universalização do uso de celulares, é esperado um incremento significativo da telefonia móvel para o ano teste. Dentro de um cenário conservador, espera-se que, no segmento comercial, a participação da telefonia móvel atinja 35,10%, de forma idêntica à proporção observada no segmento da emergência, resultando em uma participação média da telefonia móvel de 31,68% no mix total de ligações, elevando a tarifa média para o patamar de R$ 0,228/minuto, a preços de Jul/03.

Diante do exposto, conforme detalhado no Anexo 03, a CELPE solicita o aumento do custo médio das ligações recebidas pelo call center, de R$ 0,180/minuto para R$ 0,228/minuto, o que representa o acréscimo de R$ 1.669.221, a preços de Jul/03, nos custos de Materiais e Serviços.


41

4.5.2. Edição de Outros Documentos

A Empresa de Referência proposta pela ANEEL considera no item Edição de Outros Documentos apenas um montante de 10% do número de faturas emitidas como necessário à comunicação direta com seus clientes.

O comportamento do cliente do Estado de Pernambuco, no entanto, apresenta-se com apenas 40,5% de pagamento das contas até o vencimento, sendo que, dos 59,5% restantes, há um pagamento espontâneo de 36,5% em até 30 dias após o vencimento. Após este período e com o objetivo de levar à adimplência tais consumidores, que representam os 23% restantes, são emitidas cartas de reaviso (as comunicações prévias e por escrito de que dispõe a Resolução ANEEL 456/00), são condição exigidas pelo regulmento para a suspensão do fornecimento de energia.

A Empresa de Referência, contudo, ao considerar um percentual de apenas 10% do número de clientes como sendo um número razoável para a emissão de outros documentos, desconsidera a especificidade do mercado de concessão da CELPE e não assegura a possibilidade de utilização do mecanismo de suspensão do fornecimento junto a seus clientes inadimplentes.

Diante do exposto, a CELPE reitera sua solicitação que seja alterado a proporção de Outros Documentos em relação ao número de clientes, de 10% para 23%, o que representa um acréscimo de R$ 2.728.716, a preços de Jul/03, sendo R$ 2.160.903 nos custos de Pessoal (Envio de Outros Documentos), e R$ 567.813 nos custos de Materiais e Serviços (Edição de Outros Documentos).

4.5.3. Freqüência de Inspeções Termográficas

A termografia é a técnica de inspeção não destrutiva fundamentada na detecção e interpretação da radiação infravermelha emitida pelos equipamentos inspecionados, permitindo identificar componentes aquecidos (significativamente superiores às temperaturas especificadas pelos fabricantes), sem necessidade de qualquer contato físico com aqueles equipamentos.

A elevação das temperaturas de operação de alguns componentes elétricos origina-se em um aumento da resistência ôhmica, provocado por oxidação, corrosão, falha de contato nas conexões e acoplamentos, ou pelo atingimento da capacidade térmica dos condutores dos circuitos (sobrecarga).

A termografia constitui-se numa poderosa ferramenta para a manutenção, preventiva, usada no diagnóstico de falhas e outros problemas em componentes elétricos, mecânicos e em processos industriais. Os resultados são obtidos instantaneamente, durante a inspeção, na forma de imagens térmicas (termogramas).


42

Com base na experiência da CELPE, pode-se afirmar que as freqüências das Inspeções Termográficas em Redes e Subestações Aéreas, contempladas na Empresa de Referência, estão relevantemente baixas:

• Redes Aéreas MT, AT, EAT = 0,1/ano (uma inspeção a cada 10 anos).

• Subestações AT/MT, EAT/AT = 0,5/ano (uma inspeção a cada 2 anos).

Assim, a CELPE solicita que, para contemplar adequadamente este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência, as freqüências sejam alteradas para:

• Redes Aéreas MT, AT, EAT = 0,33/ano (uma inspeção a cada 3 anos).

• Subestações MT/MT, AT/MT, EAT/AT, UAT/AT = 2/ano (uma inspeção a cada seis meses).

4.5.4. Ocorrências aleatórias em rede de BT

Na área de concessão da CELPE existe uma grande concentração de consumidores na região metropolitana do Recife e no agreste do Estado. Estas regiões são densamente arborizadas, o que vem a contribuir para um aumento nas ocorrências em meses chuvosos.

As causas mais comuns registradas pela operação de baixa tensão se concentram em conexões de ramais de serviço, conexões de circuito de iluminação pública e árvore tocando os condutores.

A CELPE registrou em 2004 uma média de 20.144 ocorrências/mês. O histórico dos últimos 3 anos de ocorrências na CELPE foi de 17.950 ocorrências/mês, o que equivale a uma freqüência anual de 215.400 ocorrências atendidas pelo Centro de Operação Integrado – COI.

O valor proposto pela planilha ER para estimativa da freqüência anual de 0,04 p.u. do número de consumidores urbanos não atende a realidade da CELPE, uma vez que das ocorrências registradas, 80% são na área urbana. Tomando o número de consumidores como referência, a freqüência anual de falhas adequada é de 0,079 p.u..

Do mesmo modo, no meio rural, a CELPE entende que a estimativa da freqüência anual de 0,1 p.u. não atende a realidade de uma empresa atuando na área de concessão da CELPE. A freqüência adequada para os consumidores rurais é de 0,33 p.u..

4.5.5. Informática: Hardware e Software

Com base em estudo de benchmarking, identificou-se que o valor relativo ao investimento e à implementação dos Sistemas Centrais – notadamente, aqueles que devam ser dimensionados em virtude do número de consumidores da distribuidora – reconhecido para a CELPE é


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perceptivelmente inferior ao utilizado pela ANEEL em revisões tarifárias de empresas de porte semelhante, em termos de número de clientes.

Os sistemas que mostraram maior defasagem no que foi reconhecido para a CELPE foram:

• Sistema de Gestão Comercial;

• Call Center;

• Sistema de Administração e Finanças;

• Hardware e Software;

A seguir, é feita a análise comparativa do quociente entre o valor de investimento e implementação dos sistemas acima referenciados pelo número de clientes das distribuidoras análogas à CELPE:

Investimento e Implementação (R$) por ClienteEmpresa

SistemaCall Center 1,34 1,30 1,82 1,83 1,24 1,57

Sistema de Administração e Finanças 5,35 5,40 6,37 5,37 4,59 5,62

Sistema de Gestão Comercial 6,47 6,48 6,73 5,68 5,59 6,34

Hardware + Software 5,88 5,40 6,18 6,14 4,97 5,90

TOTAL 19,04 18,57 21,10 19,02 16,39 19,43 * Valor isonômico: média aritmética dos quocientes das empresas utilizadas no Benchmarking.

Número de ClientesCOELBA CELESC ELEKTRO CPFL CELPE

2.918.419 1.875.838 1.716.558 2.891.944 2.318.363 Empresa

COELBA CPFL ELEKTRO CELESC CELPE NT 106/05 ISONÔMICO*

Como pode ser observado no quadro acima, os valores por cliente do investimento e da implementação para estes sistemas da CELPE foram subdimensionados. Neste sentido, o fato da distribuidora contar com um número de consumidores intermediário dentre as empresas estudadas reforça, ainda mais, a tese de que o valor reconhecido pelo Regulador não estaria adequadamente dimensionado, como mostra o gráfico abaixo:

Utilizando-se o montante isonômico de investimento e implementação por cliente e os parâmetros de cálculo de custo anual da Nota Técnica nº106/2005 (taxa de remuneração do capital, vida útil dos ativos e outros), são obtidos os seguintes custos anuais:


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Custo Anual (R$ Jul/2003)ÍTEM CELPE NT 106 ISONÔMICO DIFERENÇA

Sistema Gestão Comercial 4.991.759 5.662.500 670.741

Call Center 1.109.284 1.402.843 293.559

Sistema de Administração e Finanças 4.104.336 5.020.830 916.494 Hardware e Software - Sistemas Centrais 3.314.297 3.765.610 451.312 Total 5.213.620 6.423.673 2.332.107

Desta forma, conclui-se que se faz necessário o incremento no custo da Empresa de Referência em R$2.332.107,00, a preços de julho de 2003, nos custos de Materiais e Serviços.

4.5.6. Limpeza

A partir da observação, nas planilhas eletrônicas da Empresa de Referência, dos valores atribuídos ao item Limpeza, percebe-se que estão previstos para as Gerências Regionais e Escritórios Comerciais Tipos 1, 2 e 3, gastos fixos de R$ 1.500,00 por unidade, a preços de Jul/03, enquanto para a Superestrutura (Conselho, Presidência e Diretorias de Administração, Finanças, Distribuição e Comercial) e Escritórios Comerciais Tipo 4, está contemplado o valor de R$ 24,00/empregado/mês.

Dessa forma, através da análise da Proposta ER, infere-se que é neste item que, por afinidade, deveriam estar contemplados os gastos relacionados com as atividades de manutenção predial da superestrutura, escritórios e instalações técnicas – incluindo a manutenção de elevadores, sistemas de refrigeração, hidro-sanitários e elétricos, pequenas obras de melhoria ou conservação, tratamento químico de água, manutenção de motores, cancelas, entre outros – além da manutenção de áreas verdes. Todos esses gastos fazem parte do cotidiano de uma empresa do porte da CELPE, mas não foram contemplados nos custos da Empresa de Referência.

4.5.7. Vigilância e Segurança Patrimonial

A partir da observação, nas planilhas eletrônicas da Empresa de Referência, dos valores atribuídos ao item Vigilância, percebe-se que não estão sendo contemplados os valores referentes às áreas da Superestrutura (Conselho, Presidência e Diretorias de Administração, Finanças, Distribuição e Comercial), bem como consideram, para os escritórios do Tipo 4, o valor de R$ 10,00, a preços de Jul/03, correspondentes a R$ 5,00/empregado/mês, valor este absolutamente insuficiente para contratação de qualquer tipo de segurança, seja ostensiva ou eletrônica.


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4.6. Custos Adicionais Subdimensionados

4.6.1. Encargos de Pessoal Adicionais

Diante da nossa manifestação enviada em janeiro do corrente ano, expomos nossa necessidade referente aos encargos de pessoal previstos em um montante total de R$ 9.280.349.

Contudo, observamos que o valor de R$ 8.353.150, concedido pelo regulador, a preços de julho 2003, não foi alterado. Provavelmente as despesas destinadas ao vale transporte, benefício determinado pela CLT e por Lei específica N°. 7.418/85, não foram consideradas.

Solicitamos que o valor pleiteado pela Celpe seja atendido, pois o montante concedido pelo Regulador é insuficiente no que tange as despesas essenciais, previstas em Lei, destinadas aos benefícios básicos.

4.6.2. Geração Própria – Despesas com combustível para a Usina Tubarão em Fernando de Noronha

A ANEEL considerou a título de despesas da CELPE com combustível de geração própria um valor de R$ 282.738 referente à aplicação da tarifa de equivalente hidráulico de R$ 42,19/MWh sobre a geração anual de 7.814 MWh.

A tarifa de equivalente hidráulico - TEH é o valor da energia hidráulica que poderia substituir a totalidade da geração térmica nos sistemas isolados, caso os sistemas estivessem totalmente interligados. Atualmente, a TEH é de R$ 42,19/MWh, conforme determina a Resolução ANEEL nº 112/04 e corresponde a parcela dos custos de combustível a serem arcados pelos consumidores da respectiva área de concessão. Tal valor encontra-se defasado, uma vez que o mesmo deveria corresponder ao nível da tarifa média dos Contratos Iniciais, igual a R$ 69,40/MWh, em valores de dezembro de 2003.

Esta constatação é da ANEEL que, em Relatório de Voto do Processo 48500.001332/04-02, informou da realização de estudos através da sua Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, onde os mesmos sinalizaram a necessidade do alinhamento da tarifa ao nível da tarifa média dos Contratos Iniciais.

Diante do exposto, a CELPE entende que a ANEEL deve revisar os cálculos utilizando a TEH projetada para ser revisada, que conforme sinalização descrita anteriormente seria de R$ 69,40/MWh. Assim, a CELPE solicita que seja considerado um valor adicional de R$ 182.228 para contemplar adequadamente este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência.


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4.7. Itens Não Contemplados na Empresa de Referência

4.7.1. INSS dos Conselheiros

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com os encargos legais.

Na composição dos custos de pessoal do Conselho de Administração e Fiscal não foram considerados os encargos legais referentes aos 20% de recolhimento ao INSS (parte Empresa). Observa-se que os custos foram calculados com base nos valores de remuneração dos conselheiros definidos para a Empresa de Referência.

Portanto, uma Empresa de Referência tem que considerar esse tipo de custo, inevitável, o que implica em uma despesa que deve compor a Receita Requerida, sob pena de comprometer indevidamente a remuneração do acionista.

Assim, a CELPE solicita que seja desenvolvido critério regulatório para contemplar adequadamente este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência.

4.7.2. Participação dos Empregados nos Lucros e Resultados -PLR

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com a participação nos lucros e resultados.

Esta forma de remuneração já está prevista na legislação brasileira, pela Lei no 10.101/2000. Ressalta-se que a participação nos resultados está vinculada ao desempenho técnico, dentro da atual tendência de política de recursos humanos de adotar salários variáveis proporcionais ao aumento de desempenho do empregado, estimulando a eficiência global a empresa. A CELPE, entende que uma Empresa de Referência deva ter, em média, uma remuneração de 2 salários por funcionário por ano.

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4.7.3. Verbas Rescisórias e de “Turn Over”;

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com a verbas rescisórias.


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O “turn over” é um instrumento de gestão das empresas, para renovação do quadro de pessoal. A CELPE entende que um índice de “turn over” de 5% é compatível com uma Empresa de Referência.

Integram esta rubrica o aviso prévio, sobre o qual incidem férias, 1/3 constitucional e 13º salário, e a multa de 50% sobre o saldo do Fundo de Garantia por Tempo de Serviço. Tais parcelas devem constar no Termo de Rescisão do Contrato de Trabalho – TRCT, juntando-se a outras já provisionadas e contabilizadas como despesas, sob pena de não serem homologadas as rescisões pelo Sindicato da Categoria ou Delegacia Regional do Trabalho. Portanto, é certo que o pagamento destas verbas decorre de imperativo legal, por isto mesmo obrigatório. No caso da multa do FGTS é mandamento constitucional, lei maior do País.



4.7.4. Gastos do Conselho de Consumidores

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com a manutenção do Conselho de Consumidores.

Órgão de caráter consultivo, criado por determinação da Lei 8.631/93 e regulamentado pelo Decreto 774/93, conforme Resolução ANEEL 138/2000; o Conselho de Consumidores da CELPE é composto por 01 Secretário Executivo e 06 Conselheiros, sendo sua composição definida por regimento interno regulado pela mesma resolução citada. Além dos gastos com materiais, consultoria, telefone, aluguel, limpeza, transporte, taxas e eventos, faz-se necessário contemplar as despesas de viagens nacionais e pelo interior do Estado de Pernambuco.



4.7.5. Rel. Inst. – Regulação

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com a área de Regulação


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A aplicação e administração da regulação numa empresa não constituem tarefas simples, exigem conhecimento, planejamento e coordenação Assim , é imprescindível que se estabeleça área que exerça o controle regulatório interno, considerando os diversos aspectos técnicos, comerciais, econômicos e financeiros, de forma a espelhar internamente na empresa a essência da regulação setorial, atuando não só nas conseqüências, mas principalmente nas causas.

Assim, a CELPE solicita que seja desenvolvido critério regulatório para contemplar, adequadamente, este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência.

4.7.6. Serviços Gerais

Considerando que foi contemplado na Empresa de Referência áreas para administração dos serviços gerais nas regionais, verifica-se a necessidade de obter uma gerências que coordene essas atividades descentralizadas.

A área de uma concessionária de serviço público com a abrangência de território de 102,7 mil Km2 atendendo a mais de 2,4 milhões de clientes e com uma força de trabalho dimensionada para prestar serviços no padrão de qualidade exigida pelo mercado, requer meios e condições de trabalho para seu adequado funcionamento, o que abrange desde a manutenção de suas instalações físicas, a exemplo de agências de atendimento, escritórios e regionais, bem como uma eficiente gestão da frota destinada às atividades operacionais da empresa, além de sistemas de segurança, correio interno, arquivo central de documentação, limpeza, que são necessários como suporte aos processos de trabalho realizados.

Para fazer face à abrangência das atividades efetivamente exercidas pela área de Serviços Gerais, a CELPE entende que é necessária uma estrutura organizada em uma Gerência e quatro unidades:

Unidade Transporte

Que é responsável pela gestão da frota de veículos envolvendo planejamento, dimensionamento, renovação, regularização, adequação, operação e manutenção da frota de veículos. Faz também, o atendimento das solicitações dos serviços de transporte das áreas descentralizadas.

Unidade Construção e Manutenção Predial

Que é responsável, dentre outras atividades:

• Implantação e coordenação dos serviços de manutenção predial; e

• Contratação e coordenação da prestação de serviços de infra-estrutura de imóveis (manutenção predial e segurança empresarial), nas áreas descentralizadas;

• Elaboração e coordenação de projetos de reforma predial e layout;

• Fiscalização e acompanhamento da execução das obras de reforma predial e lay-out;


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Unidade Serviços Gerais e Apoio Administrativo


• Elaboração e revisão de normas, padrões e procedimentos para arquivamento do acervo documental da empresa;

• Atividades referentes a arquivo, biblioteca, microfilmagem e digitalização de toda a documentação da empresa;

• Coordenação da prestação dos serviços de reprografia, encadernação, malotes, sedex e protocolo da empresa (recebimento e distribuição de materiais e correspondências), tanto para a área administrativa central como para as áreas operacionais descentralizadas;

• Coordenação e controle do sistema de hospedagem da empresa;

• Coordenação da realização de eventos;

• Coordenação e controle do sistema de viagens interurbanas, nacionais e internacionais da empresa;

• Serviços de manutenção em máquinas e equipamentos em geral;

Unidade de Orçamento e Contratos


• Administração do patrimônio da empresa através da rentabilidade e regularização dos seus imóveis;

• Administração e acompanhamento de contratos de infra-estrutura nas áreas de transporte, segurança empresarial, manutenção predial, aluguéis de imóveis, comodato, etc.;

Considerando-se o exposto acima, é solicitado uma reavaliação referente a esta atividade, assim como já informado pela empresa.

4.7.7. Medição de Tensão e Corrente – Resolução nº 505/01

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com controle dos níveis de tensão conforme exige a Resolução ANEEL nº 505, de 2001.

A exigência de controle amostral dos níveis de tensão dos consumidores não está sendo contemplada pela Proposta ER, sendo necessário considerar os custos de remuneração e depreciação dos equipamentos de medição e as despesas para realização das medições amostrais.

Para o controle amostral dos níveis de tensão determinado pelo órgão regulador, bem como para o atendimento às reclamações de consumidores, a Concessionária é obrigada a manter uma estrutura de equipamentos, corpo técnico habilitado, além de veículos para deslocamentos necessários. Neste aspecto, foram realizados investimentos na aquisição de 431 equipamentos de medição eletrônico. A CELPE necessita realizar 297


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medições amostrais por trimestre, conforme Res. ANEEL 505/01, o que demanda a contratação de 10 equipes.

Uma Empresa de Referência deveria considerar esse tipo de custo, inevitável, de forma a incorpora-lo na Receita Requerida para a prestação do serviço, sob pena de comprometer indevidamente a remuneração do acionista.


4.7.8. Medição de Fronteira – Resolução nº 344/02

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com a transmissão “on line” das medições de fronteira e os custos com a manutenção dos sistemas de medição.

A CELPE realizou investimentos no período de 2003 a 2004 instalando 81 pontos de Medição de Fronteira e ao longo de 2005, 16 pontos, totalizando 100. O art. 1º da Resolução ANEEL nº 344/02, fixa a data da primeira revisão tarifária para implantar a medição de retaguarda, consistindo assim num investimento de R$ 6.649.000,00 no período citado.

Uma Empresa de Referência tem que considerar esse tipo de serviço, inevitável, pois resulta de exigência em regulamento, e que implica em uma despesa que deveria compor a Receita Requerida, sob pena de comprometer, indevidamente, a remuneração do acionista.


4.7.9. Indenização de Perdas e Danos Elétricos

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com a indenização de Perdas e Danos elétricos. A responsabilidade da CELPE por tais danos é objetiva, principalmente em virtude da incidência do Código de Defesa do Consumidor. Isso é a CELPE responde pelos prejuízos suportados pela vítima ainda que não se possa verificar culpa ou dolo em sua atuação. A responsabilidade da CELPE somente estaria excluída caso comprovada a existência de um dos fatores de rompimento do nexo causal: culpa exclusiva da vítima, fato de terceiro, caso fortuito ou força maior.

As ocorrências de Perdas e Danos, na sua maioria, são decorrentes de casos fortuitos e de força maior provocadas normalmente por fortes tempestades, ventos e incidências de descargas atmosféricas. Dispor de uma rede elétrica que em nenhuma circunstância implique nesse tipo de ocorrência, além tecnicamente inviável seria por demasiado oneroso para os


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consumidores a remuneração dos ativos (mais caro que os custos com o ressarcimento de eventuais perdas e danos de alguns consumidores). Veja-se que, embora a maioria das ocorrências diga respeito a casos fortuitos ou de força maior típicos, a tendência dos tribunais é de considerar a concessionária responsável, pois consideram tais elementos como fortuito interno, isto é vinculado à atividade produtiva e, por isso, controlável pela prestadora de serviços.

Ressalta-se que a ANEEL, na Resolução nº 061, de 2.004, traz as disposições relativas ao ressarcimento de danos em equipamentos elétricos instalados em unidades consumidoras, causadas por perturbação ocorrida no sistema elétrico.

A CELPE, em obediência ao Código de Defesa do Consumidor, ao Artigo 101 da Resolução 456 da ANEEL realiza o atendimento de solicitações de ressarcimento de queima de aparelhos e outros danos, provocados, comprovadamente, por problemas na rede elétrica.

Não contemplar esses valores representa uma relevante subavaliação dos gastos de qualquer empresa de distribuição atuando na área de concessão da CELPE.

Uma Empresa de Referência tem que considerar esse tipo de custo, inevitável, sob pena de comprometer indevidamente a remuneração do acionista.

Assim, a CELPE solicita que seja desenvolvido critério regulatório para contemplar adequadamente este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência de forma aderente ao que determina a Resoulção nº 61, de 2004.

4.7.10. Contencioso Cível e Trabalhista

Não foram considerados na Receita Requerida da CELPE os gastos com ações para atender os contenciosos cíveis e trabalhistas.

A CELPE tem envidado esforços na redução dos contenciosos cíveis, tendo encontrado fatores limitadores de caráter técnico-econômico e legal que estão fora de seu controle. O sistema elétrico está sujeito a perturbações (descargas atmosféricas, caso fortuito, terceiros, etc.) que quase sempre fogem ao controle da empresa ou que são próprias do sistema (surtos de manobras, transitórios, etc.). Os prejuízos causados são contingências inexoráveis e inerentes à natureza da prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, configurando despesa inevitáveis na grande maioria dos casos.

Da mesma forma, a atividade empresarial implica em custos inevitáveis na área trabalhista decorrentes de interpretações conservadoras dos preceitos legais e de alterações legais e jurisprudenciais, como por exemplo: (i) a prática de recursos humanos de diferenciação salarial; (ii) o encargo da periculosidade, estabelecido na Lei n.º 7.369/1985, e regulamentado pelo Decreto n.º 93.413/1986; e (iii) a Lei Complementar n.º 110/2001 reconheceu


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a ilegalidade dos planos econômicos Collor e Bresser, que expurgaram parcialmente a correção monetária do FGTS em 1990 e 1991.

A existência de contingências cíveis decorre da execução normal das atividades da empresa, especialmente porque, pela Teoria da Responsabilidade Objetiva adotada no Código de Defesa do Consumidor a empresa é considerada responsável, independentemente da existência de culpa. Essa situação deverá ainda ser agravada pela regra do parágrafo único do art. 927 do novo Código Civil, que prevê a responsabilidade objetiva toda vez que a atividade normalmente desenvolvida implicar, por sua natureza, riscos para os direitos de outrem. Ou seja, haverá responsabilidade objetiva ainda que não exista relação de consumo, como no caso dos consumidores.

Com base na experiência da CELPE, esses valores representam uma relevante subavaliação dos gastos com ações para atender os contenciosos cíveis e trabalhistas.



4.7.11. Controle e Acompanhamamento das Perdas Comerciais

Apesar de conceitualmente a Empresa de Referência ser concebida para atuar na área de concessão da empresa real, não foram reconhecidas as condições peculiares da área de atuação da CELPE. Estas peculiaridades fazem com que a empresa tenha que manter, em sua estrutura organizacional, áreas com funções específicas e/ou um quantitativo maior de pessoal.

O Anexo VII da Nota Técnica ANEEL No. 106/05 apresentou valores reconhecidos pela ANEEL para os pleitos da CELPE. No tocante à estrutura de pessoal para o combate às perdas, A ANEEL reconheceu, a título de ajuste, um incremento de 21 funcionários em perdas comerciais na Diretoria Comercial. Entretanto, analisando separadamente a nova estrutura de pessoal apresentada no Anexo I da referida Nota Técnica, constatamos que não houve o incremento ora reconhecido.

Atuando em uma região com alto nível de violência e informalidade, a CELPE se vê obrigada a manter uma estrutura formada por Gerências específicas de Combate às Perdas e de Inspeção de Clientes, que são responsáveis, entre outras, pelas seguintes atividades:

• planejamento, engenharia e controle das ações de combate a perdas;


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• gerenciamento, controle e execução das ações de inspeção e fiscalização;

• direcionamento das ações para maximização dos resultados;

• controle de retorno das ações;

• atendimento e negociação de débitos provenientes de irregularidades e

• manutenção da efetividade das ações já realizadas.

Além disso, a CELPE ampliou em 2004 o convênio com a Secretaria de Defesa Social, inclusive com a manutenção de delegacia especializada para reprimir crimes contra a administração pública, criação de mecanismos de investigação para prisão de “eletrotraficantes” e qualificação do pessoal da delegacia. Em 2004 este convênio possibilitou a abertura de mais de 190 inquéritos e 28 flagrantes. Sem essa ação permanente e integrada, o quadro de perdas seria ainda mais grave.

Para colocar em prática seu Plano de Combate às Perdas, a CELPE optou pela descentralização das ações para suas Regionais, de forma a comprometer todos os empregados e considerar na sua execução as características regionais.

Ao longo do Plano de 2004, a CELPE ainda promoveu no segundo semestre uma campanha de mobilização interna objetivando a participação de um grande contingente de empregados no combate às perdas e à inadimplência, onde foram criados diversos canais de denúncias, nos quais todos os empregados puderam contribuir denunciando situações irregulares.

Na proposta da Empresa de Referência (Anexo I da Nota Técnica) apenas é reconhecido o controle e acompanhamento das perdas comerciais (ou não técnicas). Na Diretoria Comercial isto é realizado na Gerência de Serviço Técnico, a qual tem, além das funções de controle de perdas “não técnicas”, a de gestão da medição (ensaios e provas de laboratório).

O controle das perdas não técnicas efetuado pelos escritórios comerciais da Empresa de Referência se restringe à regularização de eventuais ligações diretas à rede, sem medição, o que ocorre em concessionárias que não convivem com uma prática disseminada de furto de energia. Por outro lado, para concessionárias que possuem esta realidade de nível de perdas elevado, faz-se necessária a atuação mais intensa e agressiva com vistas ao combate às perdas comerciais. Dessa forma, caracteriza-se a diferença entre o controle e o combate às perdas comerciais.

Para a determinação de um valor coerente com a realidade enfrentada pela CELPE, estimamos os custos das tarefas de controle das perdas comerciais utilizando o modelo de cálculo dos custos de O&M da Empresa de Referência. O detalhamento das premissas básicas e as considerações utilizadas encontram-se no Anexo 04. Tal modelo foi usado para mensurar os custos das tarefas apresentadas abaixo, juntamente com os custos anuais, a preços de Jul/03:


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Inspeção de Clientes R$ 22.185.147,18 Serviços de blindagem em Múltiplas Unidades Consumidoras R$ 1.409.938,16

Regularização de Clientes Clandestinos R$ 5.057.251,55 Inspeção técnica de selagem R$ 337.785,94 TOTAL ANUAL R$ 28.990.122,83

Diante do exposto, solicitamos a inclusão do valor de R$ 28.990.122,83, a preços de Jul/03, na Proposta ER a fim de viabilizar a permanência das ações de combate às perdas comerciais na área de concessão da CELPE. Deste montante, R$ 23.529.136,19 são para cobrir custos com Pessoal e o restante, R$ 5.460.986,64 são para cobrir os custos com Materiais.

5. INADIMPLÊNCIA

5.1. Provisão para Devedores Duvidosos

A ANEEL, nos processos de Revisão Tarifária, trata a inadimplência dos clientes a título de “provisão para devedores duvidosos”. A mesma está adotando uma “trajetória regulatória” descendente, sob a forma de um percentual do faturamento bruto (sem o ICMS) verificado em 2004, cujo valor final é igual a 0,2% ao concluir-se o segundo período tarifário, da seguinte forma:

• Abril/2005 – março /2006: 0,5%;

• Abril /2006 – março /2007: 0,4%;

• Abril /2007 – março /2008: 0,3%;

• Abril /2008 – março /2009: 0,2%;

• A partir de abril de 2009 considera-se uma inadimplência “regulatória” permanente de 0,2%.

Mesmo com o empenho que a CELPE vem empregando no combate a esse problema, o atual índice de inadimplência ainda se encontra no patamar de 3%, ou seja, muito distante do 0,5% proposto pela ANEEL para o ano teste.

Percentual da PDD sobre o Faturamento (R$ Milhões) PDD x Faturamento 2000 2001 2002 2003 Média

Faturamento 960,38 981,73 1.173,61 1.580,22 1.173,99

Provisão - PDD 32,4 36,2 24,46 48,51 35,39

Índice % 3,37% 3,69% 2,08% 3,07% 3,01%


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A título de inadimplência dos consumidores a ANEEL considerou o valor de R$ 6.664.553,86, que corresponde a 0,5% do faturamento bruto da CELPE realizado em 2003 (exclusive ICMS).

Inicialmente é preciso esclarecer que o percentuais adotados pela ANEEL não demonstram serem atingíveis na área de concessão da CELPE e em diversas outras no Brasil e no exterior.

Adicionalmente a CELPE entende que deveria ser aplicado o percentual sobre o valor do faturamento bruto incluindo o ICMS uma vez que é este imposto recolhido em cima da emissão da fatura pela empresa. Caso se alegue que a definição dos percentuais regulatórios já considera esse efeito seria o critério não isonômico dado que as alíquotas de ICMS são diferenciadas para cada estado.

Outra questão é que deveria ser considerado o faturamento bruto do ano teste e não de ano anterior, uma vez que o equilíbrio econômico-financeiro é para as condições deste ano.

De toda a forma, independentemente da apontada insuficiência dos percentuais de inadimplência considerados e da indevida exclusão do ICMS na sua base de aplicação em ano anterior, o que demanda urgentes aperfeiçoamentos metodológico pelo regulador, ressaltamos ainda que deveria ser aplicado o percentual de 0,5%, sobre o faturamento verificado no último ano, ou seja, sobre o faturamento realizado em 2004 (exclusive ICMS) de R$ 1.400.111.935,04, que corresponderia a um valor de R$ 7.000.559,68.

6. CPMF

A ANEEL não considerou a CPMF entre os tributos contemplados no cálculo da Receita Requerida da CELPE.

Tendo em vista que a CPMF não é um tributo sobre a renda, está incluída na regra contida no artigo 9º, § 3º, da Lei n.º 8.987/1995 e na Subcláusula Décima da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão da CELPE, segundo a qual os efeitos da criação ou alteração de tributos após a celebração do Contrato de Concessão são repassados aos consumidores cativos da CELPE.

A não consideração da CPMF na Revisão Tarifária Periódica acarreta um déficit na Receita Requerida da CELPE equivalente a 0,38% dessa receita acrescida de ICMS.

Diante do exposto, a CELPE solicita a incorporação da CPMF de forma que o seu valor seja igual a 0,38% da Receita Requerida, após a dedução das Demais Receitas Verificadas, acrescida da alíquota média do ICMS de 23,5% e da alíquota média do PIS/COFINS de 5,3%, uma vez que não está mais sendo considerado este tributo no cálculo da Receita Requerida na tarifa. Este valor está representado a seguir:

[( RR – DRV ) / ( 1 - ICMS% - PIS&COFINS % )] x CPMF% / ( 1 – CPMF% )=

(1.806.819.102 – 101.167.116 ) x ( 1 - 23,5% - 5,3% ) x 0,38% / (1 – 0,38% ) =

=R$ 9.137.923 .


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7. FATOR X

7.1. Objetivo

A Nota Técnica ANEEL nº106/2005 (NT 106/05) estabelece que o Fator X da CELPE será composto de três parcelas denominadas de Xe, Xc e Xa, onde:

“O cálculo preliminar de Xe para a CELPE resulta em 0,79% e os detalhes de cálculo encontram-se no Anexo V” (pág. 51)

“Obtém-se o valor para o componente Xc da CELPE igual a 0,33%” (pág. 52)

“Aplicando-se a metodologia do cálculo do Xa para a CELPE, obteve-se o valor de 1,37%” (pág. 54)

Ressalta-se, entretanto, que os valores de Xa e Xc serão recalculados em cada reajuste tarifário, de acordo com o estabelecido nos Anexos II e III da Resolução Normativa ANEEL no 55/2004.

Inicialmente, cumpre ressaltar inicialmente que a CELPE, pelas razões a seguir expostas, não concorda com a inclusão dos componentes Xc e Xa no cálculo do seu Fator X, ainda que objeto de resolução.

Sem prejuízo do seu posicionamento a respeito da inclusão dos componentes Xc e Xa no cálculo do Fator X, a CELPE, visando contribuir para o aprimoramento da regulamentação relativa a esse assunto, apresenta a seguir o diagnóstico da manifestação preliminar da ANEEL no que se refere à metodologia de cálculo do Fator X.

7.2. Fator Xe

A seguir, a CELPE apresenta sua manifestação quanto ao cálculo do componente Xe que consta de três partes, a saber:

• Inconsistências no seu cálculo;

• Solicitação para que seja incorporado o efeito da deseconomia de escala do programa “Luz para Todos”;

• Proposta conceitual de aprimoramento da metodologia de cálculo indicada na Resolução ANEEL no 55/2004.

7.2.1. Inconsistência no Cálculo do Componente Xe

Investimentos em Renovação Com base nas fórmulas paramétricas utilizadas pelo Regulador nos cálculos dos investimentos de renovação, a CELPE entende que foram subestimados os respectivos montantes, pois utilizou-se taxas de crescimento histórico dos ativos de 11,3% (linhas e subestações) e 7,5% (ramais de conexão) ao ano. Entende-se que:


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• Tais taxas são extremamente elevadas visto que superam as taxas históricas de crescimento de mercado, o que contradiz as características de um monopólio natural e de economias de escala.

• Adicionalmente, estas taxas são superiores àquelas utilizadas pela ANEEL nos outros processos de revisão tarifária (9% e 6%, respectivamente), desrespeitando, assim, o princípio de isonomia regulatória.

A correção das taxas de crescimento históricas faria com que o Fator Xe atingisse 0,684%, conforme detalhado na tabela de simulação disponível no Anexo 05 (“Simulação: Taxas de Crescimento dos Ativos de 9% e 6%”).

Vida Útil dos Ativos Elétricos Na NT 106/05, a ANEEL considera que a vida útil dos ativos elétricos de distribuição corresponde a 32 anos, equivalente a uma taxa de depreciação de 3,12%. Destaca-se que este percentual é muito inferior ao reconhecido no cálculo da Quota de Reintegração Regulatória (4,63%) utilizado na mesma Nota Técnica. Desta forma, solicita-se que a vida útil a ser considerada seja de 21 anos. A correção da vida útil dos ativos elétricos faria com que o Fator Xe atingisse 0,558%, conforme detalhado na tabela de simulação disponível no Anexo 05 (“Simulação: Vida Útil dos Ativos Elétricos de 21 Anos”).

7.2.2. Solicitação para que seja incorporado o efeito da deseconomia de escala do programa “Luz para Todos” no cálculo do fator Xe

A CELPE propõe as seguintes revisões:

• BRR bruta: Seja incorporado, a cada ano, 100% dos investimentos do programa, já que será responsabilidade da distribuidora repor estes ativos ao fim de sua vida útil, independentemente da origem do seu financiamento. A QRR, por sua vez, deverá ser calculada com base na BRR bruta já adicionada destes investimentos.

• BRR líquida: seja incorporado, a cada ano, 50% dos investimentos que são responsabilidade financeira da empresa (15% recursos próprios + 35% financiados com os fundos da RGR).

• Custos Operacionais: sejam incorporados os custos operacionais adicionais por conta do atendimento dos clientes advindos do programa “Luz para Todos”.

A CELPE solicita que, mesmo que o Regulador não altere a metodologia conforme exposto acima, ao menos, proceda à revisão da taxa de crescimento dos clientes, uma vez que o histórico da empresa, utilizado pela ANEEL na projeção desta variável, não contemplava o programa de universalização.

Neste sentido, solicita-se utilizar a projeção de clientes informada pela empresa, apresentada a seguir:


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Taxa de Crescimento do Nº de Clientes - CELPE Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4

Mar/05 a Fev/06 Mar/06 a Fev/07 Mar/07 a Fev/08 Mar/08 a Fev/092,324% 5,803% 5,298% 4,934%

A alteração da taxa de crescimento dos clientes faria com que o Fator Xe atingisse 0,045%, conforme detalhado na tabela de simulação disponível no Anexo 05 (“Simulação: Taxa de Crescimento dos Clientes da CELPE”).

7.2.3. Proposta conceitual de aprimoramento metodológico

Compartilhamento dos ganhos de produtividade: a CELPE entende que os ganhos de escala também devam ser capturados pela concessionária, visto que o conceito da regulação por incentivos permitiria fazê-lo. Da mesma forma, cabe lembrar que a abordagem da Empresa de Referência, por si só, já captura todos os ganhos de eficiência operacional da concessionária.

Projeção anual da receita de distribuição: considerar a taxa de crescimento do mercado de cada classe ponderada pela sua participação na receita total.

Investimentos em reposição: a metodologia adotada pela ANEEL para o cálculo dos investimentos em reposição não é consistente com o critério utilizado para a determinação da quota de reintegração regulatória (QRR), resultando em investimentos em renovação substancialmente menores que a QRR. Deste modo, o Regulador, ao calcular a BRR líquida de cada ano do fluxo de caixa, estaria reduzindo, anualmente, a base de ativos da distribuidora, pois desconta a depreciação regulatória que é superior aos investimentos reconhecidos em renovação.

Imposto de renda: no fluxo de caixa, a ANEEL utiliza a depreciação regulatória para o cálculo do imposto de renda, subestimando-o desta forma. Considerando que a legislação tributária permite descontar apenas a depreciação contábil, sugere-se o seu uso para calcular corretamente o imposto a pagar.

7.3. Fator Xc

A CELPE entende que o componente Xc deva ser eliminado do cálculo do Fator X, levando-se em conta tanto questões de cunho legal e regulatório quanto questões metodológicas, listadas abaixo:

7.3.1. Questões Legais e Regulatórias

Ausência de Previsão Contratual e Violação do Contrato de Concessão

O Contrato de Concessão somente faz referência às “alterações na estrutura de custos e de mercado da concessionária”, aos “níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional” e


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aos “estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas”, não correspondendo a nenhum deles, o índice de satisfação do consumidor – IASC.

Além de violar o contrato de concessão, a inclusão do Fator Xc fere o princípio da legalidade dos atos administrativos (art. 37 da CF). A inserção do Fator Xc agride ainda os princípios da indisponibilidade do interesse público e o da tutela à propriedade privada, constituindo indevido confisco do patrimônio da concessionária.

Variabilidade do Componente Xc

O componente Xc é recalculado a cada reajuste anual com base no resultado da pesquisa IASC, violando o Contrato de Concessão, o qual prevê a adoção de um Fator X fixo para todo o período tarifário.

7.3.2. Questões Metodológicas

Aplicação de um Critério Subjetivo

O componente Xc corresponde à percepção subjetiva do usuário do serviço e não às condições objetivas em que o mesmo é prestado e aos parâmetros de qualidade igualmente objetivos e normativamente impostos à concessionária – tais como o DEC e FEC.

Fatores Exógenos que Influem no IASC

Este ponto se deve ao fato do IASC depender da data em que se realiza a pesquisa e de fatores múltiplos, alheios ao serviço e não-gerenciáveis pela concessionária, que influenciam a satisfação do usuário.

Incidência de Dupla Penalização

Para assegurar a observância dos níveis de qualidade previstos na regulamentação vigente, já se encontram previstas multas punitivas, ferindo, inclusive, o princípio da proporcionalidade, que veda a “imposição de obrigações, restrições e sanções em medida superior àquelas estritamente necessárias ao atendimento do interesse público”.

7.4. Fator Xa

A CELPE entende que o componente Xa deva ser eliminado do cálculo do Fator X, considerando que o mesmo não reflete ganhos de produtividade. A seguir, serão abordadas questões legais, regulatórias e metodológicas referentes a este tema:

7.4.1. Questões Legais e Regulatórias

Legitimidade da Resolução CNPE nº 01, de 04/04/03

Destarte, a referida Resolução seria inválida, visto que não compete ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, nem à ANEEL ou a qualquer outro órgão administrativo, a elaboração de política tarifária, a qual


60

deverá se apresentar sob a forma de lei, conforme determina o inciso III do parágrafo único do art. 175 da Constituição Federal.

Violação do Contrato de Concessão

Podem ser observadas três fontes de violação ao Contrato de Concessão, a saber:

Segmentação da Parcela B

Procede-se à segmentação dos custos da Parcela B para se promover a alteração do indexador de correção monetária de uma das partes.

Alteração do Indexador

Uma vez que o Xa não se baseia em nenhum parâmetro de medição de produtividade e eficiência, tendo como função tão-somente a modificação do IGPM, índice indicado no contrato, sua utilização configuraria como uma violação ao Contrato de Concessão.

Variabilidade do Componente Xa

O fato de o componente Xa ser recalculado a cada reajuste anual, resulta em outra violação ao Contrato de Concessão, o qual prevê a adoção de um Fator X fixo para todo o período tarifário.

7.4.2. Questões Metodológicas

Indefinição quanto à Composição do Índice: Fixa ou Variável

A Resolução ANEEL que regulamenta o Fator X não explicita se as participações da componente mão-de-obra – o índice IAPB – sobre a Parcela B seriam calculadas com base nos valores do reposicionamento, mantendo-se uma participação fixa ao longo de todo o ciclo tarifário, ou se essa participação seria recalculada a cada ano.

Incidência sobre a Remuneração do Capital

A CELPE entende que o correto seria considerar o deflator implícito financeiro, qual seja, a relação entre taxa de juros nominal e real, como sendo o índice de correção adequado para a remuneração do capital. Destaca-se que este índice, na prática, em muito se assemelha ao IGPM (indexador contratual).


61

8. DIFERENÇAS FINANCEIRAS

Os componentes tarifários financeiros constituem valores dispendidos pela concessionária no período anterior, sem as correspondentes coberturas tarifárias, constituídos de itens não-gerenciáveis da Parcela A, impostos ou tributos, que sofreram alteração de custos após o último processo de reajuste, gerando uma elevação de custo em itens que, pelo próprio conceito da concessão, deveriam ter neutralidade de impacto econômico-financeiro para a concessionária. Tais componentes constituem, portanto, direito da Concessionária que está sendo agora compensado.

Os componentes financeiros externos à revisão tarifária periódica da CELPE em 2005, consistem de:

b. Ativo Regulatório da Termopernambuco c. Conta de Compensação de Valores da Parcela A – CVA 2004 d. Conta de Compensação de Valores da Parcela A – CVA 2005 e. Cobertura de Custos para o Uso do Sistema de Distribuição - CUSD f. Saldo da Diferença Financeira do PERCEE g. Saldo da Diferença Financeira do LEILÃO 2002 h. Diferença Financeira do PIS/COFINS i. Diferenças financeiras referente ao Processo de Revisão Tarifária

A seguir será apresentada manifestação das divergências entre a apuração das diferenças de custos pela Celpe e constantes na Proposta de Revisão Tarifária da ANEEL.

8.1. Ativo Regulatório da Termopernambuco

O componente financeiro referente à cobertura dos custos para aquisição de energia elétrica da usina Termopernambuco, refere-se à elevação de custo com compra de energia ocorrido a partir de 15 de maio de 2004, proveniente do início de fornecimento do contrato CCVE com a Termopernambuco.

Conforme Despacho ANEEL nº. 892, de 8 de novembro de 2004, no item IX – Revisão Tarifária Extraordinária decorrente da substituição do contrato inicial com a CHESF pelo contrato com a Termopernambuco da Proposta de Revisão Tarifária da ANEEL, foi formulado procedimento para o repasse das diferenças de custos com a compra de energia da Termopernambuco. Segundo avaliação realizada, foram identificadas divergência sobre a cobertura tarifária utilizada como a existente na tarifa para cobrir os custos da Termopernambuco na apuração do Ativo Regulatório

A seguir, apresentamos a proposta ajustada, conforme entendimento da CELPE.

8.1.1. Cobertura Tarifária

Na proposta preliminar, para a apuração deste componente financeiro, foi realizado o comparativo entre a tarifa de repasse da térmica e a cobertura


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tarifária média para compra de energia estabelecida no último reajuste de 2004, sendo indicado como cobertura o valor de R$ 57,95/MWh.

Considerado que, conforme Despacho no. 892/2004, a autorização é específica para o Contrato Termopernambuco, verbis:

“I - reconhecer o direito da concessionária ao ressarcimento dos valores despendidos com a aquisição de energia elétrica da Termopernambuco S.A., no período de 15 de maio de 2004 a 29 de março de 2005,...”,

Assim, o mais adequado em nosso entendimento seria a utilização da média dos contratos que foram considerados na tarifa para cobertura dos custos referente a energia fornecida pela Termopernambuco, definida no último reajuste de 2004.

O CCVE da Termopernambuco foi originalmente contratado objetivando a substituição da parcela de redução de 25% dos Contratos Iniciais, que ocorreu em janeiro de 2004.

Considerando ainda, que houve atraso do início da operação comercial da Termopernambuco, inicialmente programada para 01/janeiro/2004 e estabelecida somente em 15/mai/2004, foi considerado, no reajuste de 2004, para os meses de Janeiro/2004 e Fevereiro/2004, em substituição ao CCVE da Termopernambuco, um contrato bilateral com a GCS Energia, no valor de R$ 53,45/MWh em atendimento aos exatos montantes que originalmente estavam contratados no PPA da Termopernambuco, o que foi mencionado no Relatório de Voto da ANEEL Nº: 48500.001690/04-34, verbis:

“2. ... devido a não entrada em operação comercial do empreendimento até aquela data, o contrato com a Termopernambuco não foi considerado no portifólio de compras de energia da CELPE para a finalidade do reajuste tarifário enfocado. Foram considerados os montantes (MWh) informados pela empresa para os meses de janeiro e fevereiro de 2004 valorados ao preço equivalente à média de compra dos contratos de curto prazo utilizados pela Termopernambuco para cobertura da energia entregues para a CELPE.” (grifos nossos)

Assim também foi considerado no item II do Parecer Técnico da SRE/ANEEL, de 13 de outubro de 2004, sobre a Admissibilidade do pleito da revisão tarifária extraordinária da Celpe, quando foi avaliado a cobertura e o efeito do desequilíbrio, verbis:

“Considerando que a Celpe já tem na sua tarifa o preço de R$ 53,45/MWh, a despesa com a compra de energia da Termopernambuco sem cobertura ... “ (grifos nossos)

Apesar do parecer apontar o valor de R$ 53,45/MWh como a tarifa para cobertura da energia fornecida pela Termopernambuco, concluímos que a cobertura existente na tarifa, referente aos contratos substituídos pela Termopernambuco, compõe-se de 25% dos montantes dos Contratos Iniciais do período de mar03 a dez03 e de 100% dos montantes do Contrato GCS do período de jan/04 e fev/04, considerados e valorados conforme o reajuste de 2004.


63

Na tabela abaixo está resumido a apuração da cobertura específica:

Total R$ MWh Total R$ MWh25% do Contrato Inicial Chesf mar03-dez03 361.988.619 6.436.354 25% 90.497.155 1.609.088 56,24 25% do Contrato Inicial Ceal mar03-dez03 761.138 11.945 25% 190.284 2.986 63,72 25% do Contrato Inicial Saelpa mar03-dez03 1.883.317 29.283 25% 470.829 7.321 64,31 GCS bilateral jan-04-fev04 29.289.806 547.948 100% 29.289.806 547.948 53,45 Total 393.922.879 7.025.529 120.448.074 2.167.343 55,57

tarifa média R$/MWh Contratos substituídos período

Total do reajuste 2004 Nível de Substituição

Total Substituído

Assim, foi obtido o valor de R$ 55,57/MWh que representa a cobertura existente na tarifa para a Termopernambuco.

Alternativamente, poderia se trabalhar com o valor médio da energia considerado na tarifa e o valor médio de repasse real praticado. Nesse caso, contudo, deveria a diferença entre valores médios da energia comprada ser aplicada ao montante total e não apenas ao do contrato da Termopernambuco, como é realizado na apuração da CVA de Energia conforme Resolução ANEEL no. 153/2004.

A CELPE entende que deve ser utilizada como cobertura existente na tarifa para a Termopernambuco o valor de R$ 55,57/MWh.

8.1.2. Tarifa de Repasse

Coerente com a Proposta Preliminar da ANEEL, está sendo utilizado nesta manifestação, o valor de repasse da Termopernambuco referenciado à março/2004 de R$ 134,7188/MWh.

8.1.3. Apuração do Valor Principal

Para o montante de energia de 1.395.970 MWh, referente ao período de maio/2004 até os pagamentos realizados antes de 29/nov/2004, a diferença apurada, considerando a cobertura de R$ 55,57/MWh e o repasse de R$ 134,7188/MWh, totalizando R$ 110.489.333,41, que atualizados pelo IGPM até 31/março/2005 resulta no total de R$ 115.949.892,95

8.1.4. Parcelamento e Repasse na Revisão de 2005

Conforme proposta preliminar, a reversão do ativo regulatório se dará em 4 parcelas a serem incorporadas nos reajustes de 2005, 2006, 2007 e 2008.

Sendo assim, o montante total apurado até mar/2005, parcelado em 4 vezes resulta em parcelas anuais de R$ 28.987.473,24

As parcelas a serem incorporadas nos reajustes dos anos seguintes, de 2006 a 2008, devem ser atualizadas pelo IGPM até o mês anterior à data de reajuste de cada ano.

8.1.5. Saldo remanescente

Levando em consideração a metodologia de cálculo do incremento tarifário a ser acrescido à tarifa e variações de mercado, no final de cada período de 12 meses, precisa ser verificado se o saldo foi efetivamente compensado,


64

devendo eventual diferença residual na compensação desta conta ser considerada no reajuste anual subsequente.

8.1.6. Conclusão

Em resumo, segue a comparação entre a Proposta de Revisão da ANEEL e os ajustes proposto pela Celpe:

Itens Proposta Preliminar

ANEEL

Proposta Celpe

Cobertura existente na tarifa R$ 57,95/MWh R$ 55,57/MWh

Delta (atualizado até mar05) – R$ 111.935.587,46 115.949.892,95

Parcela para a revisão 2005 27.983.896,87 28.987.473,24

Diante do exposto, a Celpe entende que deve ser considerado nesta revisão de 2005 o valor de R$ 28.987.473,24 referente à 1a. parcela da compensação da diferença financeira do Ativo Regulatório da Termopernambuco.

8.2. CVA 2004 Diferida

A Portaria Interministerial nº. 116 de abril de 2003, adiou a compensação do saldo da Conta de Compensação de Valores da Parcela A - CVA de 2004 da CELPE, acumulada de 01/03/2003 a 29/02/2004, apurada no Reajuste de 2004, por 12 meses, determinando sua compensação em 24 meses a partir do processo de revisão de 2005.

Dessa forma, no processo de reajuste de 30/março/2004 foi apurado o saldo das CVA’s de CCC, Rede Básica, CDE, ESS e saldo residual da CVA de 2003, de acordo com o processo do reajuste de 2004, no.48500.000643/04-19 (fls. 620-622), para o 5o. dia anterior ao reajuste 2004, no total de R$ 34.334.083,32.

Em relação ao valor apreentado pela ANEEL de R$ 24.230.024,85 correspondente à 1a. parcela da compensação da CVA foi verificado que: a. As taxas SELIC utilizadas de dez/04 a fev/05 ainda eram valores previstos

conforme tabela abaixo, além de ter sido utilizado atualização somente até fev/05, quando o saldo deveria ser atualizado inicialmente até mar/05:

Selic Efetiva* Mês/Ano

1,379121% mar/04 1,181850% abr/04 1,227804% mai/04 1,229886% jun/04


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1,286887% jul/04 1,293585% ago/04 1,251327% set/04 1,213222% out/04 1,250989% nov/04 1,482827% dez/04 1,482827% jan/05 1,482827% fev/05

- mar/05 * valores previstos

b. Os valores realizados das taxas SELIC para os meses em questão foram as

constantes na tabela a seguir:

Selic Efetiva* Mês/Ano 1,379121% mar/04 1,181850% abr/04 1,227804% mai/04 1,229886% jun/04 1,286887% jul/04 1,293585% ago/04 1,251327% set/04 1,213222% out/04 1,250989% nov/04 1,482823% dez/04 1,383882% jan/05 1,218186% fev/05 1,528178% mar/05

c. Conforme o § 3º do art. 1o. da Portaria Interministerial no. 116 de abril de

2003, os valores da CVA devem ser atualizados até a data de cálculo da tarifa, 29/abril/2005, e projetada para os 24 meses subsequentes com o objetivo de calcular o incremento tarifário necessário para a reversão dos valores:

“§ 3º Para efeito de cálculo das tarifas de fornecimento de energia elétrica das concessionárias, a remuneração do saldo da CVA entre a data de cálculo da tarifa e a data de sua efetiva compensação será calculada com base em projeção da taxa SELIC para os vinte e quatro meses subseqüentes ao reajuste tarifário anual, considerando-se a menor entre:”

Dessa forma foi apurado na planilha abaixo:


66

Dessa forma o saldo total atualizado até 29/abril/2005 (último dia útil do mês), considerando a taxa estimada de abril/2005 de 1,40637%, é de R$ 41.193.570,86.

Considerando o disposto nos artigos 1o. e 6o. da Lei 10.762/2003, que instituiuo Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica, destinado a suprir a insuficiência de recursos decorrente do adiamento da CVA 2004 por meio de financiamento a ser concedido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, a Celpe firmou contrato com o BNDES para empréstimo referente aos recursos da CVA 2004 adiada, contrato BNDES No. 04.2.444.3.1, em 09/07/2004 no valor de R$ 34.334.083,32, considerando o disposto no art. 6o. da referida Lei:

Art. 6º O saldo relativo ao adiamento da compensação referido no art. 1 o será atualizado, desde a data de seu reconhecimento na tarifa até sua efetiva compensação, pela taxa média ajustada dos financiamentos diários de títulos públicos federais, apurada no SELIC, acumulada no período, acrescida de até um e meio por cento ao ano.” ( grifos nossos )

Em conformidade com o contrato com o BNDES que instituiu o acréscimo de 1%aa, deve ser considerado a remuneração de SELIC+1%aa a partir do reconhecimento na tarifa até a efetiva compensação. Portanto, considerando a taxa SELIC de 19,25%aa com spread de 1%aa e a parcela de 50% para esta revisão de 2005, temos:


67

ITENSDiferenças Apuradasaté 29/abr

Valor Futuro em 29/abr

Parcela para Reversão em

2005

CVA 2004CVA 2004 ( adiada BNDES ) 41.193.570,86 49.713.924,82 24.856.962,41

Diante do exposto, a CELPE entende que deve ser considerado o valor de R$ 24.856.962,41, como a base de cálculo do incremento tarifário a ser acrescido à esta revisão de 2005, referente à CVA 2004 diferida.

8.3. CVA 2005

A Conta de Compensação de Valores da Parcela A de 2005, acumulada de 01/03/2004 a 28/02/2005, acumulou diferenças de CCC, ESS, CDE e Rede Básica.

Considerando a taxa SELIC projetada de 19,25%aa e o saldo da CVA 2005 atualizada até o 5o. dia útil antes da revisão, temos:

ITENS

Diferenças Apuradas

até 5o. Dia útil anterior (22/04/05)

Valor Futuro Parcela para Reversão em

2005

CVA 2005CCC 18.369.709,24 20.181.824,33 20.181.824,33 ESS 59.022,52 64.844,90 64.844,90 TUST 12.241.309,53 13.448.876,91 13.448.876,91 CDE 1.207.401,63 1.326.508,07 1.326.508,07 TOTAL 31.877.442,91 35.022.054,21 35.022.054,21

Diante do exposto, a CELPE entende que deve ser considerado o valor de R$ 35.022.054,21, como a base de cálculo do incremento tarifário a ser acrescido à esta revisão de 2005, referente à CVA 2005.

8.4. CVA ENERGIA 2005

A CVA de Energia criada pela Portaria Interministerial no. 361/2004, foi regulamentada pela Resolução ANEEL no. 153/2005 que definiu a consideração de todos os contratos na comparação dos custos médios incorridos na compra de energia, considerando os valores de repasse, com a cobertura média para compra de energia existente na tarifa, instituída no último reajuste.

Verificou-se que apuração da CVA de Energia realizada pela ANEEL, somente foram considerados os pagamentos da Termopernambuco de 29/11/04 até 14/02/05, resultando numa CVA de R$ 79.930.540,23.

De acordo com a nova data de revisão, de 29/abril/2005, observando a regra de consideração de todos os pagamentos realizados até o mês anterior, neste caso, março/2005, a CVA de Energia 2005 deve ser atualizada incluindo os pagamentos realizados em março/2005.


68

Conforme a Resolução ANEEL no. 153/2004, que regulamentou a CVA de Energia, a forma de apuração estabelecida orienta a consideração da comparação do custo de compra de energia (pelo valor de repasse), considerando todos os contratos, em relação à cobertura média instituída no último reajuste. Dessa forma, é necessário considerar todos os pagamentos na apuração da CVA de Energia, e não somente as faturas da Termopernambuco.

Portanto, considerando o mês de março/2005 e todos os contratos, conforme apuração da Celpe, considerando todos os pagamentos realizados após 29/11/04 e até 31/03/2005, a CVA de ENERGIA 2005 verificou diferenças de custos de R$ 88.404.655,94, que atualizada até 22/abr/2005 ( 5o. dia útil anterior ao reajuste ), fica em R$ 92.175.582,33.

Considerando a taxa SELIC projetada de 19,25%aa e o saldo da CVA 2005 atualizada até o 5o. dia útil antes da revisão, temos:

ITENS

Diferenças Apuradas

até 5o. Dia útil anterior (22/04/05)

Valor Futuro Parcela para Reversão em

2005

CVA ENERGIA 2005 ( pagamentos de 29/11/04 a 31/03/05 )CVA ENERGIA 92.175.582,33 101.268.418,89 101.268.418,89

Diante do exposto, a CELPE entende que deve ser considerado o valor de R$ 101.268.418,89, como a CVA de ENERGIA a ser compensada nesta revisão de 2005

8.5. PERCEE

Conforme o Despacho ANEEL nº 657, de 23 de setembro de 2003, foi considerado no processo de reajuste 2004 o saldo residual do Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica – PERCEE (racionamento ) em R$ 3.137.491,53 sendo incluídas um incremento tarifário de 0,225% nas tarifas para compensação deste valor nos 12 meses seguintes.

No entanto, considerando as apurações realizadas durante o período de março/04 a março/05, verifica-se um saldo residual de R$ 106.148,95, conforme demonstrado na tabela abaixo:


69

EMPRESA: COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO - CELPE

CONTA DA PERCEE - VERIFICAÇÃO DO SALDO EFETIVAMENTE COMPENSADO

Entrada de dados: somente em AZUL

PERCEE 5° dia Util 3.137.491,53 Até o 5° dia útil anterior - Calculada no IRT anterior IRT com PERCEE 11,416% Concedido no IRT anteriorIRT sem PERCEE 11,191% Concedido no IRT anterior

PERCEE 0,225% Concedido no IRT anterior

Receita Receita PERCEE PERCEE PERCEECom PERCEE Sem PERCEE Recebida Atualizado a Compensar

mar/04 104.008.341,82 103.798.301,27 210.040,54 3.137.491,53 2.927.450,99 abr/04 113.670.067,93 113.440.515,93 229.552,00 2.927.450,99 2.697.898,99 mai/04 112.527.986,50 112.300.740,88 227.245,61 2.697.898,99 2.470.653,38 jun/04 109.586.002,97 109.364.698,57 221.304,40 2.470.653,38 2.249.348,98 jul/04 104.573.028,82 104.361.847,91 211.180,90 2.249.348,98 2.038.168,08

ago/04 105.609.729,69 105.396.455,22 213.274,48 2.038.168,08 1.824.893,60 set/04 116.608.841,13 116.373.354,40 235.486,73 1.824.893,60 1.589.406,88 out/04 115.602.464,44 115.369.010,05 233.454,39 1.589.406,88 1.355.952,48 nov/04 120.065.182,41 119.822.715,74 242.466,67 1.355.952,48 1.113.485,82 dez/04 123.699.283,96 123.449.478,38 249.805,58 1.113.485,82 863.680,23 jan/05 127.106.132,57 126.849.447,00 256.685,57 863.680,23 606.994,66 fev/05 118.900.766,77 118.660.651,59 240.115,18 606.994,66 366.879,49 mar/05 129.109.127,61 128.848.397,07 260.730,54 366.879,49 106.148,95

1.501.066.956,60 1.498.035.614,02 3.031.342,58 106.148,95

Mês/Ano

Desta forma, solicitamos a consideração do saldo de R$ 106.148,95 para

compensação nos 12 meses subseqüentes à esta revisão tarifária.

8.6. Leilão 2002

Conforme o Despacho ANEEL nº 657, de 23 de setembro de 2003, foi considerado no processo de reajuste 2004 o saldo residual do Contrato CHESF Leilão 2002 em R$ 10.932.082,05 sendo incluídas um incremento tarifário de 0,7820% nas tarifas para compensação deste valor nos 12 meses seguintes.

No entanto, considerando as apurações realizadas durante o período de março/04 a março/05, verifica-se um saldo residual de R$ 396.482,49, conforme demonstrado na tabela abaixo:


70

EMPRESA: COMPANHIA ENERGÉTICA DE PERNAMBUCO - CELPE

LEILÃO CHESF SET/2002 - VERIFICAÇÃO DO SALDO EFETIVAMENTE COMPENSADO

Entrada de dados: somente em AZUL

Dif.Fin.5° dia Util 10.932.082,05 Até o 5° dia útil anterior - Calculada no IRT anterior IRT com LEILÃO 11,4160% Concedido no IRT anteriorIRT sem LEILÃO 10,6340% Concedido no IRT anterior

% LEILÃO 0,7820% Concedido no IRT anterior

Receita Receita LEILÃO LEILÃO LEILÃOCom LEILÃO Sem LEILÃO Recebida Atualizado a Compensar

mar/04 104.008.341,82 103.278.334,25 730.007,57 10.932.082,05 10.202.074,48 abr/04 113.670.067,93 112.872.247,21 797.820,72 10.202.074,48 9.404.253,76 mai/04 112.527.986,50 111.738.181,75 789.804,74 9.404.253,76 8.614.449,02 jun/04 109.586.002,97 108.816.847,24 769.155,73 8.614.449,02 7.845.293,29 jul/04 104.573.028,82 103.839.057,86 733.970,96 7.845.293,29 7.111.322,33

ago/04 105.609.729,69 104.868.482,40 741.247,30 7.111.322,33 6.370.075,04 set/04 116.608.841,13 115.790.393,93 818.447,20 6.370.075,04 5.551.627,83 out/04 115.602.464,44 114.791.080,73 811.383,71 5.551.627,83 4.740.244,12 nov/04 120.065.182,41 119.222.476,04 842.706,37 4.740.244,12 3.897.537,76 dez/04 123.699.283,96 122.831.070,78 868.213,18 3.897.537,76 3.029.324,57 jan/05 127.106.132,57 126.214.007,60 892.124,97 3.029.324,57 2.137.199,60 fev/05 118.900.766,77 118.066.233,13 834.533,64 2.137.199,60 1.302.665,97 mar/05 129.109.127,61 128.202.944,14 906.183,47 1.302.665,97 396.482,49

1.501.066.956,60 1.490.531.357,04 10.535.599,56 396.482,49

Mês/Ano

Desta forma, solicitamos a consideração do saldo de R$ 396.482,49 para compensação nos 12 meses subseqüentes à esta revisão tarifária.

8.7. PIS/COFINS

Considerando a majoração da alíquota do PIS em 1% pelo artigo 2º da Lei nº 10.637, de 30.12.2002 ; e a majoração da alíquota do COFINS em 4,6% com a edição da Lei nº 10.833/2003, e que o contrato de concessão prevê estes casos como segue:

“CLÁUSULA SÉTIMA - TARIFAS APLICÁVEIS NA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA

.............................................................omissis..................................................

............................

Subcláusula Décima - No atendimento ao disposto no § 3º do art. 9º da Lei nº 8.987/95, ressalvados os impostos sobre a renda, a criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a assinatura deste Contrato, quando comprovado seu impacto, implicará revisão das tarifas, para mais ou para menos, conforme o caso”. (Grifos aditados)

E seguindo a orientação dada pela ANEEL, que informou que os valores adicionais de PIS e COFINS sem cobertura tarifária, pagos pelas concessionárias, seriam recuperados nos reajustes ou revisões após 01/10/2004, atualizados e no


71

prazo de até 3 anos, foi apurado a diferença financeira dos valores adicionais pagos.

A CELPE solicita a inclusão dos meses de janeiro à março de 2005, no passivo do PIS/PASEP e da COFINS, pois os mesmos não foram considerados no cálculo, segundo o período informado na Nota Técnica nº 106/2005 – SRE/ANEEL.

Considerando as apurações realizadas durante o período desde da majoração de cada alíquota à março/05, verifica-se uma diferença sem cobertura de R$ 49.936.323,97, considerando atualização pelo IGPM, conforme tabelas a seguir:

DATA COMPETÊNCIA Posição em: mar-05 336123VENCIMENTO IGPM REM. FIN. CVA

(R$) (%) (R$) (R$)

15/1/2003 dez/02 379.777,06 24,09% 91.488,29 471.265,35 14/2/2003 jan/03 456.025,72 21,27% 96.996,67 553.022,39 14/3/2003 fev/03 440.335,33 18,56% 81.726,24 522.061,57 15/4/2003 mar/03 373.990,17 16,77% 62.718,15 436.708,32 15/5/2003 abr/03 538.974,21 15,70% 84.618,95 623.593,16 16/6/2003 mai/03 499.811,95 16,01% 80.019,89 579.831,84 15/7/2003 jun/03 623.222,67 17,18% 107.069,65 730.292,32 15/8/2003 jul/03 533.998,80 17,67% 94.357,59 628.356,39 15/9/2003 ago/03 423.213,11 17,22% 72.877,30 496.090,41

15/10/2003 set/03 619.881,10 15,85% 98.251,15 718.132,25 14/11/2003 out/03 403.409,31 15,42% 62.205,72 465.615,03 15/12/2003 nov/03 552.354,83 14,85% 82.024,69 634.379,52 15/1/2004 dez/03 582.161,79 14,15% 82.375,89 664.537,68 13/2/2004 jan/04 125.717,07 13,16% 16.544,37 142.261,44 15/3/2004 fev/04 92.584,97 12,38% 11.462,02 104.046,99 15/4/2004 mar/04 1.672.367,16 11,12% 185.967,23 1.858.334,39 14/5/2004 abr/04 846.392,94 9,79% 82.861,87 929.254,81 15/6/2004 mai/04 472.195,82 8,37% 39.522,79 511.718,61 15/7/2004 jun/04 308.538,55 6,90% 21.289,16 329.827,71 13/8/2004 jul/04 209.613,16 5,52% 11.570,65 221.183,81 15/9/2004 ago/04 302.239,09 4,25% 12.845,16 315.084,25

15/10/2004 set/04 396.463,16 3,53% 13.995,15 410.458,31 12/11/2004 out/04 403.087,93 3,13% 12.616,65 415.704,58 15/12/2004 nov/04 369.529,76 2,29% 8.462,23 377.991,99 14/1/2005 dez/04 501.396,03 1,55% 7.771,64 509.167,67 15/2/2005 jan/05 565.211,01 1,15% 6.499,93 571.710,94 15/3/2005 fev/05 487.572,41 0,85% 4.144,37 491.716,78 15/4/2005 mar/05 521.211,47 0,00% - 521.211,47

TOTAL 13.701.276,58 1.532.283,40 15.233.559,98

DIFERENÇASALDO AJUSTE DO PIS


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DATA COMPETÊNCIA Posição em: 1/3/2005 336123VENCIMENTO IGPM REM. FIN. CVA

(R$) (%) (R$) (R$)

15/3/2004 fev/04 417.603,08 12,38% 51.699,26 469.302,34 15/4/2004 mar/04 7.693.368,74 11,12% 855.502,60 8.548.871,34 14/5/2004 abr/04 3.888.027,48 9,79% 380.637,89 4.268.665,37 15/6/2004 mai/04 2.164.859,31 8,37% 181.198,72 2.346.058,03 15/7/2004 jun/04 1.411.453,49 6,90% 97.390,29 1.508.843,78 13/8/2004 jul/04 956.043,48 5,52% 52.773,60 1.008.817,08 15/9/2004 ago/04 1.382.253,13 4,25% 58.745,76 1.440.998,89

15/10/2004 set/04 1.815.471,32 3,53% 64.086,14 1.879.557,46 12/11/2004 out/04 1.845.666,33 3,13% 57.769,36 1.903.435,69 15/12/2004 nov/04 1.691.337,09 2,29% 38.731,62 1.730.068,71 14/1/2005 dez/04 2.297.769,86 1,55% 35.615,43 2.333.385,29 15/2/2005 jan/05 2.591.694,71 1,15% 29.804,49 2.621.499,20 15/3/2005 fev/05 2.235.286,71 0,85% 18.999,94 2.254.286,65 15/4/2005 mar/05 2.388.974,16 0,00% - 2.388.974,16

TOTAL 32.779.808,89 1.922.955,10 34.702.763,99

DIFERENÇASALDO AJUSTE DO COFINS

Verificando a necessidade de compensar o saldo existente em até 3 anos como proposto pela ANEEL, foi calculado a parcela para esta Revisão considerando 1/3 da diferença apurada, conforme tabela abaixo:

ITENS TaxaDiferenças Apuradas

Parcela para Reversão em

2005

Prazo de reversão

PIS/COFINS IGPM 49.936.323,97 16.645.441,32 36

8.8. Diferenças Financeiras Referente ao Processo de Revisão Tarifária

8.8.1. Campanha de Medidas e Reestruturação Tarifária

Nas diferenças financeiras referente ao processo de revisão tarifária, mais especificadamente na Reestruturação de Tarifas, verificamos na proposta da ANEEL que somente foi contemplado o valor referente aos serviços de campo das campanha de medidas, referentes à contratação de empresas prestadoras de serviços para realização das medições e de pesquisa de posses e hábitos na amostra selecionada, e de gastos com materiais.

No entanto, não foi considerado os custos com a contratação de consultoria especializada para o desenvolvimento de estudos de caracterização de carga, análise das medições, cálculo do custo marginal de expansão, cálculo do custo marginal de capacidade, cálculo da tarifa de uso do sistema de distribuição, ajuste às tarifas verde e convencional, para formulação da proposta de reestruturação tarifária e realinhamento tarifário, estudo exigido pelo processo de revisão, conforme estabelecido pelo art 12 da Resolução nº 152, de 2003.


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Diante do exposto, a CELPE entende que deve ser considerado o valor referente contratação da consultoria especializada para reestruturação tarifária no total de R$ 190.000,00, a preços de Set/04.

contribuiÇÃo da celpe sobre a proposta da aneel … · contribuição da celpe sobre a proposta...

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