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Contribuição da CEPISA sobre a proposta de Revisão Tarifária disponibilizada para AP 012/05 1

CONTRIBUIÇÃO DA CEPISA SOBRE A PROPOSTA DA ANEEL DE

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DISPONIBILIZADA PARA A

AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 012/2005

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1. APRESENTAÇÃO

A CEPISA tem como objetivo a exploração do serviço público de distribuição de energia elétrica em todo o território piauiense, composto de 223 municípios, com área de 251.529km², população de 2.843.278 habitantes e densidade demográfica de 11,30 habitantes/km². No mês de dezembro de 2004, a CEPISA forneceu energia para 695.564 consumidores, distribuídos da seguinte forma: Residencial 86,4%, (68,8%, ou seja, 413.464 clientes, são classificados como Baixa Renda), Comercial 8%, Industrial 0,6%, Rural 3%, Demais Classes 2%.

O Sistema Elétrico da CEPISA apresenta características puramente radiais, envolvendo grandes distâncias, sendo constituído atualmente de 4.314 km de linhas de subtransmissão nas tensões de 138, 69 e 34,5 kV, 63 subestações com 669,5 MVA instalados, 142 alimentadores de distribuição, 29.877 km de redes de distribuição AT e BT, urbanas e rurais, 9.062 transformadores de distribuição com 512 MVA instalados.

2. INTRODUÇÃO O Presente documento, visa analisar os impactos da proposta de Revisão Tarifaria Periódica da Companhia Energética do Piauí – CEPISA, proposta pela Nota Técnica nº 187/2005 SRE/ANEEL, colocada em Audiência Pública nº 012/2005, sobre o fluxo financeiro da CEPISA no horizonte 2005/2009 – correspondente ao próximo período tarifário, e a manutenção do equilíbrio econômico financeiro da concessão. Esta manifestação formal é parte do processo da revisão tarifária ordinária da CEPISA, a ser concluído em 26/08/05, conforme previsto no Contrato de Concessão n° 04/2001. A CEPISA reconhece o grande esforço que vem sendo promovido pela ANEEL no intuito de aprimorar a metodologia aplicável à Revisão Tarifária Periódica como um todo, proporcionando ao administrador, especialmente ao gestor público, um trabalho especializado, necessitando porém de ajustes a cada área de concessão, respeitando as especificidades de cada região. Na analise do conteúdo da Nota Técnica, a CEPISA identificou itens que na sua avaliação merecem reconsideração. As considerações apresentadas pela CEPISA, conforme explicitadas neste documento, devem ser interpretadas pela ANEEL como sendo críticas de caráter construtivo, que visam única e

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exclusivamente o aperfeiçoamento do processo de revisão, visando a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. Nos Itens a seguir, apresentamos as considerações sobre os pontos relevantes do Reposicionamento Tarifário e do Fator X, bem como, a forma que a CEPISA julga que os mesmos devam ser contemplados para a manutenção do equilíbrio econômico- financeiro do Contrato de Concessão. Durante a fase de consulta e audiência pública e enquanto esteja em curso o processo de Revisão Tarifária Periódica, a CEPISA se reserva o direito de, sempre que julgar cabível, reavaliar conceitos e valores propostos, complementando e/ou retificando a argumentação contida no presente documento .

3. PERDAS

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. 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. O controle das perdas comerciais, têm sido um dos maiores desafios enfrentados pela CEPISA nos últimos anos. Historicamente, o índice de perdas globais apresentou patamares elevados conforme demonstrado no quadro abaixo:

Consumo Consumo Consumo Gwh/ano % Gwh/ano % Gwh/ano %

Energia Requerida 2000,66 100,00 2218,13 100,00 2399,17 100

Perdas Globais 637,19 31,85 695,56 31,36 825,31 34,40

Perdas Técnicas 262,42 13,12 287,08 12,93 354,12 14,76

Subtransmissão 145,23 7,26 123,11 5,55 146,83 6,12

Distribuição 117,20 5,86 163,97 7,38 207,29 8,64

Perdas Comerciais 374,77 18,73 408,48 18,43 471,20 19,64 Nota: Dados através simulação de Fluxo de Carga.

2002 2003 2004 Descrição

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Vale ressaltar que os índices de perdas calculados pela ANEEL tomam como base a energia entregue ao consumidor cativo, enquanto que a CEPISA calcula seus índices sobre a Carga Própria (energia entregue mais perdas de distribuição). A Cepisa juntamente com a Eletrobrás elaborou um trabalho, com base na análise das condições conjunturais e estruturais do sistema de operação comercial da CEPISA, dos indicadores de controle das perdas técnicas e comerciais, e das potencialidades de recursos atualmente disponíveis, resultando em um plano que procura estar em consonância com os requisitos definidos pela ANEEL e pela Eletrobrás, e com as melhores práticas que vêm sendo adotadas pelo mercado. O trabalho resume o conjunto de ações estratégicas definidas pela CEPISA para o combate às perdas para o qüinqüênio 2005-2009. Estabelece as metas plurianuais e as correspondentes ações estratégicas para recuperação contínua e sustentada das receitas da CEPISA. Inclui a descrição da situação atual e das ações previstas para o curto prazo (2005) e para os demais anos do qüinqüênio. Apresenta ainda os investimentos/despesas necessários à execução das ações e as expectativas de redução de perdas. O Conjunto de ações para o período de 2005-2009, constantes deste plano de combate às perdas, envolve medidas de combate às perdas, com um planejamento contemplando o diagnóstico, alternativas de ação, estudo de viabilidade econômica e indicadores perseguidos. O volume de recursos são da ordem de R$ 403 milhões, que poderão representar uma redução no índice de perdas comerciais de 19,7% para 11,7% e das perdas técnicas de 14,8% para 12,7 com perdas totais passando de 34,4% para 24,4%. O elevado nível de perdas de energia que vem sendo observado e a tendência de crescimento do mesmo é um dos grandes problemas da CEPISA que vem comprometendo o desempenho empresarial. 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. A distribuição de energia provoca perdas técnicas e tem seus valores proporcionais às condições operativas do sistema. Além dessas perdas, existem ainda aquelas originadas no sistema de comercialização, conhecidas como perdas comerciais. Conforme procedimentos adotados pela quase totalidade das empresas do Brasil, as perdas globais de energia são obtidas pela seguinte fórmula:

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Perda Global = Compra + Geração Líquida – Vendas Observa-se nessa fórmula a importância do tipo de mercado de cada empresa nos níveis de perdas, ou seja, para as concessionárias com mercado industrial elevado e que tenham geração própria, as perdas tendem a atingir valores mais baixos, enquanto nos mercados onde a classe residencial responde pela maior parcela de consumo, as perdas devem ser mais elevadas.

3.1 PERDAS TÉCNICAS

As perdas técnicas são avaliadas em cada um dos principais segmentos do sistema de distribuição, conforme citado a seguir:

• Alimentadores primários; • Transformadores de distribuição; • Rede secundária.

O valor das perdas técnicas resulta da soma das perdas nos três segmentos acima citados mais as perdas nos ramais de ligação, medidores, conexões e correntes de fuga, aqui referenciadas como perdas mistas. As perdas nos alimentadores de distribuição na rede secundária e ramais de ligação são devidos ao efeito joule (RI2), e dependem diretamente do tipo de cabo, do comprimento e do carregamento desses circuitos. As perdas nos transformadores são desdobradas em: perdas no cobre e perdas no ferro. As perdas no ferro são constantes para cada tipo de transformador, e independem do seu carregamento, enquanto as perdas no cobre são proporcionais ao carregamento dos transformadores. Por essa razão, quando um transformador é super dimensionado, suas perdas se tornam relativamente elevadas, o que ocorre normalmente na zona rural e em clientes com transformador exclusivo, como é o caso de condomínios residenciais e comerciais.

3.2 PERDAS COMERCIAIS

As perdas comerciais têm como principais causas às nomeadas abaixo: § Falta de medidores, § Consumidores clandestinos, § Problemas de cadastro, § Fraude e desvio,

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§ Administrativas – Sistemas de Gestão. A estimativa dos valores de perdas comerciais atribuídas a cada uma das causas não é tarefa fácil, especialmente no caso em que existem poucas informações relativas a problemas de cadastro, número de consumidores clandestinos, estatísticos relativas à fraude e desvios etc., porém é possível estimar estes valores com base em valores típicos observados em outras empresas que apresentam alguma semelhança com a CEPISA. As principais causas das perdas comerciais são as seguintes: 3.2.1 Falta de Medidores Atualmente a empresa tem cerca de 90.000 consumidores sem medição. Estima-se que a perda média anual por consumidor sem medição é de cerca de 1.788 kWh. Este valor foi estimado através da diferença entre o consumo médio total, 2.148 kWh/ano e o valor do consumo mínimo, 360 kWh/ano. 3.2.2 Consumidores Clandestinos Este tipo de ligação caracteriza-se por unidades consumidoras que não têm contrato legal com a concessionária e ligação da unidade consumidora ao sistema elétrico à revelia da CEPISA. Em sua quase totalidade, estas unidades consumidoras resultam de invasões em áreas urbanas e periféricas das grandes cidades. Além destes, podemos enumerar ainda as ligações feitas de modo intermitente, como é o caso da ação de ambulantes em festas e festejos, a ação de irrigantes, que se conectam ao sistema elétrico, em sua maioria, ao sistema de média tensão através de bastões isolados e transformadores instalados na traseira de pick-up’s e, ainda na execução de obras e serviços públicos por empresas terceirizadas ou pelo próprio poder público. Para os casos de ligações clandestinas feitas de modo permanente, sobra uma pequena parcela deste total, referente a ligações de unidades consumidoras residenciais e pequenos comércios. Estima-se que o número de consumidores clandestinos conectados a rede da empresa esteja entre 5 a 7% do número total de consumidores. Dessa forma, estimou-se a existência de 34.000 consumidores clandestinos em toda a empresa. O consumo médio do consumidor clandestino foi considerado como sendo cerca de 1.504,6 kWh/ano, isto é, 70 % do consumo médio total da empresa. 3.2.3 Erros de Cadastro O cadastro de clientes existente necessita de urgente atualização. Estima-se que o número de consumidores com problemas de cadastro encontra-se entre 4 e 5 %

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do número total de consumidores, ou seja, em torno de 34.778. A perda devido a problema de cadastro foi estimada em 2.148 kWh/ano por consumidor, valor que corresponde ao consumo médio total da empresa. 3.2.4 Fraude e Desvio Esta prática, fraudes, consiste na adulteração de equipamentos de medição e desvios da alimentação de cargas por meio de um “by-pass” nos medidores, são adotadas por consumidores cadastrados na empresa que buscam artifícios para reduzir suas faturas, sem no entanto reduzir o consumo da energia. Constata -se com freqüência que estes consumidores aumentam seu consumo, e em especial nas cargas que estão alimentadas pelo “by-pass”. Estima-se que o número de consumidores com problemas de fraude e/ou desvio encontra-se entre 5% e 6% do número total de consumidores da empresa, correspondendo à cerca de 38.256 consumidores. O valor das perdas por consumidor devido a estas causas foi estimado em torno de 3.222 kWh/ ano, correspondendo a uma vez e meia o consumo médio total da empresa. 3.2.5 Administrativas De uma maneira geral as perdas administrativas correspondem as energias não faturadas devido a problemas como: § Erros devido a problemas nos medidores, § Erros no registro do consumo, § Erros na leitura, § Erros nas estimativas de consumo, § Erros no registro do consumo de praças, logradouros, semáforos, cabines

telefônicas, etc. A quantificação das perdas devido a este conjunto de causas foram estimadas em cerca de 4.100 KWh/ano .

3.3 CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO

3.3.1. Sistema Interligado O suprimento de energia elétrica do Estado do Piauí é feito através do sistema Interligado Norte/Nordeste a partir das subestações 500/230 KV de Boa Esperança,Piripiri, São João do Piauí e Teresina II. Da subestação de Boa Esperança saem duas linhas de transmissão em 230 kV para a subestação de Teresina I, que também recebe duas linhas em 230 kV de Teresina II, que suprem a grande Teresina, partindo daí uma linha, também em

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230 kV, para Piripiri na região Norte, interligando-se com a subestação de Sobral, localizada no Estado do Ceará. Da subestação de São João do Piauí, sai uma linha de 230 kV para a subestação de Picos e uma linha de 230 kV, operando em 69 kV, até Elizeu Martins, no sul do Estado, que até dezembro de 2005 passará a operar em 230 kV.

3.3.2 Sistema de Distribuição

O Sistema Elétrico da CEPISA apresenta características puramente radiais, envolvendo grandes distâncias, sendo constituído atualmente de 4.314 km de linhas de subtransmissão nas tensões de 138, 69 e 34,5 kV, 63 subestações com 669,5 MVA instalados, 142 alimentadores de distribuição, 29.877 km de redes de distribuição AT e BT, urbanas e rurais, 9.062 transformadores de distribuição com 512 MVA instalados. Atualmente, as condições operativas do sistema apresentam a seguinte situação:

§ Dos 90 transformadores de força em operação, 14 estão com carregamento entre 90 e 100 % e 9 com carregamento acima de 100%, representando juntos, 25% do total, em situação preocupante;

§ Das 63 subestações em operação, 20 estão com níveis de tensão

precários/críticos e 17 (dezessete) com regulação acima de 15%, representando juntas, mais de 60% em situação preocupante;

§ Dos 142 (cento e quarenta e dois) alimentadores em operação, 25 (vinte e cinco) estão com carregamento acima de 100 %, representando 17,6% total;

Somente no triênio, 2002/2003/2004, o Setor de Análise de Projetos da CEPISA aprovou Projetos Particulares que totalizaram 163.873 kVA solicitados, tendo parte desse montante de carga já sido incorporada ao sistema de distribuição, além do crescimento vegetativo do mercado e da implantação do programa Luz Para Todos, sem, no entanto, haver praticamente nenhum reforço no sistema de subtransmissão.

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M

A

R

A

N

H

Ã

O

P. DUTRA

PE

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AM

BU

CO

CURRAL NOVO

SOBRADINHO

CE

AR

Á

CABECEIRAS

UNIÃO

LAGOAAL EGRE

JOSE DE FREITAS

MARAMBAIA

JÓQUEI66,0MVA

INHUM A

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PIA

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Pov. COVA DONGA

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ALAG OINHA

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ANTOS

S.JUL IÃO

PAQUETÁ

COLÔNIADO PIAUÍ

AROAZES

PIMENTEIRAS

LAGOA DO SÍT IO

SANTA CRUZ DOS MILAGRES

S. M IGUEL DA BAIXA GRANDE

HU GO N APOLEÃOJARDIM D O

MULATOR EG ENERAÇ ÃO

BA

RRA

D

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ÂN

TAR

A

TANQUEDO PIAUÍ

BENEDITINOS

P AS SAGEM FRANCABARRO DURO

OLHO D’ÁGUA

CO IVARAS

NOVO STO.ANTÔNIOALTO LONGÁ

PRATA DO PIAUÍ

ASSUNÇÃODO PIAUÍ

BURITI DOS MONTES

B ET ÂNIA DO PIAUÍ

POV. PI PO CAS

FL ORESTA DO PIAUI

SANTO INÁCIODO PIAUÍSÃO MIG UEL

DO FI DA LGO

PAES LANDIM

ITAUEIRA

RIO GRANDEDO PIAUÍ

PAVUSSÚ

CANAVIEIRA

PAJ EÚ DO PIAUÍ

F LORES DO PIAUÍ

SOCO RRO DO PIAUÍ

ISAIAS COELHO

BELA VISTADO PIAUI

CONCEIÇÃODO CANINDÉ

S. FRANCISCO DEASSIS DO PIAUI

SIMÕES

FC O . MA CE DO

CASTELO

CAPITÃO DE CAMPOS

SÃO J OÃO DA FRONTEIRA

SOBRAL

O C E A N O A T L Ã N T I C O

COCAL

COCAL DOS ALVES

BOM PRINCÍPIO

CAMPOLARGO

NOSSA SENHORA DOS REMÉDIOS

TABULEIROS

LAGOA DE SÃO FRANCISCO

BOA HORA

ARRAIAL

SANTA ROSA DO PIAUÍ

F RANCISCO AIRES

CAJAZEIRASDO PIAUÍ

STA. CRUZ DO PIAUI CALDEIRÃO GRANDE

M ARCOLÂNDIA

ITAPISSUMA

PERITORÓ

2X60,0MVA10,0MVA

5,0MVA

3,0 MVA

5,0MVA

OP.

EM

13

.8K

V

OP .

EM

13

.8K

V

12,5 MVA2,0MVA

2x2,5MVA

2x6,5MVA

SÃO FÉLIX

5,02,0

MVA

1,5 MVA 1,5 MVA

1,5 MVA

3,0 MVA

3,0MVA

5,0MVA

0,5 MVA

6,52,5 MVA

2x5,0

5 MVA

LAGOINHA DO PIAUI

69 KV

M IGUEL LEÃO

0,5 MV A

2X1,5MVA

1,0MVA

6,51,5

MVA

MADE IRO

S. J. DO DIV INO

ANGICAL

CE

AR

Á

O C E A N O A T L Â N T I C OILHA GRANDE

DE STA. ISABEL

LUIZ CORREIA

CAMURUPIM

SA

NTA

NA

DO P

I AUÍ

CARAÚBAS DO PIAUÍ

BURITI DOS LOP ES

JOAQ UI M PIRES

LUZILÂ ND IA5, 0MVA

J OCA MARQUES

STA. QUITÉRIA

PORTO

SÃO JOÃO DA SERRA

MACAÚBA50,0MVA

MARQUÊS52,5MVA

BEL ÉM DO PIAUÍ

DOM

EXP

EDI T

O LO

PES

PARNAÍBA

PIRIPIRIBARRAS

CAMPO MAIOR

PARNARAMA

M URICI D OS PORT ELA S

COCAL DE TELHAN. S. DE NAZARÉ

S. FRANCISCODO MARANHÃO

I PIR

AN

GA

MO NS. HIPÓLITO

BOCAI

NA

CARIDADE

GEMI NI AN O

SÃO JOÃO DO ARRAIAL

VÁR ZEA GRANDE

FRANCI-NÓPO LIS

VALENÇA

20,0+8,0MVA

CAXINGÓ

1x12,5 MVAALTOS

DEM ERVAL

LOBÃO

SÃO

JO

SÉ D

O P

IAU

Í

S. J. DA VARJOTA

CAMPINAS DO PI AUÍ

2,5 MVA

6,5 MVA

SEDE UAC

SEDE MUNICIPAL

SUPRIDA CEPISA

SUPRIDA OUTRACONCESSIONÁRIA

EU CATEX

AMARANTE

JUNCO

2 x6 ,5 MVA

12,5 MVANAZÁRIA

AGESPISA

6,5 MVA

TERESINA

P. DUTRA

1,5 MVA

10 MVA

S/E S.J.SERRA

BEM BO M

0,5MVA

LAG OINH A

0,5MVA

P ov.S.JOA QUIM0,5MVA

BATALHA

10,0MVA

5,0MVA

5,0MVA

1x12,5MVA

(2002

)

SATÉLITE(2003)2x20/25MVA

6,25MVA(2002)

(2002)6,25MVA

10/12,5MVA(2002)

( 200

2)

6,5 MVA(2001)

SEDE GERÊNCIATÉCNICA

(2002)

TabuleirosLitor âneos

SÃO BERNARDO

2x1,5 MVA

(2003)

BUNGE 10MVA (2003)

0,5 MVAPov. COQUEIRO

( 2003)

20MVA I.C.S.A4MVA

SUSSU APARA3MVA

PALMEIRAIS

STO. A. DO S M ILAGRES

S. GONÇALO DO PIAUÍ

S.PED

RO12,5MVA

AGRICOL ÂNDIA

2x6,5MVA

BOQUEIRÃO

12,5MVA

NOVO NILO2,0MVA

M.OLÍMPIO5,0MVA

B.GRANDE6,25MVA(2004/05)

6,25MVA(2004)

6,25MVA(2004)

(2004)3 MVA

(2 00

4 )

6,25MVA(2005)

SE CERRADOS2x12,5MVA

(2007)

80MVA(2005/06)

12,5 MVA(2005)

2x25,5MVA(2007/08)

Pq.Ind.SUL

PARNAÍBA II2x12,5MVA

(2005)

6,25MVA(2005)

P O T Y2x25MVA(2005/06)

RENASCENÇA2x25MVA(2007/08)

(2004/05)6,25MVA

(2004)12,5MVA

(2004)

(200

4/05

)

(20 04)

(20 03) (200 5/06)

(2006)

(2 00 4/0

5)

(2005

/07)

( 2006/07)

(2004)

(20

06/0

7)

(20

05/ 0

6)

( 200

5/06)

(20 06/0 7)

6,25MVA(2007)

6,25MVA(2007)

(200

7/0

8)

(200

6/ 07)

(200 8)

( 2004/ 05)

( 2007/0 8)

( 200

7/08)

( 2004/0

5)

(2008)

( 2006 /08)

(200 5/

06)

CAJUEIRO DA PRAIA

Carcinocultura

Eco-turismo

Eco-turismo

Pq NacionalSETE CIDADES

Agricultura Irrigada

Delta do Parnaíba

Mineração de Cal

Eco-turismo

Pq NacionalSERRA DA CAPIVARA

Eco-turismo

Pq NacionalSERRA DAS CONFUSÕES

Agriculturade LargaEscala

Mineração de Cal



Indústria de Cimento

Mineração de OPALA

Mineraçãode Mármore

Pq NacionalCACHOEIRADO URUBÚ

Eco-turismo

6,25MVA(2004/05)

Mineração de Fosfato

Frigorífico

1ª UNIDADE DE PRODUÇÃO 1ª UNIDADE DE PRODUÇÃO DE BIODÍESEL DO PIAUÍDE BIODÍESEL DO PIAUÍ

MORRO DO CHAPEU DO PIAUÍ

ESPERANTINAPI RACU RUC A

DOMINGOS MOURÃO

6,5MVAPEDRO II

B RASILEIRA

M. ALVES4,0MVA

MILTON BRANDÃO

JATOBÁ SIGEFREDO PACHECO

SIG.PACHECO0, 5 MVA

JUAZEIRO DO PIAUÍ

S.MIGUEL DO TAPUIO1,5MVA

L AGOA DO PIAUÍ

MONSENHOR GI L

CURRALINHO

E.VELOSO

FRONTEIRASVI LA NOVA

6,5 MVA ALEGRETE

PADRE MARCOSJAICÓS

1,5 MVA

M ASSAPÊ DO PI AUÍ

CAM PO GRANDE

PIAUÍPATOS DOVERA MENDES

WAL L F ERRAZ

ITAINÓPOL IS

JACOBINA

PAULISTANA2x1,5MVA

ACAUÃ

1,5MVA

5 MVA

1,5 MVA

CO L ÔNI A D O G URGU ÉIA

M ANO EL EM Í DIO

MVA 6,52,5

1,5 MVA

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3.4 PLANO DE REDUÇÃO DE PERDAS

A CEPISA elaborou para o período de 2005-2009 este plano de ações de combate às perdas buscando a redução de 34,4% para 24,4%. A elaboração do Plano de Redução de Perdas está baseada nos seguintes fatores:

§ previsões para o mercado de energia referente ao período; § avaliação das perdas técnicas para o período, segregada nos

segmentos da transmissão, subtransmissão e distribuição; § avaliações empresariais do plano, analisando os aspectos de

competência orçamentário, econômico e financeiro. Para tanto, foram estabelecidas metas a serem atingidas, alocados recursos e definidos coordenadores de projetos. Com base nas ações de controle de perdas que vêm sendo realizadas, nos estudos e diagnósticos realizados, e na observação de práticas e resultados já alcançados por outras Concessionárias, estão sendo planejados 29 conjuntos básicos de ações para o tratamento sistemático de gestão de perdas com enfoque no desenvolvimento de competências nos seguintes tópicos: Gestão de Perdas

Capacidade de controlar o programa de combate às perdas de maneiras dinâmicas e racionais, baseadas na vigilância permanente da efetividade econômico-financeira das ações em desenvolvimento, bem como no estabelecimento oportuno de novas estratégias.

Prospecção de Perdas

Capacidade de manter alta eficiência e eficácia na identificação de irregularidades no sistema de medição, faturamento e arrecadação.

Regularização

Capacidade de regularizar imediatamente as deficiências identificadas em sistemas, processos, equipamentos e instalações que possam causar perdas nas operações.

Arrecadação

Capacidade de agilizar o processo e de aumentar a eficácia do sistema de cobrança na recuperação receitas.

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Prevenção de Perdas

Capacidade de agir pro-ativamente na identificação de vulnerabilidades e na definição de meios de bloqueio e blindagens em sistemas, processos, equipamentos e instalações que possam causar perdas nas operações.

3.4.1 - Gestão de Perdas

3.4.1.1 Engajamento da Empresa Plano de Curto Prazo: Promover o engajamento de toda a equipe através de campanhas permanentes de endomarketing, treinamentos e da sistematização de um amplo programa de estabelecimento de objetivos e metas, de definição de responsabilidades e de incentivos e premiação para todos os gerentes, funcionários e contratados. Plano Qüinqüenal: Consolidação do programa de engajamento. Investimento: R$ 300 mil / ano no período de 2005 a 2009.

3.4.1.2 Diagnóstico Perdas Comerciais Plano de Curto Prazo: Aplicar um modelo estatístico que possibilite a segregação das causas das perdas comerciais, a partir de uma fiscalização amostra de cerca de 4.000 unidades consumidoras ativas e inativas. Essa metodologia permite identifi car, com pequena margem de erro aproximadamente 2%, o nível de perdas comerciais por causas e sinalizar os montantes por macro -regiões. Plano Qüinqüenal: Manutenção de um programa sistemático de aplicação da metodologia a cada ano para aferição da eficácia das ações de combate às perdas e para identificação de modificações nos perfis das causas. Investimento: Em 2005, R$ 40 mil referentes à contratação da metodologia estatística e suporte técnico no desenvolvimento do projeto. As demais despesas, relacionadas principalmente à realização das inspeções amostrais já se encontram incluídas no item 13. Expansão da fiscalização. Para os demais anos, pode-se prever algo em torno de R$ 20 mil / ano para a manutenção do processo. Além disso, o aprimoramento da metodologia poderá ser desenvolvido pelos recursos de P&D.

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3.4.1.3 Diagnóstico de Perdas Técnicas Plano de Curto Prazo: Desenvolvimento de priorização do Plano de Obras de maneira a contemplar algumas obras com impactos significativos na redução de perdas técnicas e que tenham viabilidade técnico-econômica, associada ao incremento do sistema de medição de fronteira, medição de alimentadores e segmentos de trafos. Plano Qüinqüenal: Consolidação desta diretriz e desenvolver um processo de integração com perdas comerciais. Investimento: Os investimentos para esta ação estão acoplados aos investimentos nos sistemas de informação comercial e técnico. O aprimoramento da metodologia poderá ser desenvolvido pelos recursos de P&D.

3.4.1.4 Avaliação de Indicadores de Eficiência Econômico-Financeira Plano de Curto Prazo: Sistematizar a avaliação contínua da eficiência econômico-financeira de cada uma das ações de combate às perdas. Plano Qüinqüenal: Consolidar o processo e desenvolver suporte informatizado para esta função. Investimento: Os investimentos de curto prazo não implicam em montantes significativos, pois pode ser desenvolvida uma sistemática de avliação dentro da própria empresa. Para o período de 2006 a 2009, deve-se contratar uma metodologia, com custo estimado de R$ 150 mil.

3.4.1.5 Gerência Plano de Curto Prazo: Criação de uma estrutura de combate às perdas, dotada de infra -estrutura adequada, que deverá atuar matricialmente nas diversas áreas envolvidas no processo, gerindo metas, ações e recursos. Plano Qüinqüenal: Implementar sistemas inteligentes de Gestão de Perdas, a serem desenvolvidos com recursos disponíveis para programas de P&D. Investimento: Não necessita de investimentos significativos.

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3.4.1.6 Capacitação Gerencial Plano de Curto Prazo: Desenvolver e implementar um programa regular de capacitação básica em gestão de perdas para todos os gerentes da concessionária, em consonância com o Plano de Desenvolvimento Gerencial que se pretende implementar. Plano Qüinqüenal: Manutenção do programa básico de capacitação e implementação de treinamentos especializados de acordo com as necessidades de cada gerência. Investimento: R$ 100 mil / ano por todo o período.

3.4.1.7 Sistema Comercial Plano de Curto Prazo: Será implementado o sistema comercial AJURI, de forma a agregar valor aos processos de negócio, possibilitando a implementação de novas práticas e novos processos de negócio, conferindo maior agilidade e confiabilidade nos resultados. A solução utiliza, de forma parcial, tecnologia Inet (Internet e intranet), utiliza uma arquitetura cliente servidor, apresenta funcionalidades não encontrada no sistema atualmente implantado, tais como: módulo de medidores (histórico de medidores, registro de laudo de aferição) e de fiscalização (gerência de processo por fraude, desvio de energia, simulação parametrizadas para planejamento de inspeções, etc.). Plano Qüinqüenal: Consolidação e desenvolvimento dos módulos do sistema. Investimento: No curto prazo, serão aplicados R$ 3,250 milhões e no longo prazo estima-se R$ 600 mil / ano, no período de 2006 a 2009 para fazer frente às manutenções e desenvolvimentos que serão de responsabilidade solidária das Empresas Federais de Distribuição.

3.4.1.8 Procedimentos Comerciais

Plano de Curto Prazo: Desenvolver e implantar o Manual de Padronização de Procedimentos Comerciais de acordo com as melhores práticas do mercado, com o novo sistema comercial AJURI, e com capacitação das equipes. Plano Qüinqüenal: Manutenção dos procedimentos comerciais.

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Investimento: R$ 300 mil no curto prazo para contratação de metodologia, sistema e execução. A manutenção dos procedimentos não implicará em montantes significativos.

3.4.1.9 Sistema de Medição e Lacres Situação Atual: Não existe na CEPISA um sistema dedicado à gestão de medidores e de lacres. O controle desses ativos é realizado através de planilhas Excel em estações de trabalho não integradas. Esta situação não permite a rastrear equipamentos de medição, históricos de movimentação e outros fatores importantes como a definição de responsabilidades advindos da selagem. Plano de Curto Prazo: Incorporação do novo sistema comercial AJURI com um sistema dedicado à gestão de medidores e de lacres. O controle desses ativos em estações de trabalho integradas permitira rastrear equipamentos de medição, históricos de movimentação e outros fatores importantes como a definição de responsabilidades advindos da selagem. Plano Qüinqüenal: Desenvolvimento do processo de controle de equipamentos de medição e de lacração e o módulo de medição do sistema AJURI, de forma a incorporar as novas tecnologias de logística e controle disponibilizadas no mercado, tais como: código de barras, selos eletrônicos etc. Também será necessário o desenvolvimento de um programa de reselagem dos equipamentos de medição. Investimento: De maneira geral, os investimentos para o sistema já estão incorporados nos custos do sistema comercial AJURI. Para o programa de reselagem estima-se um investimento da ordem de R$ 100 mil / ano.

3.4.1.10 Sis tema de Fiscalização da Medição

Situação Atual: Não existe na CEPISA um sistema dedicado à fiscalização da medição. O controle de campanhas de inspeção é realizado através de planilhas Excel em estações de trabalho não integradas. Esta situação não possibilita o estabelecimento da melhor eficiência na programação dos serviços de forma a otimizar o resultado das inspeções. Plano de Curto Prazo: Incorporação do novo sistema comercial AJURI com um sistema dedicado à fiscalização da medição. O controle de campanhas de inspeção em estações de trabalho integradas possibilitará o estabelecimento da melhor eficiência na programação dos serviços de forma a otimizar o resultado das inspeções.

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Plano Qüinqüenal: Desenvolvimento do processo de gestão da fiscalização, com a incorporação de metodologias mais modernas e eficientes (ex: redes neurais, inteligência artificial etc.) na identificação de vestígios de fraudes e irregularidades no sistema de medição, faturamento e arrecadação; eficientizando a assertividade. Além de incorporar registros confiáveis e provas técnicas sobre estes processos de perdas. Investimento: De maneira geral, os investimentos para o sistema já estão incorporados nos custos do sistema comercial AJURI. O aprimoramento da metodologia poderá ser desenvolvido pelos recursos de P&D.

3.4.2 Prospecção de Perdas

3.4.2.1. Engenharia de Medição

Plano de Curto Prazo: Elaboração de convênio com o IMEPI (Instituto de Metrologia do Piauí). Contratação de auditoria técnica em todos os aspectos que envolvam o sistema de medição (equipamentos, métodos, técnicas e ferramentas), com formulação de plano de adequação e padronização. Plano Qüinqüenal: Adequação à norma NBR ISO/IEC 17025/2001 (Requisitos Gerais para Competência de Laboratório de Calibração e Ensaios). Investimento: R$ 50 mil no curto prazo para a contratação de auditoria técnica. Deverá ser investido R$ 20 mil ao longo do período 2006 – 2009.

3.4.2.2. Expansão da Fiscalização (Inspeção)

Plano de Curto Prazo: Contratar 03 equipes (02 eletrotécnicos cada) dedicadas exclusivamente para inspecionar todas as unidades consumidoras do grupo A, a cada 12 meses. Contratar 24 equipes (01 eletrotécnico e 01 eletricista cada), 07 auxiliares de cálculo/negociação e 02 supervisores de campo dedicadas exclusivamente para inspecionar 5% das unidades consumidoras do grupo B a cada 12 meses. Plano Qüinqüenal: manutenção com redimensionamento das equipes de inspeção das unidades consumidoras do grupo A a cada 09 meses. Para tal será necessária a contratação de mais 01 equipe (02 eletrotécnicos cada), totalizando 04 equipes. Manutenção com redimensionamento das equipes de inspeção a fim de inspecionar 10% das unidades consumidoras do grupo B a cada 12 meses. Para tal será necessária a contratação de mais 27 equipes (01 eletrotécnico e

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01 eletricista cada), 14 auxiliares de cálculo/negociação e 04 supervisores de campo, totalizando 51 equipes. Investimento:

2005 2006-2009 2005 2006-2009

Dsespesa Anual 252.000,00 312.000,00 1.959.600,00 4.020.000,00

Receita Recuperada / ano 2.501.730,00 471.514,03 4.627.907,39 6.787.597,51Energia Recuperada (Gwh) / ano 14,41 2,72 14,06 20,62

Energia Total (Gwh) / ano 1.497,00 1.497,00 1.497,00 1.497,00

Energia Recuperada (%) / ano (*) 0,96% 0,18% 0,94% 1,38%(*) sem perpetuidade

Grupo A Grupo B

3.4.2.3. Medição de Fronteira

Plano de Curto Prazo: Implantação da segunda etapa do projeto com a instalação de mais 40 conjuntos de medição de retaguarda e mais 12 conjuntos (interligações outras concessionárias). Como estes sistemas de medição representam a contabilização de grandes blocos de energia, erros de medição significam montantes financeiros expressivos, necessitando de estabelecimento de uma política de verificação periódica dos sistemas de medição de fronteira. Plano Qüinqüenal: manutenção do controle do sistema de medição de fronteira e, mapeamento e adequação da fronteira à jusante do sistema da concessionária (interligações). Investimento: Os investimentos associados a esta ação já estão contemplados no Programa de Redução de Perdas Técnicas.

3.4.2.4. Leitura Plano de Curto Prazo: Desenvolver procedimentos específicos e sistematizações de tratamento destas informações como subsídio para a elaboração de campanhas de combate à fraude. Este processo necessita de investimento em treinamento das equipes de leitura e de entrega. Plano Qüinqüenal: Automatizar o tratamento deste canal de informação dentro dos vários sistemas : comercial, medição e fiscalização. Investimento: Investir R$ 20 mil em 2005 para a realização de treinamento e R$ 20 mil na automatização dos sistemas computacionais.

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3.4.2.5. Medição no Alimentador Plano de Curto Prazo: Instalar medição nos 56 alimentadores. Plano Qüinqüenal: Completar a instalação de medição nos demais alimentadores ainda em 2006.

Investimento: Os investimentos associados a esta ação já estão contemplados no Programa de Redução de Perdas Técnicas.

3.4.2.6. Medição no transformador - Rede secundária

Plano de Curto Prazo: Instalar medição de controle para 20 saídas de transformadores de distribuição em regiões mais críticas em 2006. Plano Qüinqüenal: Ampliação da medição em mais 200 saídas de transformadores no período de 2006-2009. Investimento: R$ 20 mil no curto prazo e mais R$ 50 mil / ano para o período 2006 – 2009.

3.4.2.7. Medidores eletrônicos nos clientes do grupo A Plano de Curto Prazo: Substituição de 50 medidores eletromecânicos e/ou dos conjuntos de medições ativo-reativo por medidores eletrônicos. Plano Qüinqüenal: Substituição de 150 medidores eletromecânicos e/ou dos conjuntos de medições ativo-reativo por medidores eletrônicos por ano no período de 2006-2009. Investimento: R$ 80 mil (medidor + padrão de entrada + mão de obra) no curto prazo, mais R$ 200 mil por ano no período 2006 – 2009.

3.4.2.8. Medição de Reativos no Grupo B Plano de Curto Prazo: Substituição de 50 medidores eletromecânicos e/ou dos conjuntos de medições ativo-reativo por medidores eletrônicos em 2006 em instalações consumidoras com consumo médio superior a 1200 Kwh. A expectativa média é de recuperação de R$ 100/UC/mês . Plano Qüinqüenal: Substituição de 100 medidores eletromecânicos e/ou dos conjuntos de medições ativo -reativo por medidores eletrônicos a cada ano no período de 2006-2009, passando-se dessa forma a ser faturados os valores de

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energia reativa para os maiores consumidores desse grupo. A expectativa média de recuperação de R$ 78/UC/mês. Investimento: No curto prazo o investimento é de R$ 41,8 mil / UC (medidor + mão de obra), e mais R$ 94 mil (medidor + mão de obra) a cada ano no período de 2006 a 2009.

3.4.3 - Regularização

3.4.3.1. Cadastro Comercial e Sistema de Gerência da Rede Elétrica. Plano de Curto Prazo: Aquisição e instalação do novo sistema comercial, com previsão para conclusão até o final do ano de 2005. Esta ação permitirá à CEPISA atualizar sua base de dados com informações adequadas e confiáveis, tanto no que diz respeito ao consumidor quanto ao sistema elétrico, o que possibilitará a identificação rápida e precisa das inadequações, bem como dará suporte de informações na utilização de soluções técnicas aos problemas identificados. Plano Qüinqüenal: Aquisição e instalação do sistema de gerência de rede e realizar o recadastramento comercial e do sistema elétrico da CEPISA, em toda sua área de concessão. Investimento: No curto prazo, será necessário um investimento de R$ 400 mil, e para o projeto de recadastramento comercial e técnico e implantação do sistema de gerenciamento técnico, será necessário investir R$ 2,7 mil a cada ano do período 2006 – 2009.

3.4.3.2. Recadastramento de IP, semáforos, etc.

Plano de Curto Prazo: Desenvolver um programa piloto de recadastramento e sistematização das informações acoplado ao programa de eficientização da iluminação pública RELUZ. Plano Qüinqüenal: Desenvolver aplicativos informatizados específicos e procedimentos operacionais para assegurar a exatidão cadastral e aproveitar todo o desenvolvimento do programa RELUZ para o recadastramento de IP. Investimentos: Para o programa piloto será necessário um investimento de R$ 20 mil, enquanto o investimento para os demais anos deve ser integrado no programa RELUZ. Quanto ao software de suporte, já estaria incluído no sistema comercial.

3.4.3.3. Instalação de Medidores

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Plano de Curto Prazo: Adquirir e instalar 40.000 medidores – Esta ação está em curso e é de vital importância, já tendo sido adquiridos todos os 40.000 medidores, e instalados mais de 50% destes. Plano Qüinqüenal: Aquisição e instalação de 113.000 medidores para regularização e mais 36.000 por ano entre 2006 e 2009, e regularização do processo de aquisição de medidores no sentido de não realizar ligações de unidades consumidoras sem medição. Investimento: A aquisição e instalação dos 40.000 medidores, a se completar é de R$ 4 milhões. Para suprir o deficit de medidores dos consumidores do grupo B no total de 113.000, o investimento é da ordem de R$ 16,2 milhões para o ano de 2005 e R$ 3,230 milhões para cada ano do período de 2006 a 2009. Para medidores trifásicos o investimento é de R$ 540 mil a cada ano do período. O custo de cada medidor monofásico instalado é de R$ 130,00. O consumo médio dos clientes monofásicos com medidor é de 90 Kwh/mês. Considerando que sem a medição, o cliente consuma mais do que normalmente consumiria, a recuperação é de cerca de R$ 34,00/mês/cliente, o que significa uma recuperação do investimento em até quatro meses.

3.4.3.4. Medidores Obsoletos

Plano de Curto Prazo: Aquisição e instalação de 7.000 medidores monofásicos em 2006, para substituição de medidores obsoletos, cujos resultados indicavam erros de medição fora da faixa admissível. Atualmente estima-se que cerca de 70.000 medidores monofásicos encontram-se obsoletos. Plano Qüinqüenal: Aquisição e instalação de 15.000 medidores monofásicos a cada ano do período. Investimento: Investir R$ 931 mil em 2006 e R$ 1.995 mil / ano entre 2006 e 2009. Considerando que neste caso a recuperação representa 70% da recuperação no caso de clientes sem medição, estima-se um retorno de R$ 24/mês/cliente, o que significa uma recuperação do investimento em até seis meses.

3.4.3.5. Ligações Clandestinas Plano de Curto Prazo: Mapear as áreas clandestinas e desenvolver projeto específico de regularização.

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Plano Qüinqüenal: Regularizar 7.000 unidades consumidoras por ano, durante o período de 2006 a 2009. Investimento: estima-se um investimento em regularização da rede de R$ 1.850 mil / ano e de R$ 1,1 milhão em aquisição e instalação de medidores.

3.4.3.6. Alimentadores A empresa já vem desenvolvendo ações no sentido de recondutorar os alimentadores, principalmente devido a problemas de queda de tensão e carregamento. Neste caso, recomenda-se que cada um dos casos seja analisado no sentido de recondutorar apenas parte do tronco dos alimentadores, procurando-se utilizar o máximo possível à compensação reativa e reguladores para resolver os problemas de queda de tensão. A razão para esta recomendação é a otimização de recursos visando o recondutoramento do maior número de tronco de alimentadores, otimizando a redução das perdas e melhorando o desempenho dos alimentadores com relação à queda de tensão e carregamento. A maior parcela das perdas no sistema de distribuição ocorre nos alimentadores primários, que contribuem com cerca de 31,4 % das perdas técnicas, equivalendo a 5,0 % da energia requerida, ou 111.193 MWh/ano. Considerando o valor médio das perdas nos alimentadores das empresas da região, que é de aproximadamente 3,0 %, o potencial de recuperação de perdas nos alimentadores da empresa pode chegar a 52.444 MWh/ano. Estima-se que as perdas técnicas na distribuição custam à empresa cerca de R$ 41,4 milhões/ano e a energia possível de recuperação pode atingir uma receita adicional da ordem de R$ 10,5 milhões, considerando a tarifa média residencial do ano de 2004 no valor de R$ 199,79 /MWh. O Quadro dois apresenta os alimentadores com perdas mais significativas. Quadro – 2 Alimentadores com maior perdas

Energia Entregue

Perdas Regional Subestação Alimentador

MWh MWh %

Bertolínia 01C2 6.595,8 1.572,96 23,9

Canto do Buriti 01C2 16.464,0 5.026,4 30,5

Boa Esperança

Nazaré 01C2 11.060.4 2.027.76 18,3

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Junco O1M1 12.247,2 1.918,3 15,7

01C2 10.020,0 2.001,2 20,0

Mandacaru 01C3 22.776,0 5.817,84 25,5

Oeiras 01C1 19.279,2 3.476,4 18,0

01C2 27.396,0 6.685,8 24,4

Picos

Picos 01C4 33.484,8 7.395,4 22,1

Chesf 01Y2 18.78,2 2.015,5 10,8

Camurupim 01C2 14.096,88 1.691,4 12,0

Esperantina 01C1 12.591,8 2.176,7 17,3

Luzilândia 01C1 11.668,8 1.343,6 11,5

Matias Olímpio 01C1 11.364,0 1.741,8 15,3

Parnaíba 01C5 13.122,0 1.479,2 11,3

01C4 22.920,6 6.409,0 28,0

Piripiri

Tabuleiros 01C5 13.370,3 2.435,3 18,2

Bom Jesus 01C2 6.595,2 1.006,2 15,3

Curimatá 01C1 9.238,7 1.409,2 15,3

São João do Piauí

S.Rdo. Nonato 01C2 10.755,6 1.332,6 12,4

Altos 01C1 10.045,2 1.921,7 19,1

Campo Maior 01C2 13.089,0 2.530,0 19,3

01Y2 30.579,5 3.333,4 10,9

01Y3 36.405,0 3.580,6 9,8

Chesf

01Y4 47.819,4 2.909,9 6,1

01X1 46.778,4 4.193,8 9,0

Teresina

01X3 43.353,6 5.650,0 13,0

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01X4 45.090,0 2.910,1 6,5

01X5 51.194,4 6.001,44 11,7

Jóquei

01X6 53.368,0 3.918,0 7,5

01V2 34.537,0 2.401,6 7,0

01V4 37.804,0 2.958,2 7,8

01V5 36.545,3 2.826,0 7,7

Macaúba

01V8 35.541,6 2.264,4 6,4

01N2 43.645,1 3.557,6 8,2

01N5 51.798,7 4.417,8 8,5

Marquês

01N6 48.085,8 3.836,0 8,0

Marambaia 01C1 24.414,3 8.577,12 29,2

01C2 6.828,0 1.118,0 16,4

01C3 16.101,5 3.151,0 19,6

Nazária

01C4 7.235,3 1.644,0 22,7

01C1 31.490,9 10.393,2 33,0

01C2 16.881,0 4.075,6 24,1

Teresina

São Pedro

01C3 12.127,3 4.093,3 33,8

O elevado nível de perdas nos alimentadores é causado, principalmente, pela sua grande extensão, pelo nível de carregamento, utilização de cabos de bitola

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inadequada nos troncos dos alimentadores e a operação com fator de potência relativamente baixo. Ação de Curto Prazo - Recondutoramento e construção de alimentadores das novas subestações, universalização de consumidores e Gambiarras. O Programa luz Para Todos contempla o recondutoramento de vários alimentadores que já estão em execução. Plano Qüinqüenal - Intensificar ações para recondutoramento do tronco dos alimentadores e construir outros para atender a demanda . Investimentos Previstos Ano

2005

2006

2007

2008

2009

Curto Prazo

3.890,53

Médio Prazo

9.075,83

8.096.11

7.721,86

7.408,98

Valores em Real x Mil

3.4.3.7 Compensação de Reativos A compensação de reativos deve ser intensificada por que além de apresentar um custo relativamente baixo, reduz as perdas na rede primária e na transmissão, melhora os níveis de tensão e liberam a capacidade dos alimentadores, transformadores das subestações e linhas de transmissão.

Ação de Curto Prazo - Contempla a instalação de capacitores nos alimentadores com perdas mais significativas. Plano Qüinqüenal - Intensificar a instalação de capacitores na rede de distribuição nos anos seguintes, sendo 20 Mvar nos dois primeiros anos e 40 Mvar no período restante. Investimentos Previstos Ano

2005

2006

2007

2008

2009

Curto Prazo

66,17

Médio Prazo

448,38

358,7

280,90

200,00


3.4.3.8 Construir e recondutorar linhas de Transmissão

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A situação critica na qual se encontram algumas linhas, em termos de queda de tensão e carregamento levou a empresa a planejar o reforço de vários troncos do sistema para adequar a operação em níveis satisfatória.

As perdas no sistema de transmissão da empresa correspondem à cerca de 6,12 % da energia que flui no sistema de transmissão, equivalendo a 146.829 MWh/ano. As principais causas para estes elevados níveis de perdas são: o comprimento das linhas e bitola inadequada dos cabos em alguns trechos. O quadro 7 apresenta as linhas com os maiores índices de perdas.

É importante observar que estas linhas, de uma maneira geral, já apresentam

problemas de queda de tensão e carregamento, de modo que a solução destes problemas, ou seja, o conjunto de obras previstas para o período de 2005/2006, deverá proporcionar uma sensível redução no nível de perdas técnicas, passando de 14,8 para 12,6%.

Quadro- 3 Linhas com Perdas mais significativas

Linha

Cabo

Extensâo

Perdas

Regional

Origem

Destino

Bitola

km

MWh-ano

%

Bertolínia 4/0 112 16.906,0 32,0 B. Esperança Floriano 336 60 7.431,5 22,0 Bertolínia Uruçui 1/0 81 5.017,6 24,4

B. Esperança

E.Martins C. do Buriti 1/0 85 6.143,5 22,3 Piripiri Esperantina 2/0 73 10.706,4 33,3

Piripiri Esperantina M. Olímpio 2/0 42 2.663,5 18,7 Teresina Altos 2/0 43 10.600,3 16,6 Altos Campo Maior 2/0 38 5.333,8 32,9 Nazária S. Pedro 2/0 68 5.007,4 15,3 Teresina Jóquei 397,5 7,3 3.491,6 10,7

Teresina

Teresina

Marquês

397,5

8,9

2.812,7

8,6

E. Martins Bom Lugar 2/0 48 5.407,2 24,6 S. J. do Piauí B. lugar Bom. Jesus 2/0 91 9.081,6 41,3

Dados obtidos por meio de simulação de fluxo de potência.

Ação de Curto Prazo - Este procedimento está em andamento com a construção de linhas 69 kV para entrar em operação ainda neste ano.

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Plano Qüinqüenal - Implementar o programa de investimentos, relativo a construção de novas linhas e subestações para os próximos cinco anos, para manter osistema operando em níveis satisfatório. Investimentos Previstos Ano

2005

2006

2007

2008

2009

Curto Prazo

9.258,90

Médio Prazo

45.684,4

5.3724,62

63.297,00

29.606,87


3.4.3.9 Construir e ampliar subestações Intensificar a construção de novas subestações, pois, de uma maneira geral, isto proporciona a redução do comprimento médio dos alimentadores, reduzindo deste modo às perdas. Na grande maioria dos casos a construção de novas subestações é definida com base em problemas de queda de tensão e carregamento. Todavia, a consideração do problema das perdas pode justificar algumas mudanças com localização ou cronograma. Ação de Curto Prazo - Contempla a energização da subestação Anísio de Abreu, Santo Antonio do Lisboa e conclusão da subestação Satélite e obras associadas, além de ter providenciado a licitação para elaboração de projetos executivos de um volume de obras. Plano Qüinqüenal – Concluir e energizar várias obras, construção de linhas, ampliação e subestações em 2006. E, programar pedido de financiamento para outros projetos dentro do período restante 2007 – 2009. Investimentos Previstos Ano

2005

2006

2007

2008

2009

Curto Prazo

8.231,10

Médio Prazo

27.437,10

30.634,27

28.325,29

8.111,89


3.4.3.10 Rede secundária

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As perdas na rede secundária representam 1,5% da energia requerida e 10,3% do sistema de distribuição. Este é um valor normalmente observado em empresas da região. Por outro lado, algumas observações realizadas indicam que existe um potencial relativamente grande para redução das perdas na rede secundária. É importante observar que as principais causas que contribuem para o aumento das perdas são:

• comprimento elevado dos circuitos; • uso de condutores com bitola reduzida no tronco dos circuitos; • localização do transformador fora do centro de carga; • falta de balanceamento,equilíbrio, dos circuitos.

Com base nestas constatações, recomenda-se a realização de um levantamento da rede de baixa tensão visando identificar os fatores que influenciam diretamente sobre o nível de perdas e a implementação das ações .

Ação de Curto Prazo - Verificar o balanceamento de circuitos; Levantamento dos transformadores que estão fora do centro de carga, desenvolver normas para conexão de redes monofásicas no sistema e manutenção de redes. Plano Qüinqüenal – Intensificar o gerenciamento da rede de distribuição visando melhorias de divisão de áreas, balanceamento das cargas e a relação dos transformadores para centro de carga e manutenção de redes.

Investimentos Previstos Ano

2005

2006

2007

2008

2009

Curto Prazo

1.070,00

Médio Prazo

1.600,00

1800,00

1800,00

1800,00


3.4.3.11 Transformadores As perdas nos transformadores de distribuição foram avaliadas com base nos resultados de estudos de fluxo de potência, programa SIAPE; os valores encontrados representam 1,5 % da energia requerida e 10,5% em relação às perdas na distribuição, e encontra-se um pouco acima do valor observado nas empresas da região. Neste caso, o potencial para redução das perdas em curto prazo é bastante limitado, contudo algumas ações contribuem para redução das mesmas nos transformadores da empresa:

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Ação de Curto Prazo - Operar os transformadores com níveis de carregamento adequado, monitorando as áreas de transformação. Plano Qüinqüenal - Controlar a eficiência dos transformadores, especialmente os recuperados, por meio de levantamento estatísticos utilizando até uma planilha Excel e elaborar um programa de aquisição de transformadores observando o crescimento da carga. Investimentos Previstos Ano

2005

2006

2007

2008

2009

Curto Prazo

1.200,00

Médio Prazo

2.498,10

2.301,80

2.148,35

2109,99


3.4.3.12 Aumento do nível de tensão

As cargas supridas pela Cepisa são distribuídas ao longo de uma grande área, na qual a disponibilidade de pontos de entrega da supridora é bastante reduzida, fazendo com que a rede de transmissão da empresa seja composta por linhas bastante extensas. Neste sentido, recomenda-se a intensificação de estudos para se encontrar soluções adequadas do ponto de vista técnico-econômico no sentido de otimizar a operação da transmissão. Uma destas soluções pode ser o aumento da tensão das linhas, através de tecnologia já disponível atualmente, que foi desenvolvida com o objetivo de elevar o nível de tensão de linhas já existentes. É importante salientar que a passagem de uma linha de 69 kV para 138 kV, reduz as perdas para um quarto da original e a queda de tensão para a metade.

Plano Qüinqüenal: A Cepisa solicitou a EPE- Empresa de Pesquisa Energética,para realizar estudos conjunto, visando o suprimento em 138 kV nas regiões de Uruçui (cerrados) e Bom Jesus (vale do Gurguéia), a partir de 2006. Investimentos Previstos: Após a conclusão dos estudos será emitida um relatório final, indicando a solução e os custos.

Os demais investimentos previstos em 2005 e para o restante do período,2006-2009, são relativos a Infra-Estrutura da Distribuição/Transmissão e Perdas Comerciais, conforme tabela anexa.

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Potencial de Recuperação: O incremento do programa de investimentos previsto para o biênio 2005-2006 poderá economizar 66.316.500 Mwh-ano, atingindo uma receita adicional de R$ 11,6 milhões-ano.

3.4.4 Arrecadação do consumo não medido

3.4.4.1 Cobrança

Plano de Curto Prazo: Visando aprimorar o processo e promover agilidade e eficiência no processo, a Diretoria Financeira está desenvolvendo um projeto de reorganização organizacional com especialização da gestão de cobranças e a contratação de empresas especializadas de cobrança para atuar em todas a área de concessão. Além disto está providenciando a instalação de apoio jurídico nestas operações e a revisão de procedimentos. Este é um processo importante para evitar que as perdas recuperadas e negociadas transformem-se em inadimplência ou demandas judiciais intermináveis. Plano Qüinqüenal: Manutenção do processo Investimento: Não há cus tos relevantes. Remuneração de empresas de cobrança por sistemas de taxa de sucesso.

3.4.5 Prevenção de Perdas

3.4.5.1 Comunicação Externa Plano de Curto Prazo: Promover campanhas publicitárias em rádio, televisão e outros meios para orientar a população a procurar a CEPISA para regularizar sua situação de uso da energia e informar as conseqüências do furto de energia elétrica. Plano Qüinqüenal: promover o engajamento dos consumidores no combate às fraudes no sistema. Investimento: R$ 700 mil /ano no período 2005-2009.

3.4.5.2. P&D - Novas tecnologias Plano de Curto Prazo: Estudo e seleção de tecnologias adequadas às deficiências do sistema CEPISA e elaboração de projetos básicos para o provimento necessário à instalação de 50 medições comparativas/ano para o período de 2006 a 2009.

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Plano Qüinqüenal: Desenvolver projetos pilotos de aplicação das novas tecnologias e instalar 50 medições comparativas/ano para o período de 2006 a 2009. Investimento: Custos irrelevantes em 2005 e investimentos de R$ 610 mil / ano para o período de 2006 a 2009.

3.4.5.3. Auditoria Técnica e Administrativa Plano de Curto Prazo: reforçar e capacitar a equipe de auditoria interna na identificação de perdas internas e externas do processo em 2005. Plano Qüinqüenal: Contratar reforços de auditorias técnicas externas. Investimento: R$ 50 mil por ano para o período de 2005 – 2009.

3.4.5.4. Apoio Jurídico

Plano de Curto Prazo: Estabelecer suporte jurídico adequado à gestão de perdas. O sucesso do processo de recuperação de perdas só se realiza com o ingresso dos pagamentos no caixa da companhia. Transformar as fraudes, desvios e outras irregularidades em numerários do caixa é um longo caminho que freqüentemente tem esbarrado na necessidade de suporte jurídico. Seja no campo, na produção de provas irrefutáveis, seja na assistência em condução de árduos processos de negociação com consumidores que produziram irregularidades ou em qualquer uma das inúmeras etapas de processamento. Um grande programa de combate às perdas tem neste aspecto um dos pontos críticos de sucesso. Plano Qüinqüenal: Estabelecer uma estrutura jurídica e de consultoria específica dentro da área de gestão de perdas. Investimento: R$ 30 mil para o ano de 2005 e 60 mil por ano para o período de 2006 – 2009.

3.4.5.5. Apoio Policial - Segurança Pública

Situação Atual: Plano de Curto Prazo: Celebrado, em maio de 2005, de Convênio com a Secretária de Segurança Pública do Estado do Piauí. O alto valor econômico que normalmente envolve os processos de fraude e irregularidades causadas por consumidores e/ou terceiros tem determinado um intenso clima beligerante

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associado ao recebimento dos valores. Freqüentemente quase a metade dos processos tende a extrapolar o caminho administrativo e cursar pela via jurídica. Nesta etapa a sustentação de provas torna-se decisiva para a companhia, o que implica em necessidade de apoio policial para a caracterização do delito e para apuração de responsabilidades, visando principalmente conter este crime. Além disto os atritos de negociação desde o momento da identificação da irregularidade no campo até a negociação final passa por muitas tentativas de agressão e/ou coação dos profissionais da companhia. Todos estes fatores apontam para a necessidade de requisitar cooperação dos órgãos da segurança pública. Plano Qüinqüenal: Manutenção do processo Investimento: R$ 30 mil para aquisição dos equipamentos necessários e R$ 120 mil / ano para despesas operacionais para o período de 2006 a 2009.

3.4.6 Resumo das ações propostas Valores em MilXReal

Ações de Combate as Perdas

2005

2006-2009

Gestão de Perdas 4.090,00 4.630,00 engajamento da empresa 300,00 1.200,00 diagnóstico das perdas comerciais 40,00 80,00 avaliação de indicadores 150,00 capacitação gerencial 100,00 400,00 sistema comercial 3.250,00 2.400,00 procedimentos comerciais 300,00 sistemas de medição e lacres 100,00 400,00 Prospecção das Perdas 2.923,40 9.645,70 engenharia de medição 50,00 80,00 expansão da fiscalização(inspeção) 2.211,60 4.332,00 medição de fronteira 500,00 700,00 Leitura 20,00 20,00 medição em alimentadores 3.137,70 medição no transformador - secundário 20,00 200,00 medidores eletrônicos grupo A 80,00 800,00 medidores eletrônicos grupo B 41,80 376,00 Regularização de Instalações 29.067,70 346.782,81

cadastro comercial 400,00 10.800,00 recadastramento de IPI, semáforos,etc. 20,00 instalação de medidores 4.000,00 16.200,00 medidores obsoletos 931,00 1.995,00

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ligações clandestinas 1.750,00 Perdas Técnicas 23.716,70 316.037,81 alimentadores 3.890,53 32.302,78 compensação de reativos 66,17 1.287,98 obras de linhas de transmissão 9.258,90 173.688,90 obras de subestação 8.231,10 92.699,91 rede secundária 1.070,00 7.000,00 transformadores 1.200,00 9058,24 Arrecadação cobrança Prevenção de Perdas 930,00 6.360,00 comunicação externa 700,00 2.800,00 P & D, novas tecnologias 2.640,00 auditoria técnica e administrativa 50,00 200,00 apoio jurídico 30,00 240,00 Apoio policial 150,00 480,00 Total 37.011,11 366.373,51

O índice de perdas proposto na Nota Técnica ANEEL no 187/2005, resulta um montante de 774.548 MWh, com um custo de R$ 51.298.931,34 com perdas elétricas. Essa situação que precisa ser revertida, através do plano de metas e ações para redução de perdas comerciais acima apresentado. Entretanto, quando comparado ao montante de MWh relacionado nos contratos de compra de energia elétrica da CEPISA, que totalizam 2.778.669 MWh, existe uma sobra de energia de 307.614MWh, para o Ano Teste, que será diminuído do total de suas compras, portanto não considerados para efeito dos custos. Com esta glosa, a empresa terá que arcar com os custos de compra de energia, para a parcela de perdas não reconhecida, que representa um prejuízo de cerca R$20,284 milhões/ano para a concessão. Além deste ônus, a empresa também deverá arcar com os custos associados ao plano de combate às perdas que representam, aproximadamente, R$ 403 milhões que não foram reconhecidos na Empresa Referência, bem como não foram contemplados na determinação do Fator Xe os investimentos anuais que serão aportados pelo plano de combate às perdas de 2005-2008. A CEPISA 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 práticas.

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3.4.7 Considerações sobre a trajetória regulatória de perdas

A CEPISA 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. 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, para que se estabeleça uma metodologia 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. 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. 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. A trajetória regulatória 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. Deve-se considerar as responsabilidades, limitações e contribuições dos agentes envolvidos com o objetivo de buscar ações conjuntas específicas contemplando 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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4. EMPRESA DE REFERÊNCIA

4.1 QUANTIDADE DE CONSUMIDORES LOCALIZADOS EM ZONAS RURAIS

O número real de consumidores rurais é maior do que o considerado para efeito de dimensionamento dos P&A comerciais. Os consumidores classificados pela atividade exercida como rurais não incorpora os consumidores classificados como residenciais, de acordo com a Resolução ANEEL nº 456/02, que estão fisicamente localizados em zonas rurais, das diversas cidades do Estado. A CEPISA 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. Pelo faturamento realizado em Abril/05, a CEPISA, efetuou a leitura, faturou e entregou contas de energia elétrica a 86.099 consumidores, que estão localizados em zonas rurais de todo o Estado. A ANEEL considerou para a Empresa de Referência 42.636 clientes classificados como Rural, o que é bastante inferior ao valor que a CEPISA entende como adequado, de 86.099. Considerando que a Res. ANEEL 456/02, em seu artigo 18, determina que a concessionária deverá aplicar a tarifa mais vantajosa a que o consumidor tiver direito, os consumidores localizados em áreas rurais são classificados como residenciais para se beneficiarem com o subsídio das tarifas de baixa renda. Portanto, a CEPISA solicita que estes custos da Empresa de Referência sejam recalculados considerando 86.099 clientes na área rural. Esta nova partição Urbano/Rural altera significativamente os custos envolvidos, estimados na ordem de R$ 1,374 milhões, e os relacionados aos deslocamentos de viaturas, manutenção, com reflexo direto no tempo médio de atendimento, dimensionamento de equipes e viaturas.

4.2 COMBATE A INADIMPLÊNCIA. No reposicionamento tarifário foi admitido a título de custos com inadimplência, no primeiro ano o percentual de 0,5% do faturamento, que se reduz ano a ano até atingir o montante de 0,2%. Sob a ótica regulatória, esse critério se apresenta como adequado, incentiva a concessionária a gerir melhor possíveis dívidas dos clientes inadimplentes, beneficiando assim aos clientes em situação regular, que não serão obrigados a custear a inadimplência de outros.

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Este critério seria justo, se existissem no processo de prestação de serviço, apenas a concessionária e o consumidor, onde apenas a primeira possuísse condição de executar a melhor gestão possível, sobre riscos que a mesma possui condições de gerenciar. Ocorre, que existe a prática da concessão de liminares, obrigando as concessionárias a fornecer energia a diversos consumidores, sem o conseqüente pagamento pela prestação dos serviços, contribuindo assim para o desequilíbrio econômico-financeiro da empresa. Mesmo com o empenho que a CEPISA vem empregando no combate a esse problema, o atual índice de inadimplência ainda se encontra no patamar de 19%, ou seja, muito distante do 0,5% proposto pela ANEEL para o ano teste. O custo desta inadimplência que terá que ser excluído da Empresa de Referência conseqüentemente da receita requerida é da ordem de R$ 55, 314 milhões. Comparadas a realidade da área de concessão do Estado do Piauí, onde o índice de arrecadação médio do ano de 2004 foi da ordem de 80,97% , além do índice de inadimplência inadequado, consideramos que a estrutura dimensionada para as atividades de corte e religação estão subdimensionadas. Os custos incorridos no ano de 2004, com a estrutura de corte e religação,na ordem de R$ 3,167 milhões, não considerados na Empresa de referência, e estão no quadro a seguir:

CONTRATOS REGIONAL DE ABRANGÊNCIA

EVENTOS/MÊS CUSTO R$/ANO

FORÇA TRABALHO ENVOLVIDA

VEÍCULO ENVOLVIDO

(MOTOCICLETA) 058/2004 Teresina/Picos 50.000 2.011.680,00 45 45 059/2004 Parnaíba 22.000 683.760,00 20 20 060/2004 Floriano/B. Jesus 15.000 471.600,00 14 14 Total 87.000 3.167.040,00 79 79

A CEPISA solicita que estes custos da Empresa de Referência sejam recalculados, considerando o nível de inadimplência real, existente na área de concessão, bem como os custos adicionais com as atividades de corte e religação.

4.3 ESTRUTURA DEFINIDA PARA O ASSESSORAMENTO LEGAL O elevado número de liminares concedidas pela Justiça Estadual, na área de concessão da CEPISA, praticamente em todas as classes de consumo, vem gerando uma significativa demanda jurídica.

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Coibir tal prática, independe de ações gerenciais da CEPISA, já que as sentenças jurídicas tendem a proteger o consumidor, dos efeitos punitivos pelo não pagamento das faturas dos serviços prestados pelo fornecimento de energia. O entendimento do Poder Judiciário local é de que a energia é um bem essencial e que não pode ser descontinuado, havendo outras formas de cobrança por parte da Empresa. A CEPISA hoje possui recebíveis da ordem de R$ 116 milhões, amparados em liminares concedidas, na sua maioria, pela Justiça Comum. Em face do exposto, a estrutura definida na Empresa de Referência mostra -se sub-dimensionada, haja vista os custos anuais hoje existentes da ordem de R$ 672.000,00, decorrentes da prestação dos serviços por escritórios terceirizados, na defesa dos interesses da empresa nos referidos processos, além do quadro próprio existente. A CEPISA seria duplamente penalizada, a medida em que, os custos com a inadimplência não podem ser repassados para a sua tarifa, nem são admitidos os custos para a cobertura da prestação de serviços necessários para inibir e atuar neste processo com as ações jurídicas necessárias. Uma Empresa de Referência, para atender uma área de concessão com a especificidades do Estado do Piauí, deveria considerar esses custos inevitáveis, o que implica em uma despesa que deve compor a Receita Requerida, sob pena de comprometer indevidamente o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Assim, a CEPISA solicita que seja contemplado adequadamente os custos ao assessoramento legal, com o reconhecimento da diferença de R$ 517 mil necessários à cobertura dos custos já existentes.

4.4 ATIVIDADE DE COMPRAS E LICITAÇÕES As várias etapas que compõem o processo de licitação e compras nas empresas públicas, ante os dispositivos legais (Lei 8.666), exigem a elaboração e análise de um grande número de documentos. Por essa razão, para o cumprimento das disposições contidas na legislação torna-se necessário o envolvimento de recursos humanos superiores ao dimensionado na empresa de referência. Para efetivar-se o ciclo completo de contratação são realizadas várias ações, podendo-se citar: manutenção de cadastro de fornecedores com os pré-requisitos exigidos; elaboração de editais a partir das demandas da empresa; lançamento das licitações; publicações legais; recebimento de propostas; abertura e julgamento de propostas; elaboração das atas de julgamento e dos relatórios

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finais; homologação e análise jurídica dos processos; elaboração e coleta de assinaturas dos contratos; observância e acompanhamento de prazos. Ressalte-se que este é um processo que não pode ser totalmente automatizado e padronizado, por ser específico de cada aquisição e/ou contratação e por requerer análise qualitativa e manuseio de documentos diversos, além do conhecimento específico da legislação para a habilitação das propostas e finalizações dos processos. A ANEEL incrementou a estrutura de compras, o total de 02 contadores e dois assistentes administrativos, para efeito de atendimento a área de licitação, quando esse que consideramos subdimensionado, para tanto solicitamos a consideração da seguinte estrutura:

QUALIFICAÇÃO QUANTIDADE GERENTE 1 PROFISSION AL NÍVEL SUPERIOR 4 TÉCNICO 4 AUX ADMINISTRATIVO 4 TOTAL 13

Assim, a CEPISA solicita que seja contemplado adequadamente os custos a estrutura de licitação, com o reconhecimento da diferença de R$ 706 mil necessários à cobertura dos custos de pessoal, aluguel de escritórios, comunicações, informática, insumos e outros gastos necessários ao desenvolvimento desta atividade.

4.5 ATIVIDADE DE CONTROLE DE PERDAS NÃO TÉCNICAS

A Empresa de Referência deve ser concebida para atuar na área de concessão da empresa real, reconhecendo as condições peculiares da área de atuação da CEPISA. 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. No caso particular da Cepisa, alguns aspectos induzem a prática de desvios e gambiarras. A crescente urbanização das cidades como reflexo do êxodo rural, tem como conseqüência o surgimento de favelas e invasões nas áreas periféricas das cidades, elevando a necessidade de serviços públicos a uma população de baixo poder aquisitivo. A maior parte dos consumidores da Cepisa são de baixa renda, que por restrições financeiras e pelo senso comum de que energia elétrica é um bem público,

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tendem a adotar práticas para a utilização da energia sem que em contrapartida realizem o pagamento das faturas. Caso a CEPISA não utilize mecanismos para conter este processo, como a tendência é o crescimento dessa parcela da população, as perdas comercias tenderão a ter um crescimento contínuo, fugindo do controle gerencial da empresa. Assim, a CEPISA 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 atividades de planejamento, engenharia e controle das ações de combate as perdas; 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.

A experiência demonstra que as ações de combate as práticas ilícitas de consumo de energia elétrica devem ter caráter permanente, caso contrário os índices de perdas comerciais retornam a uma tendência de crescimento. A CEPISA assinou Convênio com a Secretaria de Segurança Pública do Estado do Piauí - SSP-PI, ao custo anual de R$ 114 mil , inclusive com a manutenção de delegacia especializada para reprimir crimes contra a administração pública, objetivando um envolvimento formal e efetivo do aparelho policial nas questões da repressão ao desvio e fraude de energia, auto-religação, furtos de cabos, ligações clandestinas, etc, com um canal permanentemente aberto e receptivo a estas questões e que possa agilmente ser acionado . A ANEEL incrementou a estrutura de combate a perdas em 06 assistentes técnicos e 6 eletricistas no serviço técnicos, quadro esse que consideramos subdimensionado, para tanto solicitamos a consideração da seguinte estrutura, parte já existente, exclusivamente para a gestão de perdas comerciais, visando a coordenação de todas as ações de combate a furto e desvio de energia e eliminação de gambiarras:

FORÇA DE TRABALHO ATUAL:

QUALIFICAÇÃO QUANTIDADE Engenheiro 2 Eletrotécnico 21 Eletricista 1 Aux. Administrativo 6 Eletrotécnicos a contratar 20 TOTAL 50

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Contratação de 20 equipes de combate para intensificar as ações de combate ao desvio e fraude, envolvendo 40 eletrotécnicos e 20 viaturas; Assinatura de Contrato de Cooperação Técnica, com o Instituto de Metrologia do Estado do Piauí – IMEPI, ao custo anual de R$ 69.120,00, objetivando a participação de um perito daquela Autarquia acompanhando todos os ensaios periciais dos medidores, retirados de operação por suspeita de fraude, visando reforçar a defesa da CEPISA nos casos em que o consumidor venha a ingressar na Justiça.

Assim, a CEPISA solicita que seja contemplado adequadamente os custos da estrutura combate a fraude e desvio, com o reconhecimento da diferença de R$ 2,606 milhões necessários à cobertura dos custos totais desta atividade, a fim de viabilizar a permanência das ações de combate às perdas comerciais na área de concessão da CEPISA.

4.6 CUSTOS DE MANUTENÇÃO EM LINHA VIVA Atualmente, as atividades de manutenção do sistema elétrico da CEPISA são desenvolvidas por equipes de linhas desenergizadas e por 10 (dez) equipes de linhas energizadas, conforme detalhamento abaixo:

QUANTIDADE EQUIPES L.E. KV CUSTO R$ ÁREA DE ATUAÇÃO

2 (existentes contratada)

13,8kV 715.104,00 Norte/Metropolitana

1 (existente contratada) 138/69kV 417.208,32 Norte 1 (existente contratada) 69kV 370.828,80 Sul 3 (existentes própria) 13,8kV 1.072.656,00 Metropolitana 2 (existentes própria) 69kV 741.657,60 Metropolitana 1 (existente própria) 69kV 370.828,80 Centro Sul Total de Equipes existentes – 10 (dez) 3.688.283,52

Na área de concessão da CEPISA, para o atendimento aos seus clientes temos na estrutura atual, 05 (cinco) Gerências Regionais: (Metropolitana, Norte, Sul, Centro Sul e Sudeste). A CEPISA gradualmente vem substituindo as intervenções de operações/manutenções no sistema com linhas desenergizadas, por intervenções com linhas energizadas.

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Este serviço, tem efeito positivo na melhoria dos indicadores de qualidade, bem como por proporcionar maior satisfação ao consumidor. As Regionais Sul, Centro Sul e Sudeste, não dispõem ainda, de equipes de linhas energizadas em 13,8 kV para manutenção em seus sistemas elétricos. Face a grande extensão territorial do Estado, a área de abrangência dessas gerências, se estendem por 71.867 km², 86.760 km² e 35.669 km², com extensões de rede de 34,5kV e 13,8kV, da ordem de 2.671km e 4.988km e 3.086 respectivamente, configurando-se pois, a necessidade de se agregar mais 03 equipes às 10 já existentes. A ANEEL incrementou a estrutura de linha viva em R$ 432.000,00, valores estes que consideramos insuficiente para cobrir os custos já existentes. Para tanto solicitamos o redimensionamento da estrutura proposta na Empresa de Referência, considerando a real necessidade de atendimento a toda a extensão territorial do Estado, que possui uma área total de 251.529km², envolvendo distancias de 1.300km no sentido Norte/Sul, e 600km no sentido Leste/Oeste, servido por uma precária malha rodoviária e ainda com 4.314 km de linhas de subtransmissão nas tensões de 138, 69 e 34,5 kV, e 29.877 km de redes de distribuição AT e BT, urbanas e rurais. Assim, a CEPISA solicita que seja contemplado adequadamente os custos da estrutura para a manutenção da estrutura de linha viva, com o reconhecimento da diferença de R$ 2,694 milhões necessários à cobertura dos custos totais desta atividade.

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O C E A N O A T L Â N T I C O

SEDE UAC-II

SEDE MUNICIPAL

SUPRIDA CEPISA

SUPRIDA OUTRACONCESSIONÁRIA

SEDE GERÊNCIA

STO

. A

N TÔ

NI O

DE

LI S

BO

A

BARRAS

PIRA CUR UCA

S.PEDR

O

PEDRO II

M.OLÍMPIO

COCAL

MAD EIR O

ILHA GRANDEDE STA. ISABEL

LU IZ CORR EIA

JOAQU IM PIR ES

MUR ICI D OS POR TELA S

COCAL DOS ALVES

BOMPRINCÍPIO

CAXINGÓ

SÃO B ERN AR DO

CAJUEIRO DA PRAIA

CARAÚBAS DO PIAUÍ

CAMPOLARGO

NOSSA SENHORA DOS REMÉDIOS

S ÃO JOÃO D A F RONT EIRA

BR AS ILEIR A

MORRO DO CHAPEU

DO PIAUÍ

STA. QUITÉRIA

PORTO

SÃO JOÃO DO ARRAIAL

S. J. D O DIV INO

BATALHA

ESPERANTINA

UNIÃO

DOMINGOS MOURÃO

LAGOA DE S ÃO FRANC IS CO

CA P. DE C AMP OS

LA GOAA LEGR E

B OAH ORA

C ABEC EIRAS

PIRIPIRI

BOQUEIRÃO

JOS E D E FRE ITAS

C OIVAR AS

MILTON BRANDÃO

SIGEFR ED O PAC H ECO

NOVO STO.ANTÔNIO

JATOBÁ C. MAIOR

COC AL D E TE LH A

JUAZEIRO DO PIAUÍ

ALTOS

N. S. DE NAZARÉ

S.MIGUEL DO TAPUIO

BE NE DIT IN OS

OLHO D’ÁGUA

ALTOLONGÁ

ASSUNÇÃODO PIAUÍ

BURITI DOS MONTES

CASTELO

MON SEN H OR GIL

SÃO FÉLIX

PRATA DO PIAUÍ

S. MIGUE L DA B AIX A GRA N DE

B AR RO DUR O

P.FRA NC ALAGOINHA DO PIAUI

M.LEÃ O

SÃO JOÃO DA SERRA

PARNARAMA

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AROAZES

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COLÔNIADO PIAUÍ

CA MPO GR A ND E

SA NTA ROSA D O P IAU Í

CA JAZ EIRA SDO P IA U Í

C A LDEI RÃ O GR A ND E

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REGIONAL SUDESTEÁREA = 35.669 Km²Nº DE MUNICIPIOS = 55Nº DE CONS. = 105.783EXT. DE REDES 34,5/13,8KV = 3.095,8 Km

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4.7 INSS DOS CONSELHEIROS Não foram considerados na Receita Requerida da CEPISA os gastos com os encargos legais dos custos de pessoal do Conselho de Administração e Fiscal referente 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. Esse custo é inevitável, implica em uma despesa que deve compor a Receita Requerida, sob pena de comprometer indevidamente o equilíbrio da concessão. Assim, a CEPISA solicita que seja desenvolvido critério regulatório para contemplar adequadamente este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência.

4.8 GASTOS DO CONSELHO DE CONSUMIDORES O Conselho de Consumidores da CEPISA, órgão de caráter consultivo, criado por determinação da Lei 8.631/93 e regulamentado pelo Decreto 774/93, conforme Resolução ANEEL 138/2000, é composto por 01 Secretário Executivo e 07 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. Considerando que não foram considerados na Receita Requerida da CEPISA os gastos com a manutenção do referido conselho, solicitamos que seja desenvolvido critério regulatório para contemplar adequadamente este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência.

4.9 INDENIZAÇÃO DE PERDAS E DANOS ELÉTRICOS A ANEEL, através da Resolução nº 061/2004, traz as disposições relativas ao ressarcimento de danos em equipamentos elétricos instalados em unidades consumidoras, causadas por perturbação ocorrida no sistema elétrico. A CEPISA, em obediência ao Código de Defesa do Consumidor, ao Artigo 101 da Resolução 456/2000 da ANEEL realiza o atendimento de solicitações de ressarcimento de queima de aparelhos e outros danos, provocados, comprovadamente, por problemas na rede elétrica. A responsabilidade da CEPISA por tais danos é objetiva, principalmente em virtude da incidência do Código de Defesa do Consumidor, respondendo pelos prejuízos suportados pela vítima ainda que não se possa verificar culpa ou dolo em sua atuação. A responsabilidade da CEPISA somente estaria excluída caso

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comprovada a existência de um dos fatores de rompimento do nexo causal: culpa exclusiva da vítima, fato de terceiro, caso fortuito ou força maior. Tendo em vista que não foram considerados na Receita Requerida da CEPISA os gastos com a indenização de Perdas e Danos elétricos, que esses valores representam uma quantia significativa dos gastos de qualquer empresa de distribuição atuando na área de concessão da CEPISA, uma Empresa de Referência tem que considerar esse tipo de custo, inevitável, sob pena de comprometer o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. Assim, a CEPISA solicita que seja desenvolvido critério regulatório para contemplar adequadamente este item no cálculo dos custos da Empresa de Referência conforme determina a Resolução nº 61/2004.

4.10 CPMF

A ANEEL não considerou a CPMF entre os tributos contemplados no cálculo da Receita Requerida da CEPISA. A não consideração da CPMF na Revisão Tarifária Periódica acarreta um déficit na Receita Requerida da CEPISA equivalente a 0,38% dessa receita acrescida de ICMS. Diante do exposto, a CEPISA 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.

5. PROGRAMA DE INVESTIMENTOS E O FATOR “X” O fator X, de acordo com a Resolução Normativa ANEEL nº 055/2004, é constituído dos seguintes componentes: Ø XE – Componente que tem a finalidade de capturar integralmente para o

consumidor os ganhos de escala, por incremento do consumo de energia elétrica na área de concessão da empresa, quanto por maior consumo dos consumidores existentes, como pela incorporação de novos consumidores às áreas existentes.

Ø XC - Componente que reflete a avaliação dos consumidores sobre a

concessionária, resultado do índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC)

Ø XA - Componente acrescentado pela Resolução CNPE nº 01/03, reflete a

aplicação do índice de Preço ao Consumidor Amplo (IPCA) para o componente mão de obra da Parcela B da concessionária.

A Cepisa, na elaboração do programa de investimentos previstos para o período de 2005 a 2010, procurou identificar e informar as reais necessidades de sua área

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de concessão, objetivando tão somente cumprir o disposto na legislação vigente, fornecendo energia com qualidade e continuidade a seus consumidores. Diante da fragilidade atual do Sistema Elétrico da CEPISA, torna-se praticamente impossível, alcançar o propósito do Programa de Universalização de Energia Elétrica, tendo em vista ser insustentável o atendimento a novas cargas se não forem implementadas, dentro do cronograma previsto, as obras de expansão e reforço do sistema de subtransmissão, necessárias para assegurar a todos os consumidores energia com qualidade e continuidade adequadas.

Independente da existência de recursos assegurados para a sua realização, foi elaborado um plano de obras consistente, do Sistema Elétrico de Transmissão e distribuição, definindo-se as obras de expansão e de reforço do sistema elétrico, todas envolvendo redução de perdas e melhoria do nível de tensão.

Conforme demonstrativo abaixo, o Programa “Luz para Todos” irá ao longo do período consumir 89,3 % do total dos investimentos, para os quais a CEPISA será obrigada a cumprir por ser uma meta de Governo Federal: PROGRAMA DE INVESTIMENTOS

Investimento Anual (R$*1000) ITEM OBRAS Valor da

Obra 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010 %

1 TRANSMISSÃO 361.699 14.740 22.151 65.002 83.474 91.532 51.947 32.853 31,1

2 LUZ PARA TODOS

677.812 109.812 200.000 175.000 193.000 0 0 59,9

SUB TOTAL 1.039.511 14.740 131.963 265.002 258.474 284.532 51.947 32.853 89,3

TOTAL 1.164.689 24.846 145.926 293.113 278.717 303.491 68.745 49.851 100,0

ANO 2004 - REALIZADO

A CEPISA entende que os investimentos realizados ao longo dos últimos anos, foram insuficientes para atender a real necessidade da empresa, portando não poderão servir de base para a consideração da projeção dos investimentos futuros. Ressalta-se que o montante dos investimentos requeridos no total do seu programa, são absolutamente imprescindíveis e inadiáveis, inclusive pela ameaça da concessão na prestação dos serviços.

5.1 CONSIDERAÇÕES 5.1.1 O item 40 da NT 187/2005 estabelece o Reposicionamento Tarifário – RT, de 20,46% com relação a Receita de Fornecimento Verificada (estimada para o ano-teste) de R$.358.720mil, que acrescida dos componentes tarifários financeiros externos à revisão tarifária, chegamos a uma receita requerida da ordem de R$ 444.454 mil.

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A referida NT no item 43 estabelece o ajuste para o Índice de Reajuste Tarifário –IRT, pela relação “(Remuneração Total + Depreciação)/montante regulatorio de juros pagos”, estimado em 10,6% e propõe a sua aplicação ao invés do IRT “puro”, estimado em 1,15%, propõe também, que a diferença entre aquele e o RT, estimada em R$ 35.384 mil em bases anuais, seja acrescida à Parcela B no próximo período tarifário.

A CEPISA Apresentou na sua demonstração de resultados relativa ao Trimestre I do ano em curso, um Resultado Operacional negativo de R$ 29.902 mil, cuja projeção para o exercício aponta, para um déficit anual da ordem de R$ 119.608 mil, caracterizando uma necessidade de captação de recursos para cobertura do referido déficit. Como é do conhecimento da ANEEL, esta necessidade tem-se mostrado presente nos exercícios anteriores, obrigando a ELETROBRÁS, a realizar adiantamentos para futuro aumento de capital com esta finalidade, que nos últimos anos atingiram o montante acumulado de R$ 330.016 mil. Esta realidade característica da CEPISA demonstra a fragilidade financeira da Companhia, agravada com a proposição da Agência de diferir o Reposicionamento Tarifário original no valor estimado de R$ 35.384 mil face à utilização do IRT ajustado conforme o descrito acima. 5.1.2 No seu item 45 a NT 187/2005 estabelece o cálculo preliminar do Fator Xe em 0,6158%, ressalvando no item 46 que considerou para este cálculo apenas parte do investimento informado pela Companhia para o período de 2005/2009. De um montante total informado de R$ 993.026 mil, a Agência considerou apenas o valor de R$ 192.164mil.

Adicionalmente, no item 47, são apresentadas justificativas para o diferimento supra baseado na constatação que aplicada a metodologia proposta à totalidade do programa de investimento apresentado pela concessionária, resultaria em uma elevada tarifa necessária para o equilíbrio econômico e financeiro da concessão. Conclui a Agência pela incompatibilidade do referido programa com a Capacidade de Geração de recursos da concessão. As projeções apresentadas pela ANEEL apontam para um componente adicional ao fator de reajuste anual da ordem de 10,21%, de modo que para uma projeção de inflação média de 5% no período 2005/2009 teríamos um reajuste acumulado no final do período de 50,44% em termos nominais ou 23,77% em termos reais. Torna-se imprescindível informar que a maior parte (R$ 677.812 mil) dos investimentos informados encontram-se associados ao programa de universalização LUZ PARA TODOS.

Além do Programa Luz Para Todos para o período AGO-2005/JUL-2006 já foram lançados Editais e assinados respectivos contratos de financiamento entre a CEPISA e a ELETROBRÁS para a construção de reforços na área de

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subtransmissão (R$ 58.000 mil) e expansão das redes de distribuição (R$ 120.000 mil) apontando para a realização dos investimentos projetados para o período (R$ 159.927 mil).

Vale também destacar que os investimentos na subtransmissão visam restaurar os níveis de qualidade no fornecimento de energia aos padrões recomendados pela RES ANEEL 505/2001 em todas as regiões do Estado.

Pelo exposto, podemos confirmar a realização dos investimentos planejados para o ciclo 2005/2006 nos níveis planejados pela CEPISA (R$ 159.927 mil) bem superiores aos diferidos pela ANEEL (R$ 39.797 mil) para o mesmo período na proposta de Revisão Tarifária supra mencionada.

5.2 ENGENHARIA E SUPERVISAO DE OBRAS

A CEPISA solicita que na definição do valor de Engenharia e Supervisão de obras seja levado em consideração o montante previsto no Programa de Investimentos da empresa.

5.3 CRESCIMENTO DE PROCESSOS COMERCIAIS

A CEPISA solicita que seja levado em consideração no crescimento dos processos comerciais o incremento previsto do número de consumidores, especialmente no tocante ao Programa Luz para Todos.

5.4 CRESCIMENTO DOS PROCESSOS DE O&M

A CEPISA solicita que seja levado em consideração, na determinação dos seus custos de O&M, o crescimento previsto para os ativos físicos do seu Programa de Investimentos. III – CONCLUSÕES

Pelos argumentos apresentados Neste documento, solicitamos a retificação desta Agência quanto a aplicação integral do fator de Reposicionamento Tarifário (RT), apresentado no item 40 da referida NT, acrescido dos ajustes solicitados, conforme resumo a seguir, além dos componentes tarifários financeiros, recalculando o seu reposicionamento final.

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DISCRIMINAÇÃO R$ % RECEITA REQUERIDA

A1.Compra de Energia 112.360.998,51 21,32

A1.1 Perdas de energia consideradas 51.298.931,34 9,73

A2. Encargos Tarifários 44.361.918,32 8,42

A3. Acrescimo perdas solicitados 20.284.037,75 3,85

TOTAL DA PARCELA A 228.305.885,92 43,32

B1. Custos operacionais considerados pela ANEEL 141.880.903,92 26,92

B.1.1 1.494.996,95 0,28

B2. Acrescimos solicitados 66.378.801,91 12,59

B2.1 Consumidores Rurais 1.373.598,24 0,26

B2.2 Assessoramento legal 517.129,00 0,10

B2.3 Linha viva 2.694.050,52 0,51

B2.4 Licitação e compras 706.412,00 0,13

B2.5 Corte e religação 3.167.040,00 0,60

B2.6 Combate perdas 2.422.565,00 0,46

B2.7 Convênio Sec.Segurança 114.000,00 0,02

B2.8 Convênio IMEPI 69.120,00 0,01

B2.9 Acrescimo inadimplência real - 19% 55.314.887,15 10,49

B3. Remuneração do Capital 57.282.657,85 10,87

B4. Quota de Reintegração 31.733.914,52 6,02

TOTAL DA PARCELA B 298.771.275,15 56,68

C. TOTAL DA RECEITA REQUERIDA (A+B) 527.077.161,07 100,00

D. RECEITA VERIFICADA 358.720.695,39

E. OUTRAS RECEITAS 8.284.756,97

REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO= C-E/D 44,62%

Com relação aos fatos citados no item 5.1.2 , vimos solicitar a aplicação do fator Xe conforme cálculo descrito no item 47, da Nota Técnica 187/2005, preservando desta forma o equilíbrio econômico e financeiro do contrato de concessão, até que surjam através de tratativas com esta Agencia e o Ministério das Minas e Energia, outros mecanismos que possibilitem a manutenção do referido equilíbrio.

JORGE TARGA JUNI Presidente

JOSÉ RICARDO PINHEIRO DE ABREU SINVAL ZAIDAN GAMA Diretor Financeiro Diretor Técnico e Administrativo

contribuiÇÃo da cepisa sobre a proposta da aneel de ... · o elevado nível de perdas de energia...

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