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Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Ltda. IGUAÇU

Contribuição 3ª Revisão Tarifária Periódica

07 de agosto de 2012

Rua Dr. José de Miranda Ramos, 51 - 89820-000 - Xanxerê SC - Fone: (49) 3441-6300 - Fax: (49) 3441-6301

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I. CONSIDERAÇÕES INICIAIS ................................................................................................................ 3 II. ESCOPO DO TRABALHO .................................................................................................................... 4 III. OBJETIVO ......................................................................................................................................... 4 IV. CARACTERIZAÇÃO DA CONCESSÃO............................................................................................ 5 V. ANÁLISE NOTA TÉCNICA Nº122/2012 – SRE/ANEEL ................................................................... 8

1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA DA IGUAÇU ...................................................................................... 8 2. RECEITA VERIFICADA E MERCADO DE REFERÊNCIA ............................................................... 9 3. PARCELA A (VPA) .......................................................................................................................... 10

3.1 Custos de aquisição de energia elétrica para distribuição ....................................................... 10 3.2 Encargos Setoriais ................................................................................................................... 10 3.3 Custos com transporte de energia ........................................................................................... 11

4. PERDAS DE ENERGIA ................................................................................................................... 13 5. PARCELA B (VPB) .......................................................................................................................... 14

5.1 Custos Operacionais ................................................................................................................ 14 5.2 Valor da Empresa de Referência de Partida do 2CRTP .......................................................... 15

6. ATUALIZAÇÃO DA EMPRESA DE REFERÊNCIA DE 2008 PARA AGOSTO DE 2012 ............... 16 7. CUSTOS OPERACIONAIS RELATIVOS AO 3CRTP ..................................................................... 16 8. CUSTOS NÃO CONTEMPLADOS NA EMPRESA DE REFERÊNCIA DO 2CRTP ....................... 17 9. TOTAL DOS CUSTOS OPERACIONAIS 3CRTP ........................................................................... 20 10. RECEITAS IRRECUPERÁVEIS .................................................................................................. 20 11. COMPONENTES FINANCEIROS ............................................................................................... 20

11.1 CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VALORES DE ITENS DA PARCELA A – CVA ................. 21 11.2 SALDO CVA ANO ANTERIOR................................................................................................. 21 11.3 NEUTRALIDADE DOS ENCARGOS DA PARCELA A ............................................................ 21 11.4 SUBSÍDIO BAIXA RENDA ....................................................................................................... 22 11.5 IMPLANTAÇÃO RESOLUÇÃO ANEEL N° 414/2010 .............................................................. 22 11.6 IMPLANTAÇÃO DAS RESOLUÇÕES ANEEL Nº 367/2009 E 396/2010 ................................ 23 11.7 Recomposição do subsídio da REN ANEEL Nº. 077/2004 ...................................................... 25 11.8 CONSIDERAÇÕES IGUAÇU ................................................................................................... 26

ANEXO I .................................................................................................................................................. 27 CONSIDERAÇÕES .................................................................................................................................... 27

Evolução dos Custos Operacionais .................................................................................................... 28 Comparação com Concessionárias Similares .................................................................................... 30 Solicitações da Concessionária no 2° CRTP ...................................................................................... 32


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I. CONSIDERAÇÕES INICIAIS

Em 09 de maio de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através da Superintendência de

Regulação Econômica – SRE, apresentou através da Audiência Pública (AP) nº 034/12, a proposta para a 3ª

Revisão Tarifária Periódica (3CRTP) da IGUAÇU, a ser considerada durante o período de agosto de 2012 a

agosto de 2016.

A Audiência Pública nº 034/2012 trata dos temas:

Revisão Tarifária,

Estrutura Tarifária;

Perdas Técnicas, e;

Indicadores de Continuidade (DEC e FEC) separadamente.

A presente contribuição refere-se especificamente ao tema da Revisão Tarifária Periódica – Nota Técnica nº

060/2012 e objetiva apresentar as considerações da IGUAÇU sobre o referido tema.

Desde o primeiro ciclo de Revisão Tarifária Periódica até a presente data, assiste-se a crescente preocupação

da ANEEL na busca pelo adequado aprimoramento das metodologias e critérios, cuja missão essencial é

“proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio

entre os agentes e em benefício da sociedade”.

A IGUAÇU reconhece que o aprimoramento das metodologias reflete a preocupação fundamental da

ANEEL para com o citado equilíbrio. Mais que isso, a IGUAÇU entende louváveis as ações que, orientadas

pelo princípio de transparência e discussão pública, devem determinar tarifas que conciliem os direitos e

interesses dos consumidores, de maneira a se alcançar tarifas justas e compatíveis com a qualidade do

serviço recebido, obedecidas as condições estabelecidas no Contrato de Concessão.

A IGUAÇU entende que, além disso, é objetivo da Revisão Tarifária a cobertura dos custos operacionais e o

adequado e necessário retorno sobre o capital investido para a prestação do serviço.

Ao finalizar o segundo ciclo de Revisões Tarifárias no ano 2009, a ANEEL convidou os diversos agentes do

mercado a se manifestar sobre os aspetos da Revisão Tarifária, com o intuito de aprimorar as metodologias

para o 3CRTP.

Assim, os temas relacionados ao 3º ciclo de revisão tarifária foram amplamente discutidos na Audiência

Pública nº 40/2010, dando posteriormente origem à Resolução Normativa nº 457 de 08 de novembro de

2011, a qual estabelece os conceitos gerais, assim como os principais procedimentos para realização do

3CRTP, que ocorrerá no período de 2012 a 2013.

A referida proposta de Revisão Tarifária Periódica colocada em audiência pública pela ANEEL resulta dos

procedimentos levados a efeito conforme estabelecido nas novas metodologias aprovadas pela ANEEL,

através da REN nº 457 de 08 de novembro de 2011, bem como das inúmeras interações entre as áreas

técnicas da IGUAÇU e da Agência Reguladora, em busca do adequado aprimoramento visando as essenciais

condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica atendido pela IGUAÇU continue se

desenvolvendo com equilíbrio, qualidade e confiabilidade, em benefício de toda a sociedade.

A IGUAÇU reafirma na presente manifestação que o aprimoramento das metodologias deve se configurar na

preocupação fundamental da ANEEL na busca do equilíbrio econômico e financeiro da concessão.


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II. ESCOPO DO TRABALHO

Para o cálculo da 3ª Revisão Tarifária Periódica da IGUAÇU foram utilizados os conceitos, critérios e

procedimentos estabelecidos nas metodologias descritas nos Submódulos dos Procedimentos de Regulação

Tarifária (PRORET), aprovadas através da Resolução Normativa nº 457 de 08 de novembro de 2011 e

Resolução Normativa nº 464 de 22 de novembro de 2011, abaixo descriminados:

Módulo 2

Submódulo 2.1: Procedimentos Gerais (NT 293/2011)

Submódulo 2.2: Custos Operacionais; (NT 294/2011)

Submódulo 2.3: Base de Remuneração Regulatória (NT 296/2011)

Submódulo 2.4: Custo de Capital (NT 297/2011)

Submódulo 2.5: Fator X (NT 295/2011)

Submódulo 2.6: Perdas de Energia (NT 298/2011)

Submódulo 2.7: Outras Receitas (NT 312/2011)

Módulo 7

Submódulo 7.2: Tarifas de Referência

Submódulo 7.3: Tarifas de Aplicação

III. OBJETIVO

O modelo tarifário utilizado no Brasil para o cálculo das tarifas é o price-cap, ou seja, a Receita Requerida

(RR) para manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão deve corresponder à

receita compatível com a cobertura de custos operacionais eficientes e com o retorno adequado para o capital

prudentemente investido.

Mediante ao exposto, a IGUAÇU, vem pleitear:

a) a atualização de suas tarifas, visando a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da concessão

para o ciclo tarifário de 2012-2016 nos termos da Sétima Subcláusula do Contrato de Concessão nº

050/99 celebrado em 28 de junho de 1999 e seus aditivos, entre a ANEEL e a Concessionária e

reinteirar as reinvidicações econômicas-financeira, ocasionadas pelo inadequado reposicionamento

tarifário do 2CRTP, reinvidicações estas já formalizadas à ANEEL em reunião realizada em

03/05/2012.

“Subcláusula Sétima - A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado nesta Subcláusula, procederá às revisões dos valores das tarifas de comercialização de energia elétrica, alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mercado da CONCESSIONÁRIA, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. Estas revisões obedecerão ao seguinte cronograma: a primeira revisão será procedida um ano após o quarto reajuste anual concedido, conforme previsto na Subcláusula Terceira; a partir desta primeira revisão, as subseqüentes serão realizadas a cada 4 (quatro) anos.”


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b) Reiterar suas reivindicações sobre o forte descompasso econômico-financeiro ocasionado pelo

inadequado reposicionamento tarifário ocorrido no 2CRTP, reivindicações essas formalizadas à

Aneel em reuniões:

- 19/04/2012 reunião na S R E;

- 03/05/2012 reunião com Sr. Edvaldo;

- e por ofício enviado e protocolado na Aneel: Correspondência n. 0960/2012 de

09/05/2012 com protocolo n. 48513016298/2012-00.

IV. CARACTERIZAÇÃO DA CONCESSÃO

A IGUAÇU Distribuidora de Energia Elétrica Ltda. – IGUAÇU é uma concessionária de serviço público de

distribuição de energia elétrica, de capital privado e sociedade limitada, que tem por objetivo projetar,

construir e explorar o sistema de distribuição de energia elétrica. A concessionária assinou o Contrato de

Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 50 em 28 de junho de 1999, sendo posteriormente aditado

para atender as novas regras do Órgão Regulador.

A IGUAÇU completou, no dia 20 de Março de 2012, 53 anos de existência. Criada no final da década de 50,

por um grupo de empresários de Xanxerê e de Xaxim, municípios do Estado de Santa Catarina, teve como

objetivo principal da sua criação suprir a escassez de energia elétrica existente na região e, dessa forma,

viabilizar a promoção do desenvolvimento, que até então estava ameaçado. Na época, havia apenas uma

pequena usina localizada no curso do Rio Xanxerê, cuja capacidade de geração era de 120 kWh. Durante o

dia, a energia produzida era toda destinada ao funcionamento da serraria pertencente às famílias Unstadt e

Westerich e somente a noite é que a energia era distribuída para um pequeno grupo de residências, apenas

para a iluminação. Foi nesse cenário que a IGUAÇU, na época conhecida como Indústria de Papelão

Chapecózinho, iniciou sua trajetória.

Como a demanda por energia era muito maior do que a oferta, a primeira iniciativa da empresa foi construir

a usina Passo Velho, no Rio Chapecózinho, interior de Xanxerê, hoje município de Bom Jesus. Os recursos

para a construção deste sonho vieram por meio da venda de cotas e no dia 24 de dezembro de 1960 entrou

em operação a primeira turbina da usina.

A partir de então, tudo mudou. A capacidade dessa turbina era nove vezes maior do que a localizada no Rio

Xanxerê. Cinco anos mais tarde, em 24 de dezembro de 1965, entrou em operação a segunda turbina da usina

Passo Velho. Juntas, as duas turbinas passaram a gerar 1.950 kWh.

Em 26 de Setembro de 1968, a empresa foi autorizada a funcionar como concessionária de energia elétrica

pela Portaria do Ministério das Minas e Energia nº 636 e em 1973 foi inaugurada a primeira turbina da

segunda usina da empresa, construída no Rio Chapecózinho, linha Voltão, interior de Xanxerê. Dois anos

depois entrava em funcionamento também a segunda turbina desta usina e com isso a empresa teve à sua

disposição mais 4.300 kWh.

Em 1970 houve a primeira alteração na razão social da empresa. A Indústria Papelão Chapecózinho Ltda.

passou a se chamar Hidrelétrica Xanxerê Ltda. Procurando estar sempre à frente de seu tempo, a empresa

cresceu e desenvolveu-se junto com a região Oeste de Santa Catarina, mais precisamente na região da

AMAI1, hoje referência nacional na suinocultura e avicultura.

1 Associação dos Municípios do Alto Irani - criada em 6 de outubro de 1978, com o intuito de defender os interesses

institucionais dos municípios da região de Santa Catarina.


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Desde sua criação, a qualidade dos serviços tem sido a marca registrada da empresa. Em novembro de 2001,

a empresa recebeu a certificação do programa de gestão da qualidade ISO 9001/2000.

Assim como em outros momentos de sua história, em outubro de 2003, buscando a adequação de sua nova

realidade, exclusivamente distribuidora de energia, houve mais uma mudança na razão social da empresa. A

Hidrelétrica Xanxerê transformou-se em IGUAÇU Energia. A mudança foi tão significativa que a empresa

foi eleita a melhor distribuidora de energia elétrica do Brasil em 2003, quando recebeu da Agência Nacional

de Energia Elétrica o prêmio IASC - Índice Aneel de Satisfação do Consumidor. Em 2008 a empresa foi

novamente vencedora do Prêmio IASC, sendo apontada, ainda dentro da sua categoria, a melhor

distribuidora do Brasil com um índice de satisfação de 83,98.

Com sede localizada na cidade de Xanxerê, a IGUAÇU tem sua área de concessão dividida em 07

municípios do Estado de Santa Catarina, especificamente na região Oeste do Estado conforme demonstrado

nas Figuras a seguir:

Mapa Estado de Santa Catarina

Detalhamento área de concessão da IGUAÇU


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Responsável pela prestação de serviço a cerca de 30,4 mil consumidores, distribuídos em uma área de 1.252

km2, a IGUAÇU vendeu durante o ano de 2011 cerca de 211,14 GWh de energia. A empresa conta com um

Sistema Elétrico composto por 01 subestação de chaveamento e aproximadamente 2.350 km de redes de

distribuição nas tensões 23,1 kV e 380/220kV. A Rede de Distribuição em média e baixa tensão, é

constituída por 1.437 km de extensão e cerca de 2.591 transformadores de distribuição com 78,79 MVA.

Os consumidores da Empresa estão divididos por classe de consumo, conforme tabela a seguir:

Unidades Consumidoras (Dez/2011)

nº %

Residencial 21.372 70,29%

Industrial 550 1,81%

Comercial 3.333 10,96%

Rural 4.737 15,58%

Poder Público 379 1,25%

Serviço Publico 17 0,06%

Iluminação Pública 11 0,04%

Consumo Próprio 7 0,02%

TOTAL 30.406 100%

Classe

Consumidores


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A área de concessão da IGUAÇU caracteriza-se pelo atendimento a uma região do Estado de Santa Catarina

com peculiaridades próprias. Xanxerê era habitada por índios guaranis e kaingangs até o início do Século

XX, quando alguns fazendeiros estabeleceram-se na região, iniciando o ciclo da madeira e a criação de gado.

Tempos depois, o deslocamento de imigrantes do Rio Grande do Sul trouxe descendentes de italianos e de

alemães para a cidade, que pertenceu a uma área disputada por Brasil e Argentina.

A base da economia da região está constituída no setor primário, principalmente no plantio de milho, soja,

feijão e trigo, com destaque também à criação de aves, suínos, bovinos e ovinos, além da apicultura,

considerada fonte expressiva de renda do município. Como é uma região bastante favorável às plantações, o

surgimento de pequenas indústrias e empresas prestadoras de serviços, resulta em elevados níveis de

produtividade. Estas características tornam a área de concessão da IGUAÇU extensamente rural.

Ademais, caracteriza-se também por áreas onde são crescentes as dificuldades para a execução dos serviços

comerciais de cadastro, leitura, faturamento e arrecadação, proliferando unidades consumidoras clandestinas

que potencializam os graves riscos de acidentes, focos de desperdício e uso irregular da eletricidade,

refletindo nos índices de perdas e inadimplência. Tais fatos se traduzem em grandes dificuldades para a

prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. Muitos logradouros não dispõem de acesso para

veículos, obrigando os eletricistas a efetuarem atendimento de manutenções corretivas a pé.

As maiores dificuldades encontradas na área indígena são as ligações clandestinas, o que leva a dificuldade

da IGUAÇU em executar reparos nas redes de distribuição bem como a retirada dos rabichos. Temos

também a ameaça por parte dos inadimplentes contra os empregados da empresa. Para dificultar ainda mais

temos a realidade das constantes migrações dos consumidores indígenas que retiram o padrão do sistema de

medição e fazem um gato dentro da própria área indígena, o que dificulta as notificações leituras e suspensão

do fornecimento e consequente aumento da inadimplência.

Por fim, há que considerar os significativos pontos de preservação ambiental existentes na área de concessão

da IGUAÇU, cuja convivência com os sistemas elétricos impõe condições especiais de operação, inclusive

no que diz respeito aos serviços comerciais, com interferência nos padrões de atendimento.

Considerando que a correta contextualização destas informações constitui instrumento importante na

avaliação dos trabalhos desenvolvidos pela IGUAÇU, o presente documento apresenta as justificativas para

os critérios utilizados na definição dos valores apresentados nos capítulos a seguir.

V. ANÁLISE NOTA TÉCNICA Nº122/2012 – SRE/ANEEL

1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA DA IGUAÇU

O quadro a seguir apresenta a evolução da participação das parcelas tarifárias na receita da IGUAÇU no

último ciclo tarifário (2008 – 2011):

http://pt.wikipedia.org/wiki/Guarani

http://pt.wikipedia.org/wiki/Kaingang

http://pt.wikipedia.org/wiki/S%C3%A9culo_20

http://pt.wikipedia.org/wiki/S%C3%A9culo_20

http://pt.wikipedia.org/wiki/Rio_Grande_do_Sul

http://pt.wikipedia.org/wiki/Italiano

http://pt.wikipedia.org/wiki/Alem%C3%A3es

http://pt.wikipedia.org/wiki/Brasil

http://pt.wikipedia.org/wiki/Argentina

http://pt.wikipedia.org/wiki/Setor_prim%C3%A1rio

http://pt.wikipedia.org/wiki/Soja

http://pt.wikipedia.org/wiki/Feij%C3%A3o

http://pt.wikipedia.org/wiki/Trigo

http://pt.wikipedia.org/wiki/Aves

http://pt.wikipedia.org/wiki/Su%C3%ADno

http://pt.wikipedia.org/wiki/Bovino

http://pt.wikipedia.org/wiki/Ovino

http://pt.wikipedia.org/wiki/Apicultura


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Conforme observado no gráfico apresentado, a parcela referente aos encargos obteve uma evolução

considerável no período analisado, passando de 6,18% no ano de 2008 para 10,10% no ano de 2011, o que

representa um aumento de 63,43%.

O gráfico também destaca a evolução no custo de transporte de energia, que apresenta uma evolução de

192,85% no decorrer do ciclo tarifário.

A Parcela B, parcela esta gerenciada pela concessionária, ao contrário do que se observa na análise acima,

referente aos encargos setoriais e ao transporte de energia, sofreu uma redução ao longo do ciclo tarifário de

7,63%.

2. RECEITA VERIFICADA E MERCADO DE REFERÊNCIA

Referente a Receita Verificada e ao Mercado de Referência, utilizados pela ANEEL na Nota técnica nº

0122/2012-SRE/ANEEL, a IGUAÇU não observou variações dignas de registro, entre os dados da ANEEL e

os da distribuidora, sendo cabível apenas, no momento oportuno, a atualização dos valores realizados com

base no SAMP ou no GTF, procedimento que entendemos mais correto. Porém, observou a IGUAÇU que a

ANEEL adotou o critério de internalização dos subsídios para cálculo tarifário do 3CRTP.

A nota técnica acima mencionada destaca que, diferentemente do procedimento adotado pela ANEEL para o

cálculo tarifário até o momento, os subsídios tarifários passarão a ser estabelecidos na própria estrutura

tarifária da concessionária, assim, qualquer variação na composição do mercado entre as partes (subsidiado e

subsidiante), passa a ser tratado como um risco de mercado para a concessionária. A Lei nº 8.987/95, diz em

seu art.2º:

II - concessão de serviço público: a delegação de sua prestação, feita pelo poder concedente, mediante licitação, na modalidade de concorrência, à pessoa jurídica ou consórcio de empresas que demonstre capacidade para seu desempenho, por sua conta e risco e por prazo determinado;

Entende a IGUAÇU que, a exploração do serviço público “por conta e risco do concessionário” significa na

prática que os riscos inerentes a essa atividade serão alocados ao concessionário no que se constituem

aspectos endógenos às características econômicas, comerciais e técnicas da referida atividade, assim a

63,46%54,40% 53,60% 46,90% 53,78%

22,95%25,40% 24,60%

21,20%25,73%

6,18%9,30% 12,00%

10,10%

11,59%

7,41% 11,00% 9,70%21,70%

8,90%

2008 2009 2010 2011 Proposta ANEEL/2012

Participação na Receita - %

Parcela A Parcela B Encargos Transporte


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aplicação ou não dos subsídios tarifários, concedidos aos consumidores a partir de legislações específicas,

não pode ser aspecto imputável às distribuidoras de energia, pois constitui em risco extrínseco à atividade

econômica da concessionária de energia, não guardando relação com a atividade primordial.

No âmbito da AP 078/2011, que trata do rito dos Reajustes Tarifários Anuais, a ABRADEE encaminhou

contribuição em que estão colocados os impedimentos legais associados a essa ação da ANEEL. Em

consonância com essa visão das distribuidoras acerca do marco regulatório, a IGUAÇU solicita que a

ANEEL mantenha o procedimento de externalização dos subsídios tarifários vigente na 3CRTP.

3. PARCELA A (VPA)

3.1 Custos de aquisição de energia elétrica para distribuição

Compra de energia

Os contratos que a IGUAÇU possui são classificados na modalidade Contratos Bilaterais, ou seja, referem-se

aos contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da Lei n.º 10.848/2004, conforme

detalhado na tabela a seguir:

Compra de Energia IGUAÇU (agosto 2012 a julho 2013)

3.2 Encargos Setoriais

Os valores dos Encargos Setoriais considerados para o cálculo tarifário, bem como os atos legais que deram

origem, estão demonstrados a seguir:

Contratos Código Tarifa Média

(R$/MWh) Custo (R$) Energia (MWh)

CCEAR - Leilão - Energia Velha 1 #DIV/0! - -

CCEAR - Leilão de Ajuste 2 #DIV/0! - -

CCEAR - Geração Distribuída 3 #DIV/0! - -

CCEAR - Leilão - Energia Nova 4 #DIV/0! - -

Bilaterais partes relacionadas 5 139,51 36.664.117 262.800

Bilaterias com terceiros 6 #DIV/0! - -

Itaipu 7 #DIV/0! - -

Proinfa 8 - - 6.463

Geração Própria 9 #DIV/0! - -

Total 136,16 36.664.117 269.263


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Encargos Setoriais

3.3 Custos com transporte de energia

O acesso ao sistema de distribuição é regido pelos Procedimentos de Rede, Procedimentos de Distribuição,

pelos contratos celebrados entre as partes e pelas normas e padrões específicos de cada concessionária.

Para o acesso aos sistemas de distribuição, os usuários deverão firmar o Contrato de Uso do Sistema de

Distribuição com a concessionária de distribuição responsável pela área relativa ao acesso. No caso de

concessionária de distribuição conectada a outra concessionária de distribuição deve ser celebrado o Contrato

de Uso dos Sistemas de Distribuição e o Contrato de Conexão.

A IGUAÇU contrata o uso do sistema de distribuição junto à distribuidora CELESC para garantir a conexão

ao Sistema Interligado Nacional - SIN e o atendimento ao seu mercado.

Conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 281/1999:

Art. 13 Os encargos de uso dos sistemas de transmissão ou de distribuição deverão ser suficientes para a prestação destes serviços e serão devidos aos respectivos concessionários, permissionários e ao ONS.

§ 2º Os encargos associados ao uso dos serviços de distribuição deverão ser propostos pelas concessionárias e permissionárias, com base nas suas atividades de distribuição, e aprovados pela ANEEL.

Considerando a realização em agosto de 2012 da 3ª Revisão Tarifária Periódica da distribuidora, este item

objetiva discutir os aspectos associados à contratação do uso do sistema de distribuição que é realizado

atualmente pela IGUAÇU, dado que as atuais regras tarifárias aplicáveis à formação das tarifas de uso do

sistema de distribuição para concessionárias de serviço público e ao próprio faturamento dos montantes

contratados resultam em elevado desembolso para os usuários do sistema da IGUAÇU, afetando as ações em

prol da modicidade tarifária na área de concessão.

Conforme reunião realizada no último dia 03 de maio de 2012, na Superintendência de Regulação

Econômica – SRE, com o Diretor Relator do processo do 3º Ciclo de Revisão Tarifária da IGUAÇU

Distribuidora, Sr. Edvaldo Santana, a concessionária apresenta a seguir suas considerações sobre o tema

Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) – Demanda CELESC.

Encargos Setoriais Valor

Conta de Consumo de Combustíveis – CCC 1.675.789

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 2.315.733

Taxa de Fiscalização de Serviços de E.E. – TFSEE 121.411

Reserva Global de Reversão – RGR 356.717

Proinfa 1.189.474

ONS -

P&D e Eficiência Energética 714.188

ESS / ERR 948.141

Total de Encargos Tarifários 7.321.453


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Para atendimento de sua área de concessão a IGUAÇU Distribuidora de Energia – IGUAÇU, faz uso da

Rede Elétrica das Centrais Elétricas de Santa Catarina – CELESC, conforme contrato firmado entre as partes

em 04 de julho de 2006 e respectivos aditivos.

Em 19 de outubro de 2011, foi protocolado na CELESC, solicitação da IGUAÇU para alteração no contrato

de Uso do Sistema de Distribuição para o período de 2012 a 2016, porém em 06 de novembro de 2011, a

IGUAÇU foi comunicada pela CELSEC sobre a impossibilidade de aumento de demanda para os anos de

2012, alegando que o valor máximo de demanda é de 36 MW, devido ao esgotamento da capacidade

transformadora e viabilidade de expansão da atual SE Xanxerê;

A CELESC informou ainda que, para os anos de 2013 - 2016, a liberação do aumento de demanda, somente

será aprovada após a conclusão das obras para a ampliação da SE Xanxerê, mediante a doação de terreno

adjacente a referida SE, pela IGUAÇU à CELESC, salientado ainda que, o prazo mínimo para execução das

obras de ampliação da SE Xanxerê é de 12 meses, considerados após a doação do referido terreno.

Mediante a resposta da CELESC, em 09 de dezembro de 2011, através da correspondência 2882/2011, a

IGUAÇU enviou minuta de doação do referido terreno à CELESC.

Os trâmites exigidos pela CELESC causam a demora para iniciar as obras de ampliação da SE Xanxerê e

ocasionam prejuízos à IGUAÇU, que fica obrigada a pagar mensalmente ultrapassagem de demanda desde

agosto de 2011, condição essa que continuará até o término da construção da SE citada, conforme quadro a

seguir:

Os valores apresentados no quadro acima já foram pagos à CELESC e a expectativa é que até o final de julho

de 2012, a IGUAÇU desembolse mais R$ 100.000 mil. Este cenário esta prejudicando a IGUAÇU, até o

momento, em aproximadamente R$ 350.000,00.

Diante desta situação, alheia a nossa vontade, solicitamos o deferimento em incluir todos os valores já

incorridos, como componente financeiro, na tarifa que deverá vigorar neste 3º Ciclo Tarifário e, que em

todos os próximos reajustes tarifários também seja incluído esta distorção até que a CELESC aceite nossas

solicitações de aumento de demanda após a efetivação da construção da nova Subestação Xanxerê.

Mês de

ReferênciaKW Ultrapassagem Valor (R$)

ago/11 4.103 23.559,93

set/11 4.057 25.559,10

out/11 4.610 29.043,00

nov/11 5.002 31.512,60

dez/11 4.368 27.518,40

jan/12 4.723 29.754,90

fev/12 6.612 41.655,60

mar/12 6.831 43.005,30

251.608,83

PAGAMENTOS DE ULTRAPASSAGEM PARA A CELESC


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E N E R G I A

4. PERDAS DE ENERGIA

As perdas na distribuição de energia são definidas como a diferença entre a energia injetada na rede de

distribuição e a energia fornecida (mercado cativo, suprimento e consumidores livres).

As perdas técnicas são o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrentes dos

processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica, por outro lado, as perdas não

técnicas são as perdas apuradas pela diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas, considerando assim

todas as demais perdas que podem ocorrer no sistema, tais como fraude e furto de energia, erros de medição,

erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamentos de medição.

O resultado financeiro da distribuidora é afetado por perdas reais de energia elétrica não reconhecidas pelo

regulador no estabelecimento da Receita Requerida no momento da revisão tarifária periódica, o que,

consequentemente, impede que seja atingido um dos objetivos do processo de revisão que é o equilíbrio

econômico-financeiro quando os valores de perdas reconhecidas estão muito aquém da realidade do contexto

em que a distribuidora está inserida.

Pelo histórico do último quadriênio, tanto as Perdas Técnicas quanto Perdas Não Técnicas (comerciais) sobre

a energia vendida não tiveram variações expressivas, mostrando certa estabilidade, conforme demonstra o

gráfico seguir:

9,46% 9,42% 9,42% 9,39%

8,32% 8,32% 8,32% 8,32%

2008 2009 2010 2011

Perdas Técnicas (em %)

PT ANEEL PT Iguaçu


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E N E R G I A

Ressalta a IGUAÇU que as perdas técnicas tendem a aumentar com o crescimento da demanda até que se

construa o quatro alimentador de suprimento, o que está ainda dependendo da expansão da SE da CELESC e

disponibilidade de mais um bay para conectar o quatro alimentador.

A nova metodologia da Aneel entende por perdas Não técnicas a menor ocorrida no último ciclo tarifário.

Entendemos, entretanto, que no período que a Iguaçu foi suprida em energia pela Celesc, de janeiro de 2008

a julho de 2011, ocorreu algum erro na medição da Celesc, visto que as perdas foram significativamente

reduzidas.

Vale notar que no período anterior ao suprimento em energia pela Celesc, as apurações de Perdas Não

Técnicas variavam entre 6% e 9%, isso também é visto no período de agosto de 2011 até a presente data,

quando a IGUACU retornou ao mercado livre, tendo assim suas medições de energia efetivadas por

medidores validados pela CCEE.

Visto esta possibilidade de falha nos medidores da CELESC, a IGUACU entende e solicita que as PERDAS

NÃO TÉCNICAS sejam revistas e que seja considerada a média histórica dos períodos medidos pelos

medidores auditados e validados pela CCEE e considera também um ajuste de redução, sendo assim, solicita-

se que seja considerado 5% para as Perdas Não Técnicas.

5. PARCELA B (VPB)

5.1 Custos Operacionais

A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios busca definir o nível

eficiente de custos para execução dos processos comerciais relacionados às unidades consumidoras,

atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, além das atividades de direção e

administração, de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação,

assegurando que os ativos necessários à prestação do serviço manterão sua capacidade inalterada durante

toda sua vida útil.

A adoção desse custo estimula a eficiência por meio da premiação das empresas com desempenho superior à

média e impulsiona aquelas com desempenho inferior a buscarem as melhores práticas. Com isso, observa-se

4,17%3,79%

3,83%

3,44%

6,49%

2,20%1,64%

3,44%

2008 2009 2010 2011

Perdas Não Técnicas (em %)

PNT ANEEL PNT Iguaçu


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E N E R G I A

a criação de um círculo virtuoso onde os ganhos de eficiência médios obtidos são repassados aos

consumidores através da redução das tarifas que, por sua vez, induz a empresa à busca de novos padrões de

eficiência de modo a elevar sua rentabilidade.

A nova metodologia de cálculo adotada pela ANEEL (REN 294/2011) para a definição dos Custos

Operacionais se dará em duas etapas, conforme figura apresentada abaixo:

Definição Custos Operacionais

Assim, espera-se a criação de um círculo virtuoso; onde os ganhos de eficiência médios obtidos são

repassados aos consumidores através da redução das tarifas que, por sua vez, induz as empresas à busca de

novos padrões de eficiência de modo a elevar sua rentabilidade.

Neste item a IGUAÇU demonstra o cálculo dos seus custos operacionais eficientes e necessários na

composição de sua tarifa, da seguinte forma:

Valor da Empresa de Referência de Partida do 2CRTP;

Custos não Contemplados na Empresa de Referência;

Custos Extraordinários ocasionados por determinações regulatórias e legais.

5.2 Valor da Empresa de Referência de Partida do 2CRTP

Conforme metodologia, para estimar o valor da Empresa de Referência de partida, será dado tratamento nos

itens anuidades, serviços taxados e custos adicionais, conforme detalhado a seguir:

Anuidades

De acordo com a Nota Técnica nº 294/2011, para o cálculo da Empresa de Referência foram desconsiderados

os valores relativos ao custo de capital e reintegração dos ativos de informática (Software, Hardware),

veículos, mobiliários e aluguéis.

Serviços Taxados


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E N E R G I A

Ainda de acordo com a Nota Técnica nº 294/2011, os Serviços Taxados que foram considerados na Empresa

de Referência do 2CRTP deverão ser excluídos da base de cálculo do ponto de partida para o cálculo dos

Custos Operacionais para o 3CRTP. Tal procedimento se faz necessário uma vez que a receita auferida com

essa rubrica será repassada à modicidade tarifária como Outras Receitas.

Custos Adicionais

Ainda conforme regra de cálculo, estabelecida na Nota Técnica nº 294/2011, os Custos Adicionais, relativos

ao crescimento dos processos e atividades comerciais e de operação e manutenção deverão ser excluídos da

base de cálculo do ponto de partida para o cálculo dos Custos Operacionais para o 3CRTP, tal procedimento

se faz necessário, uma vez que, esses custos tinham por finalidade contemplar as despesas adicionais entre o

momento que era simulado a ER (data base dos dados de consumidores e ativos) e a data da revisão tarifária.

6. ATUALIZAÇÃO DA EMPRESA DE REFERÊNCIA DE 2008 PARA AGOSTO DE 2012

Os valores foram atualizados monetariamente de agosto de 2008 até julho de 2012, sendo, o valor de pessoal

pelo corrigido pelo IPCA e Material e Serviços pelo IGPM do período.

Mediante ao acima descrito, o valor da Empresa de Referência referente ao 2CRTP que deverá ser

considerado como ponto de partida (ER de partida) para o cálculo dos Custos Operacionais do 3CRTP da

IGUAÇU está demonstrado na tabela a seguir:

Atualização dos Custos Operacionais – 2º CRTP (Empresa de Referência)

7. CUSTOS OPERACIONAIS RELATIVOS AO 3CRTP

De acordo com a nova metodologia de cálculo, prevista na NT 294/2011 SRE/ANEEL, o ÍNDICE DE

PRODUTIVIDADE a ser utilizado na atualização dos custos operacionais considerados no 2CRTP (já

contemplando as baixas) é de 0,782% ao ano. O referido índice é único para todas as distribuidoras do setor.

DescriçãoEmpresa de Referência

2o CRTP (1) Índice de Reajuste Valor Atualizado - CO2

Custos de Pessoal 6.748.019 8.300.234

. Estrutura Central 5.222.866 23,0% 6.424.257

. Estrutura Regional - 23,0% -

. Sistemas - 23,0% -

. Processos de O&M 632.938 23,0% 778.529

. Processos Comerciais 892.216 23,0% 1.097.448

. Custos Adicionais - 23,0% -

Custos de Materiais e Serviços 2.535.847 3.027.550

. Estrutura Central 429.972 19,4% 513.344

. Estrutura Regional - 19,4% -

. Sistemas 384.878 19,4% 459.506

. Processos de O&M 651.838 19,4% 778.231

. Processos Comerciais 634.333 19,4% 757.331

. Custos Adicionais 434.826 19,4% 519.139

Custos Totais 9.283.866 11.327.785

(1) Custos ajustados conforme Submódulo 2.2 do Proret


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E N E R G I A

A análise dos ganhos de produtividade mede a relação insumo/produto ao longo do tempo. Nesta análise, os

insumos são os custos operacionais reais das distribuidoras e os produtos são representados pelo número de

unidades consumidoras, o consumo de energia e a extensão da rede de distribuição.

Para fins de reposicionamento, o valor de custos operacionais a ser considerado na data-base do 3º CRTP

levará em consideração:

Custo definido no 2º CRTP;

Variação dos índices de inflação;

Crescimento do produto;

Ganhos de produtividade observados no período de análise, conforme equação a seguir:

Onde:

CO3: custo operacional a ser reconhecido para fins de reposicionamento no 3CRTP;

CO2: custo operacional definido no 2CRTP, com os ajustes descritos, corrigidos até a data de revisão tarifária do

3CRTP;

ΔP: variação total do produto, conforme equação apresentada anteriormente; e

n: número de anos entre as datas-base do 2CRTP e 3CRTP.

Assim, considerando o fator médio de produtividade de 0,782% ao ano, o crescimento do Km de rede, as

unidades consumidoras e o mercado de fornecimento e aplicando as equações indicadas na metodologia de

cálculo, chega-se ao custo operacional de R$ 12.646.333,00 conforme apresentado na tabela abaixo:

Quadro 5 - Custos Operacionais 3CRTP – Reposicionamento

8. CUSTOS NÃO CONTEMPLADOS NA EMPRESA DE REFERÊNCIA DO 2CRTP

Os valores abaixo representam os custos incorridos pela concessionária, custos esses alheios a sua vontade e

gestão, os quais entende a concessionária que deverão ser acrescentados ao custo apurado no item anterior

por se tratarem de custos não contemplados na Empresa de Referência de Partida (2CRTP); Salienta-se que

esse fato deva ser considerado como a origem do descompasso financeiro que vem sofrendo a IGUAÇU

dada a drástica queda na apuração de seus custos operacionais para a manutenção do equilíbrio econômico-

financeiro do contrato de seu contrato de concessão.

Danos Elétricos

A Resolução ANEEL nº 061, de 29 de abril de 2004 que estabeleceu as disposições relativas ao

ressarcimento de danos elétricos em equipamentos elétricos instalados em unidades consumidoras e outros

ressarcimentos, causados por perturbação ocorrida no sistema elétrico, determina em seu Art. 10 que “A

concessionária responde, independentemente da existência de culpa, pelos danos elétricos causados a

equipamentos elétricos de consumidores”.

Produtividade 0,782%

n 4

CO3 3CRTP 12.646.333


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E N E R G I A

Algumas ocorrências no sistema elétrico geram perturbações na qualidade do fornecimento de energia ao

cliente final e, em determinadas circunstâncias, podem danificar equipamentos elétricos de clientes ou da

própria concessionária.

Modificação das condições que caracterizam a operação de um sistema elétrico fora da faixa de variação

permitida para seus valores nominais, definidos nos regulamentos sobre qualidade dos serviços de energia

elétrica vigentes.

Neste ínterim, eventos de caráter sistêmico acabam por acarretar um grande volume de pedidos de

indenizações que precisam ser analisados pelo corpo técnico da distribuidora e se, julgados procedentes, ter

seus custos cobertos.

A IGUAÇU está exposta a esses custos, já que a distribuidora pode ser responsabilizada pelos danos elétricos

independentemente da existência de culpa. Nos últimos quatro anos a IGUAÇU efetuou pagamentos de mais

de R$250.000 mil (duzentos e cinquenta mil reais) em indenizações por danos elétricos causados nas

unidades consumidoras, sendo a maioria desses pagamentos referente a descargas atmosféricas. Isso deixa

evidente que estamos diante de uma especificidade da região onde atua a concessionária, que vê imputado

em seus custos sem a devida cobertura tarifária os reflexos desse fenômeno atmosférico.

Assim, a IGUAÇU solicita a inclusão nos custos operacionais de reposicionamento a preços de julho de 2012

(realizado até junho e projetado para julho), conforme quadro a seguir:

Quadro 6 – Danos Elétricos

Área Indigena

Grande parte das indenizações por danos elétricos são devido à problemas de curto-circuitos causados na

área indígena, reagião esta que apresenta muitos rabichos e ligações clandestinas. Os indígenas impedem que

a IGUAÇU tome as providências para efetuar o desligamento destas unidades sob a ameaça inclusive de

morte do empregado que for cortar as irregularidades.

(em R$)

Período Valor Valor Atualizado

De 01/08/2008 até 30/09/2011 158.927 176.908

De 01/10/2011 até 19/06/2012 86.837 88.180

Total 245.764 265.088


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E N E R G I A

Estas irregularidades ocorrem inclusive em residências atendidas pelo Programa Luz Para Todos, que além

de efetuarem os chamados “gatos elétricos”, não efetuam o pagamento da conta de energia elétrica e não

permitem que os colaboradores da IGUAÇU a área indígena para efetuar a suspensão do fornecimento.

O valor total devido pelos consumidores inadimplentes na área indígena é de R$ 60.175,61. Diante dos

fatos apresentados, a IGUAÇU solicita que esta peculiaridade de sua área de concessão seja considerada


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E N E R G I A

na ER ponto de partida para o 3CRTP, uma vez que, conforme descrito acima esta comunidade oferece

muitas dificuldades à concessionária e observando, ainda, seu status “inimputável” perante a sociedade.

9. TOTAL DOS CUSTOS OPERACIONAIS 3CRTP

O quadro abaixo apresenta os Custos Operacionais que entende a IGUAÇU serem devidos e portanto

considerado para fins do cálculo do reposicionamento tarifário deste 3º ciclo:

O ANEXO I deste documento, apresenta detalhadamente algumas considerações da IGUAÇU referente à

Empresa Referência reconhecida no 2CRTP, considerações estas já discutidas em reunião específica com a

Aneel.

10. RECEITAS IRRECUPERÁVEIS

De acordo com a metodologia ANEEL (PRORET – submódulo 2.2) e em conformidade com os paragráfos

39 e 40 da NT nº122/2012, os percentuais de Receitas Irrecuperáveis (RI), corresponde à participação de

cada classe de consumo na receita total verificada no ano teste. Analisando a planilha ANEEL (Prata V9 4

IGUAÇU.xls) a referida ponderação foi obtida a partir da receita por classe de consumo sem os impostos.

Porém, entende a IGUAÇU que esta ponderação deve ser calculada com os devidos impostos, a fim de: (i)

capturar as diferenças entre as alíquotas de impostos de cada classe existe, (ii) guardar coerencia com o

cálculo dos montantes de receitas irrecuperaveis, que são aputrados com os impostos incidentes sobre a

receita.

Mediante ao descrito, a IGUAÇU sugere que para o cálculo da ponderação da receita por classe de consumo

utilizada na apuração do montante de receitas irrecuperaveis, a Aneel utilize a receita verificada de cada

classe de consumo com os respectivos impostos também segregados por classe de consumo.

11. COMPONENTES FINANCEIROS

O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custo econômico. Porém, foram

criados componentes tarifários financeiros que não fazem parte da base tarifária, ou seja, não fazem parte da

tarifa econômica, pois se referem aos valores pagos pelos consumidores em cada período de 12 meses

subsequentes aos reajustes e/ou revisões tarifárias.

Os valores, premissas e justificativas dos componentes tarifários da IGUAÇU, para este pleito tarifário estão

abaixo detalhados.

Descrição em R$

Custos Operacionais ER 12.646.333

Custos Adicionais não contemplados 325.260

Custos Operacionais Reposicionamento 12.971.593


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E N E R G I A

11.1 CONTA DE COMPENSAÇÃO DE VALORES DE ITENS DA PARCELA A – CVA

A IGUAÇU irá encaminhar em correspondência específica a memória de cálculo da Conta de Compensação

de Variação de Valores de Itens da PARCELA “A” – CVA, estabelecida pela Portaria Interministerial nº 25

de 24/01/2002 e regulamentada pelas Resoluções ANEEL nº 491e 495 de 20/11/2011 e nº 153 de 14/03/2005

relativa aos custos desembolsados sem a devida cobertura tarifária.

O valor necessário para a cobertura da CVA em processamento da IGUAÇU está apresentado na tabela a

seguir, porém ressaltamos que este valor é provisório, uma vez que, conforme Despacho ANEEL nº

3.250/2009, a IGUAÇU deverá encaminhar os valores auditados por auditores independentes em duas fases,

sendo: a fase principal em 60 dias anteriores à data de aniversário da concessionária e a fase complementar

em 30 dias antes.

11.2 SALDO CVA ANO ANTERIOR

A recuperação do saldo a compensar da CVA do ano anterior, se dá a partir da apuração da receita mensal de

Fornecimento e de Uso da distribuição e Uso da Geração.

Para a IGUAÇU, foi considerada a receita de fornecimento realizada de junho/2011 a maio/2012 (real até

dezembro e projetada para os demais meses) e atualizada pela Selic do período. Mediante este cálculo, o

valor necessário para a cobertura da CVA (saldo a compensar) está demonstrado na tabela abaixo:

CVA Saldo a Compensar

11.3 NEUTRALIDADE DOS ENCARGOS DA PARCELA A

O Ofício Circular ANEEL nº 109/2010 e a Nota Técnica nº 065/2010 – SRE/ANEEL aprovado pela Agência

Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em 02 de fevereiro de 2010, tem por objetivo garantir a neutralidade

da PARCELA “A”.

TOTAL DAS CVA 388.076,08 FATURADO 418.478,17

Mês/Ano Selic Efetiva* CVA recebida totalCVA Saldo

atualizado

CVA Saldo a

Compensar

ago/11 1,01074063 34.873,18 392.244,26 357.371,08

set/11 1,00941761 34.873,18 360.736,66 325.863,48

out/11 1,00881955 34.873,18 328.737,45 293.864,27

nov/11 1,00860477 34.873,18 296.392,90 261.519,72

dez/11 1,00907328 34.873,18 263.892,56 229.019,38

jan/12 1,00891016 34.873,18 231.059,98 196.186,80

fev/12 1,00748773 34.873,18 197.655,80 162.782,61

mar/12 1,00821139 34.873,18 164.119,29 129.246,11

abr/12 1,00711876 34.873,18 130.166,18 95.293,00

mai/12 1,00744724 34.873,18 96.002,67 61.129,49

jun/12 1,00744724 34.873,18 61.584,73 26.711,55

jul/12 1,00744724 34.873,18 26.910,48 (7.962,70)

Valor da CVA 5.º dia útil do último IRT (R$) Valor da CVA faturada (R$)


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O cálculo do reajuste tarifário definido no Contrato de Concessão nº 049/1999 SRE/ANEEL e aditivos, não

considerava o crescimento do mercado do período. Assim, as concessionárias se apropriavam dos excedentes

relativos à arrecadação dos encargos setoriais.

Com a alteração na metodologia de cálculo do Reajuste Tarifário os encargos recolhidos pelas distribuidoras

são repassados nas tarifas aos consumidores de energia elétrica com base em valores vigentes na data do

reajuste anual, não resultando em ganho de receita para a distribuidora e sim repassado integralmente à

modicidade tarifária.

A tabela a seguir demonstra os valores apurados pela IGUAÇU para o período compreendido entre

agosto/2011 e julho/2012, atualizados pela Selic para o período.

Neutralidade Encargos da Parcela A

11.4 SUBSÍDIO BAIXA RENDA

A Resolução Normativa ANEEL nº 89 de 25/10/2004 estabelece os critérios para apuração da diferença

mensal de receita da concessionária ou permissionária de distribuição de energia elétrica; Isto se dá em

virtude da introdução de novos critérios unificados para a concessão de descontos às unidades consumidoras

integrantes da subclasse Residencial Baixa Renda, de maneira a produzir efeitos à modicidade da tarifa de

fornecimento de energia elétrica ou para a obtenção de subvenção econômica.

A tabela seguir apresenta os valores calculados pela IGUAÇU e que deverão ser considerados nos

componentes financeiros da concessionária.

11.5 IMPLANTAÇÃO RESOLUÇÃO ANEEL N° 414/2010

A Resolução Normativa nº 414 de 09 de setembro de 2010 estabeleceu as condições gerais de fornecimento

de energia elétrica, em substituição à resolução n° 456/2000, conforme a seguir:

Delta neutralidade Neutralidade Termo Aditivo

R$ R$ atualizado SELIC

RGR (Anual e Ajuste) 356.042,69 RGR (Anual e Ajuste) 340.200,32 (15.842,37) (16.682,13)

CCC 3.131.767,55 CCC 3.026.655,00 (105.112,55) (110.684,27)

TFSEE 110.491,54 TFSEE 105.575,14 (4.916,40) (5.177,00)

CDE 2.168.823,26 CDE 2.096.030,32 (72.792,94) (76.651,48)

CFURH CFURH - - -

ESS/EER 692.940,42 ESS/EER 670.646,32 (22.294,10) (23.475,84)

PROINFA 991.046,94 PROINFA 957.784,10 (33.262,84) (35.026,01)

P&D P&D

ONS - ONS - -

TOTAL 7.451.112,39 TOTAL 7.196.891,20 (254.221,19) (267.696,74)

VALORES FATURADOS COBERTURA TARIFÁRIA ANO ANTERIOR

DRA - R$ Subcláusula 18ª da Cláusula Sétima

Resumo Subsídio Baixa Renda

DescriçãoR$ (atualizado

IGPM)

Tarifas 255.677,39

Previsão IRT/RTP 426.288,26

Reversão (170.610,87)

Baixa Renda 596.899,14


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E N E R G I A

Art. 1° Estabelecer, de forma atualizada e consolidada, as condições gerais de fornecimento de energia elétrica, cujas disposições devem ser observadas pelas distribuidoras e consumidores.

A nova norma trata, dentre outros, de aspectos relativos à classificação e à titularidade de unidades

consumidoras, de prazos para ligação, das modalidades tarifárias, dos contratos, dos procedimentos de leitura

e faturamento, da recuperação de receita em virtude da ocorrência de procedimentos irregulares e do

ressarcimento por danos elétricos.

O quadro a seguir apresenta os custos incorridos pela IGUAÇU para se adequar à referida norma adaptando

seu sistema e condições atuais para fazer frente ao atendimento da determinação do Órgão Regulador.

Salienta-se que, para tais custos a concessionária realizou despesas para as quais não havia até então a devida

cobertura tarifária.

11.6 IMPLANTAÇÃO DAS RESOLUÇÕES ANEEL Nº 367/2009 E 396/2010

A Resolução Normativa n.º 367, de 2 de junho de 2009, aprovou o Manual de Contabilidade Patrimonial do

Setor Elétrico - MCPSE, a ser utilizado por concessionárias, permissionárias e autorizadas de energia

elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da legislação vigente, são passíveis de reversão à União.

Art. 2º A completa implementação das Instruções Gerais de Controle Patrimonial – IG e das Instruções de Cadastro Patrimonial – ICAD, constantes nos itens 6 e 7 do MCPSE e das respectivas tabelas anexas ao Manual, deverá ser concluída até 31 de dezembro de 2011.

Parágrafo Único. Os agentes submetidos a processos de Revisão Tarifária Periódica no ano de 2011 e no primeiro trimestre de 2012, deverão concluir a implementação citada no caput em até 120 (cento e vinte) dias antes da data de sua respectiva revisão tarifária.

Ainda de acordo com a referida resolução, em seu Art.3º:

Art. 3° Os custos relacionados à implementação citada no art. 2° serão reconhecidos regulatoriamente no âmbito do processo de revisão tarifária de cada agente. (grifos nossos)

Descrição PAGAMENTO (R$)Atualizado pelo

IGPM

Desenvolvimento e Treinamento 43.000,00 45.087,61

Central telefônica BP 250, com Placa VMU-HD, sistema tarifação e instalação; 23.000,00 24.116,63

Gravador Taris E1 16.900,00 17.720,48

Aquisição de Note book Dell com Office 2010 3.200,15 3.355,51

Aquisição de Computador Dell com Office 2007 para acesso

remoto. 2.300,00 2.411,66

Custos para readequação do atendimento aos consumidores 66.722,52 69.961,84

TOTAL 162.653,73


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E N E R G I A

A Resolução Normativa n.º 396, de 23 de fevereiro de 2010, institui a Contabilidade Regulatória e aprova

alterações no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, instituído pela Resolução ANEEL nº 444, de 26 de

outubro de 2001.

A referida resolução tem por objetivo divulgar à sociedade um conjunto de informações que representem

adequadamente a situação econômico-financeira das concessionárias e permissionárias de serviço público de

transmissão e de distribuição de energia elétrica em consonância com o arcabouço legal regulatório tarifário,

em um modelo que permita a apresentação da realização dos componentes tarifários e da efetiva

remuneração com obediência ao pressuposto básico da competência, especificamente relacionado ao

processo de confrontação das despesas com as receitas entre os períodos contábeis, conforme consta em seu

Art.1º.

Ainda de acordo com a referida resolução, os custos incorridos da implantação da contabilidade regulatória

serão reconhecidos no âmbito da Revisão Tarifária:

Art. 13 Os custos relacionados à implantação da contabilidade regulatória e auditoria de suas demonstrações serão reconhecidos regulatoriamente no âmbito do processo de revisão tarifária de cada agente concessionário de serviço público de transmissão e de distribuição de energia elétrica. (grifos nossos)

O quadro a seguir apresenta os custos incorridos pela IGUAÇU para se adequar às referidas normas

adaptando seu sistema e condições atuais para fazer frente ao atendimento da determinação do Órgão

Regulador. Salienta-se que, para tais custos a concessionária realizou despesas para as quais não havia até

então a devida cobertura tarifária.

Ressaltamos que o referido valor está atualizado pelo IGPM para julho/2012.

Descrição da Número da nota fiscal ou Data do pagamento Valor (R$)

ação/atividade/serviço da ODC (ordem de custo) (dd/mm/aaaa)

1. Consultoria

1.1.Contrato

1.2.Deslocamentos

1.2.1.Transporte

1.2.2.Hospedagem hospedagem e alimentação ODS 584/12

comprovantes depesas R$ 2652,28 pago

de dez/11 a Mar/12. O custo global

estimado até implantação final da 367

é de R$ 18.000,00 18.000

2. Inventário

07/10/11 R$ 25mil, 11/11/11 R$ 15mil,

06/12/11 R$ 15mil e 06/01/12 R$ 15mil

29/06/12 R$ 30 mil

2.2.Arrolamento

2.3.Conciliação físico-contábil Conciliacao fisico - contabil ODS 584/12 29/05/12 R$ 100.000,00 e 30/06/12 R$

150 mil250.000

3. Sistema

3.1.Existente

3.1.1.módulos ERP (Enterprise Resource Planning):

3.1.1.1.EAM (Enterprise Asset Management)

3.1.1.2.PLM (Product Lifecicle Management)

3.1.1.3.SAM (Service and Asset Management)

3.1.1.4.EPC (Entreprise Project Conection)

3.2.Não existente

3.2.1.Hardware

3.2.2.Interfaces netweaver para ERP

3.3. Interfaces com o Georreferenciamento

4. Outros

4.1. Laudo Final Laudo final ODS 584/12 Novembro de 2012 100.000

4.2.

1.268.000 T O T A L

Adequações em SOFTWARE e processos ODS 584/12

Pagtos nos dias 10/02 R$ 12.500,00,

12/03 R$ 12.500,00 e 10/04 R$ 12.500,00

e 10/05 R$ 12.500,00 e 10/06 R$

550.000,00

600.000

Interfaces ODS 584/12 De junho/12 a outubro/12 200.000

Rubrica

2.1.Levantamento Levantamento físico das redes ODS 584/12 e NF 4, 12, 13 e 14 100.000


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E N E R G I A

11.7 Recomposição do subsídio da REN ANEEL Nº. 077/2004

Com base na Resolução Normativa ANEEL nº 077 de 18 de agosto de 2004, foi apurado o valor dos

descontos concedidos na área de concessão da IGUAÇU associados à redução das tarifas de uso dos sistemas

elétricos de transmissão e distribuição, tanto para consumidores livres como para geradores. A referida

resolução destaca em seu Art. 7º:

Art. 7º: O valor correspondente à redução percentual, nos termos dos arts. 2º e 3º desta Resolução, configura direito da concessionária de distribuição, a ser compensado no primeiro reajuste ou revisão tarifária após a correspondente apuração, devendo ser registrado pela concessionária em conta específica que será estabelecida pela ANEEL.

Sendo assim, o saldo a ser tratado como ajuste financeiro externo ao cálculo do índice tarifário atualizado

pelo IGPM, esta apresentado no quadro a seguir:

Contrato FaturadoTarifa Normal

(R$)

Tarifa

Subsidiada

(R$)

D (kW) P (kW) (a)P(KW)

(c)

P(KW)

d= c * (1-p)

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 jul/11 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 ago/11 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 set/11 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 out/11 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 nov/11 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 dez/11 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 jan/12 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 fev/12 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 mar/12 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 abr/12 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 mai/12 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Hacker Industrial - PCH CAJU A4 jun/12 50% 3200,00 3200,00 2,26 1,13 1,13 7.232,00 7.230,87 7.581,92

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 jul/11 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 ago/11 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 set/11 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 out/11 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 nov/11 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 dez/11 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 jan/12 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 fev/12 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 mar/12 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 abr/12 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 mai/12 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH SALTO VOLTÃO A4 jun/12 100% 8450,00 8450,00 2,26 - - 19.097,00 19.097,00 20.024,14

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 jul/11 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 ago/11 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 set/11 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 out/11 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 nov/11 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 dez/11 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 jan/12 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 fev/12 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 mar/12 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 abr/12 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 mai/12 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

Horizontes Energia - PCH PASSO VELHO A4 jun/12 100% 2075,00 2075,00 2,26 - - 4.689,50 4.689,50 4.917,17

- - - -

TOTAL 13,56 372.222,00 372.208,44 390.278,81

* Percentual de Subsídio conforme Resolução Normativa nº 207/2006

Obs: As tarifas não deverão estar incluídas de ICMS, Pis e Cofins

Subsídio para

o IRT (R$)

(F - E)

Atualizado

pelo IGPM

(jul/12)

GeradorNível de

Tensão

Competênc

ia

Percentual

de Subsídio *

(p)

Total

Faturado

(R$)**

E = (a * d)

Vr.Total sem

subsídio(R$)

F = (a * c)

326.405,00 342.251,66

R$ Mensal Correção Jul/12

ago-11 27.200,42 28.520,97

set-11 27.200,42 28.520,97

out-11 27.200,42 28.520,97

nov-11 27.200,42 28.520,97

dez-11 27.200,42 28.520,97

jan-12 27.200,42 28.520,97

fev-12 27.200,42 28.520,97

mar-12 27.200,42 28.520,97

abr-12 27.200,42 28.520,97

mai-12 27.200,42 28.520,97

jun-12 27.200,42 28.520,97

jul-12 27.200,42 28.520,97

48.027,15

Previsão Subsídio - REN 077/04 - Uso carga considerada no Reajuste Anterior (IRT Iguaçu de 2011)

Saldo a ser considerado na RT IGUAÇU 2012


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26

E N E R G I A

11.8 CONSIDERAÇÕES IGUAÇU

Ressalta a IGUAÇU que conforme disposto no art. 4º da Portaria Interministerial nº 25, de 24 de janeiro de

2002, e o art. 4º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, bem como regulamentação pertinente, os

montantes da Conta de Compensação de Valores de Itens da Parcela “A” – CVA, da Recomposição Tarifária

Extraordinária - RTE e Itens Financeiros deverão ser repassados às tarifas de energia elétrica das

concessionárias de distribuição nos processos de reajuste e/ou revisão tarifária.

Por intermédio do Ofício Circular nº 1.500, de 23 de julho de 2007, e do Despacho nº 2.877, de 1º de agosto

de 2008, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL – SFF/ANEEL determinou

que os referidos montantes pleiteados pela distribuidora, para fins de repasse tarifário, fossem apresentados

conforme planilhas padrão e obrigatoriamente auditados.

A IGUAÇU já passou pela fase principal da auditoria independente e terá finalizada a fase complementar no

mês de agosto. Mediante a isso, os valores apresentados como componente financeiro deverão ser

atualizados em correspondência específica oportunamente.


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E N E R G I A

ANEXO I

CONSIDERAÇÕES

No ciclo anterior de revisões tarifárias, a metodologia empregada pela ANEEL para determinação dos custos

operacionais foi a da Empresa de Referência (“ER”) que, simplificadamente, pode ser entendida como um

concorrente virtual que, explorando a mesma concessão de que é titular determinada concessionária,

apresenta, a juízo da ANEEL, a melhor alocação de recursos de Pessoal, Materiais e Serviços considerando:

(I) a eficiência média teórica para cada atividade parametrizada pelo modelo e, posteriormente, (II) a

consistência de seu resultado pelos níveis de custos operacionais eficientes globais observados no setor de

distribuição de energia.

No entanto, a Resolução Normativa 338, de 25/11/08, que alterou a Resolução Normativa 234/06, tratou

unicamente da metodologia da ER nos aspectos dos índices de eficiência médios teóricos, e não de todo o

processo de análise dos custos operacionais eficientes das concessionárias.

Especificamente, a análise de consistência global não foi apresentada na Resolução Normativa 338/08. Isso

significou, na verdade, que essa etapa do processo nunca foi submetida à Audiência Publica e, por

consequência, não foi possível a sua reprodução por parte das concessionárias, de forma validar os principais

coeficientes técnicos de formação dos custos operacionais eficientes.

Assim, com este viés de dúvida sobre a transparência e robustez dos resultados da aplicação da metodologia

da ER, a proposta da ANEEL para a definição dos custos operacionais do 3CRTP blinda os custos

operacionais reconhecidos no 2CRTP pela metodologia da ER, na suposição de que os mesmos estão

dimensionados adequadamente para apenas aplicar sobre eles ajustes relacionados à atualização monetária,

crescimentos físicos de redes, unidades consumidoras e mercados e desconto por conta de ganho de

produtividade.

Sobre a metodologia para o 3CRTP, a IGUAÇU concorda com a premissa básica de que os custos

operacionais definidos no 2CRTP, se adequados, não faria sentido desprezar seus resultados como parte da

construção dos custos operacionais a ser definida para o 3CRTP tornando, assim, mais simples e clara essa

parte fundamental do processo de revisão tarifária periódica.

Porém, a IGUAÇU discorda que o seu patamar dos custos operacionais definidos no 2CRTP pelo Regulador

esteja adequado. Restando-lhe claro, portanto, relacionar sua exposição de motivo, o que faz adiante.

Para que a IGUAÇU sustente os índices de qualidade e de perdas definidos pelo Órgão Regulador e atenda

ao padrão de atendimento exigido pelos consumidores faz-se necessário que seus custos operacionais

eficientes sejam reconhecidos em suas tarifas, para que assim, a distribuidora opere na fronteira de eficiência

média do setor.

Entretanto, devido a uma série de fatores que serão apresentados a seguir, a IGUAÇU opera atualmente nos

limites de custos estabelecidos pela Empresa de Referência. Entretanto, faze-o à custa da redução de

investimentos, redução do nível de manutenção da rede, demissão de funcionários etc.

Dessa forma, os índices de continuidade da concessionária já demonstram sinais de estouro da meta nos

últimos anos, e, portanto, queda da qualidade do serviço prestado. Adicionalmente, é sabido que as

consequências da redução dos investimentos e manutenção da rede são visíveis apenas após certo período

(período da depreciação dos ativos) e a concessionária teme, assim, que seus índices de

continuidade/qualidade do serviço apresentem resultados ainda piores no próximo ciclo tarifário.


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28

E N E R G I A

Evolução dos Custos Operacionais

As figuras a seguir apresentam a evolução dos custos operacionais reais da IGUAÇU em relação ao

reconhecido na Empresa de Referência para o 2CRTP:

Conforme observado, em 2009 a IGUAÇU apresentou custos superiores em 8,78% à sua Empresa de

Referência. Isso foi consequência, principalmente, do estrangulamento sofrido pela concessionária por conta

da metodologia adotada para a empresa de referência no processo de revisões tarifárias do 2° ciclo. Com

isso, a IGUAÇU viu-se obrigada a captar recursos financeiros com altos juros para cobrir os custos

essenciais relativos aos serviços de distribuição.

Para ilustração dos eventos ocorridos no processo de revisão tarifária do 2CRTP, o gráfico a seguir apresenta

o valor definido nas Audiências Públicas de 2008 e 2009 para os custos operacionais da IGUAÇU:

(em R$ Mil)

Custos Operacionais Iguaçu ER 2009CO real

2009Real/ER ER 2010

CO real

2010Real/ER ER 2011

CO real

2011Real/ER

Iguaçu 12.788 13.910 108,78% 14.770 10.937 74,05% 15.450 11.721 75,86%

Pessoal 8.010 8.263 103,15% 8.644 6.684 77,32% 9.042 7.478 82,70%

Material 4.778 5.647 118,21% 6.126 4.253 69,43% 6.408 4.243 66,21%

8.010 8.263 8.644

4.253

9.042 7.478

4.778 5.647 6.126

6.684

6.408

4.243

2009 ER 2009 Real 2010 ER 2010 Real 2011 ER 2011 Real

Custo Operacional Iguaçú (em R$ mil)

Pessoal Material

12.78713.910

10.937

14.770 15.450

11.721

Valores ER

11.330

13.201 12.239

12.696

10.065 10.239 16,5%

-7,3%

3,7%

-20,7%

1,7%

-

2. 000

4. 000

6. 000

8. 000

10. 000

12. 000

14. 000

1CRTP - Final Proposta Preliminar NT 174/08 - AP 2008 NT 226/08 - Final 2008

NT 162/09 - AP 2009 NT 230/09 - Final 2009

Empresa de Referência (em R$ mil)

Custos Operacionais % Crescimento

Resultado do estrangulamento:

Acréscimo de custos de 8,78%

!


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29

E N E R G I A

Depreende-se do gráfico apresentado a relevante redução do patamar de custos na Audiência Pública de

2009, quando comparada à Nota Técnica nº226/2008 (NT final da AP/2008). A redução de 20,7% dos

custos operacionais levou a IGUAÇU à implantação de diversas ações na tentativa de adequar-se à nova

realidade, entre as quais:

Redução do quadro de funcionários:

o demissão de 10 funcionários relacionados às atividades de O&M (dentre os quais 8

eletricistas); e

o demissão de 7 funcionários relacionados às atividades administrativas.

Tomada de empréstimos bancários para fazer frente aos gastos da concessionária;

Congelamento dos salários dos funcionários;

Redução da manutenção de redes; e

Queda brusca na qualidade da assistência média para funcionários, excluindo inclusive seus

dependentes do plano médico.

A redução dos custos operacionais reconhecidos para a IGUAÇU tem levado, como já mencionado, às várias

ações da concessionária no sentido de diminuição de seus custos reais. Em consequência disso, os índices de

qualidade do serviço DEC (Duração Equivalente de Interrupção) e FEC (Frequência Equivalente de

Interrupção) apurados apresentaram-se, nos últimos anos do ciclo tarifário, próximos aos limites

estabelecidos pelo órgão regulador, sendo que o indicador FEC chegou inclusive a ultrapassar a meta

definida pela ANEEL nos anos de 2010 e 2011, fato esse que não havia ocorrido no histórico da IGUAÇU.

Dessa forma, o pilar básico da revisão tarifária que é, justamente, o reconhecimento de custos operacionais

em montante suficiente para o atendimento prudente e para a sustentação dos índices de qualidade definidos

pela ANEEL com um atendimento no padrão exigido pelos consumidores não está mais sustentado.

Além do índice FEC já ter sido ultrapassado nos últimos dois anos, é visível que a distância entre a meta do

índice DEC e os patamares apurados tem diminuído ao longo do último ciclo.

De forma a ilustrar a queda no padrão de atendimento aos consumidores, a tabela a seguir apresenta a relação

clientes x empregados da concessionária ao longo dos últimos anos:

Conforme observado, se em 2008 um funcionário era responsável pelo atendimento a, 201 clientes em

média, para o ano de 2010 o mesmo funcionário tinha sob seu atendimento cerca de 315 clientes, ou seja, um

aumento de mais de 50% no período, fato este comprovado claramente com a queda dos índices de qualidade

e de satisfação do consumidor quanto ao atendimento levando a penalização da empresa, já penalizada

Empregados 2008 2009 2010

Iguaçu Distribuidora

Número de empregados ao final do período 122 103 94

Número de empregados terceirizados 17 - -

Número de clientes 27.998 28.754 29.627

Relação Clientes x Empregados 201 279 315

Redução no período 56,5%


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30

E N E R G I A

amplamente por não ter tido de forma adequada seus custos essenciais reconhecidos na revisão passada

(2CRTP).

Comparação com Concessionárias Similares

Os tópicos a seguir apresentam comparações entre a IGUAÇU e concessionárias de porte e características

similares.

O gráfico a seguir apresenta o número de Unidades Consumidoras (UC’s) das concessionárias utilizadas na

análise, em comparação à IGUAÇU:

Pessoal

A tabela a seguir apresenta a comparação entre o quantitativo de pessoal reconhecido para a IGUAÇU e uma

empresa considerada similar:

É possível observar que, mesmo apresentando o mesmo patamar de unidades consumidoras que a

distribuidora A, a IGUAÇU conta com 11 membros a menos em sua equipe, o que passou a contribuir desde

então (2CRTP) para a piora nos índices de qualidade e atendimento.

Veículos

As figuras a seguir apresentam a comparação entre o montante reconhecido para a IGUAÇU e para

concessionárias similares:

27.761

32.130

4.281

14.185

28.634

25.910

Iguaçu A B C D E

Unidades Consumidoras (UC's) - 2CRTP

Comparação ERs - Pessoal Iguaçu A

Quantitativo de Pessoal na Estrutura Central

Conselheiro 3 6

Presidência 10 11

Ouvidoria 2 2

Diretoria Financeira, RH e ADM 20 19

Diretoria Técnica e Comercial 20 28

Diretoria de Assuntos Regulatórios - -

Total 55 66


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Depreende-se do gráfico que a IGUAÇU apresenta valores reconhecidos para veículos abaixo das

concessionárias similares. Adicionalmente, o valor reconhecido para a concessionária é inferior ao

reconhecido para distribuidoras com menos unidades consumidoras, como é o caso das concessionárias C e

E.

Além disso, o valor de veículos reconhecido para a IGUAÇU é menor que o valor concedido para a

distribuidora E, que possui uma área de concessão de apenas

45 km2, enquanto a IGUAÇU apresenta uma área de concessão de 1.252 km

2. Dessa forma, é evidente

que o valor reconhecido para a IGUAÇU está consideravelmente abaixo das suas necessidades para o

atendimento de todos os seus clientes com qualidade.

Custos Adicionais

Com relação aos custos adicionais, percebe-se também o estrangulamento financeiro vivenciado pela

concessionária nos últimos anos e que a levou a cortar despesas com pessoal, investimentos e manutenção,

conforme apresentado anteriormente. Assim como verificado no reconhecimento de veículos e custos de

teleatendimento, o nível de custos adicionais reconhecido para a IGUAÇU é menor que o nível acordado

pelo Órgão Regulador à distribuidoras com menos unidades consumidoras, como as concessionárias C e E

conforme gráfico a seguir:

Comparação ERs Iguaçu C E A

Pick-up ou Veículo Leve 35.005 37.969 37.970 38.340

Pick-up 1 tonelada 76.536 83.015 83.017 83.827

Caminhão médio 7 a 8 toneladas com Guindauto 129.673 140.651 140.665 142.027

Caminhão médio 7 a 8 toneladas 129.673 140.651 140.665 142.027

Caminhão pesado 11 a 15 toneladas com Guindauto 148.752 151.345 161.349 162.923

Caminhão pesado 11 a 15 toneladas 148.752 151.345 161.349 162.923

Caminhão pesado 15 toneladas 148.752 151.345 161.349 162.923

Carreta 389.934 422.947 422.956 427.083

Automóvel 24.810 26.911 26.911 27.174

Motocicleta 5.549 5.549 5.549 5.549

Utiliário 43.530 43.530 43.530 43.530

Custo médio 116.451 123.205 125.937 127.121

Veículos (custo unitário em R$)

116.451

123.205

125.937127.121

Iguaçu C E A

Veículos (Custo Médio em R$) - 2CRTP


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Solicitações da Concessionária no 2° CRTP

Em 07 de maio de 2008 a IGUAÇU encaminhou manifestação formal à proposta da ANEEL de revisão

tarifária do 2CRTP. Neste documento, a IGUAÇU já manifestou que o valor considerado para os custos

operacionais era insuficiente para o atendimento do serviço de distribuição de energia elétrica com

qualidade, continuidade e segurança. No referido pleito a IGUAÇU solicitou diversas coberturas referentes a

custos com estrutura central, processos de O&M, faturamento, dentre outros. A seguir, portanto, serão

elencadas as solicitações realizadas pela concessionária à ocasião do 2CRTP, não atendidas pelo Ógão

Regulador.

Estrutura Central

Com relação à estrutura central, a IGUAÇU solicitou a adequação dos profissionais da Diretoria Técnica

Comercial, que envolve os processos relacionados às seguintes atividades:

Engenharia: contempla as tarefas relacionadas a planejamento e controle da operação, manutenção e

planejamento global do sistema elétrico; e

Comercial: atividades relacionadas ao planejamento e controle da gestão comercial, atendimento ao

cliente e planejamento e controle dos serviços técnicos.

À época, a IGUAÇU solicitou que fosse contemplada na tarifa a função de assistente comercial, que, dentre

outras tarefas, são responsável pelo atendimento comercial e serviços técnicos, conforme a seguir:

Tarefas de atendimento: os assistentes comerciais são responsáveis ao atendimento direto ao

consumidor, localizado na sede da companhia, haja vista que não existem escritórios regionais; e

Serviços técnicos: os assistentes comerciais prestam apoio nas atividades de supervisão ligadas aos

processos comerciais como, por exemplo, a medição do consumo de energia em cada unidade

consumidora.

417.567

509.439553.428

638.317

723.564

Iguaçu D C E A

Custos Adicionais (em R$)- 2CRTP


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E N E R G I A

Além disso, a IGUAÇU solicitou a inclusão de um gerente técnico comercial, de suporte à diretoria, evitando

assim uma superexposição do cargo de diretor na relação direta com os executantes das tarefas.

Portanto, com relação à estrutura central, a concessionária solicitou e teve negado a inclusão de oito

assistentes comerciais e um gerente técnico comercial, o que representava acréscimo de R$656.529,16 a

preços de agosto de 2008, sendo R$550.496,04 no custo de pessoal e R$106.032,52 nos custos de materiais e

serviços. Com a atualização do custo de pessoal pelo IPCA e do custo de materiais e serviços pelo IGP-M até

maio/2012, obtém-se o valor de R$ 784.072,43.

Processos de O&M

A IGUAÇU, na ocasião do 2º CRTP, solicitou que fosse contemplada na tarifa a alteração do tempo de

execução da poda de árvore. A concessionária considerou insuficiente o tempo de 330 minutos concedido

pelo órgão regulador, em função do porte das árvores e do tempo destinado à limpeza da área, recolhimento

e transporte da vegetação para local apropriado.

Além disso, considerando que a área de concessão da IGUAÇU é extensamente rural, sem pavimentação

adequada e de difícil acesso, é necessário o aumento do tempo dedicado às podas.

Portanto, a concessionária solicitou e teve negado o aumento no tempo de poda de árvore de 330 minutos

para 450 minutos, o que representava acréscimo de R$54.459,37 a preços de agosto/2008, sendo

R$39.873,78 no custo de pessoal e R$14.585,58 nos custos de materiais e serviços. Com a atualização do

custo de pessoal pelo IPCA e do custo de materiais e serviços pelo IGP-M até maio/2012, obtém-se o valor

de R$ 64.929,58.

Faturamento

Com relação ao faturamento, a IGUAÇU solicitou no 2º CRTP a alteração das produtividades das equipes

que executam os serviços de faturamento na área rural. Conforme apresentado anteriormente, a base da

economia da região está constituída no setor primário (plantio de soja, milho, trigo e criação de animais).

Isso faz da área de concessão da IGUAÇU uma região densamente rural.

Dessa forma, a área de concessão da distribuidora caracteriza-se por regiões onde as dificuldades para a

execução dos serviços comerciais corriqueiros (como cadastro, leitura e faturamento) são relevantes,

favorecendo a expansão de unidades consumidoras clandestinas. Nesses locais, as produtividades de leitura e

entrega são muito baixas, considerando a precariedade da malha viária rural e a dispersão dos clientes. O

acesso às propriedades rurais geralmente é feito por estradas improvisadas, sem acesso para veículos,

dificultando a leitura de medidores e entrega de fatura.

Além disso, em geral esses clientes estão localizados em regiões remotas e fortemente dispersos, implicando

no estabelecimento de logística mais complexa para alcançá-los e obrigando os eletricistas a efetuarem o

atendimento de manutenções corretivas a pé, dentre outros complicadores.

Portanto, mais uma vez a concessionária solicitou e teve negado, na ocasião do 2CRTP, os seguintes padrões

de produtividades:

Leitura dos medidores: de 90 atividades/dia para 55 atividades/dia; e

Entrega de Fatura: de 92 atividades/dia para 55 atividades/dia.

A alteração das produtividades de leitura de medidores e entrega de conta em área real representava,

portanto, acréscimo de R$159.858,01 a preços de agosto/2008, sendo R$140.481,12 no custo de pessoal e


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R$19.376,89 nos custos de materiais e serviços. Com a atualização do custo de pessoal pelo IPCA e do custo

de materiais e serviços pelo IGP-M até maio/2012, obtém-se o valor de R$ 191.035,56.

O quadro abaixo apresenta resumidamente os custos necessários e adequados à prestação do serviço de

distribuição de energia elétrica da IGUAÇU para que a concessionaria volte a operar minimamente os

patamares exigidos pelo órgão Regulador.

A proposta da ANEEL para os custos operacionais regulatórios da IGUAÇU neste 3CRTP é de R$

12.584.484,77 atualizados para a data da revisão tarifaria da concessão. Basicamente, neste patamar é

mantida a diferença observada no 2CRTP, se atualizada monetariamente, em relação aos custos operacionais

reais.

Mediante ao acima descrito, a IGUAÇU solicita que sejam acrescidos R$1.040.037,57 na etapa de ajuste da

ER do 2CRTP.

(em R$ mil)

Solicitações Negadas no

2CRTP

Custo de

Pessoal

Custo de Materiais

e Serviços

Total a preços

de ago/2008

Valor Atualizado

até maio/2012

Estrutura Central 550.496 106.033 656.529 784.072

Processos de O&M 39.874 14.586 54.459 64.930

Faturamento 140.481 19.377 159.858 191.036

Total 1.040.038

Descrição em R$

Custos Operacionais ER 12.646.333

Custos Adicionais não contemplados 325.260

Custos Revistos 2CRTP (Anexo I) 1.040.038

Total Custos Operacionais Reposicionamento 14.011.631

iguaçu distribuidora de energia elétrica ltda. iguaÇu · distribuição de energia elétrica, de...

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