Companhia Energética do Ceará - COELCE

Contribuições para Aprimoramento da Empresa de Referência da Segunda Revisão Tarifária Periódica

Consulta Pública - CP Nº 010/2009

Fevereiro de 2009

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Contribuições para Aprimoramento da Empresa de Referência da Segunda Revisão Tarifária Periódica - COELCE

Consulta Pública - CP Nº 010/2009

SUMÁRIO

1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .......................................................................... 4

2. CARACTERÍSTICAS DA ÁREA DE CONCESSÃO................................................. 5

2.1. SISTEMA ELÉTRICO ................................................................................ 6

3. ESTRUTURA DE REGIONAIS ........................................................................ 9

3.1. PROPOSTA DA ANEEL ............................................................................. 9

3.2. BENCHMARKING ENTRE EMPRESAS PERTENCENTES AO MESMO CLUSTER ....... 11

3.3. REGIÕES ADMINISTRATIVAS DO ESTADO DO CEARÁ..................................... 13

3.4. PROPOSTA DE AJUSTE DA COELCE PARA A ESTRUTURA REGIONAL ................ 16

3.5. CLIENTES POR EMPREGADO – COMPARATIVO COM OUTRAS EMPRESAS........... 18

3.6. ACOMODAÇÃO DE EQUIPE DE CAMPO....................................................... 19

4. SISTEMAS............................................................................................. 19

4.1. TELECOMUNICAÇÃO ............................................................................. 20

4.2. INFORMÁTICOS DE PORTE...................................................................... 21

5. PROCESSOS COMERCIAIS ........................................................................ 22

5.1. PERDAS NÃO TÉCNICAS......................................................................... 22

5.1.1 TAXA DE EFETIVIDADE DE INSPEÇÃO:...................................................... 22

5.1.2. CRESCIMENTO ESPERADO DE PERDAS SOBRE MERCADO DE BT................... 23

5.2 FATURAMENTO..................................................................................... 26

6. CUSTOS ADICIONAIS ............................................................................... 28

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6.1. PARAMETRIZADOS NO MODELO DA ER...................................................... 28

6.1.1. CONSUMO PRÓPRIO DE ENERGIA........................................................... 28

6.2 PROPOSTA DE INCLUSÃO DE ITENS NÃO CONTEMPLADOS NO MODELO DA ANEEL29

6.2.1 MANUTENÇÃO DE EQUIPAMENTOS EM OFICINAS........................................ 29

6.2.2. ENSAIOS DE EQUIPAMENTOS EM LABORATÓRIOS ..................................... 30

6.2.3. INSPEÇÕES AÉREAS. .......................................................................... 30

6.2.4. LINHA VIVA EM SUBESTAÇÃO ............................................................... 31

6.2.5 ADICIONAL DE CLIENTES DESLIGADOS .................................................... 32

6.2.6 GESTÃO DE ATIVOS DE USO PROLONGADO .............................................. 32

6.2.7 TELEATENDIMENTO - NOVOS REGULAMENTOS .......................................... 33

7. RESUMO DOS AJUSTES............................................................................ 34

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1. Considerações Iniciais Dando continuidade ao processo do segundo ciclo de revisão tarifária da Companhia Energética do Ceara - COELCE, motivo da Consulta Pública - CP Nº 010/2009, a COELCE apresenta suas contribuições para a proposta dos custos operacionais eficientes sugerida pela Superintendência de Regulação Econômica - SRE da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, através da Nota Técnica Nº 038/2009. Em decorrência da incorporação dos aprimoramentos metodológicos estabelecidos pela Resolução Normativa Nº 338/2008, a ANEEL determinou o valor, através da metodologia da Empresa de Referência, em R$ 316.244.874,86, a preço de abril de 2007, os custos operacionais eficientes para a COELCE, conforme ilustra a Tabela 1 a seguir.

Tabela 1 – Valor da Empresa de Referência elaborada pela ANEEL

SETORES DA EMPRESA CUSTOS PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV. (R$)

CUSTOS TOTAIS / ANO (R$)

% SOBRE TOTAL

ADMINISTRATIVO 73.920.788,19 39.383.799,68 113.304.587,87 35,83% ESTRUTURA CENTRAL 51.179.122,04 8.943.832,25 60.122.954,30 19,01% ESTRUTURA REGIONAL 22.741.666,14 3.548.884,31 26.290.550,45 8,31% SISTEMAS 0,00 26.891.083,12 26.891.083,12 8,50% PROCESSOS DE O&M 45.175.616,88 31.884.033,53 77.059.650,40 24,37% PROCESSOS COMERCIAIS 69.539.303,47 51.917.087,63 121.456.391,11 38,41% TAREFAS COMERCIAIS 29.396.214,13 4.791.231,64 34.187.445,77 10,81% FATURAMENTO 23.914.637,98 38.350.520,32 62.265.158,31 19,69% PERDAS NÃO-TÉCNICAS 6.320.792,94 1.388.577,52 7.709.370,46 2,44% TELEATENDIMENTO 9.907.658,42 7.386.758,15 17.294.416,57 5,47% CUSTOS ADICIONAIS 108.074,66 4.316.170,82 4.424.245,48 1,40% CUSTOS TOTAIS POR ANO 188.743.783,20 127.501.091,66 316.244.874,86 100,00%

O valor da empresa de referência proposto pela ANEEL é insuficiente para o atendimento do serviço de distribuição de energia elétrica na área de concessão da COELCE, tendo em vista as condições estabelecidas em seu contrato de concessão, os níveis de qualidade, continuidade e segurança exigidos pela regulamentação do setor elétrico, as características econômicas, sociais e geográficas de sua área de atuação e de seu mercado. Em virtude disto, a COELCE apresenta proposta de ajustes nas premissas e parâmetros utilizados na construção da Empresa de Referência, que representem, dentro da filosofia de metodologia regulatória dos custos operacionais, recursos que sejam adequados aos desafios e peculiaridades da área atendida pela COELCE. Assim, este documento contém contribuições que expressam o resultado das análises recebidas das diversas áreas de competências da COELCE e da própria dinâmica do processo de revisão tarifária, em curso, junto a outras concessionárias, entidades e associações afins. Tais contribuições referem-se aos temas: Estrutura de Regionais, Sistemas, Processos Comerciais,

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Custos Adicionais e atividades não contempladas na proposta da ANEEL que são indispensáveis na prestação do serviço. Cabe frisar ainda que, após esta manifestação formal e, porquanto esteja em curso o processo de revisão tarifária periódica, a COELCE se reserva o direito de, sempre que julgar cabível e, de forma tempestiva, reavaliar conceitos e valores propostos, complementando e/ou retificando toda ou parcialmente a argumentação aqui contida. Acompanha este relatório a planilha do Modelo da Empresa de Referência que possui a materialização e consolidação das propostas de aprimoramentos aqui apresentadas, resultando no valor de R$ 364.357.149,66, conforme ilustra a Tabela 2 a seguir.

Tabela 2 – Valor da Empresa de Referência que reflete as contribuições apresentadas pela COELCE SETORES DA EMPRESA CUSTOS PESSOAL

(R$) CUSTOS MAT. E

SERV. (R$) CUSTOS TOTAIS /

ANO (R$) % SOBRE

TOTAL ADMINISTRATIVO 79.665.379,45 45.624.567,07 125.289.946,51 34,39%

ESTRUTURA CENTRAL 51.179.122,04 8.943.832,25 60.122.954,30 16,50%

ESTRUTURA REGIONAL 28.486.257,40 4.416.762,94 32.903.020,34 9,03%

SISTEMAS 0,00 32.263.971,88 32.263.971,88 8,86%

PROCESSOS DE O&M 45.175.616,88 33.676.585,13 78.852.202,01 21,64%

PROCESSOS COMERCIAIS 88.673.727,86 55.647.756,18 144.321.484,04 39,61%

TAREFAS COMERCIAIS 29.396.214,13 4.791.231,64 34.187.445,77 9,38%

FATURAMENTO 31.310.446,92 39.502.402,04 70.812.848,96 19,44%

PERDAS NÃO-TÉCNICAS 18.059.408,39 3.967.364,35 22.026.772,74 6,05%

TELEATENDIMENTO 9.907.658,42 7.386.758,15 17.294.416,57 4,75%

CUSTOS ADICIONAIS 4.542.910,96 11.350.606,13 15.893.517,10 4,36%

CUSTOS TOTAIS POR ANO 218.057.635,15 146.299.514,51 364.357.149,66 100,00%

2. Características da Área de Concessão A COELCE é a concessionária de serviço público de energia elétrica que detém a concessão federal para prestação deste serviço em todo o Estado do Ceará. Atua em 184 municípios abrangendo uma área de 148.825 km², operando e mantendo 95 SE’s de distribuição, em um sistema elétrico composto de 4.101 km de linha de transmissão em 69 kV, de 62.597 km de rede de distribuição de média tensão e 39.564 km de rede de distribuição em baixa tensão. Atende a uma população que supera oito milhões de habitantes em uma área significativamente extensa, com de mais de 2,6 milhões de clientes, sendo 2,1 milhões do mercado composto por clientes residenciais, dos quais 1,6 milhões são classificados como clientes baixa renda, conforme Tabela 3. Observa-se uma característica de elevada dispersão de consumidores, sendo aproximadamente 17 consumidores por km² e 27,5 clientes por km de rede, e baixo consumo médio, girando em torno de 99 kWh/mês para os clientes residenciais, e a média de consumo anual do estado do Ceará representa apenas 52% da média nacional.

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Tabela 3 - Características do Estado do Ceará x Atendimento COELCE Área de Concessão

(km2) Municípios Atendidos

População (mil)

Clientes Atendidos (mil)

148.825 184 8.185 2.643

Esses números indicam um sistema elétrico com grande extensão de linhas e redes de distribuição que requer maiores esforços para execução dos serviços de manutenção e operação do sistema, a fim de atender às condições de qualidade, continuidade e segurança estabelecidas pela regulamentação do setor elétrico.

2.1. Sistema Elétrico Sistema de Suprimento: O Estado do Ceará é atendido através de linhas de transmissão da Rede Básica em tensões de 500 kV e 230 kV que partem das usinas hidroelétricas de Luiz Gonzaga e do Complexo de Paulo Afonso, além da interligação com a Região Norte, através das LT’s 500 kV Presidente Dutra - Teresina II C1 e C2 e Teresina II - Sobral III - Fortaleza II. A região metropolitana de Fortaleza é atendida a partir do complexo hidrelétrico de Paulo Afonso por meio de três circuitos em 230 kV no eixo Paulo Afonso - Bom Nome - Milagres - Banabuiú - Fortaleza, com 655 km de extensão e de um circuito em 500 kV que parte da hidrelétrica Luiz Gonzaga, passando por Quixadá até chegar a Fortaleza. Na Tabela 4 observam-se os pontos de suprimento de energia elétrica da COELCE.

Tabela 4 - Pontos de suprimento - COELCE Localização Subestação Nível de Tensão (kV)

Fortaleza 69 Delmiro Gouveia 69

Fortaleza

Pici 69 Sobral Sobral II 69

São Gonçalo do Amarante Cauípe 69 Icó Icó 69

Milagres 69 Milagres 13,8

Russas Russas 69 Banabuiú Banabuiú 69

13,8 Tauá Tauá (*) 69

(*) Novo ponto de suprimento.

Outro tronco de transmissão liga Fortaleza à rede de 500 kV da interligação Norte/Nordeste, através de duas Linhas em 500 kV entre Presidente Dutra - Teresina II - Sobral III - Fortaleza II, com 745 km de extensão. Além de Fortaleza, há subestações de transformação 500-230 kV em Milagres e Sobral.

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Da subestação de Fortaleza II partem dois circuitos duplos em 230 kV, sendo um com 7 km de extensão, até a SE Delmiro Gouveia, e outro com 25 km de extensão, até a SE Pici II, localizada na região oeste da cidade de Fortaleza. Também da subestação de Fortaleza II seguem três linhas de transmissão em 230 kV, com 56 km de extensão, até a SE Cauípe, onde estão conectadas as UTE Termoceará e UTE Fortaleza. Da SE Cauípe segue um circuito de 230 kV com 163 km até a SE Sobral II, a oeste do Estado, interligando-se com a SE Piripiri, a 166 km, localizada no Estado do Piauí. A Figura 1, apresentada a seguir, representa o mapa geoelétrico de Fortaleza com configuração de dezembro de 2006. O atendimento à subestação de Icó, localizada na região sudeste do Ceará, é feito pela derivação de uma das linhas em 230 kV, existentes entre as subestações de Milagres e Banabuiú, aproximadamente a 123 km da SE Milagres. Da subestação de Banabuiú segue uma linha de transmissão, em 230 kV, com 110 km de extensão, até a SE Russas II, ao nordeste do Estado, e desta interligando-se com a SE Mossoró II, a 75 km, localizada no Estado do Rio Grande do Norte. Também da SE Banabuiú tem origem um circuito em 230 kV que se interliga diretamente para a SE Mossoró II.

Figura 1 - Mapa geoelétrico de Fortaleza - COELCE.

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Diante das características detalhadas acima, e de forma complementar, a COELCE possui a seguinte configuração elétrica em sua área de concessão:

Figura 2 - Mapa geoelétrico do Estado do Ceará.

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3. Estrutura de Regionais

3.1. Proposta da ANEEL No modelo da ER foram dimensionadas, para a área de concessão da COELCE, cinco sedes regionais com uma força de trabalho total de 290 colaboradores, assim concebidas:

• Uma regional do tipo 2, com força de trabalho de 102 pessoas; • Uma regional do tipo 3, com força de trabalho de 67 pessoas. • Duas regionais do tipo 4, com força de trabalho de 88 pessoas, cada uma; • Uma regional do tipo 5, com força de trabalho de 33 pessoas.

Tal estrutura foi considerada insuficiente e, neste sentido, apresenta-se a seguir a experiência operacional da COELCE e de outros elementos que justificam a necessidade de uma adequação nos dimensionamentos dos portes das gerências regionais consideradas pela proposta da ANEEL. Visando uma analise crítica da referida proposta de gerências regionais, é importante comentar que, para se chegar a um dimensionamento eficiente, devem ser levados em consideração dois fatores de grande relevância para a área de concessão da COELCE:

• A área de atuação que uma regional deve ter e, por conseqüência, o seu quantitativo de pessoal;

• A quantidade de equipes de campo1 sob a gestão, supervisão, programação e planejamento desta regional e, por conseqüência, o seu porte.

Para o primeiro fator, é evidente que, quanto maior a área de concessão maior a necessidade de partição do território em áreas de atuação da gestão regional. Uma forma de mensurar esta área de gestão é através do conceito de raio de gestão de equipes de campo. O raio de gestão é a medida da distância entre a regional e o empregado de campo. Esta medida deve ser tal que não haja dificuldade de intercâmbio entre eles. Este raio se justifica uma vez que áreas de atuação muito abrangentes e com distâncias muito elevadas dificultam o contato entre regional e equipe. Para os supervisores, técnicos de segurança e técnicos de programação, as freqüências de suas tarefas são quase todas diárias, exigindo contato direto entre as equipes de campo e das regionais. Além disto, os empregados de campo também se deslocam até as regionais para ter acesso aos materiais no almoxarifado, de forma que o raio de atuação de uma regional é uma variável determinante no dimensionamento do total de regionais de uma área de concessão. Uma proposta razoável para um raio de gestão é em torno da faixa de 60 a 100 km (na pior hipótese a intervenção se daria em duas horas se deslocando a uma velocidade média de 50km/h). A área correspondente a este raio é de 11.000 a 31.000 km2. Observa–se que é razoável aceitar certa flexibilidade na determinação do raio de gestão. Para áreas mais adensadas, justifica-se uma regional com um raio de atuação menor, uma vez que 1 Equipes de campo são todos os empregados lotados nas atividades de tarefas de O&M, tarefas comerciais, faturamento, eletricista de combate à perda não técnica e atendentes comerciais.

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haverá mais equipes de campo a serem comandadas. Em grandes capitais, como é o caso de Fortaleza, o raio de gestão pode ser de até 15 km. Ao contrário, em regiões menos adensadas, o raio pode ser um pouco maior, evitando a multiplicação de estruturas para comandar equipes de campo pequenas. Existem casos, aonde o baixíssimo nível de adensamento impõe um raio de gestão de até 200 km. Para a COELCE, cuja concessão é caracterizada por uma área de baixo adensamento em relação a consumidores e ativos, o raio de gestão estaria mais próximo a 100 km, equivalendo a uma área com média de 31.000 km2. Considerando somente a extensão da área de concessão, que é de 148.826 km2, e a área média de atuação de cada regional de 31.000 km2, o numero de 5 regionais concedido pelo modelo da ANEEL apresenta-se razoável. Entretanto, é importante observar que na área de concessão da COELCE existem regiões como, a de Fortaleza e Metropolitana, a dos municípios de Juazeiro do Norte e Crato e a de Sobral, que apresentam grande adensamento, diferente das demais regiões do Estado, além é claro, da área geográfica onde estão inseridas. Sendo assim, objetivando maior eficiência e melhor desempenho na gestão dos serviços, a sua área de concessão foi dividida em oito macro-regiões com 25 centros de serviços. No caso o modelo da ANEEL de estrutura regional não reconhece nenhuma outra estrutura de supervisão e controle de campo, no entanto, esta estrutura é necessária devido, dentre outros motivos, a extensão geográfica e organização sócio econômica, sendo assim, considerar o número de 5 regionais razoável, requer que os mesmos sejam de maior porte. O segundo fator determinante no dimensionamento das regionais é a quantidade de equipes de campo sob sua gestão e, por decorrência, seu porte. Caracterizada como estrutura intermediaria entre a gestão do negócio (Diretorias) e execução das atividades em campo (equipes técnicas e comerciais), a estrutura regional tem como objetivo assegurar, de forma eficiente, a execução das tarefas de programação e supervisão das atividades de campo sobre ativos e clientes. Quanto maior o número de pessoas de campo, maior deve ser a regional, de forma que haja uma relação de proporcionalidade entre o tamanho da regional e o número de pessoas sob o seu comando. É o caso específico dos Supervisores e Técnicos de Segurança, pessoal da gerência que atua diretamente com o pessoal de campo, acompanhando e orientando as atividades. Por desempenharem tarefas de freqüência diária, o raio de atuação da gerência impacta diretamente na produtividade, na capacidade e alcance de supervisão. No caso dos técnicos de segurança, sua freqüência de atividades segue normas definidas, dentre elas a NR10, conforme atribuições programadas pelo sistema de gestão de segurança. Na proposta da ANEEL, por conta dos tipos de gerencias regionais concedidas à COELCE, foi reconhecido o total 38 supervisores/técnicos de segurança. Para uma força de trabalho de campo de 2.815 colaboradores, gerada pelo próprio modelo da ER, isto representa 74 empregados de campo por supervisor/técnico de segurança. Tal relação é elevada, na medida em que a faixa média ideal da relação é de 50 / 60 empregados de campo por supervisor/técnico de segurança (em média, 9 tarefas diárias com 2 equipes de 3 pessoas cada), o que provavelmente dificultaria o intercâmbio entre a supervisão e equipes de campo, uma vez que parte de sua jornada de trabalho seria consumida com tempo de deslocamento. Em resumo, a COELCE observa:

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• Que a proposta de 5 regionais concedidas pelo modelo apresenta-se razoável quando observamos somente a área máxima de atuação de um regional em relação ao total da área da concessão, entretanto, a COELCE objetivando maior eficiência e melhor desempenho dos serviços, dividiu sua área de concessão em oito macro-regiões com o total de 25 centros de serviços. O número de regionais definidos pela ANEEL aumenta o raio de gestão prejudicando, de sobremaneira, o intercâmbio entre o empregado da regional e o empregado de campo e reduz a eficiência operacional. Como o modelo da ANEEL não reconhece nenhuma outra estrutura de supervisão e controle de campo, manter o número de 5 regionais, requer que os mesmos sejam reclassificados pelos de maior porte

• Que a quantidade de empregados na regional para a supervisão, programação e planejamento dos empregados de campo não é suficiente, comprometendo a produtividade, a capacidade e o alcance da função, evidenciando uma necessidade de adequação dos portes das regionais concedidas.

3.2. Benchmarking entre Empresas Pertencentes ao Mesmo Cluster Observa–se que a COELCE possui a segunda maior dispersão de municípios atendidos comparativamente à área de concessão de outras empresas consideradas pela ANEEL como pertencentes ao mesmo cluster, conforme atesta a Tabela 5 adiante.

Tabela 5 – dispersão de municípios

EMPRESA (*) A.

MUNICÍPIOS ATENDIDOS B.

ÁREA DE CONCESSÃO km² Municípios / cada 1000 km² de área

CELG 234 336.871 0,70 COELCE 184 148.826 1,25 CELPE 186 102.745 1,81 ELEKTRO 223 120.884 1,84 AMPLA 66 32.615 2,02 CELESC 261 88.094 2,96 (*) Concessionárias pertencentes ao mesmo cluster da COELCE

Buscando uma referência para definição da quantidade e da localização das gerências regionais adequadas para a área de concessão da COELCE, cita-se a própria concessionária2 que divide o estado do Ceará em 8 macro-regiões, como atesta a Figura 3 adiante.

2 Cabe mencionar que na Nota Técnica 343/2008-SRE/ANEEL, que trata da metodologia da ER, é enfatizado que a experiência da empresa a qual passa pela revisão tarifária é uma diretriz importante para determinação do número e tamanho das gerências regionais a serem consideradas no modelo.

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CHAV

AL

SÃO BENEDITO

CARNAUBAL

UBAJARA

IBIAPINA

TIANGUA

MUCAMBOCARIRÉ

FORQUILHA

CROATÁ

PORANGA

IPAPORANGA

ARARENDÁ

CRATEUS

QUIXADÁ

SENADOR POMPEU

PIQUETCARNEIRO

SÃO JOÃOJAGUARIBE

TABULEIRODO NORTE

LIMOEIRODO NORTE

RUSSAS

DEP. IRAPUANPINHEIRO

PARAMBU ARNEIROZ

UMARIBAIXIO

SABOEIRO

IGUATU

CEDRO

LAVRAS DA MANGABEIRA

NOVA OLINDA

CRATOSALITRE

MAURITI

QUIXELO

AIUABA

QUITERIANOPOLES

NOVOORIENTE

TAUÁ

HIDROLÂNDIA

IPU

NOVA RUSSAS

SANTA QUITÉRIA

RERIUTABAGRAÇA

GUARAC. NORTE VARJOTA

P.FERREIRA

IPUEIRAS

TAMBORIL

PARAMOTÍ

ARATUBA

GUARAMIRANGAREDENÇÃO

BARREIRA

OCARA

ITAIÇABA ICAPUI

ARACATIPALHANOIBARETAMA

IBICUITINGA

PACOTI

MULUNGUBATURITÉ

ARACOIABA

CAPISTRANO

ITAPIUNAITATIRA

CANINDÉ

CHORÓMADALENA

ALCÂNTARA

CRUZ

ACARAÚ

ITAREMA

URUOCA

MORAUJO

MERUOCAMASSAPE

BELA CRUZ

SANTANA DO ACARAÚ

TRAIRI

UMIRIM

PARACURU

PENTECOSTE

PARAIPABAAMONTADA

TURURU

APUIARÉSTEJUÇUOCA

ITAPAJÉ

COREAU

VIÇOSA DOCEARÁ

CAMOCIM

CHAPADA DO ARARIPE

P E R N A M B U C O

RI O

GR

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DE

DO

NO

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E

C

HA

PA

DA

D

OA

PO

DI

PA

RA

IB

A

PI A

ÍU

ASSARÉ

ANTONINADO NORTE

BREJO SANTO

FARIASBRITO

FRECHEIRINHASOBRAL

ITAPIPOCASENADOR SÁ

GROAÍRAS

DIST. ARACATIAÇU

DIST. TAPERUABA

URUBURETAMAS. LUIS CURU

MORRINHOS

MARCO

JIJOCA DEJERICOACOARA

DIST. MINEIROLÂNDIA

NORTE

ATLÂNTICO

CENTRO NORTE

SUL

CENTRO SUL

LESTE

PINDORETAMA

GUAIÚBAHORIZONTE

AMANARÍ

CHOROZINHO

CASCAVEL

BEBERIBE

ICARAÍDIST.

PECÉM

PACATUBA

EUSÉBIODIST. IGUAPE

DIST. CAPONGAAQUIRAZ

CAUCAIA MARACANAU

PACAJUS

ITAITINGA

METROPOLITANAACARAPE

G. SAMPAIOPACUJA MARANGUAPE

FORTALEZA

FORTALEZA

Figura 3 – Regiões administrativas da área de concessão da COELCE

Cabe ressaltar que a partição da área de concessão feita pela COELCE tem aderência com outras divisões político-administrativas. Citam–se, por exemplo, a regionalização dos municípios adotada pela Secretaria do Planejamento e Gestão (SEPLAG) composta por oito microrregiões e macrorregiões de planejamento e vinte regiões administrativas, e a regionalização adotada pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatístico (IBGE) compreendida por sete mesorregiões e trinta e

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três microrregiões geográficas, regiões estas formadas de acordo com os aspectos físicos, geográficos e de estrutura produtiva.

3.3. Regiões Administrativas do Estado do Ceará Em termos de adensamento, as 8 macro-regiões apresentam variações relevantes entre si. Enquanto que o município de Fortaleza se posiciona em patamar equivalente a área de concessão da LIGHT no estado do Rio de Janeiro, a macro-região do Centro Sul se aproxima da área de concessão da CEMAR no estado do Maranhão, como atesta a Tabela 6 adiante.

Tabela 6 – Macrorregiões da área de Concessão da COELCE. A. B. C.

MACROREGIÃO MUNICÍPIOS ATENDIDOS

ÁREA DE CONCESSÃO km²

Municípios / cada 1000 km²

FORTALEZA 1 336 2,98 METROPOLITANA 28 10.934 2,56 ATLANTICO 29 14.656 1,67 NORTE 23 17.361 1,57 LESTE 21 18.438 1,14 CENTRO NORTE 28 37.294 0,75 CENTRO SUL 24 29.032 0,49 SUL 30 20.776 1,49

ÁREA DE CONCESSÃO 184 148.826 1,09

Desta forma, passamos a descrever as características sócio-econômicas das macro-regiões, bem como dados importantes do sistema elétrico identificadas na área de concessão da COELCE.

• Região Fortaleza e Metropolitana:

Com aproximadamente 1.118.459 unidades atendidas, é a terceira maior região metropolitana do Nordeste e a sétima do Brasil. Formada por 29 municípios, com uma área de 11.270 km², possui 4 grandes subregiões: Fortaleza, Maracanaú, Baturité e Aquiraz. A região de Fortaleza possui 16 Subestações próprias em 69 kV e 3 Subestações em 230 kV compartilhadas com a CHESF.

Diferentemente de outras cidades do Brasil que passaram por mudanças no sistema aeroportuário (com a construção de aeroportos em municípios próximos às capitais), o Aeroporto de Fortaleza foi

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reformado e recebeu um novo terminal, maior que o anterior, de modo a manter o tráfego aéreo sobre a cidade e a concentração de grandes equipamentos em Fortaleza. Os principais setores da indústria cearense são vestuário, alimentícia, metalúrgica, têxtil, química e calçadista. A maioria das indústrias está instalada na Região Metropolitana de Fortaleza, com destaque para Fortaleza, Caucaia, Horizonte e Maracanaú, este último onde se encontra o Distrito Industrial de Maracanaú, sendo um importante complexo industrial que dinamiza a economia do estado do Ceará. O município de Horizonte tem acolhido um grande crescimento do setor industrial, sendo o segundo grande pólo de desenvolvimento. Em Caucaia e São Gonçalo do Amarante será instalada a Zona de Processamento de Exportação - ZPE do Ceará no Complexo Industrial e Portuário do Pecém, em que serão implantadas uma siderúrgica e uma refinaria de petróleo. Nesta região encontram-se os conjuntos elétricos mais críticos, que requerem maiores cuidados e recursos.

• Região Atlântico: Com uma área de 14.650 km², esta região possui 23 municípios e cerca de 171.238 Unidades Atendidas. Possui ainda dois grandes departamentos: Acaraú e Itapajé. Atendida por nove subestações da COELCE, o Atlântico destaca-se como uma região com nível de pluviosidades bem mais intenso do que na Depressão Sertaneja, variando entre 1.000 mm a mais de 2.000 mm anuais. Nessas

regiões, as temperaturas também variam mais que no restante do estado: nos meses mais frios, particularmente em julho,, as mínimas podem chegar a 15°C. Por outro lado, nos meses mais quentes, notadamente novembro e dezembro, a temperatura pode atingir cerca de 35°C.

• Região Norte:

Com uma área de 17.360 km² e 234.087 unidades atendidas, esta região possui 29 municípios e, para efeito do controle do sistema elétrico, é divida em três sub-regiões: Camocim, Sobral e São Benedito. Possui um total de 13 subestações, sendo uma em 230 kV compartilhada com a CHESF e outra, localizada em Forquilha, que recebe a linha de 500 kV da CHESF. Em especial no norte cearense, são comuns vastas áreas de carnaubais próximas à vegetação predominante de Caatinga, o que

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caracteriza essa região por apresentar extensas faixas de Mata dos Cocais. Particularmente nesta região, destacam-se as inúmeras reservas e áreas de proteção ambiental, que requerem esforços no sentido de adequação da operação do serviço à legislação ambiental.

• Região Leste:

Com uma área de 18.438 km² e 163.077 unidades atendidas, esta região possui 21 municípios e, para efeito do controle do sistema elétrico, é dividida em três sub-regiões: Jaguaribe, Aracati e Russas. Possui um total de 13 subestações e um ponto de entrega com a CHESF em 230 kV. Esta região possui características climáticas diferentes do que se evidencia nas regiões de serra e litoral, sendo o semi-árido seu clima predominante. A Região Leste possui uma taxa de urbanização

em torno de 40%, um índice de industrialização médio de 25%, destacando-se ainda o aspecto turístico por possuir praias conhecidas nacionalmente como Majorlândia, Icapuí, Aracati e Canoa Quebrada.

• Região Centro Norte:

Com uma área de 37.293 km² e 237.535 unidades atendidas, esta região possui 28 municípios e, para efeito do controle do sistema elétrico é dividida em 4 sub-regiões: Canindé, Crateús, Quixadá e Nova Russas. Entre 2006 e 2008, a concessionária investiu em novas instalações visando à melhoria das condições de trabalho e a eficientização dos processos na unidade da COELCE de Iguatu, Tauá, Crateús e Canindé. Além dos investimentos em Subestações tais como Boa Viagem e

Quixadá.

• Região Centro Sul:

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Com uma área de 29.032 km² e 213.631 unidades atendidas, esta região possui 24 municípios e compõe-se de quatro sub-regiões: Tauá, Icó, Senador Pompeu e Iguatu. Possui relevos contrastando chapadas e planícies, sendo que a Chapada do Araripe (com altitudes que vão de 700m até mais de 900m) e a Serra da Ibiapaba (com altitude média de 750m) apresentam altura suficiente para permitir a ocorrência

freqüente de chuvas orográficas, o que confere a essas áreas maior umidade e pluviosidade. Ademais é uma região com grande dispersão demográfica, o que representa custos elevados de equipes de campo.

• Região Sul:

Com uma área de 20.175 km² e 254.755 unidades atendidas, esta região possui 30 municípios e é dividida em quatro sub-regiões: Crato, Juazeiro, Milagres e Campos Sales. Em 2007, foi energizada uma nova Subestação, em Campos Sales, e foram realizados novos investimentos em modernização de instalações nas subestações de Crato e Barbalha.

Em função das características geográficas e das bases de ativos e clientes mencionados, a COELCE divide sua área de concessão em 3 Sedes Regionais e 25 bases operacionais avançadas denominadas de Centro de Serviços, que são na verdade mini-regionais. A existência dos Centros de Serviços justifica-se pela necessidade de agilizar o atendimento aos clientes por conta das distâncias envolvidas entre as Regionais e os municípios a elas subordinados.

3.4. Proposta de ajuste da COELCE para a estrutura regional Considerando as estruturas regionais possíveis pelo modelo da ER e buscando uma proximidade com as necessidades logísticas que a experiência da COELCE possui em operar na sua área de concessão, pleiteia-se:

• Uma regional do tipo 1 para a capital do estado, Fortaleza; • Duas regionais do tipo 3, sendo:

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o Uma regional para as macro-regiões de Metropolitana, abrangendo os centros de serviços das localidades de Aquiraz, Baturité, Horizonte e Maracanaú; e Leste, abrangendo os centros de serviços das localidades de Russas, Aracati e Jaguaribe;

o Uma regional no Centro Sul, abrangendo os centos de serviços das localidades de Iguatu, Senador Pompeu, Icó e Tauá; e Sul, abrangendo os centros de serviços das localidades Crato, Milagres, Campos Sales e Juazeiro;

• Uma regional do tipo 4 para as macro-regiões de Atlântico, abrangendo os centros de serviços das localidades de Itapaje e Acarau; e Norte, abrangendo os centros de serviços das localidades de São Benedito, Sobral e Camocim;

• Uma regional do tipo 5 para a macro-região do Centro Norte, abrangendo os centros de serviços das localidades de Canindé, Novas Russas e Quixadá.

Cumpre observar que a estrutura regional proposta pela Concessionária representa uma tentativa da COELCE de adaptar sua experiência dentro do modelo da ER, levando em consideração as características de sua área de concessão. O resultado encontra-se ilustrado na Tabela 7 adiante:

Tabela 7 – Macrorregiões e tipos de regional MACRORREGIÃO A. MUNICÍPIOS

ATENDIDOS B. ÁREA DE

CONCESSÃO km² MUNICÍPIOS/cada 1000

km² de área RAIO DE GESTÃO

Nº Cons.

Tipo de Regional

FORTALEZA 1 336 2,98 10,34 750.512 Tipo 1 METROPOLITANA + LESTE 49 29.372 1,67 96,72 531.024 Tipo 3 CENTRO SUL + SUL 54 49.207 0,78 148,65 468.386 Tipo 3 ATLÂNTICO + NORTE 52 32.016 1,62 100,98 401.391 Tipo 4 CENTRO NORTE 28 37.294 0,75 108,98 237.535 Tipo 5 ÁREA DE CONCESSÃO 184 148.225 1,09 93,13 2.388.848

A proposta de ajuste da COELCE evidencia:

• Raio médio de gestão da regional de 93,13 km, abrangendo uma área de 27.158 km2, otimizando o intercambio entre a regional e o campo;

• 48 supervisores/técnicos de segurança, o que, para uma força de trabalho de campo de 2.815 colaboradores, representa 58 empregados de campo por supervisor/técnico de segurança, estando dentro da faixa verificada na pratica corrente.

Diante do exposto, a COELCE solicita a reconfiguração da estrutura regional proposta pelo modelo da Empresa de Referência da ANEEL, conforme consta na Tabela 8 adiante, o que representa um acréscimo de R$ 6.621.751,06, a preço de abril de 2007, sendo R$ 5.744.591,26 no custo de Pessoal e R$ 877.159,80 nos custos de Materiais e Serviços.

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Tabela 8 - Modelo Proposto X Modelo Considerado pela ANEEL PROPOSTA COELCE

COELCE QTDE FUNCIONARIOS POR REGIONAL

TOTAL DE FUNCIONÁRIOS

TIPO 1 1 140 140 TIPO 2 - 102 0 TIPO 3 2 67 134 TIPO 4 1 44 44 TIPO 5 1 33 33 TIPO 6 - 20 0

TOTAL FUNCIONÁRIOS NAS REGIONAIS 351

RESULTADO CP ANEEL QTDE FUNCIONARIOS

POR REGIONAL TOTAL DE

FUNCIONÁRIOS TIPO 1 - 140 0 TIPO 2 1 102 102 TIPO 3 1 67 67 TIPO 4 2 44 88 TIPO 5 1 33 33 TIPO 6 - 20 0 TOTAL FUNCIONÁRIOS NAS REGIONAIS 290

3.5. Clientes por Empregado – Comparativo com Outras Empresas Como já comentado no item anterior, o modelo da ER proposto pela ANEEL estabelece uma estrutura com 5 regionais e uma força de trabalho de 290 pessoas. Tal estrutura, além de não atender as necessidades logísticas que a realidade da área de concessão da COELCE requer, conforme já explicitado no item 3.4 deste documento, apresenta uma relação número de consumidores por empregado muito elevada, impondo à COELCE uma eficiência operativa superior a alcançada no modelo da ANEEL pelas demais distribuidoras do Brasil que estão em processo de revisão tarifária. Para a configuração proposta pela COELCE a nova relação de 6.89 consumidores por empregado é mais aderente a sua área de concessão porem ainda é superior a mesma relação calculada para as outras distribuidoras em processo de revisão tarifária de mesmo cluster.. A Tabela 9 a seguir, consta comparativo do número de consumidores por empregado da estrutura regional da COELCE com outras distribuidoras, onde pode-se observar que a relação de 8.237 consumidores para cada empregado obtida para a COELCE está bastante superior a mesma relação calculada para as outras distribuidoras em processo de revisão tarifária.

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Tabela 9 – Comparativo Clientes/Empregado Est. Regional Regional

EMPRESA Qtde. Clientes Empregados cli./empr. COELBA 4.073.777 610 6.678 CEMIG 6.389.668 980 6.520 COELCE 2.388.848 290 8.237 COSERN 940.735 148 6.356 ENERGIPE 518.173 111 4.668 ENERSUL 707.516 199 3.555 CEMAT 872.257 468 1.864

Da analise realizada, conclui-se pela necessidade de rever os Tipos de regionais no modelo de ER da ANEEL, reforçando a solicitação contida no item 3.4.

3.6. Acomodação de Equipe de Campo Dentro dos custos com a Estrutura de Regionais, o modelo da ER reconhece o custo de R$ 246.940,18, a preço de novembro de 2007, a titulo de acomodação das equipes de campo. Sobre o assunto, a COELCE tece dois comentários:

• O aluguel reconhecido para a acomodação das equipes está referido a custos de metro-quadrado de deposito. A COELCE considera que a estrutura necessária para a acomodação das equipes que retornam às suas bases deve ser compatível com a estrutura de uma regional, uma vez que existe a necessidade de acomodações voltadas para vestiários com armários individuais para guarda de uniformes e Equipamentos de Proteção Individual (EPI´s), instalações sanitárias (lavatórios, vasos sanitários e chuveiros), refeitório e área de vivência; e

• Não foram considerados os serviços associados à acomodação, tais como limpeza, energia e água, alem do mobiliário.

Diante do exposto, a COELCE solicita a correção dos parâmetros de acomodação das equipes de campo, o que representa um acréscimo de R$ 1.485.478,07, a preço de abril de 2007, nos custos de Materiais e Serviços.

4. Sistemas Como parte da infra-estrutura de suporte ao serviço de distribuição de energia elétrica, o modelo da ER reconhece os custos dos sistemas de telecomunicação e informáticos corporativos que dão suporte às atividades da empresa. Apesar de o calculo dos custeios vinculados aos sistemas contar com premissas e regras de calculo claramente definidas pelo Modelo da ER, a COELCE entende que existem inconsistências nas suas formulações, adiante explicitadas.

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4.1. Telecomunicação A análise da proposta ANEEL no tocante aos Sistemas de Telecomunicações permitiu a observação de duas inconsistências na definição das despesas associadas a este item. A Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL concebe que o Modelo de ER não contemplará a anuidade dos investimentos dos Sistemas de Telecomunicações da Operação, uma vez que tal montante está contemplado no Ativo Imobilizado em Serviço. Entretanto, nos mesmos parágrafos, a ANEEL afirma que os custos de operação e manutenção, tanto dos Sistemas de Operação, quanto dos Sistemas de Dados, serão considerados. A primeira inconsistência observada está relacionada ao cálculo da manutenção dos Sistemas de Telecomunicações da Operação. Para todos os sistemas, é adotado um percentual de manutenção igual a 15% do valor de seu investimento. A adoção deste percentual de manutenção é explicitada no parágrafo 199 da referida Nota Técnica. Isto equivale a uma relação de 1,1693 entre os recursos de capital, expressos nas anuidades de remuneração e quota de reintegração, e os recursos de operação. Tal relação é fixa e pode ser observada para todos os sistemas presentes no modelo. Entretanto, para o cálculo de manutenção Sistemas de Telecomunicações da Operação, foi utilizada uma relação de 2,1693, o que gera um subdimensionamento destas despesas. O uso desta relação equivale à adoção de um percentual de 8,1% para a manutenção em relação ao investimento total do sistema, o que está incoerente com o próprio critério adotado pela ANEEL. A segunda inconsistência diz respeito à desconsideração dos custos de manutenção dos Sistemas de Comunicação de Dados. Conforme discutido, a ANEEL, em sua Nota Técnica, afirma, no parágrafo 207, que serão consideradas as despesas com manutenção para os dois sistemas de comunicações, conforme transcrito abaixo:

207. Desta forma, o Modelo de Empresa de Referência não contemplará os investimentos em Sistemas de Telecomunicações de Operação, mas somente os relativos aos Sistemas de Telecomunicações de Dados. Entretanto serão considerados os custos de operação e manutenção de ambos os sistemas.

No Modelo de ER, observa-se, nas células B64 e H64 da planilha <Gastos Sistemas Computacionais>, que, apesar de se informar que estão calculadas as despesas com “Investimento e Manutenção” dos Sistemas de Comunicação de Dados, o resultado apresentado somente contempla os recursos de capital, deixando de fora sua manutenção anual, o que contraria o exposto nos parágrafos 199 e 207 da Nota Técnica supracitada, ou de outra forma, dando a entender que tal custeio já contemplaria os custos de manutenção, o que é, a principio, bastante discutível na medida em que os custos de capital não devem se misturar aos recursos de operação. Neste aspecto, a COELCE entende que os recursos reconhecidos no Modelo são exclusivos de capital, ficando ausentes os recursos de operação. Desta maneira, a COELCE solicita a revisão do cálculo da manutenção destes sistemas de TELECOM, corrigindo o critério adotado para as despesas com manutenção dos Sistemas de Telecomunicações da Operação e efetivamente calculando as despesas de manutenção dos Sistemas de Comunicação de Dados, que não estão contemplados no Modelo da ER. A correção do cálculo da manutenção dos Sistemas de Telecomunicações da Operação representa um incremento de custos de R$ 219.809,20 e a adoção da manutenção dos Sistemas de Comunicação de Dados representa, por sua vez, um impacto de R$ 919.311,26.

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Deste modo, tais alterações representam um impacto adicional de R$ 1.139.120,45, a preço de abril de 2007, nos custos de materiais e serviços.

4.2. Informáticos de porte Segundo o modelo da ER, para os grandes sistemas corporativos as taxas de manutenção incluem pacotes com atualizações de softwares e renovação de licenças. Adicionalmente a estrutura central prevê gerência de manutenção e suporte de TI. Dentro desta abrangência, a determinação do custo da manutenção dos sistemas de porte tem como base a aplicação de uma taxa de 15% sobre o valor do investimento. Ainda segundo o modelo da ER, dado que são previstos na taxa de manutenção as atualizações necessárias de softwares dos sistemas de porte, a vida útil econômica dos bens é de 10 anos. Sobre tais premissas, a COELCE registra que a combinação da taxa de manutenção de 15% e vida útil de 10 anos não é coerente, em função do aspecto relacionado com a atualização tecnológica dos softwares. Neste sentido, ou se adota uma vida útil de 10 anos, na medida em que pelo menos uma atualização tecnológica deverá ser feita neste período tornando-se necessário, porém, aumentar a taxa de manutenção de 15% para comportar tal custo; ou se adota uma taxa de manutenção de 15% e se reduz a vida útil de 10 anos, na suposição que com esta taxa de manutenção não haverá qualquer atualização tecnológica neste período. Tal assunto vem sendo exaustivamente debatido pela demais concessionárias dentro do processo de revisão. No caso da COELCE, estudos internos, suportados por consulta a empresas especializadas em Tecnologia da Informação, têm demonstrado que a utilização da vida útil econômica dos recursos de informática de 10 anos pressupõe pelo menos duas atualizações tecnológicas neste período, o que necessita de um aumento da taxa de manutenção de 15% para algo na faixa de 18% a 22% sobre o valor do investimento. A COELCE realiza atualizações tecnológicas em períodos não superiores há cinco anos, impulsionadas pelo dinamismo da evolução tecnológica e por pressões geradas pelo negócio para utilização dessas tecnologias, novos ambientes e sistemas operacionais. Para um sistema ter uma vida útil prolongada de 10 anos, haveria necessidade de elevação significativa da taxa de manutenção no sentido da implementação de novas versões, não restritas apenas a necessidades de novos relatórios e ajustes de procedimentos, mas para implementar inovação de recursos e para atender a novos processos, o que não está compatível com a taxa média de 15% proposta pela ANEEL. A citação abaixo descreve a posição do mercado com relação ao prazo de substituição dos ativos de TI pelas organizações:

“De acordo com o inquérito Global Server Survey de 2005, da Yankee Group Research Inc., com sede em Boston, 58% das organizações em todo o mundo retêm os seus servidores de arquivos e de impressão, em média, quatro a seis anos.”

Rich Freeman - Microsoft

Destaca-se que a maior parte dos peritos concorda que aguardar mais de cinco anos aumenta o risco de problemas de desempenho.

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Existem poucas regras para determinar quando as empresas devem substituir os seus servidores. Entretanto, uma parcela significativa de especialistas acredita que realizar tal substituição num período superior a cinco anos não é uma estratégia recomendável. A percentagem de servidores que são afetados por alguma forma de falha de componentes salta de 10% no quarto ano para 50% no quinto ano, de acordo a GARTNER Inc., empresa de referência no segmento da Tecnologia de Informação. Além disso, os contratos de serviço muitas vezes expiram ao chegar aos cinco anos e os preços das peças de substituição começam também a aumentar nessa altura. Ao chegar ao sexto ano, ainda de acordo com a GARTNER, é provável que os custos crescentes de suporte venham a gastar quaisquer fundos que tenha poupado ao não comprar material novo. Diante do exposto, a COELCE entende que deve ser considerado, para uma vida útil dos grandes sistemas de 10 anos, como previsto no modelo da ER, a taxa de manutenção média de 20%, o que representa um acréscimo de R$ 4.233.768,31, a preço de abril de 2007, nos custos de materiais e serviços.

5. Processos Comerciais

5.1. Perdas não técnicas Os parâmetros utilizados preliminarmente pela ANEEL no modelo da ER para definir os recursos para o combate das perdas não técnica no campo, através das ações de inspeções e regularizações, resultaram no montante de R$ 7.581.560,94, a valor de dezembro de 2006.

Tabela 10 – Custos PNT.

RESUMO GERAL DOS CUSTOS Pessoal (R$/ano)

Materiais, Serviços e Outros (R$/ano)

Total

Previsão para combate a novas fraudes 6.212.608,90 1.368.952,03 7.581.560,93 Custo do Combate às fraudes existentes - -

TOTAL (R$) 6.212.608,90 1.368.952,03 7.581.560,93 O valor concedido não reflete a real necessidade da área de concessão da COELCE, tornando insuficiente a ação da própria ER no combate às perdas não-técnicas no mercado de BT. Entende-se que algumas questões relacionadas aos critérios, metodologias e cálculos adotados para consideração das perdas não-técnicas no processo de revisão tarifária precisam ser expostas para apreciação da ANEEL, em prol da obtenção de um cenário mais próximo à realidade e factibilidade para a operação da concessão. Da analise realizada pela COELCE, as questões vinculadas à Efetividade das Inspeções e Crescimento Esperado de Perdas sobre Mercado BT foram as mais criticas na definição dos recursos para o combate das perdas não-técnicas no campo e, neste sentido, deve ser objeto de ajuste, como caracterizado a seguir:

5.1.1 Taxa de efetividade de inspeção: As taxas de efetividade de inspeção na COELCE, nos anos 2006 e 2007, encontram-se abaixo representadas na Figura 4. Como pode ser observado, ao final do ano 2007 atingimos o valor

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acumulado de 19%, valor este abaixo do proposto no modelo da Empresa de Referencia da ANEEL que foi de 25%.

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ ACUM

2006 19,3% 19,1% 16,0% 14,3% 14,3% 14,1% 14,2% 14,9% 14,7% 15,7% 15,6% 16,3% 15,7%

2007 16,1% 15,8% 17,6% 18,1% 19,4% 20,6% 20,7% 20,4% 18,9% 20,0% 20,1% 20,5% 19,0%

13,5%

14,5%

15,5%

16,5%

17,5%

18,5%

19,5%

20,5%

21,5%Efetividade de Irregularidade

Figura 4 – Gráfico Efetividade de Irregularidade.

5.1.2. Crescimento esperado de perdas sobre Mercado de BT Para a análise deste crescimento, realizamos os estudos abaixo detalhados: 1º. Estudo: INVESTIMENTO x ÍNDICE DE PERDAS NÃO TÉCNICAS. O presente estudo visa mostrar a forte correlação existente de (-0,93) entre o nível de investimentos e o índice de perdas não-técnicas na rede de distribuição COELCE. Na realização desse estudo, foram utilizadas pares ordenados (Índice de Perdas x Investimentos) associados ao modelo econométrico da Regressão Quadrática pela minimização da somas dos mínimos quadráticos das distâncias entre os pontos e a curva. O nível de investimentos utilizados foi o montante de doze meses anteriores ao índice de perdas verificado. O índice de perdas utilizado também foi o acumulado de doze meses. A análise da curva encontrada no gráfico da Figura 5, a seguir, mostra claramente que quanto mais se investe na redução de perdas não-técnicas maior é a redução deste índice (até um certo ponto de saturação da curva). Percebe-se que há um nível de investimento “ótimo” necessário apenas para manutenção do índice. A partir deste ponto, tem-se um crescimento deveras acentuado do investimento marginal. Por outro lado, se há uma saturação na redução do índice, a diminuição dos investimentos em perdas não-técnicas implica em crescimento exponencial destas perdas. Curva encontrada:

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Figura 5 – Gráfico Índice de Perdas x Investimento.

Expomos, na Figura 6, os dados da curva encontrada no gráfico da Figura 5:

Figura 6 – Dados da curva Índice de Perdas x Investimentos.

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2º. Estudo: AGRESSIVIDADE DE MERCADO. Neste estudo é feito um comparativo entre um Cenário Perfeito, sem considerar a agressividade de Mercado, e o Cenário Real, no qual detectamos o impacto de tal agressividade. As distribuidoras de energia, de um modo geral, combatem as perdas de energia não-técnicas através da normalização das redes de distribuição, dos padrões de medição, e ainda da utilização de equipamentos de medição novos em substituição aos antigos. A COELCE, dentro do seu plano de investimentos anual, realiza projetos para controlar estas perdas, e cada um destes projetos é avaliado com base nos resultados de ganhos de energia aportados. Estes ganhos são observados através do somatório de maiores vendas de energia e menores compras de energia Os resultados destes aportes, em 2007, estão apresentados na Tabela 12 abaixo por projeto:

Tabela 11 – Projetos PNT

DEZEMBRO 2007 Maiores Vendas (MWh)

Menores Compras

(MWh)

Total (MWh)

Normalização 29.767 44.651 74.419 2006 12.057 18.085 30.142 2007 17.711 26.566 44.277

Rede DAT 3.141 7.329 10.470 2006 1.674 3.906 5.580 2007 1.467 3.423 4.890

Grandes Clientes 6.492 1.146 7.638 2006 2.976 525 3.501 2007 3.516 620 4.136

Troca de Medidores 0 0 0 2007 0 0 0

Total (MWh) 39.400 53.126 92.526 Atualizado até Dezembro

Projetos Maiores Vendas

Menores Compras

Normalização 40% 60% DAT 30% 70% Grandes Clientes 85% 15%

Calculando a Agressividade de Mercado para os Aportes de 2007, encontramos: Num cenário perfeito, ou seja, não existindo novos furtadores, os aportes dos projetos de perdas, impactam em redução de 1,1% de perdas (quadro cenário perfeito). Contudo, na realidade, sabe-se que novos furtadores ingressam no mercado, e considerando o valor apurado de perdas ao final de 2007, observamos que somente -0,6% foi impacto efetivo destes projetos, tendo em vista que, por diferença, apura-se uma agressividade de mercado de 0,5% (quadro cenário real), conforme demonstrado na Tabela 12:

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Tabela 12 – Cenários de Agressividade.

APORTE 2007 Var. Perd

Compras Perdidas Aporte Total

Cenário Perfeito % GWh % GWh GWh

Perdas Dezembro 2006 7.778 13,0% 1.009 Crecimiento (6,2% / Pérdidas 13,0%) 479 13,0% 62 Sub – Total 8.257 13,0% 1.071 Reducción Proyectos Pérdidas 1,1% -93 92,53 Perdas 2007 -1,1% 8.257 11,85% 978

APORTE 2007 Var.

Perd Compras Perdidas Aporte

Total Cenário Real % GWh % GWh GWh

Perdas Dezembro 2006 7.778 13,0% 1.009 Crecimiento (6,2% / Pérdidas 13,0%) 479 13,0% 62 Sub – Total 8.257 13,0% 1.071 Agresividad 0,5% 41 41,0 Contención Proyectos Pérdidas 1,1% -93 92,53 Reducción Proyectos Pérdidas 0,6% Perdas 2007 -0,6% 8.257 12,34% 1.019

2007 Aporte (92 GWh): -1,1% Var Perdas Real: -0,6% Agressividad: +0.5%

Portanto, ficou demonstrado, através dos dois estudos acima descritos, que o índice de crescimento de perdas na COELCE com relação ao mercado global, e não somente em relação ao mercado BT, é de 1,60% caso não houvesse o investimento para realização dos controles das perdas. Ressaltamos que tal valor se trata de número conservador, e até abaixo da realidade desta Concessionária, pois a não utilização de métodos de controle de perdas de energia seria rapidamente entendida pelo mercado, resultando numa agressividade ainda maior. O resultado de 1,60% do crescimento de perdas em relação ao mercado global da COELCE corresponde a 2,88% quando relacionado somente ao mercado BT, visto que este representa 55,6% do total da COELCE. Dessa forma, a COELCE solicita as correções do Índice de Efetividade de Inspeções e do Crescimento Esperado de perdas não-técnicas em relação ao mercado BT para, respectivamente, 19% e 2,88%, o que representa o acréscimo de R$ 14.907.037,64, a preço de abril 2007, sendo R$ 11.874.478,84 nos custos de pessoal e R$ 3.027.558,80 nos custos de materiais e serviços.

5.2 Faturamento No modelo da ER foi estabelecido que cerca de 57% dos clientes localizados em áreas rurais teriam um ciclo de faturamento plurimensal e, nesse sentido, a ANEEL considerou que as

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atividades de “Leitura de Medidores e Entrega de Faturas” ocorreriam a cada três meses, o que não é aderente com a característica e a pratica observada na área de concessão da COELCE. Inicialmente ressaltamos que a ANEEL adotou no modelo da ER a quantidade de 330.997 consumidores baixa renda localizados na área rural para fins de determinação do número de consumidores com faturamento plurimensal. Tal número não reflete a realidade da COELCE, dado que esse número corresponde à quantidade de consumidores classificados na atividade rural. Considerando a metodologia adotada pela ANEEL, o número correto a ser utilizado seria de 406.670. Ocorre que 40% dos 330.997 consumidores classificados como rural e que estão localizados na área rural, necessitam de leitura mensal, para fins de determinação da tarifa mais vantajosa a ser aplicada no faturamento, conforme estabelece o § 1º do art. 18 da Resolução ANEEL Nº 456/2000. Sendo assim, o número de consumidores com leitura mensal na área rural deve ser acrescido 132.399, totalizando 539.069. O percentual nesse caso de consumidores com leitura mensal obrigatória é 69,698%. Ressalte-se, ainda, que em 99% das rotas de leitura localizadas na área rural há consumidores com obrigatoriedade de executar leitura mensal. Esta configuração elimina o ganho de eficiência que poderia ser obtido com a leitura plurimensal, considerando que, praticamente, todas as rotas de leitura precisam ser percorridas mensalmente. Além do exposto acima, é importante também observar três razões básicas que inviabilizam a pratica de leitura plurimensal, quais sejam: - A primeira para suportar o combate à inadimplência e perdas não técnicas observadas na área de concessão da COELCE. Alias é por conta do combate da inadimplência que a ER conferiu apenas aos clientes de baixa renda (43% do total de clientes rurais) o faturamento mensal. Esta lógica, no entanto, deveria ser extensiva ao um maior numero de clientes. Observa–se ainda o impacto sobre as reclamações dos clientes do faturamento plurimensal; - A segunda, é que durante o ciclo de faturamento plurimensal parte expressiva da arrecadação dos clientes rurais estaria lastreada na Auto Leitura com toda imprecisão dela decorrente por parte do consumidor e que somada as questões de inadimplência e perdas não técnicas, contribuiria negativamente no caixa da empresa; - A terceira, a COELCE lembra da necessidade do Regulador vir a considerar a sua pratica de ciclo de faturamento em atendimento, inclusive a Resolução 456/00, que no seu Artigo 41 define que a adoção de procedimentos de leitura e faturamento em períodos plurimensais é de gerenciamento da concessionária, podendo ou não ser por ela adotados, de forma parcial ou total, tendo como base as unidades consumidoras situadas em área rural, em localidades com até 1000 unidades consumidoras e; unidades consumidoras com consumo médio mensal de energia elétrica ativa igual ou inferior a 50 kWh, essa ultima condição em discussão para sua ampliação até 100 kWh. A COELCE entende, dentro da lógica da regulação vigente, que o tema de faturamento plurimensal pode ser concebido como uma possibilidade de ganho de eficiência a ser passado para consumidor no momento do reposicionamento tarifário. Porem, o que se observa na proposta da ER é uma transferência que interfere negativamente, em certo grau, nos resultados econômico-financeiros da operação.

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Do exposto, a COELCE solicita que todo o faturamento seja mensal, o que representa o acréscimo de R$ 8.648.198,36, a preço de abril 2007, sendo R$ 7.484.558,64 nos custos de pessoal e R$ 1.163.639,72 nos custos de materiais e serviços.

6. Custos Adicionais Conforme Resolução nº 338, de 25 de novembro de 2008 o propósito dos custos adicionais é o de considerar as particularidades do negócio de distribuição e os custos operacionais passíveis de reconhecimento tarifário que não se enquadram nos itens ou parâmetros tratados no modelo da ER. Outros custos de operação e manutenção em virtude de requisitos específicos de instalações e demais custos que não estejam contemplados no modelo da ER também devem ser analisados no momento da revisão tarifária da concessionária. Nesse contexto, os custos adicionais abordados nessa manifestação estão organizados conforme considerações apresentadas pela ANEEL, na citada Resolução, bem como na Nota Técnica nº 343/08 SRE/ANEEL, assim agrupados:

• Custos adicionais parametrizados no Modelo ER; • Itens não contemplados na Empresa de Referência.

6.1. Parametrizados no Modelo da ER

6.1.1. Consumo Próprio de Energia Conforme metodologia de cálculo da ER foi considerada, como custo de energia elétrica, o valor de R$ 61,95 mensais por cada empregado, a título de despesas com consumo próprio de energia elétrica e água, o que corresponde a R$ 1.751.590,13, a preço de dezembro de 2.007, representando tão somente os custos com seus escritórios, central e regionais. Complementarmente, o modelo da ER incorporou um custo adicional de R$ 318.425,00 para outros usos. Sendo assim, no total, o consumo próprio de energia e água alcançou R$ 2.070.015,13. Tendo como premissa que cerca de 3/4 deste valor referem-se exclusivamente ao insumo de energia elétrica, estima-se um custo com o consumo próprio de energia concedido pelo modelo da ER de R$ 1.552.511,35. Considerando que a totalidade do Consumo Próprio compreende os Escritórios, Subestações, Almoxarifados /Laboratórios e Depósitos, o valor considerado não representa o real custo real da COELCE no item de consumo próprio de energia. Registra-se que em 2007 a COELCE registrou um gasto com consumo próprio de energia de R$ 3.582.405,16. Desta forma, a COELCE entende que os custos com consumo de energia elétrica correspondente às 95 Subestações, bem como para todas as áreas de almoxarifados e depósitos, não foram considerados na sua totalidade no valor do consumo próprio de energia elétrica pelo modelo da ER e, neste sentido, solicita um acréscimo de R$ 1.736.004,67, a preço de abril de 2007, correspondente a diferença do que já foi considerado pela ER nos escritórios.

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6.2 Proposta de inclusão de Itens Não Contemplados no modelo da ANEEL

6.2.1 Manutenção de Equipamentos em Oficinas Nos custos adicionais do modelo da ER não foram computados os custos com a manutenção de equipamentos em oficinas, os quais se configuram em serviços rotineiros e indispensáveis executados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Observa–se que as intervenções preventivas são realizadas em campo, ao passo que determinadas intervenções corretivas específicas só podem ser realizadas em oficinas por disporem de recursos especiais, tais como sala seca, estufa com vácuo, controle de pintura, ponte rolante, dentre outros. Os serviços de manutenção de equipamentos em oficina compreendem a manutenção em transformadores, reguladores de tensão, equipamentos de disjunção e manobra (disjuntores, religadores e chaves de banco de capacitores), medidores de energia e os serviços referentes ao tratamento e às análises de óleo em laboratório. Tais serviços baseiam-se nas orientações técnicas que estabelecem critérios técnicos para realização dos serviços, focados na qualidade do resultado. A realização desses serviços apresenta algumas vantagens, tais como:

• Custo viável, se comparado ao custo de aquisição de um equipamento novo; • Tempo menor para colocação os equipamentos à disposição do sistema elétrico (em

comparação ao de se adquirir um novo equipamento). Essas vantagens contribuem para garantir a qualidade, agilidade e segurança na distribuição de energia elétrica. A ANEEL tem reconhecido a importância deste tipo de serviço e vem considerando, para as diversas distribuidoras que já passaram pelo 2º ciclo de revisões, custos operacionais para a cobertura dos custos com manutenção de equipamentos em oficina. Tal critério tem sido apresentado nas notas técnicas das empresas, conforme transcrito a seguir

• Manutenção de Equipamentos em Oficina: adotou-se o valor da despesa que é consistente com os valores considerados para as empresas similares.

Os clusters do modelo de ER têm apontado que, em termos de similaridade da concessão (levando em conta os aspectos técnicos como: extensão total de redes, nº de transformadores, nº de subestações, nº de consumidores, dentre outros), as empresas que são similares à COELCE são: Ampla, Celesc, Celg, Celpe e Elektro. Destas concessionarias, para a Ampla, da mesma forma do que para COELCE, o modelo da ER não considerou ainda o referido gastos, para a Celg, ainda não foi disponibilizado o modelo de ER, e para a Celesc e Elektro foram concedidos pelo modelo os valores de R$ 4.727.862 e R$ 4.500.000, respectivamente. Em virtude do exposto e considerando comparativamente sua base de ativos em relação aos seus pares de cluster, a COELCE solicita o reconhecimento a título de custos adicionais para a realização de serviços de manutenção de equipamentos em oficina no montante de R$ 2.799.567,75, a preço de abril de 2007.

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6.2.2. Ensaios de Equipamentos em Laboratórios Em virtude da necessidade de se manter a operacionalidade do sistema de distribuição com segurança, são efetuadas manutenções periódicas em equipamentos que atuam sob tensão elétrica, como também em equipamentos de suporte à manutenção de linhas e redes. No modelo da ER não foi evidenciado nenhum tipo de despesa com ensaios e manutenção de equipamentos especiais em oficina. Nos últimos anos, foram intensificadas as realizações de ensaios elétricos em ferramentas e equipamentos isolados, para atendimento das novas exigências contidas na NR-10 (Norma Regulamentadora 10). Fazem parte destas manutenções:

• Equipamentos de Cesta Aérea Isolada; • Ferramenta Load booster; • Alicate Mecânico/Hidráulico; • Ferramentas diversas; • Instrumentos de Medidas Elétricas (A, V, M); • Testes de isolação em luvas, mangas isolantes, bastões isolantes, etc.

Em virtude do exposto, a COELCE solicita o reconhecimento a título de custos adicionais para a realização de serviços de ensaios de equipamentos especiais em laboratórios no montante de R$ 557.884,88, a preço de abril de 2007.

6.2.3. Inspeções Aéreas. A ER não considera os custos da atividade de inspeção aérea, um dos principais meios de diagnóstico das linhas de transmissão, servindo para a programação das manutenções preventivas e corretivas das mesmas. Embora a ER considere inspeções visuais e termográficas para Linhas de Transmissão, é imprescindível a realização de inspeções preventivas com utilização de aeronaves. A inspeção aérea é a única forma de detecção de determinadas falhas que possam comprometer a continuidade da prestação do serviço. A inspeção realizada com helicópteros atua de forma complementar à inspeção terrestre, proporcionando visão da parte superior das linhas, sendo possível observar as condições das estruturas, cabos e faixa de segurança em um curto espaço de tempo. A inspeção aérea é também importante para a detecção de problemas em locais de difícil acesso por terra. Os principais pontos freqüentemente observados em inspeções aéreas são:

• corrosão nos cabos pára-raios; • tentos rompidos nos cabos condutores e cabos pára-raios; • falhas de conexão em grampos e conectores; • crescimento de vegetação ao longo das faixas de segurança, etc.

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A inspeção aérea demonstra-se como mais um elemento de eficiência e qualidade, condizente com cumprimento das metas de qualidade determinadas pela ANEEL, uma vez que antevê problemas na operação das linhas de alta tensão que possam gerar a interrupção do fornecimento. O impacto desta atividade de uma ER atuando na área de concessão pode ser visto na Tabela 13 a seguir:

Tabela 13 – Custos de inspeções aéreas

km de AT e EAT (a) Periodicidade (b) Custo Médio por km (c ) Custo Anual ER (R$) (a)*(b)*(c )

3.852 0,3333 R$ 300,00 R$ 385.161,48

Diante do exposto, a COELCE solicita a inclusão do gasto com inspeção aérea da ER, o que representa um acréscimo de R$ 385.161,48, a preço de abril de 2007, nos custos de materiais e serviços.

6.2.4. Linha Viva em Subestação Em função da quantidade de subestações com arranjos que impossibilitam intervenções com linha morta e o sistema sem redundância, pois ser predominantemente radial, a maioria das subestações não é interligada, o que faz com que as manutenções dos barramentos e equipamentos das subestações sejam realizadas com equipes de linha viva. Essa tarefa é necessária para cumprimento de metas de continuidade de fornecimento (DEC e FEC), minimizando o impacto para os clientes, já que não há a desenergização das subestações para efetuar as ações de manutenção. A modelagem da ER apresentada pela ANEEL efetua todos os custos operacionais das atividades em subestações desconsiderando a utilização de equipes com linha viva. Dentre os principais serviços de revisão, reparação e adequação executada em linha viva nas subestações da COELCE destacam-se:

• Instalação e substituição de equipamentos como TP’s, TC’s, pára-raios, chaves seccionadoras;

• Instalação e substituição de isoladores e cabos condutores; • Instalação e desinstalação de subestações móveis; • Instalação de jumpers em equipamentos ou aparatos para possibilitar intervenções da

manutenção em equipamentos; • Retirada de objetos estranhos em equipamentos e barramentos; • Substituição de conectores e terminais.

Para a realização desta atividade é necessária 01 (uma) equipe especializada na execução de serviços em 98 subestações com utilização de técnicas de linha viva. Esta equipe representa um valor anual de R$ 420.000,00, a preço de dezembro de 2007.

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Diante do exposto, a COELCE solicita que seja reconhecida 1 (uma) equipe especializada na execução dos serviços de manutenção em linha viva de subestações, o que representa um acréscimo de R$ 426.021,18, a preço de abril de 2007, nos custos de materiais e serviços.

6.2.5 Adicional de clientes desligados Os consumidores ativos incluem, além dos consumidores faturados, os consumidores que já foram ligados, mas ainda não foram faturados devido a seu ciclo de leitura, bem como consumidores cortados que não apresentam evolução de leitura. No âmbito da Audiência Pública AP nº 052/2007, houve diversas manifestações no sentido de utilizar o número de clientes cadastrados, uma vez que esses refletem os reais custos das concessionárias para as atividades de O&M e Comerciais. Na última versão da proposta da ER, foi modificado tal critério, passando-se a utilizar um percentual, para a COECE, de 4% sobre os consumidores faturados, como referencial para contemplar a diferença entre clientes cadastrados e faturados. No entanto, tal critério apenas foi aplicado para as tarefas de O&M. Com a utilização deste critério limitado aos processos de O&M, estão sendo desprezados os custos de processos comerciais de clientes cadastrados, que estão ligados à rede elétrica, possuindo ramal e medidor, embora não estejam sendo faturados, demandando pelo menos as tarefas comerciais expressas no modelo da ER (corte, vistoria, religação, regularização, leitura do medidor, atendimento nas agencias e outros). Adicionalmente cabe mencionar o fato que tais clientes ainda se utilizam dos serviços de Teleatendimento e são considerados na base de custeio de marketing regulatório. Diante do exposto, a COELCE solicita a utilização do incremento de 4% também nas tarefas comerciais, teleatendimento e marketing regulatório para efeito de cálculo dos custos na ER, o que representa um acréscimo de R$ 2.166.280,45, a preço de abril de 2007, sendo R$ 1.591.020,76 nos custos de pessoal e R$ 575.259,69 nos custos de materiais e serviços.

6.2.6 Gestão de ativos de uso prolongado O item III.5 – Tratamento dos Custos Adicionais, item 358, alínea (xii) da Nota Técnica nº 343/2008/SRE-ANEEL, estabelece o reconhecimento da Gestão de Ativos de Uso Prolongado conforme segue:

Gestão de ativos de uso prolongado – Algumas concessionárias têm proporção de ativos totalmente depreciados acima da média do setor de distribuição (medida como a proporção de ativos totalmente depreciados com relação ao ativo imobilizado em serviço). Como o Modelo de Empresa de Referência trabalha com a vida econômica média dos ativos, é necessário que se reconheça um custo adicional de operação e manutenção corretiva para aqueles equipamentos que vão além da vida média, já que os mesmos são mais suscetíveis a falhas.

Tal ajuste se justifica, uma vez que caso não tenha sido comprometida a qualidade do serviço prestado, a postergação dos investimentos associada a uma correta gestão de ativos é benéfica à modicidade das tarifas. Dessa forma, desde que a concessionária não tenha transgredido os indicadores de qualidade globais da concessão (DEC e FEC) desde a última revisão tarifária, para a

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proporção de ativos totalmente depreciados que exceder a média do setor será considerado um adicional de 50% com relação ao custo de operação e manutenção corretiva.

Observa-se que a NT não deixa clara a metodologia de cálculo para o referido componente adicional, afirmando que será reconhecido para a “proporção de ativos totalmente depreciados que exceder a média do setor será considerado um adicional de 50% com relação ao custo de operação e manutenção corretiva”. Com base na pesquisa efetuada pelo grupo ENDESA em 35 empresas em processo de revisão tarifaria, constatou-se uma relação entre bens cem por cento depreciados e valor de ativo imobilizado em serviço (AIS) de 10,07%. Para a COELCE, a relação acima mencionada é de 11,03%, baseada nos valores de R$ 327.445.240,31 e R$ 2.969.193.987,14, respectivamente de bens cem por cento depreciados e ativos imobilizados em serviço. Com base nos valores apresentados o resultado prático da aplicação deste custo adicional para a COELCE pode ser traduzido na Tabela 14 adiante, a preço de novembro de 2007.

Tabela 14 – Ativos de prazo prolongado

DESCRIÇÃO PESSOAL (R$) MATERIAL(R$) TOTAL (R$) Manutenção Corretiva 22.511.200,28 25.642.101,90 48.153.302,18 A) ativos 100% depreciados - Média do Setor 10,07% 10,07% 10,07% B) ativos 100% depreciados - COELCE 11,03% 11,03% 11,03% Diferença (B-A) 0,96% 0,96% 0,96% Diferença na Manutenção Corretiva 216.107,52 246.164,18 462.271,70 % de adicional de custo 50% 50% 50% Adicional de Manutenção Corretiva 108.053,76 123.082,09 231.135,85

Diante do exposto, a COELCE solicita a incorporação dos custos adicionais pela Gestão de Ativos de Uso Prolongado, o que representa um acréscimo de R$ 234.781,98 a preços de abril de 2007, sendo R$ 109.935,37 em pessoal e R$ 124.846,61 em materiais e serviços.

6.2.7 Teleatendimento - Novos Regulamentos Em 31/07/2008 foi publicado o Decreto 6.523 pelo Ministério da Justiça – MJ, que regulamenta o Código de Defesa do Consumidor (Lei nº 8.078, de 11/09/1990) e fixa normas gerais sobre o Serviço de Atendimento ao Consumidor – SAC por telefone, no âmbito dos fornecedores de serviços regulados pelo Poder Público Federal, com vistas à observância dos direitos básicos do consumidor de obter informação adequada e clara sobre os serviços que contratar e de manter-se protegido contra práticas abusivas ou ilegais impostas no fornecimento desses serviços. A exigência de maior impacto é o tempo máximo necessário para o contato direto com o atendente, disposto no § 4º do Art. 4º do referido decreto e no § 2º do Art. 1º da Portaria MJ 2014, de 13/10/2008, que exigiu aumento significativo da quantidade de Posições de Atendimento – PA’s e de Atendentes da Central de Teleatendimento – CTA. No caso da COELCE todas as medidas necessárias para adequar o Teleatendimento às novas exigências resultaram na necessidade de acréscimo real de 25% no número de Atendentes, com o

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conseqüente aumento no número de PA’s necessários para suprir esta nova quantidade de Atendentes. Diante do exposto, a COELCE solicita a adequação da infra-estrutura e da força de trabalho dos profissionais lotados no processo de Tele atendimento, com o acréscimo do custo de R$ 2.771.218,53, sendo R$ 2.504.267,08 em pessoal e R$ 266.951,45 em materiais e serviços.

7. Resumo dos Ajustes A Tabela 15 apresentada a seguir consolida, na visão da COELCE, os custos operacionais eficientes de uma ER, construída para atuar na sua área de concessão, que alcançam o montante de R$ 364.357.149,66.

Tabela 15 – Valor da Empresa de Referência que reflete as contribuições apresentadas pela COELCE

SETORES DA EMPRESA CUSTOS PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV. (R$)

CUSTOS TOTAIS / ANO (R$)

% SOBRE TOTAL

ADMINISTRATIVO 79.665.379,45 45.624.567,07 125.289.946,51 34,39%

ESTRUTURA CENTRAL 51.179.122,04 8.943.832,25 60.122.954,30 16,50%

ESTRUTURA REGIONAL 28.486.257,40 4.416.762,94 32.903.020,34 9,03%

SISTEMAS 0,00 32.263.971,88 32.263.971,88 8,86%

PROCESSOS DE O&M 45.175.616,88 33.676.585,13 78.852.202,01 21,64%

PROCESSOS COMERCIAIS 88.673.727,86 55.647.756,18 144.321.484,04 39,61%

TAREFAS COMERCIAIS 29.396.214,13 4.791.231,64 34.187.445,77 9,38%

FATURAMENTO 31.310.446,92 39.502.402,04 70.812.848,96 19,44%

PERDAS NÃO-TÉCNICAS 18.059.408,39 3.967.364,35 22.026.772,74 6,05%

TELEATENDIMENTO 9.907.658,42 7.386.758,15 17.294.416,57 4,75%

CUSTOS ADICIONAIS 4.542.910,96 11.350.606,13 15.893.517,10 4,36%

CUSTOS TOTAIS POR ANO 218.057.635,15 146.299.514,51 364.357.149,66 100,00%

Os resultados expostos na Tabela 15 evidenciam que o valor apresentado pela ANEEL para os custos operacionais eficientes da COELCE de R$ 316.244.874,86, a preço de abril de 2007, obtido conforme metodologia da ER, é insuficiente para o atendimento do serviço de distribuição de energia elétrica com continuidade, qualidade e segurança dentro da sua área de concessão. Neste sentido encaminhamos nossa manifestação em relação à proposta da ANEEL solicitando as correções constantes neste documento e que resultam num montante adicional de R$ 48.112.274,80, a preço de abril de 2007, conforme detalhado na Tabela 16 adiante, por setor da empresa.

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Tabela 16 – Valor das alterações apresentadas pela COELCE

SETORES DA EMPRESA CUSTOS PESSOAL (R$)

CUSTOS MAT. E SERV. (R$)

CUSTOS TOTAIS / ANO (R$)

% SOBRE TOTAL

ADMINISTRATIVO 5.744.591,26 6.250.048,56 11.994.639,82 24,93%

ESTRUTURA CENTRAL 0 0 0 0,00%

ESTRUTURA REGIONAL 5.744.591,26 877.159,80 6.621.751,06 13,76%

SISTEMAS 0 5.372.888,76 5.372.888,76 11,17%

PROCESSOS DE O&M 0 1.485.478,06 1.485.478,06 3,09%

PROCESSOS COMERCIAIS 19.364.037,48 4.191.198,52 23.555.236,00 48,96%

TAREFAS COMERCIAIS 0 0 0 0,00%

FATURAMENTO 7.484.558,64 1.163.639,72 8.648.198,36 17,98%

PERDAS NÃO-TÉCNICAS 11.879.478,84 3.027.558,80 14.907.037,64 30,98%

TELEATENDIMENTO 0 0 0 0,00%

CUSTOS ADICIONAIS 4.205.223,21 6.871.697,71 11.076.920,92 23,02%

CUSTOS TOTAIS POR ANO 29.313.851,95 18.798.422,84 48.112.274,80 100,00%