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S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E REGULAÇÃO ECONÔMICA

Nota Técnica nº 352/2007-SRE/ANEEL

Brasília, 12 de Dezembro de 2007

M E T O D O L O G I A D E C Á L C U L O D O S C U S T O S O P E R A C I O N A I S

D E T A L H A M E N T O D O M O D E L O D E

E M P R E S A D E R E F E R Ê N C I A

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . S E G U N D O C I C L O D E R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A

D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A

AUDIÊNCIAPÚBLICA

Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica – SRE SGAN 603 / Módulo “I” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8814 Fax: + 55 61 2192-8679

(Fls. 2 da Nota Técnica no 352/2007-SRE/ANEEL, de 12/12/2007).

índice

I. DO OBJETIVO ..................................................................................................................................................................................1 II. CONTEXTUALIZAÇÃO.............................................................................................................................................................1

II.1 – ABORDAGENS DA REGULAÇÃO PRICE CAP......................................................................................................1 II.1.1 – DEFINIÇÃO DE TERMOS........................................................................................................................................1 II.1.2 – PARÂMETROS REGULATÓRIOS.........................................................................................................................2

II.1.2.1 – Parâmetros Globais..............................................................................................................................................2 II.1.2.2 – Parâmetros Específicos .......................................................................................................................................2

II.1.3 – TÉCNICAS REGULATÓRIAS .................................................................................................................................3 II.1.3.1 – Building Blocks .....................................................................................................................................................3 II.1.3.2 – Modelos Normativos ..........................................................................................................................................3 II.1.3.3 – Métodos de Benchmarking ..................................................................................................................................4 II.1.3.4 – Produtividade Total dos Fatores .....................................................................................................................7 II.1.3.5 – Yardstick e Yardstick Competition ......................................................................................................................7

II.2 – ANÁLISE CONCEITUAL.................................................................................................................................................9 II.3 – O ESTADO DA ARTE DOS MODELOS NORMATIVOS ....................................................................................10

II.3.1 – A EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL ...............................................................................................................10 II.3.2 – A EXPERIÊNCIA BRASILEIRA............................................................................................................................13

II.4 – O CONCEITO DO MODELO BRASILEIRO DE EMPRESA DE REFERÊNCIA ..........................................13 II.5 – METODOLOGIA DE CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS ................................................................16

II.5.1 – PROCESSO DE ELABORAÇÃO E ANÁLISE ..................................................................................................16 II.5.1.1. Etapas de Construção dos Custos de Referência .......................................................................................17 II.5.1.2. Análise de Consistência Global .......................................................................................................................18

III. METODOLOGIA DE CÁLCULO DA EMPRESA DE REFERÊNCIA......................................................................22 III.1 – DADOS DE ENTRADA .................................................................................................................................................22

III.1.1 – DADOS DE ATIVOS ...............................................................................................................................................22 III.2 – DEFINIÇÃO DOS RECURSOS ....................................................................................................................................25 III.3 – CUSTOS DE REFERÊNCIA..........................................................................................................................................28

III.3.1 – PESSOAL.....................................................................................................................................................................28 III.3.1.1 – Pesquisa Salarial................................................................................................................................................28 III.3.1.1.1 – Metodologia ....................................................................................................................................................28 III.3.1.1.2 – Benefícios Adicionais ...................................................................................................................................29 III.3.1.2 – Remunerações Adotadas................................................................................................................................29

III.3.2 – MATERIAIS DE REPOSIÇÃO PARA TAREFAS DE O&M .......................................................................30 III.3.3 – OUTROS SERVIÇOS E MATERIAIS DE REPOSIÇÃO...............................................................................31 II.3.3.1. Custos de Referência da Área Administrativa ................................................................................................31 II.3.3.2. Custos de Referência da Área Comercial..........................................................................................................32 III.3.4 – CRITÉRIOS PARA CÁLCULO DAS ANUIDADES .....................................................................................33

III.3.4.1 – Edificações e Móveis........................................................................................................................................33 III.3.4.2 – Veículos ................................................................................................................................................................34 III.3.4.3 – Sistemas de Informática..................................................................................................................................37 III.3.4.3.1 – Tipos de Sistemas de Informática ...........................................................................................................37 III.3.4.3.2 – Formação de clusters ...................................................................................................................................37 III.3.4.3.3 – Cálculo da Anuidade ..................................................................................................................................39


III.3.4.3.4 – Aplicação dos Custos dos Sistemas de Informática..........................................................................40 III.3.4.3.5 – Valoração dos Investimentos em Computadores ..............................................................................40 III.3.4.4 – Telecomunicações .............................................................................................................................................41

III.3.5 – EQUIPES DE CAMPO............................................................................................................................................42 III.4 – DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS ..........................................................................................43 III.4.1 – CONTEXTUALIAÇÃO DA ORGANIZAÇÃO DA CONCESSIONÁRIA.................................................43

III.4.2 – ORGANOGRAMAS TÍPICOS DA ESTRUTURA CENTRAL – OT´s .....................................................49 III.4.3 – GERÊNCIAS REGIONAIS ....................................................................................................................................50 III.4.4 – PROCESSOS DE OPERAÇÃO & MANUTENÇÃO .....................................................................................51

III.4.4.1 – Tarefas de O&M................................................................................................................................................51 III.4.4.2 – Tempos e Freqüências de Execução ..........................................................................................................52 III.4.4.3 – Tempo Médio de Deslocamento .................................................................................................................53 III.4.4.4 – Cálculo dos Custos Envolvidos ...................................................................................................................54 III.4.5 – Processos Comerciais..........................................................................................................................................56 III.4.5.1 – Tarefas Comerciais...........................................................................................................................................56 III.4.5.1.1 – Freqüências de Execução ............................................................................................................................56 III.4.5.1.2 – Valoração das Tarefas Comerciais...........................................................................................................59 III.4.5.1.2.1 – Atendimento Comercial...........................................................................................................................59 III.4.5.1.2.2 – Demais atividades comerciais................................................................................................................59 III.4.5.2 – Tarefas de Faturamento ..................................................................................................................................60 III.4.5.2.1 – Parâmetros Iniciais........................................................................................................................................60 III.4.5.2.2 – Produtividade.................................................................................................................................................61 III.4.5.2.3 – Valoração das Atividades ...........................................................................................................................62 III.4.5.2.3.1 – Valoração da Atividade de Leitura de Medidores ..........................................................................62 III.4.5.2.3.2 – Valoração da Atividade de Entrega de Faturas ...............................................................................63 III.4.5.3 – Teleatendimento................................................................................................................................................64

III.4.5.3.1 - Considerações Gerais.......................................................................................................................................64 III.4.5.3.2 - Abordagem Utilizada ......................................................................................................................................64

III.4.5.4 – Equipes dedicadas ao Combate de Perdas Não Técnicas ...................................................................65 III.5 – TRATAMENTO DOS CUSTOS ADICIONAIS .......................................................................................................68 III.6 – DA ISONOMIA NA APLICAÇÃO DO MODELO...............................................................................................69

IV. CONCLUSÕES............................................................................................................................................................................70 VI. ANEXOS .......................................................................................................................................................................................70

Nota Técnica no 352/2007–SRE/ANEEL

Em 12 de Dezembro de 2007.

Processo n.º 48500.006953/2007-51 Assunto: Aprimoramento da Metodologia de Empresa de Referência para Cálculo dos Custos Operacionais a ser Aplicada no Segundo Ciclo de Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica.

I. DO OBJETIVO A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar a metodologia de Empresa de

Referência para Cálculo dos Custos Operacionais das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica.

II. CONTEXTUALIZA ÇÃO II.1 – ABORDAGENS DA REGULAÇÃO PRICE CAP 2. Existem diversas abordagens aplicadas à regulação price cap e um conjunto amplo de técnicas e metodologias associadas. No entanto, a terminologia e o jargão associado com a regulação price cap é aplicado livremente e difere entre órgãos reguladores e países. Por isso, é necessário definir com cuidado os detalhes da abordagem que se usa na regulação, o que inclui definir as técnicas regulatórias e as regras dessas técnicas utilizadas na tomada de decisão. 3. Esta seção define uma série de abordagens, técnicas e metodologias aplicáveis à regulação price cap no setor de distribuição de energia elétrica.

II.1.1 – DEFINIÇÃO DE TERMOS 4. Para tornar mais clara a discussão apresentada adiante, é necessário definir alguns termos e seus significados:

§ Parâmetros: Se refere a parâmetros individuais associados ao mecanismo regulatório e ao cálculo da receita e que são requeridos pelo Regulador na tomada de decisão, incluindo: o preço inicial P0, o Fator X, o período regulatório, custo de capital, etc.


§ Técnicas: Se refere aos métodos usados no processo de análise e definição de parâmetros. Essas incluem, por exemplo: métodos de valoração da base, métodos de fronteira (DEA, SFA), métodos normativos, etc.

§ Abordagens: Conjuntos de técnicas aplicáveis.

II.1.2 – PARÂMETROS REGULATÓRIOS 5. Este item define parâmetros com os quais o regulador trabalha para tomada de decisões e estabelecimento das tarifas. Existem alguns parâmetros globais que definem as tarifas e estão associados ao regime regulatório adotado. Por outro lado, existem parâmetros específicos que definem os componentes da receita devida à concessionária e que são necessários para a composição dos parâmetros globais. Abaixo segue uma relação desses parâmetros aplicáveis ao re gime regulatório adotado no Brasil.

II.1.2.1 – Parâmetros Globais 6. Os principais parâmetros globais estão relacionados à receita requerida (ou preço inicial P0), Fator X e o período regulatório, conforme descrito a seguir:

ü P0: corresponde ao nível inicial de preços, definido no momento da revisão tarifária. É o resultado da receita requerida para o ano-teste aplicada ao correspondente mercado projetado, devendo ser justo, observando a modicidade tarifária ao mesmo tempo em que estimula a eficiência das empresas.

ü Fator X: corresponde à forma como será corrigido P0. Seu objetivo é garantir que o equilíbrio definido no momento da revisão dos parâmetros se mantenha ao longo do ciclo tarifário. É obtido a partir da projeção dos custos que compõem a receita necessária para a prestação do serviço de forma eficiente e prudente.

ü Período Regulatório: diz respeito ao período no qual os preços fixados no momento da revisão tarifária são apenas corrigidos pelo Fator X. Em geral, esse período varia entre 3 e 5 anos.

II.1.2.2 – Parâmetros Específicos 7. Os parâmetros específicos definem a composição da receita e estão intrinsecamente relacionados à forma de cálculo dos custos. Considerando que a receita de uma concessionária deve cobrir as despesas operacionais, a remuneração do capital investido, bem como todos os custos envolvidos com a compra de energia, pode-se relacionar os seguintes parâmetros:

ü Custo de capital: refere-se à taxa de remuneração a ser aplicada à base de capital das distribuidoras de energia elétrica, tendo em vista uma remuneração justa e adequada;

ü Custos Operacionais: referem-se aos custos de administração, operação e manutenção;

ü Base de Remuneração: refere-se à base de capital investido e sobre a qual a concessionária auferirá uma remuneração;


ü Inadimplência: refere-se às receitas irrecuperáveis, onde deve-se reconhecer apenas a parcela não gerenciável pela empresa;

ü Compra de Energia e Perdas: refere-se ao montante de energia compatível com o mercado atendido, bem como o nível máximo de perdas regulatórias;

ü Outras Receitas: refere-se às receitas que devem ser revertidas para modicidade tarifária.

II.1.3 – TÉCNICAS REGULATÓRIAS

II.1.3.1 – Building Blocks 8. A abordagem “building blocks” estabelece uma receita requerida de referência para o ano-teste, ou seja, o ano seguinte ao da revisão tarifária, baseada na construção de benchmarks separados para os componentes de custos (incluindo custos operacionais, depreciação, custo de capital, etc.). 9. De forma a obter o nível de cada componente de custo, pode-se utilizar uma variedade de abordagens, além do uso de técnicas secundárias. Essas técnicas podem incluir, por exemplo, DEA, yardstick competition e análises econométricas. Também pode ser usada a análise de fatores parciais de produtividade como alternativa para obter projeções, em particular para o componente de custos operacionais. 10. Onde a abordagem “building blocks” é usada para calcular o Fator X, é possível encontrar duas alternativas a respeito desse cálculo. Uma primeira envolve a determinação do preço ou receita “alvo” para o final do período regulatório, partindo do preço ou receita inicial e então ajustando o “X” para alcançar o ponto final objetivo. Outra envolve determinar o valor presente líquido (VPL) das receitas de referência para cada ano no período tarifário. Se a decisão sobre P0 é tomada no reposicionamento tarifário, então o “X” é obtido de forma a alcançar o VPL objetivo. Em tese, isso significa que pode haver múltiplas combinações de P0 e X. Uma variação dessa segunda abordagem é utilizada no Brasil, onde é definido o valor de P0, sendo o “X” obtido de modo a igualar o VPL das receitas ao VPL dos componentes de custos. 11. Esse é o método atualmente utilizado para definição de P0 e X no segmento de distribuição e da receita no segmento de transmissão no Brasil.

II.1.3.2 – Modelos Normativos

12. Segundo Agrell e Borgetoft1 (2003), em geral, modelos normativos são apenas casos especiais de uma função de custo de engenharia, com níveis diferentes de requerimento de informação. Como tais, eles são usad os para prescrever, antes que estimar, os custos ótimos, ou possíveis (allowable) para certo nível de operação. O que caracteriza este modelo é o fato desta prescrição de custos não ser baseada nos custos contábeis reais das empresas. 13. O grande tema que envolve a discussão desses modelos refere -se à sua viabilidade (feasibility). Segundo seus autores, há duas formas de estimá-lo: através de parametrização e/ou construção. A primeira alternativa implica a definição de parâmetros que relacionam as variáveis no modelo de forma conservadora para que não se subestime os custos da empresa e inviabilize sua operação. O segundo parte 1 Agrell, P.; Bogetoft P. “Norm Models – AG2:V2 – Final Report”, Setembro, 2003.


para a construção do modelo de forma dedutiva, a partir de uma intensa análise baseada na expertise de consultores especializados no tema. 14. Um exemplo desse método é o modelo de Empresa de Referência. Esta técnica é baseada no desenvolvimento de padrões para os custos associados a uma “empresa modelo” (para um conjunto particular de saídas, características de redes, etc.), desenhada a partir de uma análise econômica e de engenharia. Apesar desta técnica ser mais comumente utilizada na determinação de custos operacionais, também é possível utilizá-la na composição da base de remuneração, onde se “constrói” uma rede otimizada para toda a empresa, valorada a preços pré -determinados. Evidentemente, a técnica é baseada na intensa necessidade de dados e informações, tornando-a pouco factível para a definição da base de ativos de uma concessionária de distribuição. O tema será retomado mais à frente quando da discussão do modelo brasileiro de Empresa de Referência.

II.1.3.3 – Métodos de Benchmarking 15. Existe uma variedade de métodos de benchmarking que podem ser classificados basicamente em métodos de eficiência média (average benchmarking), que consideram alguma medida de representante médio de desempenho e os métodos de fronteira (frontier benchmarking), que se baseiam na melhor prática. 16. Assim, conforme já citado anteriormente, os principais métodos usados por agências reguladoras são:

a) Métodos de eficiência média § Métodos de Regressão baseados na média da distribuição amostral (Mínimos

Quadrados Ordinários (MQO), por exemplo).

b) Métodos de fronteira § Não Paramétrico:

- Análise Envoltória de Dados (DEA) § Paramétrico:

- Mínimos Quadrados Ordinários Corrigidos (COLS)2 - Análise de Fronteira Estocástica (SFA)

17. O objetivo de se adotar um método que avalie os reais custos das empresas com a aplicação de critérios de eficiência é simular a competição de forma que a cada ciclo tarifário os custos possam se reduzir em função dos ganhos de eficiência obtidos pelo conjunto das empresas. No entanto, é notório que os métodos de eficiência média e métodos de fronteira são mais eficazes quando aplicados entre empresas com custos relativamente similares. 18. A experiência internacional na aplicação de métodos de benchmarking é bastante ampla, especialmente na determinação de custos operacionais de empresas atuantes em setores regulados de infra-

2 Um exemplo de aplicação pode ser visto em: Electricity Distribution Price Control Review – Final Proposals. November 2004 265/04. OFGEM’s Final Proposals for the Electricity Distribution Price Control Review.


estrutura. JAMASB, T. e POLLIT, M (2000)3 realizaram um levantamento dos principais métodos de estimação de fronteira (benchmarking) empregados, seja em trabalhos acadêmicos, ou em agências reguladoras de energia elétrica, na regulação dos setores de distribuição e transmissão de energia elétrica. O estudo constata que há duas abordagens principais utilizadas em ambos os casos, quais sejam, o método DEA (Data Envelopment Analysis) e o método de Fronteira Estocástica (mais comum em trabalhos acadêmicos). 19. Outro trabalho mais recente que faz um interessante resumo dos métodos de benchmarking empregados em agências reguladoras é o de PLAGNET, M. A. 20064. No artigo, a autora discute a tendência verificada entre as distribuidoras européias de uma utilização maior desse método, conforme é possível notar na Figura 1. Verifica-se também a preferência pelo método DEA em relação aos demais. O método COLS (mínimos quadrados ordinários) é também empregado, na maioria das vezes, de forma complementar.

Figura 1: Métodos de Benchmarking Empregados em Agências Européias

Fonte: PLAGNET, M. A. 2006 20. Há, porém, variações desses métodos, de acordo com as hipóteses assumidas a respeito do tipo de dados utilizados (painel ou cross-section)5, tecnologia do setor (retornos crescentes, constantes ou decrescentes de escala), forma funcional da função de produção (ou custo), distribuição de probabilidade dos coeficientes de eficiência (Normal, Gama etc.) e, principalmente, a respeito da especificação de quais variáveis serão utilizadas. A diversidade de maneiras com que ambos os métodos são aplicados sugere que não há concordância sobre qual é a melhor abordagem a ser empregada. 21. Como afirmam os principais estudiosos do assunto, do ponto de vista teórico não há um método superior a priori. Estes podem apresentar vantagens e desvantagens de acordo com a situação em que são empregados. Isso porque possuem propriedades teóricas diferentes e estas podem ser mais

3 Jama sb, T. e Pollit, M (2000). Benchmarking and Regulation of Electricity transmission and Distribution Utilities: Lessons from International Experience. 4 PLAGNET, M. A. 2006. Use of Benchmarking Methods in Europe in the Electricity Distribution Sector. Conference on Applied Infrastructure Research. 5 Quando os dados utilizados se referem a várias empresas num período específico (mês, dias etc.), denomina-se esse banco de dados de cross-section. Quando, além de várias empresas, há dados para vários anos, têm-se um Painel.


apropriadas de acordo com as situações. Abaixo segue uma breve apresentação dos métodos, propriedades, vantagens e desvantagens dos mesmos. a) DEA 22. O método DEA é baseado em programação linear e busca medir a eficiência das firmas a partir da estimação do conjunto de possibilidade de produção. Neste método, o conjunto de possibilidade de produção consiste no fecho convexo (convex hull) dos vetores insumo -produto, sendo a firma comparada com este fecho. A formulação original do método foi dada por Charnes, Cooper e Rhodes (1978) e Charnes, Cooper e Rhodes (1981)6. Uma hipótese fundamental do método é a convexidade da função de produção, o que implica assumir “livre descarte” (free disposal) dos insumos. 23. Há algumas variações básicas do modelo. Pode ser “orientados nos insumos” (Input-oriented) ou “orientados nos produtos” (output-oriented). Simplificadamente, no primeiro caso as firmas são comparadas em relação a seus insumos. O parâmetro de eficiência estimado sugere o percentual de redução possível do nível de insumos utilizados, dado o nível de produto. Já o modelo output-oriented sugere o percentual de aumento do nível de produtos possível, dado o nível de insumos. 24. O método apresenta vantagens e desvantagens. Sua principal desvantagem é sua grande sensibilidade a erros de medida. Outra desvantagem comumente associada se refere à sua natureza determinística, ou seja, o método não permite estimar um intervalo de confiança para os coeficientes. Além disso, não permite verificar as variáveis determinantes das ineficiências estimadas. Outra desvantagem é relativa à necessidade de se assumir alguma hipótese de retorno de escala. 25. O método tem duas vantagens principais que, em certas condições, o torna preferível em relação aos demais. A primeira é que ele não assume hipótese a respeito de distribuições de probabilidade de algum termo, seja da variável dependente ou do erro. A segunda é não assumir qualquer função de produção, ou seja, é totalmente adaptável a qualquer forma funcional assumida. Portanto, na ausência de muitas observações, o mesmo se torna mais robusto. b) Método de Fronteira Estocástica – SFA 26. O método de Fronteira Estocástica é baseado em análise de regressão por Máxima-Verossimilhança. Como é característico dos métodos que utilizam este tipo de análise, o mesmo parte da definição de uma forma funcional específica para a tecnologia da firma e de uma distribuição de probabilidade para o coeficiente de eficiência e erro da regressão. Quanto à primeira, há uma tendência de se utilizar formas funcionais mais flexíveis como a Translog (série de Taylor) e Série de Fourier7. Quanto às distribuições de probabilidade utilizadas destacam-se a Meio -Normal, Normal Truncada, Gama e Exponencial. 27. Assim como o anterior, esse método apresenta, teoricamente, vantagens e desvantagens em relação aos demais. A principal vantagem diz respeito a pouca sensibilidade a problemas de erros de medida,

6 Charnes, A., W. W. Cooper, and E. Rhodes. (1978). Measuring the Inefficiency of Decision Making Units. European Journal of Operational Research 2(6), 429–444 e Charnes, A., Cooper, W.W. and Rhodes, E. (1981). Evaluating Program and Managerial Efficiency: An Application of Data Envelopment Analysis to Program Follow Through. Management Science, 27(6): 668–697. 7 Bauer, P. W., Berger, A. N., Ferrier, G. D. e Humphrey, D. B. Consistency Conditions for Regulatory Analysis of Financial Institutions: A Comparison of Frontier Efficiency Methods. Journal of Economics and Business, Volume 50, N 2, Março 1998, pp. 85-114(30).


quando há suspeita de sua existência. Além disso, o mesmo permite estimar intervalos de confiança para os coeficientes de eficiência e determinar as variáveis que explicam os mesmos, bem como a relação destes com essas variáveis. Outra vantagem do método é não assumir nenhuma hipótese a respeito de retornos de escala. 28. No entanto, há algumas desvantagens. Uma primeira é relacionada à dependência do resultado em relação à distribuição de probabilidade assumida, ou seja, os resultados variam de acordo com esta hipótese. Este problema é grave porque não há consenso a respeito de qual distribuição de probabilidade seria a mais apropriada. Outro problema é que os resultados são sensíveis à forma funcional assumida8. Por fim, o método pode sofrer dos mesmos problemas tradicionais de análise de regressão, de limitações relacionadas à omissão de variáveis, possível auto-correlação dos erros, heterocedasticidade e endogeneidade9.

II.1.3.4 – Produtividade Total dos Fatores 29. A Produtividade Total dos Fatores (PTF) é uma medida de variação de produtividade, que leva em conta todos os fatores de produção envolvidos no fornecimento do produto. 30. A técnica PTF é comumente aplicada na determinação do Fator X e o define baseado na análise histórica do índice de PTF. Essa técnica envolve a definição e mensuração de um índice agregado por um período apropriado. Neste aspecto, há frequentemente o debate sobre a metodologia a ser aplicada, o período de tempo sobre o qual é feito o estudo, a base para inclusão ou exclusão de firmas e setores na base de dados, de modo a obter um tamanho de amostra suficientemente grande, etc.

II.1.3.5 – Yardstick e Yardstick Competition 31. A técnica de yardstick representa uma elementar e geralmente parcial (uni-dimensional) técnica de avaliação de desempenho. Essa técnica leva em conta dados simples e razões como energia distribuída por empregado ou cliente, custos da empresa relativos à média da indústria, para prover informações sobre o desempenho relativo da organização que se deseja avaliar. 32. Os métodos de yardstick são pouco dispendiosos e simples de implementar, porém não levam em conta as relações entre as diferentes entradas e saídas, o que dificulta sua aplicação de forma mais abrangente. Uma diferenciação pode ser feita entre a macro e micro-yardstick. Os reguladores geralmente preferem comparações macro, em nível agregado, enquanto os métodos de micro-yardstick são preferidos pelas empresas para identificar áreas específicas de melhoria.

8 Esse problema é amenizado com a adoção de formas funcionais flexíveis, como as citadas anteriormente. Ocorre que o número de variáveis no modelo aumenta sensivelmente e só é recomendável a utilização desta para um número grande de observações. 9 Auto-correlação existe quando os erros da regressão são correlacionados. Heterocedasticidade ocorre quando a variância do erro da regressão não é constante, mas função de alguma variável. Endogeneidade ocorre quando o erro da regressão é correlacionado com alguma variável incluída na regressão. Alguns métodos recentes corrigem este ultimo problema. Para uma boa discussão sobre o assunto ver Green, William (2003). Distinguishing Between Heterogeneity and Inefficiency: Stochastic Frontier Analysis of the World Health Organization’s Panel Data on National Health Care Systems. Mimeo, disponível no sítio www.stern.nyu.edu/~wgreene (30/03/2007).


33. Uma técnica mais elaborada é a yardstick competition que utiliza comparações em nível agregado, estabelecendo padrões de comparação para as empresas, com os quais elas competem. O primeiro modelo de yardstick competition foi proposto por Shleifer (1985)10. Chong (2004)11 define como aquele em que o regulador se utiliza de observações de outras empresas para definir o valor de custos eficientes para cada empresa. Após uma ampla avaliação das abordagens existentes, o autor entende que métodos de Yardstick Competition possuem melhores propriedades de incentivo em diversas situações. 34. Num contexto com N empresas com características similares, o modelo implica definir os custos das empresas de acordo com a função:

;)(1

1

;1

1

∑

∑

≠

≠

−=

−=

ij

ij

CjRN

Ri

CjN

Ci

(1)

onde: Cj = Custo Operacional da Empresa j; Ri = Despesa da empresa i associado à redução dos custos.

35. Ou seja, o custo operacional seria definido a partir da média de custos da demais empresas com características parecidas. Da mesma forma, seriam reconhecidas as despesas envolvidas na redução a partir das despesas médias das demais. O autor demonstra que, a partir desta regra, o valor de custos operacionais que as empresas buscariam seria o nível eficiente. O mesmo ressalta ainda que, em verdade, esta regra não seria a única compatível com o modelo. A regra do menor valor entre as demais empresas, por exemplo, alcançaria o mesmo objetivo, dentre outras regras. 36. Shleifer (1985) discute ainda o modelo numa situação de firmas atuando sob condições diferenciadas. De acordo com o mesmo, se as variáveis que diferenciam as firmas puderem ser observadas, as diferenças podem ser “controladas” através de modelos de regressão. As regras definidas anteriormente seriam alteradas para:

i

i

Ri

Ci

θβα

θβα

ˆˆ

ˆˆ

+=

+= (2)

onde:

βα ˆ,ˆ = Parâmetros estimados na regressão; θ = Vetor de variáveis que explicam a heterogeneidade.

37. Apesar do modelo ter sido sugerido a princípio para a aplicação na definição de custos operacionais, sua idéia pode ser aplicada em outros contextos. O Netherlands Bureau for Economic Policy

10 Schleifer, A (1985). A theory of Yardstick Competition. Rand Journal of Economics, Vol. 16, N. 3. 11 Chong, E. (2004). Yardstick competition vs. individual incentive regulation: What has the theoretical literature to say? Working Paper.


Analysis12, por exemplo, defendo a utilização de métodos de Yardstick Competition em diversas áreas para a Holanda, cita diversos exemplos de aplicação do modelo nos mais diferenciados setores, como na regulação do setor de águas e fundos de pesquisa na Inglaterra, telecomunicações e serviços de saúde nos Estados Unidos e Salários dos professores em Israel.

II.2 – ANÁLISE CONCEITUAL 38. Os métodos discutidos acima quando aplicados na definição de custos operacionais se diferenciam pela função de produção estimada. A figura abaixo ilustra as funções de produção teóricas de cada modelo. Suponha que existam apenas dois insumos empregados na produção de um produto. Os pontos se referem à alocação de insumos realizada por uma amostra de empresas na produção de uma mesma quantidade de produto em um setor regulado.

Figura 2: Espaço de Produção e Modelos de Custos Operacionais13

39. A figura demonstra o que seria, teoricamente, a grande vantagem da utilização de modelos normativos frente aos modelo s estatísticos e de benchmarking. A linha escura inferior se refere à fronteira real de produção neste setor, denominada curva de possibilidade de produção. A mesma representa os menores valores possíveis de serem alcançados de custos pelas empresas para fornecer um determinado nível de produto num determinado momento no tempo. Como podemos notar, a fronteira estimada por modelos estatísticos ou de benchmarking neste caso, superestimam a fronteira real, representados pelas linhas tracejadas preta e vermelha, respectivamente. 40. A razão destes modelos não alcançarem o nível real de custos mínimos necessários para um nível específico de produção, neste caso, decorre destes se basearem nos custos reais das empresas. Na medida em que a amostra de empresas existentes pode conter apenas empresas ineficientes, a curva envoltória dessas empresas irá representar um nível acima do real. Da mesma forma, os métodos estatísticos, na medida em que estimam a média da distribuição amostral, obviamente, irão estimar valores

12 Netherlands Bureau for Economic Policy Analysis (2000). Yardstick competition Theory, design, and practice The Hague, Working Papers. Dezembro. 13 Esta figura foi adaptada a partir de Agrell e Bogetoft (2003). Norm Models, Sumicsid, AG2:V2 – Final Report, Setembro, 2003.


superiores à fronteira real. Porém, nota-se que o formato da fronteira estimada por métodos de benchmarking tende a se aproximar do formato da fronteira real. 41. Diferentemente, os modelos normativos tenderiam, segundo os autores, a se aproximarem mais da fronteira real. Como ressaltado anteriormente, isto é possível se for viável sua construção. Porém, algo interessante de se notar é que a fronteira estimada pelos métodos normativos pode possuir um formato diferente da fronteira real. Apesar dos autores não desenvolverem o tema, uma razão possível para tal fenômeno seria que, devido às simplificações adotadas em sua construção, necessárias para tornar viável seu cálculo, o modelo pode ponderar de forma não adequada a melhor alocação de insumos. Assim, alguns itens que compõe o cálculo podem estar subestimados enquanto outros podem estar superestimados. 42. Porém, na prática, os modelos normativos podem não alcançar esta curva teórica. Isto depende fundamentalmente da decisão do regulador a respeito do nível que se entende adequado de ser reconhecido para as concessionárias de distribuição. Eventualmente, o regulador pode entender que os custos a serem reconhecidos não são aqueles eficientes, ou seja, situados na curva de possibilidade de produção, mas sim os custos médios do setor, dado um nível específico de produção. Dessa forma, o modelo pode ser adaptado de modo que seus parâmetros reflitam os valores médios das empresas existentes. Vale ressaltar que isto não implica menor ou maior incentivo para a busca de eficiência. 43. A ANEEL discutiu a respeito do tema na Audiência Pública n.º 008/2006 e decidiu pelo emprego do modelo de Empresa de Referência, uma variante dos modelos normativos, na definição dos custos operacionais no segundo ciclo de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia elétrica. Adiante segue um breve resumo a respeito da experiência internacional na aplicação deste modelo. II.3 – O ESTADO DA ARTE DOS MODELOS NORMATIVOS 44. Os itens seguintes discorrem sobre o estado da arte dos modelos normativos. Para isso, são analisadas sucintamente algumas experiências de países que utilizam modelos que se aproximam do modelo brasileiro.

II.3.1 – A EXPERIÊNCIA INTERNACIONAL 45. Os modelos normativos têm sido utilizados principalmente em alguns países da América Latina e alguns poucos países da Europa. No entanto, as características e abrangência de aplicação dos modelos divergem de um país para outro, o que é analisado brevemente a seguir.

a) Chile 46. De acordo com o estabelecido no marco regulatório chileno, a cada 4 anos se efetuam as revisões tarifarias das empresas distribuidoras de energia elétrica. O modelo chileno utiliza a abordagem do VAD – Value-added of distribution. 47. O primeiro passo das revisões tarifarias é classificar as empresas por Áreas Típicas (um total de 6 áreas), através das quais se tentam formar grupos de empresas similares quanto a custos. De cada Área


Típica se seleciona uma empresa representativa, que serve como ponto de partida para o desenho da empresa modelo, e cujos custos unitários (Custos de Rede por KW/mês e Custos Comerciais por Cliente/mês) são aplicados a todas as empresas da Área Típica ao qual representam14. 48. O modelo de cálculo dos custos operacionais utilizado no Chile, denominado de Empresa Modelo, se aproxima muito do que é utilizado aqui no Brasil. A diferença básica no processo é que a empresa modelo é calculada em conjunto com a base de remuneração a partir do Valor Novo de Reposição, utilizando-se ativos modelo, abstraindo-se dos ativos existentes.

b) Argentina 49. Na Argentina, em virtude da autonomia conferida às diferentes províncias, as mesmas exercem jurisdição sobre seu território e por isso regulam as atividades de distribuição elétrica desenvolvidas dentro de cada uma. Existem duas metodologias atualmente utilizadas para o cálculo dos custos operacionais admitidos:

§ Top-Down: parte-se dos custos realizados pela empresa no último exercício, anterior ao novo período tarifário, eliminam-se todos aqueles custos que não correspondem ao negócio regulado e se efetua uma análise de eficiência histórico e comparativo com outras empresas mediante o uso de indicadores parciais, e em alguns casos funções de custos. Adicionalmente se efetuam adaptações por maiores exigências de qualidade.

§ Bottom-Up: corresponde à metodolo gia da Empresa de Referência. Mediante este sistema, os custos reconhecidos são obtidos a partir da construção de uma empresa eficiente operando na área da empresa real e sujeita às restrições que enfrenta a empresa.

c) Peru 50. Os custos operacionais são calculados aplicando-se as metodologias de Empresa Modelo (Bottom-Up) e Top-Down. Neste caso efetuam-se dois estudos de maneira independente. Um que calcula os custos mediante a aplicação de Benchmarking, e outro que efetua um desenho de empresa modelo eficiente. Finalmente, os custos reconhecidos corresponderão ao mínimo estabelecido entre os estudos. 51. A exemplo do Chile, também no Peru a receita é dado pelo VAD – Value-added of distribution, sendo a empresa modelo calculada em conjunto com a base de remuneração a partir do Valor Novo de Reposição, utilizando-se ativos modelo.

d) El Salvador 52. É utilizada a metodologia de Empresa Modelo, na qual se dimensionam as atividades de Operação e Manutenção e as atividades de Gestão Comercial de forma a prestar o serviço de maneira eficiente. Estas atividades se desenvolvem levando em conta as regras vigentes, as normas de qualidade de

14 Fonte: Documento Técnico “Definición de Áreas Típicas. Bases de Cálculo de las Componentes del Costo del Valor Agregado de Distribución”. Comisión Nacional de Energía. Gobierno de Chile. Año 2003.


prestação do serviço e a estrutura topológica da rede. Parte-se de uma análise de processos e freqüências de realização das atividades, depois se determinam os recursos aplicáveis e seu custo de mercado. Os custos surgem de valorizar a preços de mercado todas as tarefas nas quais incorre uma empresa eficiente. 53. Adicionalmente, as empresas do país que possuam escala similar são comparadas entre elas como uma forma expeditiva de detectar ineficiências na atribuição de recursos 15.

e) Guatemala 54. A regulação da Guatemala contempla a determinação dos custos operacionais baseados na estrutura de uma empresa eficiente16. Os mesmos se classificam em custos de consumidores ou serviço ao cliente (comerciais), custos de operação, custos de manutenção e custos administrativos ou gerais. 55. Na última revisão tarifária (período 2003/2008) aplicou-se uma metodologia que partiu da estrutura e custos da empresa real, incorridos no último exercício tarifário. A partir desta base efetuaram-se reengenharias baseadas na análise de processos e freqüências ótimas necessárias para realizar as atividades de Operação, Manutenção, Serviço ao Cliente e de Apoio e Gestão, mediante as quais se cumpra com a prestação eficiente do serviço de distribuição. Depois se determinaram os recursos necessários e os custos dos mesmos. Tais custos são calculados a partir dos valores de mercado dos recursos utilizados. No caso dos custos de pessoal, empregaram-se os valores de uma pesquisa de remunerações do mercado trabalhista de Guatemala.

f). Suécia 56. Na Suécia utiliza-se um modelo normativo denominado de “Network Performance Assessment Model – NPAM”. Esse modelo foi implementado formalmente desde 2003 para as 259 concessionárias existentes, sendo que sua utilização se iniciou por fases desde 1999. 57. O NPAM é usado para se obter uma “rede modelo”, independente dos custos históricos. Por isso, ele dá uma medida de desempenho “absoluto” de acordo com parâmetros técnicos. Para avaliar o desempenho “relativo” são utilizados modelos de eficiência baseados no DEA. 58. O NPAM é essencialmente uma função de custos baseada em um conjunto grande de dados de cada área de concessão. Ele fornece funções de custo que estimam a base de capital em função de variáveis como linhas e transformadores. Os custos operacionais são estimados como função do número de clientes (para custos administrativos) e da base de capital (para operação e manutenção). 59. O custo final envolve a remuneração, as despesas operacionais, os custos “pass-through”, as perdas de energia e fatores de ajuste pela qualidade do serviço.

g) Espanha

15 Fonte: Anexo Acuerdo 60 SIGET – Metodología de Cálculo Cargos de Distribución. 16 Fonte: Reglamento de la Ley General de Electricidad.


60. O modelo utilizado na Espanha, chamado de “BULNES”, é conceitualmente parecido com o da Suécia e consiste em desenvolver uma rede de referência sendo, portanto, uma rede otimizada. A figura a seguir mostra o fluxo de informações utilizado no modelo.

Figura 3: Fluxo de informações do BULNES

61. Basicamente, o modelo define funções de custo, tendo como resultado final a receita total, envolvendo a remuneração e as despesas operacionais. II.3.2 – A EXPERIÊNCIA BRASILEIRA 62. O modelo de empresa de referência foi aplicado no Brasil durante o primeiro ciclo de revisões tarifárias das concessionárias de distribuição de energia elétrica, entre 2003 e 2006. Por meio da Resolução n.º 234/2006 foi definida a sua aplicação também para o segundo ciclo de revisões tarifárias, com início em 2007. No entanto, foram propostos diversos aperfeiçoamentos do modelo de forma a aproximá-lo mais da realidade brasileira. 63. O modelo consiste basicamente em calcular os custos com base em freqüências e tempos de execução de tarefas previamente definidas e, diferentemente de outros países que utilizam o mesmo conceito, aqui só é utilizado para definir custos operacionais. 64. Os aperfeiçoamentos propostos pela REN n.º 234/06 e descritos nesta Nota Técnica tiveram como diretriz o levantamento de informações reais das empresas, bem como a modelagem mais detalhada de diversos processos, de forma a retratar melhor a realidade das concessões no Brasil. II.4 – O CONCEITO DO MODELO BRASILEIRO DE EMPRESA DE REFERÊNCIA 65. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais eficientes na revisão tarifária periódica constitui-se em um modelo que busca estabelecer parâmetros de eficiência de modo a determinar os custos associados à execução dos processos e atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, direção e administração, em condições que assegurem que a concessionária poderá obter os níveis de qualidade do serviço exigidos e que os ativos necessários manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda sua vida útil.


66. A premissa adotada é a de se estabelecer uma referência de mercado para os custos operacionais que seja aderente às condições reais da área geográfica da concessão, ou seja, ao ambiente no qual a concessionária desenvolve sua atividade. Trata-se de desenhar uma referência típica com a qual a concessionária deverá competir, de modo a incentivá-la a manter seus custos dentro dos valores reconhecidos para lograr a rentabilidade esperada, ou até superá-la. 67. O método utilizado no Brasil para o cálculo dos custos operacionais, denominado de Empresa de Referência, baseia-se em um modelo normativo. Conforme discutido anteriormente, os modelos normativos buscam, em tese, encontrar a função de produção real do conjunto de empresas analisadas, sendo sua principal característica o fato de não se utilizar dos dados de custos reais das empresas para obter a função de produção. Em algumas aplicações, tais modelos não se utilizam nem mesmo dos dados físicos reais, sendo estes obtidos por meio de modelagem matemática. 68. No entanto, na prática, pode não ser possível determinar com precisão a função de produção real das empresas sendo, portanto, o resultado dos modelos apenas uma aproximação desta. Neste sentido, se por um lado a grande vantagem teórica do método é abstrair-se dos dados reais, evitando-se a assimetria de informação, por outro há dificuldades de implementação prática. 69. No caso brasileiro a implementação do modelo se baseia nos dados reais de ativos físicos, o que o diferencia dos modelos utilizados em outros países que adotam ativos modelados a partir de algoritmos. Essa abordagem, no entanto, é necessária para ser consistente com o tratamento dado à base de remuneração onde se reconhece os ativos reais da empresa. 70. Outra diferenciação do modelo brasileiro é sobre qual função de produção que se busca modelar. Neste quesito, diferentemente da abordagem teórica dos modelos normativos, a sua construção foi feita a partir dos parâmetros médios das empresas. No entanto, não se trata de um método de benchmarking médio, pois não se utiliza diretamente os custos das empresas, como é comum nesses métodos. 71. Para esclarecer como é feita a construção dos custos pela Empresa de Referência, pode-se estabelecer, de forma simplificada, que o cálculo dos custos se distingue tipicamente em custos fixos e variáveis, que podem ser assim definidos:

§ Custos Fixos: Custo anual em que incorre a empresa para possibilitar a prestação do serviço, independente do número de prestações efetuadas do serviço em questão;

§ Custos Variáveis: Custo anual em que incorre a empresa pela execução de todas as tarefas associadas a um determinado serviço. Este custo varia com o número de execuções realizadas, incluindo gastos com mão-de-obra, salários e matérias-primas, aumentando quando o volume de produção ou de serviços cresce.

72. O custo total para a produção de qualquer produto ou prestação de um serviço é obtido pela soma de insumos multiplicados por seus respectivos preços. Assim, supondo que existam somente os insumos de capital e trabalho, teríamos a seguinte equação para os custos da empresa

KrLwC .. += (3)


onde: L: quantidade do fator de produção trabalho; K: quantidade do fator de produção capital; w: salários; r: remuneração.

73. Os custos estimados no modelo brasileiro são construídos a partir da multiplicação das quantidades médias de insumos pelos preços médios (de mercado). Entende-se como quantidades, por exemplo, as freqüências e tempos de execução de tarefas operacionais, enquanto os preços se referem a salários e preços de insumos, como materiais e serviços. 74. Assim, conceitualmente, pode-se dizer que o modelo de Empresa de Referência proposto para ser adotado no Brasil apresenta as seguintes características:

ü É um modelo normativo, pois se utiliza de padrões técnicos e não dos custos reais das empresas;

ü Determina uma função de produção média das empresas, com algum grau de eficiência ao não se utilizar diretamente dos preços praticados pelas empresas e sim dos preços de mercado.

75. A figura a seguir mostra o resultado prático do modelo frente aos métodos expostos anteriormente.

Figura 4: Comparação entre Empresa de Referência e Demais Modelos

76. Como podemos notar, o modelo brasileiro é um modelo normativo, tal como definido anteriormente, porém com uma peculiaridade de não buscar representar a fronteira real de produção. Devido à forma como foi construído, a melhor curva que representa este modelo é a curva verde da figura acima, que passa pela média da distribuição (provavelmente, um pouco abaixo, devido a consideração dos preços médios de mercado). Algo possível de se notar é que a função de produção estimada pelo modelo só se deslocará ao longo do tempo caso haja mudanças na modelagem dos processos, o que implica alterar somente as quantidades, uma vez que os preços são dados pelo mercado.


77. Do ponto de vista teórico, a principal diferença entre o modelo de Empresa de Referência brasileiro e os métodos de benchmarking é a posição relativa das curvas formadas, onde a primeira tende a apresentar valores maiores de custos. Como é possível observar, em tese, ambos fornecem alguma aproximação do formato da fronteira de produção real. A diferença entre o modelo brasileiro e os métodos estatísticos é o formato da curva de produção estimada, apesar de ambos representarem a média da distribuição. Porém, é valido ressaltar que os desenvolvimentos recentes de métodos de fronteira estocástica, ou mesmo em relação a outros métodos econométricos, já permitem estimar de forma não-linear a curva representada acima, provavelmente representando melhor a fronteira de produção real. 78. A par dessa discussão teórica, é importante fazer a ressalva que algumas experiências bem sucedidas de aplicação do modelo, como a Suécia, não aplicam os resultados dos modelos mecanicamente. Como mencionado anteriormente, o modelo sueco é baseado em vários métodos de estimativas de custos operacionais. 79. A curva teórica apresentada acima é o objetivo final da metodologia detalhada nesta Nota Técnica. Devido às inevitáveis simplificações realizadas pelos modelos normativos e as conseqüentes imperfeições da forma de cálculo resultante, pode ser necessário intervir no modelo com a consideração de análises adicionais. Isto é comum nas metodologias adotadas em diversos países em estágios mais maduros de regulação, como bem documentado em Jamasb e Pollit (2000). 80. Logo, é necessário diferenciar a metodologia de custos operacionais do modelo de Empresa de Referência. O último indica o que teoricamente se busca na definição dos custos a serem reconhecidos na tarifa, ou seja, a curva teórica descrita anteriormente. O primeiro diz respeito à forma como será estimado o que se busca teoricamente, o que inclui diversas análises, entre as quais a própria aplicação do modelo construído de Empresa de Referência. 81. Por fim, vale enfatizar que a aplicação desse modelo é consistente com a regulação por yardstick competition, que envolve o estabelecimento de padrões de eficiência com base nos valores médios de variáveis representativas para um determinado subconjunto de firmas com características semelhantes. Este valor médio serve como um benchmark para a competição entre as firmas. Ou seja, o custo operacional é definido a partir da média de custos da demais empresas com características semelhantes. II.5 – METODOLOGIA DE CÁLCULO DOS CUSTOS OPERACIONAIS 82. A seguir, detalha-se o processo de construção dos custos operacionais referenciais bem como as análises de consistência a serem realizadas. Também são especificados os principais critérios e parâmetros utilizados no cálculo dos custos operacionais.

II.5.1 – PROCESSO DE ELABORAÇÃO E ANÁLISE 83. A construção dos custos operacionais passa pela elaboração dos custos de referência utilizando-se o modelo da Empresa de Referência e, posteriormente, pela análise de consistência dos resultados obtidos de forma a determinar os custos operacionais eficientes e que sejam aderentes às reais condições geo-econômicas do ambiente no qual a concessionária desenvolve sua atividade de prestação dos


serviços de distribuição de energia elétrica. Para isso, apresentam-se a seguir as etapas do processo de elaboração e análise dos custos operacionais. II.5.1.1. Etapas de Construção dos Custos de Referência 84. De forma a sintetizar o processo de construção dos custos operacionais e análise crítica dos resultados, deve-se observar uma seqüência de etapas a serem seguidas: § Etapa I – Levantamento, Consolidação e Auditagem de Informações 85. Refere-se ao levantamento e consolidação de informações de natureza técnica e econômica junto às empresas. Para isso, obtêm-se os dados físicos tais como comprimento de rede, número de subestações e total de capacidade instalada, segregados por nível de tensão. Também se levantam os dados de custos operacionais das empresas, de forma desagregada, para subsidiarem as análises e a definição de parâmetros regulatórios. Esses dados são passíveis de fiscalização pelo órgão regulador e, após serem consolidados e auditados, constituem-se como entradas do modelo. § Etapa II – Empresa de Referência 86. Nesta etapa aplica-se o modelo normativo da empresa de referência, onde são utilizados parâmetros médios para composição dos custos necessários à execução das atividades administrativa e de operação e manutenção. 87. Assim, para a determinação dos custos administrativos, deverá ser definido:

- Estrutura de pessoal a partir de um organograma referencial para cada empresa, a partir de sua classificação dentro de determinados grupos de similaridade pré-definidos;

- Nível de remunerações sobre a base de salários em outras empresas similares e de acordo com referências de mercado;

- Estrutura física referencial de instalações;

88. Os custos de operação e manutenção são determinados através do cálculo dos Custos Unitários de Operação e Manutenção, seguindo-se o seguinte processo:

a) Definição dos parâmetros de cálculo: - Custos de Hora-Homem; - Custos de Hora-Máquina; - Determinação das atividades de manutenção classificadas em manutenção corretiva

e preventiva; - Tempos regulares de correção e manutenção das instalações, incluindo os tempos

médios de execução e deslocamento; - Freqüência de Manutenção, definida a partir da taxa média de falha das instalações

por tipo e nível de tensão ; - Infra-estrutura referencial para o desenvolvimento da atividade de operação,

envolvendo a área geográfica de atendimento e a definição de unidades de operação.


b) Cálculo do Custo Unitário Padrão por unidade de manutenção, envolvendo: - Cálculo dos custos de manutenção regular, para o qual são multiplicadas as

quantidades globais agrupadas (pelas etapas) do sistema de distribuição pelos custos unitários padrão de manutenção.

- Cálculo do Custo Regular por Unidade de Operação, em função de um dimensionamento eficiente da equipe de emergência e equipamento para executar o trabalho.

§ Etapa III – Determinação das Anuidades 89. Nesta etapa deverão ser determinadas as anuidades de investimento (edificações, veículos, sistemas de informática), os quais não são incluídos na base de remuneração. § Etapa IV – Composição Total dos Custos 90. Finalmente, nesta etapa são consolidados os custos identificados e calculados nas etapas anteriores, somando-se as anuidades e eventuais custos adicionais, que irão compor o custo total da Empresa de Referência. Esse valor final deverá refletir a consistência entre as metodologias de cálculo e a análise dos resultados observados nas empresas, dadas as características específicas de cada uma. II.5.1.2. Análise de Consistência Global 91. No primeiro ciclo de revisão tarifária, foi definido um nível de custos operacionais eficientes com o propósito de estimular as empresas a uma maior eficiência em sua gestão, já que poderiam reter, como bônus, a diferença entre os custos definidos na revisão tarifária e os que efetivamente pudessem alcançar durante o período tarifário subseqüente. 92. Assim, coerente com o regime de regulação por incentivos, no ciclo tarifário seguinte deve-se estabelecer novamente o nível eficiente de custos operacionais. Isso pode ser visto na figura abaixo, onde o período T1 corresponde à primeira revisão tarifária e o período T2 à segunda revisão e considera-se a redução de custos provenientes dos ganhos de eficiência advindos de uma gestão adequada da empresa. Evidentemente, o novo nível de custos operacionais deverá considerar também a evolução e crescimento dos ativos em virtude do mercado da concessionária bem como a adoção de novos métodos mais eficientes na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica.


Figura 5: Regime de Regulação por Incentivos

93. Verifica-se que a aplicação do modelo de Empresa de Referência no primeiro ciclo tarifário teve como objetivo a redução da diferença de performance que havia entre as empresas, o que é uma característica acentuada nos estágios iniciais de regulação. A partir dessa primeira iteração, torna-se possível, agora, a utilização de análises complementares que avaliem o desempenho observado das empresas, com a aplicação de critérios de eficiência que simulem a competição entre elas de forma que, a cada ciclo tarifário, os custos possam se reduzir em função dos ganhos de eficiência obtidos pelo conjunto das empresas. 94. Adicionalmente, entende-se que as concessionárias (em sua maioria na condição de empresas privadas) procuram sua efetiva rentabilidade, de modo a remunerar os investimentos efetuados no negócio. A busca de rentabilidade ocorre por vários meios, incluindo o aumento de produtividade visando à redução de custos e otimização dos investimentos. Esse comportamento ocorre a despeito das concessionárias estarem sujeitas à regulação econômica, decorrente da condição de monopólio natural vigente na distribuição de energia elétrica. 95. Dessa forma, a ferramenta utilizada para construir a Empresa de Referência constitui-se em um instrumento de aferição do nível de custos médios praticados pelas empresas reais. É evidente que não há nenhum modelo robusto o suficiente que seja capaz de determinar com precisão todos os custos decorrentes das atividades desempenhadas por uma empresa de tamanha complexidade como é o caso de uma distribuidora de energia elétrica. Portanto, o objetivo da ferramenta utilizada não deve ser o de determinar mecanicamente os valores finais a serem reconhecidos como custos operacionais eficientes, mas como um mecanismo importante para construir esses custos. 96. Como a ferramenta da Empresa de Referência constrói os custos a partir de uma abordagem “Bottom-up”, esse resultado deve ser confrontado com uma análise global de “cima para baixo” de modo a garantir a consistência dos resultados finais.


97. A análise global deve se dar através de dois estudos, a saber:

i. Análise histórica de custos intra-empresa, segundo critérios de consistência e prudência, considerados os respectivos níveis de qualidade obtidos e aqueles estabelecidos em contratos de concessão;

ii. Análise comparada de custos (inter-empresas) com base no exame do desempenho (eficiência operacional) de empresas similares.

98. A primeira análise tem como foco o exame da consistência e prudência da trajetória dos custos operacionais, investigando-se ainda a coerência e razoabilidade dos custos incorridos. Essa análise leva em consideração as características básicas da concessionária, particularmente a taxa de crescimento de seu mercado, a extensão geográfica, número e tipo de consumidores e cargas, identificando os principais movimentos das diferentes categorias de custos no período anterior à revisão bem como os níveis de qualidade de serviço. 99. A análise histórica/estrutural dos custos operacionais incorridos é a prime ira aproximação à adequação ou razoabilidade do seu gerenciamento e está voltada à sua própria história recente, ao comportamento de parâmetros como os gastos por consumidor, ao comportamento dos diferentes itens em termos reais, às possíveis composições entre esses itens – caso da relação serviços de terceiros x gastos com pessoal e aos indicadores de qualidade de serviço hoje existentes. 100. O segundo estudo visa tão somente indicar o nível de eficiência da empresa analisada em relação às demais, o que subsidia a análise dos resultados a serem confrontados entre a Empresa de Referência e a empresa real. Essa análise é importante para validar a razoabilidade dos custos das empresas individuais. A análise comparada fornece, portanto, um princípio ordenador. Ou seja, identifica as empresas que são as mais eficientes ou que este mais próximas das mais eficientes, sempre limitando-nos aqui aos custos operacionais. 101. O processo de análise pode ser visualizado, de forma simplificada, no diagrama a seguir.

EMPRESA DE REFERÊNCIADefinição de Recursos

Custos Operacionais

Eficientes

Entrada de Dados Físicos

Análise de Consistëncia

Entrada de Dados Físicos e

Contábeis

Humanos

Materiais

- Pessoal- Serv iços- Materiais- Ins talações Móveis e Imóveis

ANÁLISE GLOBAL

- Análise Histórica (intra-empresa) - Análise Comparada (inter-empresa)

Intervalo Eficiente de

Custos

++ +

+

S

N

Figura 6: Processo de Análise dos Custos Operacionais

102. Vale esclarecer a diferença entre aplicação do modelo de Empresa de Referência e a metodologia de cálculos dos custos operacionais, isso porque em geral essas se confundem, embora


conceitualmente sejam diferentes. Enquanto esta se refere ao método de regulação adotado, aquela diz respeito à forma utilizada para implementar o método. 103. De forma simplificada, pode-se definir os custos operacionais por dois caminhos: Um primeiro, partindo-se dos custos observados das próprias empresas e complementando com outras análises (que podem observar apenas a própria empresa ou todas as empresas) de modo a determinar o nível adequado de custos a serem reconhecidos. Um segundo caminho é partir de um modelo normativo, comparando-se os resultados com as empresas reais de forma a determinar os custos finais. 104. A forma como implementar cada uma dessas metodologias tem a ver com o nível de incentivos que se deseja. Vale lembrar que, mesmo que os custos reconhecidos na revisão tarifária fossem iguais aos custos reais da própria empresa, no caso do regime price cap ainda haveria o incentivo aos ganhos de eficiência durante o período tarifário. 105. Neste sentido, um aspecto muito discutido na literatura sobre regulação, até mesmo antes da implementação do regime price-cap, é o que trata da redefinição dos parâmetros considerados gerenciáveis após o ciclo tarifário. Chong (2004)17, por exemplo, afirma que há duas principais abordagens que concorrem nessa definição, a de incentivo individual a de yardstick competition. 106. Segundo o autor, as idéias associadas à primeira corrente estão principalmente descritas em Baron e Myerson (1982)18, Laffont e Tirole (1986,1993)19 e Laffont (1994)20. Shleifer (1985)21 cita ainda Baumol (1970)22 como uma importante referência dessa corrente. De acordo com os esquemas de regulação propostos nesses artigos, o regulador deve, ao final do ciclo tarifário, observar o nível real da empresa e fixar o novo custo baseado neste valor.

107. De acordo com Shleifer (1985) há duas desvantagens principais nesta abordagem: (i) há perdas de bem-estar durante o ciclo tarifário; e (ii) na medida em que a empresa observa que o próprio valor dos seus custos pode influenciar seus preços ou receita, a mesma pode não buscar seu nível máximo de eficiência de custos. 108. Baseado nesta crítica, Shleifer (1985) elabora a segunda abordagem citada acima, denominando-a de Yardstick Competition. Chong (2004) a define como aquela em que o regulador se utiliza de observações de outras empresas para fixar o valor eficiente do parâmetro gerenciável para cada empresa. Após uma ampla avaliação das abordagens existentes, o autor entende que métodos de Yardstick Competition possuem melhores propriedades de incentivo em diversas situações. 109. Assim, entende-se que um mecanismo de comparação entre as empresas, compatível com a yardstick competition, pode produzir efeitos mais interessantes, elevando o nível de incentivos para a busca de custos mais eficientes por parte das empresas.

17 Chong, E. (2004). Yardstick competition vs. individual incentive regulation: What has the theoretical literature to say? Working Paper. 18 Baron, D. P. Myerson, R. B. (1982). Regulating a monopolist with unknown costs. Econométrica 50(4):911-931. 19 Laffont, J. J. and Tirole, J. (1986) Using cost observation to regulate firms. Journal of Political Economy 94, 614–641. 20 Laffont, J. J. (1994) The new economics of regulation ten years after. Econométrica 62, 507–537. 21 SCHLEIFER, A (1985). A theory of Yardstick Competition. Rand Journal of Economics, Vol. 16, N. 3. 22 Baumol, W. J. (1970). Reasonable Rules for Rate Regulation: Plausible Policies for an Imperfect World. In P. W. MacAvoy, ed. The Crisis of the Regulatory Commissions, New York: W. W. Norton, pag. 187-206.


110. A implementação desse mecanismo pode ser dar por meio do estabelecimento de padrões médios de comparação. Dessa forma, as empresas mais eficientes são beneficiadas na medida em que têm seus custos reconhecidos acima do custo real. Por outro lado, as empresas ineficientes são penalizadas por terem seus custos reais acima dos valores médios. O mecanismo gera então a competição entre as empresas de forma a que todas têm o incentivo a reduzir seus custos, seja para aumentar seus ganhos, seja para reduzir suas perdas. Esse mecanismo ao longo do tempo produz uma redução gradativa dos custos médios das empresas, beneficiando a todos os consumidores no médio e longo prazo. 111. É exatamente esse o mecanismo adotado pela Aneel, utilizando-se como meio de implementá-lo o modelo de Empresa de Referência, que define os padrões médios de custos. Portanto, as análises de consistência global que devem ser realizadas não buscam replicar o custo real da empresa, o que seria incoerente com a idéia de custos médios, mas tão somente garantir que o modelo está convergindo para a curva teórica de função de produção, conforme a discussão apresentada anteriormente. 112. Por fim, é importante enfatizar que a aplicação do modelo não pode e nem deve ser feita mecanicamente, pois é dever do regulador garantir que não ocorram distorções significativas nos custos reconhecidos, seja para mais ou para menos. Esse é, em essência, o objetivo da análise global de consistência.

III. METODOLOGIA DE CÁLCULO DA EMPRESA DE REFERÊNCIA III.1 – DADOS DE ENTRADA

III.1.1 – DADOS DE ATIVOS 113. Os dados de ativos físicos que deverão ser informados pelas concessionárias foram mais bem detalhados, visando tornar o cálculo dos custos relacionados às atividades de operação e manutenção mais preciso. Redes de diferentes padrões construtivos têm necessidades de operação e manutenção diferenciadas e tal fato está sendo observado na construção do modelo . Assim, a concessionária passará a informar o padrão construtivo das redes, divididas em nua, multiplexada, compacta ou subterrânea. 114. Complementarmente está sendo introduzido no atual modelo a necessidade de se informar se a rede é monofásica, bifásica ou trifásica. A motivação para tal é a mesma, tornar o cálculo dos custos operacionais mais aderente a real necessidade de operação e manutenção das concessionárias. 115. O Anexo I detalha a forma como deverão ser apresentados os dados de ativos físicos. Adicionalmente, o laudo de avaliação deverá tornar possível a comparação entre o quantitativo de ativos físicos informados pelas concessionárias e os constantes de tal laudo.


116. A classificação dos ativos em urbano/rural, já prevista no modelo anterior, deve utilizar parâmetros objetivos, sendo aceitos os dois conceitos descritos adiante. A classificação dos ativos deve guardar coerência com a classificação das unidades consumidoras. III.1.2 – DADOS DE CONSUMIDORES 117. As concessionárias deverão informar o número unidades consumidoras faturadas, fazendo a distinção daqueles situados no meio urbano e no meio rural. Há ainda que se detalhar a classe de consumo, o nível de tensão e o tipo de ligação (monofásico, bifásico ou trifásico). Tal detalhamento visa tornar o cálculo dos custos de comercialização e de operação e manutenção mais preciso. As atividades de comercialização dependem, preponderantemente, do número de unidades consumidoras faturadas e da distribuição urbano/rural. Já as atividades de operação e manutenção estão mais relacionadas ao nível de tensão e tipo de ligação. A forma como deverão ser preenchidos os dados é detalhada no anexo II. 118. Para distinguir as unidades consumidoras situadas no meio urbano e rural, as concessionárias poderão se utilizar de dois métodos: III.1.2.1 - POLIGONAIS BASEADAS NO SISTEMA GIS 119. Trata-se de metodologia sugerida pela COELBA. Nesta metodologia, localizam-se através do sistema georeferenciado todas as redes secundárias da área de concessão. Em seguida define-se uma poligonal contornado as redes secundárias, com raio constante – “r”. Se a poligonal de uma rede secundária tiver área de intersecção com uma poligonal vizinha, as mesmas passam a fazer parte de uma única poligonal maior, conforme figura a seguir:

Figura 7 – Poligonal de duas redes secundárias vizinhas. 120. Definidas as poligonais com todos os agrupamentos, localizam-se os transformadores de distribuição incluídos nas mesmas e a respectiva quantidade de consumidores por transformador, também através do sistema georeferenciado. Totalizam-se o número de unidades consumidoras por agrupamento e aqueles que tiverem mais de 500 consumidores serão classificados como urbanos, sendo os restantes classificados como rurais. 121. O estudo de classificação urbano/rural deverá conter planilha que demonstre a variação do número de unidades consumidoras e número de poligonais urbanas/rurais a medida que se varia o raio “r”. O valor de “r” deverá variar de 25m até 200m, em degraus de 25m, conforme tabela a seguir. O valor definitivo de “r” a ser utilizado no dimensionamento do número de consumidores situados no meio urbano e rural será definido pela ANEEL.


Tabela 1 – Padrão para apresentação da distribuição urbano/rural com a variação de “r”

Raio (metros)

Distância entre redes secundárias

2*r (m)

Qtd Poligonos URBANOS

Qtd_Clientes URBANO

Qtd Poligonos RURAIS

Qtd_Clientes RURAL

25 50 50 100 75 150 100 200 125 250 150 300 175 350 200 400

122. Adicionalmente, quando da apresentação dos dados iniciais, solicita-se que a concessionária apresente as redes secundárias georeferenciadas, com as respectivas poligonais, cruzado com software que permita visualizar tais redes no mapa geográfico da concessão, conforme apresentado na figura a seguir.

Figura 8 – Redes secundárias plotadas sobre mapa geográfico, contendo as sedes municipais

III.1.2.2 - CRITÉRIOS OBJETIVOS QUE CARACTERIZEM O MEIO URBANO 123. Tal metodologia foi sugerida pela ELEKTRO. Neste caso, a classificação da unidade consumidora em urbano/rural se dará de acordo com a localização geográfica do poste do qual é derivada sua ligação. A Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966, define que serão consideradas como zona urbana as parcelas das áreas do município dotadas de pelo menos dois dos melhoramentos abaixo listados e, construídos ou mantidos pelo Poder Público: I - meio-fio ou calçamento, com canalização de águas pluviais;


II - abastecimento de água; III - sistema de esgotos sanitários; IV - rede de iluminação pública, com ou sem postes para distribuição domiciliar;

V - escola primária ou posto de saúde a uma distância máxima de três quilômetros do local considerado.

124. A legislação municipal pode ainda considerar como zonas urbanas as áreas urbanizáveis, ou de expansão urbana, de loteamentos aprovados pelos órgãos competentes destinados à habitação, à indústria ou ao comércio, mesmo que localizados fora das zonas definidas nesses termos. 125. A classificação acima mencionada ainda deverá ser consistida com dados do sistema elétrico georeferenciado. Assim além da classificação conforme caracterização acima mencionada, ainda serão consideradas urbanas as redes elétricas com média e baixa tensão (rede primária e secundária) e vão médio inferior a 45 metros. 126. Por esta metodologia, se faz necessária a constante atualização das poligonais urbanas, baseada no mapeamento cartográfico municipal, novas áreas urbanizadas disponibilizadas pelas Prefeituras Municipais e a característica elétrica das redes que atendem essas áreas. A área rural será definida como a poligonal do município descontada a área que atenda os critérios citados.

III.2 – DEFINIÇÃO DOS RECURSOS 127. A determinação dos recursos necessários para a composição dos custos operacionais deve contemplar o dimensionamento dos seguintes itens:

§ Recursos humanos (administrativo e de operação e manutenção); § Infra-estrutura física, envolvendo edificações, móveis e sistemas de informática; § Materiais e serviços; § Transporte.

128. Para a determinação das capacidades internas e externas requeridas para o cumprimento eficiente dos Processos e Atividades (P&A), deve-se analisar uma estrutura organizacional referencial, contemplando a definição dos postos de trabalho que a integram, a dotação dos recursos humanos de cada um deles e a remuneração dos mesmos. Para isto, a empresa de distribuição deve prestar eficientemente o serviço, através do cumprimento das atividades básicas de distribuição de energia elétrica considerando os requisitos de qualidade do produto oferecido e do serviço prestado, estabelecidos no contrato de concessão e nas normas regulatórias aplicáveis. 129. Esse processo, quando eficiente, requer o funcionamento harmônico de uma estrutura organizacional adequadamente desenhada e implementada, contemplando a otimização dos recursos e custos atribuídos ao desempenho de cada processo e atividade. Calculada sob essas premissas, a receita máxima que a distribuidora poderá receber por esses serviços deverá prover adequada cobertura de custos otimizados, considerados como tais custos eficientes minimizados no atendimento a níveis de qualidade crescentes. 130. De uma forma geral, e independente do modelo estrutural que possa ser adotado em função de estratégias específicas, a organização da distribuidora requer o cumprimento de funções básicas, como


descrito a seguir, e que serão utilizadas na composição da Empresa de Referência (ER), adotando-se nomenclatura típica:

§ Direção, Estratégia e Controle: Inclui atividades de: a) Direção Geral, no estabelecimento de estratégias e relacionamentos institucionais; b) Controle de Gestão, referidas ao monitoramento e ajuste do desempenho da gestão global da companhia; c) Assessoramento Legal, nos assuntos e situações onde for necessário;

§ Administração: Contempla atividades de: a) Gestão de Recursos Humanos, incluindo o

recrutamento, a capacitação e a administração dos empregados permanentes e temporários (se houver) da organização; b) Compras e Contratos referentes à gestão (provisionamento e logística) dos produtos e serviços necessários; c) Informática e Comunicações, vinculadas ao desenvolvimento, implantação e a manutenção dos processos informatizados que suportam as atividades da concessionária;

§ Finanças: Contempla as atividades referentes à gestão econômico-financeira de curto e

longo prazos, incluindo, entre outros, aspectos tais como a obtenção dos recursos financeiros necessários para a operação da distribuidora, a gestão tributária e o controle do seu endividamento;

§ Comercial: Contempla atividades de: a) Atendimento ao cliente, incluindo o atendimento

personalizado e telefônico aos clientes; b) Serviço Técnico Comercial, incluindo a conexão de novos serviços, corte e relig ação, e controle de perdas “não técnicas”; c) Gestão Comercial, que inclui o planejamento, acompanhamento e controle da execução dos processos comerciais e atendimento aos clientes, acompanhamento das perdas “não técnicas”, laboratório de medidores e previsões de recursos; d) Compra de Energia e relacionamento com Grandes Consumidores que inclui atividades de comercialização de energia no atacado;

§ Técnica: Inclui atividades relacionadas às instalações físicas do sistema elétrico físico e de

seu controle: a) Operação das instalações elétricas de forma programada ou intempestiva; b) Manutenção ou reparação programadas ou não programadas, inspeção e revisão, e adequação de instalações; c) Controle e supervisão das atividades de O&M, manejo dos sistemas de apoio, previsão de materiais e ferramentas, acompanhamento da qualidade do serviço.

131. O processo de elaboração dessa estrutura da ER baseia-se nas funções descritas e contempla a análise dos postos de trabalho (em quantidade e qualificação) requeridos para prover o eficiente desempenho dessas funções, considerados os requisitos do contrato de concessão e outras normas regulatórias. Os P&A de Planejamento Técnico, Engenharia e Operação incluem tarefas que podem ser executadas de maneira centralizada e outras que devem ser cumpridas junto às regionais onde se encontram as instalações físicas utilizadas para prover os serviços. A operação e a manutenção (O&M) das instalações elétricas requerem descentralização geográfica, devendo realizar-se nos denominados “Centros de Serviço”. 132. Interpretam-se como atividades de Operação e Manutenção (O&M) a manutenção corretiva e preventiva dos equipamentos e instalações que constituem as redes de distribuição, bem como as operações necessárias em tarefas programadas e para repor a continuidade do serviço.


133. Os gastos que fazem parte dos custos de O&M surgem da avaliação a “preços de mercado” de todas as tarefas que devem ser exercidas por uma empresa eficiente. Os custos indiretos correspondentes às atividades de Direção, Estratégia e Controle não são componentes que devam incluir-se como parte dos custos de O&M, motivo pelo qual seu cálculo não deve ser considerado neste ponto. Avalia-se, então, a suficiência da dotação do pessoal disponível para estas tarefas, fazendo-se logo a comparação com outras empresas que possam ser consideradas referências válidas. A partir dessa análise, procede-se à determinação dos custos de O&M, reconhecendo-se inicialmente as atividades próprias de O&M em cada um dos segmentos ou níveis de tensão do sistema de distribuição. 134. Quanto aos custos incluídos nesse referencial, consideram-se os seguintes itens:

§ Todos os gastos de pessoal, materiais, reposições para o equipamento elétrico e serviços;

§ Todas as anuidades de investimento de curto período de recup eração, como por exemplo: hardware e software, veículos, etc;

§ Toda a infra-estrutura de edifícios de uso geral, que se considera alugada. 135. Dessa forma, os custos calculados não incluem os investimentos em ativos associados especificamente à prestação do serviço, ou seja, à rede elétrica composta por linhas de distribuição e subestações. 136. Para efeito de determinação dos custos da estrutura de Administração (CA), dos custos diretos e indiretos de Operação e Manutenção das instalações (COM), e das atividades de Comercialização (CC), torna-se necessário desenhar uma Empresa de Referência (ER) que tenha uma estrutura eficiente e que realize suas atividades de maneira que os custos resultantes correspondam aos que existiriam no âmbito de um mercado competitivo. 137. Para a determinação de todos os custos que surgem dos processos e atividades de O&M e comercialização, as etapas contempladas no procedimento desenvolvido incluem:

§ Identificação dos processos e atividades (P&A) que devem ser cumpridos pela ER, tanto em O&M como em comercialização;

§ Definição de critérios para a determinação de custos associados a cada P&A ; § Determinação dos recursos requeridos para o cumprimento eficiente de cada P&A; § Aplicação dos custos do P&A ao volume de instalações (para O&M) e clientes (para

comercialização) da concessionária. 138. Para a determinação dos custos que surgem das Atividades de Administração, as etapas contempladas no procedimento desenvolvido incluem:

• Definição de critérios geográficos de zoneamento para os distintos processos e atividades; • Definição de critérios de dimensionamento dos recursos de administração em função do volume de

instalações e clientes, pessoal que é necessário fiscalizar e dispersão geográfica; • Aplicação dos custos correspondentes aos recursos dimensionados; • Definição dos recursos centralizados de suporte (sistemas informatizados, comunicações, etc).


139. Deste modo se obtém, a partir da consideração dos P&A típicos e de uma estrutura de administração adaptada à realidade geo-econômica da distruibuidora, o dimensionamento apropriado da ER, dotado dos recursos necessários para uma empresa caracterizada como eficiente.

III.3 – CUSTOS DE REFERÊNCIA

140. Todos os custos que serão apresentados estão referenciados a preços de Agosto de 2007. A taxa de retorno antes dos impostos, para efeito do cálculo das anuidades dos investimentos considerados na ER, foi de 15,08%, que corresponde ao retorno antes de impostos estabelecido pela ANEEL, na Resolução nº 246/2006, para o segundo ciclo de revisão tarifária periódica.

III.3.1 – PESSOAL

III.3.1.1 – Pesquisa Salarial

141. Dentre os aprimoramentos do Modelo de Empresa de Referência, previstos na Resolução nº 234/2006, estava a realização de ampla pesquisa salarial. A pesquisa salarial contou com a presença de todas Distribuidoras de Energia Elétrica, além de Geradoras e/ou Transmissoras, bem como empresas prestadoras de serviços de energia elétrica e de outros ramos de atividades.

III.3.1.1.1 – Metodologia

142. O painel de empresas participantes foi composto por 260 empresas classificadas por região. A quantidade de empresas participantes por Região é apresentada na tabela abaixo:

Tabela 2: Número de Empresas Participantes da Pesquisa Salarial Região Amostra de Empresas

Centro-Oeste 24 Minas Gerais 32 Nordeste 28 Norte 20 Rio de Janeiro / Espírito Santo 40 São Paulo 70 Sul 46 Total 260

143. Adicionalmente, as empresas foram classificadas por porte e, para tanto, foi utilizado o faturamento líquido do ano de 2006. A tabela abaixo apresenta o critério adotado:

Tabela 3: Classificação do Porte das Empresas Porte

Faturamento Líquido Anual (Milhões de R$)

Porte 1 (Pequeno / Médio) Até 200 Porte 2 (Grande) Acima de 200


144. Os cargos pesquisados foram comparados diretamente pelos representantes das empresas participantes, por intermédio de análise criteriosa das descrições dos cargos, bem como o respectivo nível hierárquico, os quais foram previamente fornecidos pela consultoria responsável pela condução da pesquisa.

III.3.1.1.2 – Benefícios Adicionais

145. A pesquisa salarial incluiu a quantificação de benefícios adicionais. Foram quantificados os benefícios com as seguintes características:

(i) cujos valores são representativos em relação ao salário; (ii) são concedidos para a maioria dos ocupantes do cargo;

(iii) são passíveis de serem quantificados.

146. Cabe ressaltar que a o cálculo da quantificação dos benefícios corresponde somente à parte subsidiada pela empresa. Os seguintes benefícios foram quantificados:

(i) Assistência Médica (ii) Assistência Odontológica

(iii) Refeição / Alimentação (tíquete refeição, refeitório, cesta básica e tíquete

supermercado) (iv) Automóvel (v) Previdência Privada

III.3.1.2 – Remunerações Adotadas

147. As remunerações e os benefícios adicionais por cargo, resultantes da pesquisa salarial são apresentados no Anexo III. 148. Os custos totais de mão-de-obra serão dados pela somatória dos salários nominais, os adicionais de salário, os encargos sociais e outros encargos obrigatórios aplicados sobre os Salários Nominais, considerados de maneira a cumprir a legislação vigente. Para as atividades de O&M, além das taxas descritas anteriormente, deve-se levar em conta ainda outros custos, tais como horas extras e periculosidade. A tabela seguinte apresenta os critérios para o cálculo das remunerações.

Tabela 4: Critérios para Cálculo de Remunerações DESCRIÇÃO PARÂMETRO APLICAÇÃO Vencimentos

13º Salário 1/12 Salário Anual Gratificação de Férias 1/36 Salário Anual Horas de trabalho por dia 7,5 horas Dias de Trabalho por semana 5 dias Semanas trabalhadas por ano 48 semanas


DESCRIÇÃO PARÂMETRO APLICAÇÃO Turnos rotativos / Horas extras 15,0% Mensal Atividades de O&M Periculosidade 30,0% Mensal Atividades específicas Treinamento e Desenvolvimento (T&D) 1,50% Mensal

Encargos Sociais

INSS 20,0% SAT 3,0%

FGTS 8,0% FNDE 2,5% INCRA 0,2%

SEBRAE 0,6% SESI 1,5%

SENAI 1,2% Total de Encargos 37,0% Total de vencimentos

III.3.2 – MATERIAIS DE REPOSIÇÃO PARA TAREFAS DE O&M 149. Os custos de materiais de reposição utilizados nas tarefas de Operação e Manutenção, também, fazem parte dos aprimoramentos constantes da Resolução nº 234/2006. Desta forma, foi realizada ampla pesquisa para determinação dos preços referenciais de mercado para os materiais de reposição. III.3.2.1 – Pesquisa 150. A pesquisa de preços de materiais foi feita de forma regionalizada e obteve as seguintes características dos materiais:

(i) Tipo; (ii) Especificação; (iii) Unidade; (iv) Principais fabricantes.

151. Os preços dos materiais foram cotados FOB (material retirado na fábrica), com todos os impostos inclusos (ICMS e IPI). Para aplicação no Modelo de ER foi utilizado o preço com IPI e, adicionalmente, foi considerado o frete da região de destino. III.3.2.2 – Equipamentos Principais 152. A Portaria nº 815, de 30 de novembro de 1994, determinou que os concessionários de serviço público de energia mantivessem organizado o cadastro da propriedade em função do serviço concedido, em conformidade com as Instruções de Contabilização. A portaria traz em seu anexo, a listagem completa dos materiais considerados como Unidades de Cadastro. 153. Por definição, unidade de cadastro é a parcela dos bens integrantes do ativo imobilizado, que deve ser registrada individualmente no cadastro da propriedade. Adicionalmente, no tocante às desativações de bens, o Manual de Contabilidade estabelece que: “A aquisição do novo bem, em substituição ao desativado, será objeto de uma nova Ordem de Imobilização – ODI”.


154. Desta forma, os materiais que possuem Unidade de Cadastro própria devem ser tratados como investimentos, ou seja, devem compor a Base de Remuneração Regulatória e, portanto, não serão considerados na valoração das tarefas de O&M que os envolvam. 155. Os materiais que possuem Unidade de Cadastro são:

a) Estrutura (poste e torre); b) Medidor c) Chaves – chaves fusíveis com classe de tensão igual ou superior a 34,5kV, bem como todos

os demais tipos de chave com classe de tensão igual ou superior a 15kV. d) Bancos de Capacitores e) Religador f) Transformador de Força g) Transformador de Medida (TP e TC) h) Disjuntor i) Pára-raios – com classe de tensão igual ou superior a 34,5kV. j) Seccionalizador

156. Cabe ressaltar que os Cabos Condutores também possuem Unidade de Cadastro, mas, no entanto, as tarefas que os envolvem se referem a trocas de trechos e, neste caso, o Manual de Contabilidade Pública permite que o material envolvido seja contabilizado como Despesa. III.3.2.3 – Custos dos Materiais 157. O Anexo IV apresenta a relação completa de preços de materiais por Região (Norte, Nordeste, Sudeste, Sul e Centro-Oeste).

III.3.3 – OUTROS SERVIÇOS E MATERIAIS DE REPOSIÇÃO

158. A seguir, são apresentados os critérios e parâmetros utilizados na valoração dos serviços e materiais de reposição para as áreas administrativa e comercial. II.3.3.1. Custos de Referência da Área Administrativa 159. O total de custos de materiais e serviços da administração a ser reconhecido na receita deve refletir as despesas mínimas necessárias para o desenvolvimento das atividades de apoio, ou seja, da área administrativa. 160. Assim, especificamente para este item deverão ser dimensionados os gastos de serviços incorridos pelo pessoal como água, energia elétrica, telefone, celulares, além de outros gastos tais como insumos computacionais, papel, formulários, fotocópias e artigos de papelaria. Estes gastos são valorados multiplicando a quantidade de empregados por um custo padrão por empregado. 161. Os custos serão agrupados nas contas abaixo, onde se detalha a composição de cada uma.


§ COMUNICAÇÕES: Incluem-se aqui os gastos correntes de telefone fixo e celular, além de redes de comunicação em banda larga.

§ INSUMOS E OUTROS GASTOS: Incluem-se neste item os gastos correntes de escritório,

tais como papelaria, manutenção de fax e copiadora, e outras compras menores.

§ LIMPEZA E MANUTENÇÃO: Neste item estão incluídos os serviços gerais tais como limpeza, segurança, manutenção predial e os serviços de água e eletricidade.

§ ÁGUA E ELETRICIDADE: Incluem-se aqui os gastos correntes de água e eletricidade. 162. Os custos unitários referenciais para cálculo de alguns dos itens descritos acima são apresentados na tabela a seguir:

Tabela 5: Custos Unitários para Cálculo de Materiais e Serviços Parâmetros Utilizados

Driver por Região

Item Unidade

Norte Nordeste Centro-Oeste Sul

São Paulo –Capital

São Paulo – Interior

Minas Gerais

Rio de Janeiro / Espírito Santo

Comunicações [R$/empreg-mês] 161,60 162,03 147,26 150,92 163,71 163,71 163,71 143,80 Água e Eletricidade [R$/empreg-mês] 60,18 63,24 58,41 59,35 65,48 65,48 65,48 57,52 Limpeza e Manutenção

[R$/empreg-mês] 29,35 28,96 28,96 28,87 32,74 32,74 32,74 28,76

Insumos e Outros Gastos

[%/salários-mês] 5%

II.3.3.2. Custos de Referência da Área Comercial 163. Além dos custos já expostos aplicados na Área Comercial, têm-se os custos das atividades comerciais, vinculadas ao ciclo comercial regular, tais como a cobrança e impressão de faturas. 164. Os custos serão agrupados nas contas abaixo, onde se detalha a composição de cada uma:

§ EDIÇÃO DE FATURAS e DOCUMENTOS: Incluem-se aqui os gastos correntes com a operação de impressão do documento incluído o papel pré-impresso, a partir da base de dados da área comercial, onde se efetua previamente o processamento informatizado da leitura do medidor. Adicionalmente, cabe ressaltar que a quantidade de edição é determinada considerando que são gerados outros documentos para 10% dos consumidores

§ COBRANÇA: Incluem-se neste item os gastos correntes de pagamento de comissão pelo

serviço que cobram os bancos ou entidades destinadas a este fim, a partir da base de dados provida pela Diretoria Comercial. 165. Os custos unitários referenciais são apresentados na tabela a seguir e correspondem a valores médios de mercado.


Tabela 6: Classificação do Porte das Empresas

Parâmetros Item Unidade Custo [R$]

Custo de Cobrança [R$/fatura] 1,00 Custo de Edição e Controle de Faturas Centralizado

[R$/fatura] 0,20

III.3.4 – CRITÉRIOS PARA CÁLCULO DAS ANUIDADES

III.3.4.1 – Edificações e Móveis

166. As instalações de imóveis podem ser classificadas, de acordo com sua utilização, em:

§ Edifícios administrativos e técnicos; § Gerências Regionais; § Almoxarifados e/ou Depósitos; § Estacionamento de Veículos

167. As edificações são dimensionadas usando o critério de m2/funcionário que opera em cada escritório, conforme padrões eficientes. A tabela abaixo apresenta os critérios adotados para o dimensionamento do m2.

Tabela 7 – Critérios Adotados para dimensionamento do m2

Parâmetros Item Unidade Driver

Escritórios Centrais [m2/empreg] 10 Gerências Regionais [m2/empreg] 10 Almoxarifados e/ou depósitos [m2] 500 Estacionamento de Veículos [m2/veículo] 12,50

168. Para a remuneração das edificações, calcula-se um valor de aluguel associado ao total da área estimada que é valorada pelo custo de m2, de acordo com o tipo de instalação. A tabela abaixo apresenta os custos, a preços de mercado, a serem aplicados por Região:

Tabela 8 – Custo do m2 de Imóveis Parâmetros Utilizados

Driver por Região

Item Unidade

Norte Nordeste Centro-Oeste

Sul São Paulo

–Capital São Paulo – Interior

Minas Gerais

Rio de Janeiro / Espírito Santo

Escritórios Centrais

[R$/m2- mês] 12,50 15,70 14,43 16,62 35,00 15,00 13,00 18,00

Gerências Regionais

[R$/m2- mês] 8,05 8,05 8,05 9,25 8,00 6,00 8,00 10,00

Almoxarifados e/ou depósitos

[R$/m2- mês] 4,00 5,00 5,50 4,59 6,00 4,50 4,50 4,50

Estacionamento de Veículos

[R$/m2- mês] 8,05 8,05 8,05 9,25 8,00 6,00 8,00 10,00


169. No caso do aluguel de escritórios, foi adotado o critério de m2 por empregado alocado na estrutura central ou nas gerências regionais, com um valor de R$/m2, coerente com a localização da concessionária em estudo. Resulta um custo conjunto de R$/mês por empregado, aplicado aos cargos dimensionados nas unidades da estrutura. 170. Para o estacionamento, foi adotado o critério de m2 por veículo necessário, com um valor de R$/m2 coerente com localização da concessionária em estudo. 171. Para fins do dimensionamento do mobiliário de escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios foi adotado também o critério de m2 por empregado alocado na estrutura central ou nos escritórios comerciais. A tabela abaixo apresenta os valores obtidos por Região:

Tabela 9 – Custo do m2 de Mobiliário Parâmetros Utilizados

Driver por Região Item Unidade

Norte Nordeste Centro-Oeste

Sul São Paulo –Capital

São Paulo – Interior

Minas Gerais

RJ / ES

Mobiliário [R$/m2- mês] 2,00 2,00 2,10 2,03 2,50 2,00 2,00 2,00

III.3.4.2 – Veículos

172. Para a definição dos custos de transporte, deve ser considerada a amortização dos veículos, além dos custos de manutenção e de combustível. Os custos de manutenção são calculados como valor percentual do custo de investimento, enquanto os custos de combustível são calculados a partir de estimativas médias de deslocamento e custos associados em termos anuais. 173. Para fins de dimensionamento e validação da quantidade de veículos, serão adotados os seguintes tipos:

§ Pick-Up ou Veículo Leve; § Pick-Up 1 tonelada; § Caminhão Médio 7 a 8 toneladas com Guindauto; § Caminhão Médio 7 a 8 toneladas; § Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas com Guindauto; § Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas; § Caminhão Pesado 15 toneladas; § Carreta; § Automóvel § Motocicleta § Utilitário

174. Os veículos selecionados são os mais utilizados pelas Concessionárias de Distribuição e prestadoras de serviço. A estimativa de custos seguiu a tabela FIPE e, foram adicionadas as adaptações e ferramentas necessárias para a realização das tarefas.


175. A anuidade do investimento em veículos (CAV) é calculada em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do custo de compra, conforme definida pela fórmula abaixo.

+=

21

*r

VuPvCav (4)

onde: Pv: Preço do veículo; Vu: Vida útil do veículo; r: Taxa de retorno regulatória antes dos impostos. 176. Para o custo total de transporte, ainda deverá ser agregada uma taxa anual de manutenção, bem como estimado o custo anual de combustível. Assim, o custo total associado ao transporte é dad o pela soma das parcelas de anuidade, manutenção e combustível, ou seja:

CcvCmvCavCTV ++= (5) onde: CTV: Custo Total de Transporte; Cav: Custo Anual de Veículos (amortização); Cmv: Custo Anual de Manutenção; Ccv: Custo Anual de Combustível. 177. Para o cálculo da amortização (Cav), utilizam-se os seguintes parâmetros:

§ Taxa de juros (r): WACC real antes de impostos (15,08%); § Custo do Veículo (Pv): pesquisa de mercado; § Vida útil (Vu): média por classe de veículo (entre 5 e 10 anos);

178. Para o cálculo da manutenção (Cmv) e de gastos com combustível (Ccv), utilizam-se os seguintes parâmetros:

§ Manutenção anual: 5% do preço de compra; § Outros Custos (IPVA e seguros): 6% do preço de compra; § Km por ano: entre 5.000 e 60.000 km/ano de acordo com tipo de veículo; § Consumo de combustível por km: rendimento médio de veículos de mercado; § Custo de combustível: pesquisa na ANP23 por região

179. A tabela seguinte apresenta os principais parâmetros considerados.

23 ANP – Agência Nacional do Petróleo – www.anp.gov.br


Tabela 10: Custo Anual de Veículos Custo

Unitário Custo

Adaptação Custo

Ferramentas Vida Útil

Rend. Desloc. Anual Descrição Código

[R$] [R$] [R$] Anos

Tipo Comb.

Km / l km Pick-Up ou Veículo Leve VEC 1 33.054 4.800 7.885 5 Gasolina 10 60.000Pick-Up 1 tonelada VEC 2 72.269 23.530 8.824 5 Diesel 10 60.000Caminhão Médio 7 a 8 toneladas com Guindauto

VEC 3 122.444 121.000 20.908 5 Diesel 5 40.000

Caminhão Médio 7 a 8 toneladas VEC 4 122.444 31.000 10.903 8 Diesel 6,25 40.000Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas com Guindauto

VEC 5 140.459 121.000 16.565 8 Diesel 6,25 15.000

Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas com Guindauto

VEC 6 140.459 121.000 27.790 10 Diesel 5 15.000

Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas

VEC 7 140.459 31.000 12.676 10 Diesel 3,33 15.000

Caminhão Pesado 15 toneladas VEC 8 140.459 121.000 14.602 10 Diesel 6,25 15.000Carreta VEC 9 368.196 --- --- 10 Diesel 3,33 5.000 Automóvel VEC 10 23.427 --- --- 5 Gasolina 10 45.000Motocicleta VEC 11 5.549 --- --- 5 Gasolina 40 30.000Utilitário 1 VEC 12 43.530 --- --- 5 Diesel 6 30.000Utilitário 2 VEC 13 83.159 --- --- 5 Diesel 4 30.000

180. O Anexo V apresenta de forma detalhada todos os veículos com suas respectivas ferramentas e adaptações. 181. Os veículos da estrutura administrativa são dimensionados em função do número de empregados, conforme tabela abaixo.

Tabela 11: Veículos da Estrutura Administrativa

Driver Área Unidade [R$]

Tipo de Veículo

Diretoria e Administração [emp./veic] 20 VEC 10 Área Técnica [emp./veic] 15 VEC 10 Área Comercial [emp./veic] 20 VEC 10

182. No caso dos processos de Operação e Manutenção, a quantidade de veículos é obtida conforme fórmula abaixo:

ano

veículoV HUV

TTDQV = (6)

onde: QVv: Quantidade de veículos do tipo v; TTDveículo: Tempo Total de Deslocamento do veículo; HUVano: Horas de Utilização do Veículo por ano (2.800h)


III.3.4.3 – Sistemas de Informática

III.3.4.3.1 – Tipos de Sistemas de Informática

183. Como parte da infra-estrutura de apoio às atividades administrativas e técnicas, devem ser reconhecidos os sistemas corporativos de informática que dão suporte às atividades da concessionária. Assim, além da amortização dos sistemas e compra dos softwares, também se inclui um custo adicional de manutenção anual que se calcula como percentual do investimento. 184. Os investimentos em sistemas dependem, em sua grande maioria, de uma análise do porte da concessionária e, ajustado de acordo com as características específicas de cada concessão. 185. O Modelo de Empresa de Referência considera os seguintes sistemas: § GIS (Geographical Information System) – trata-se de sistema de hardware, software e procedimentos

desenhados para suportar a captura, gestão, manipulação, análise, modelagem e visualização de dados cartográficos para resolver as questões de planejamento e gestão;

§ SCADA (Supervisiory Control and Data Acquisition) – sistema de aquisição de dados e controle de supervisão, proporcionando comunicação com os dispositivos de campo e controlando processos de forma automática, permitindo informações e gestão do processo produtivo;

§ Gestão da Distribuição – sistema de gerenciamento de serviços da distribuição (obras, manutenção, operação e planejamento);

§ Gestão Empresarial – sistema de gerenciamento das áreas administrativa e financeira da concessionária;

§ Sistemas Centrais – sistemas centralizados para controle e utilização de hardware e software; § Gestão Comercial – sistema de gerenciamento comercial, englobando o faturamento e os serviços

comerciais; § Teleatendimento – sistema desenhado para controle de atendimentos realizados por intermédio de

central telefônica franqueada ao consumidor.

III.3.4.3.2 – Formação de clusters

186. Para determinação dos investimentos necessários, os sistemas foram agrupados em 4 subgrupos:

Tabela 12 – Agrupamento de Sistemas

Subgrupo Sistemas

S1 GIS, SCADA e Gestão da Distribuição S2 Gestão Comercial S3 Gestão Empresarial e Sistemas Centrais S4 Teleatendimento

187. O objetivo do agrupamento dos sistemas foi definir clusters de concessionárias para estabelecimento das faixas de valores de investimentos de cada sistema. Para a definição dos clusters para cada subgrupo de sistemas, os atributos utilizados foram os seguintes:


Tabela 13 – Agrupamento de Sistemas

Subgrupo Atributos para Clusterização

S1 Comprimento total de redes, quantidade de transformadores em postes e quantidade de subestações de energia

S2 Total de Consumidores

S3 Área de Concessão, quantidade de consumidores, energia requerida, comprimento total de rede, quantidade de subestações e quantidade de transformadores em poste.

S4 Classificação conforme Anexo II da Resolução ANEEL 57/2004 188. As tabelas seguintes apresentam o resultado da clusterização por subgrupo de sistemas:

Tabela 14 – Clusters para o Subgrupo S1

Cluster Concessionárias

Cluster 1 CEMIG

Cluster 2 CELESC, CELG, CELPE, COELBA, COPEL, CPFL-PAULISTA, ELEKTRO, ELETROPAULO e LIGHT

Cluster 3 AES-SUL, AMPLA, CEB, CEEE, CEAL, CELPA, CELTINS, CEMAR, CEMAT, CEPISA, CERON, CFLCL, COELCE, COSERN, CPFL-PIRATININGA, BANDEIRANTE, ENERGIPE, ENERSUL, ESCELSA, RGE e SAELPA

Cluster 4

BOA VISTA, CAIUÁ, CELB, CENF, CFLO, CHESP, CJE, CLFM, CLFSC, CNEE, COCEL, COOPERALIANÇA, CPEE, CSPE, DEMEI, DMEPC, EEB, EEVP, EFLJC, EFLUL, ELETROACRE, ELETROCAR, ELFSM, FORCEL, HIDROPAN, IGUAÇU ENERGIA, MANAUS ENERGIA, MUXFELDT, SULGIPE e UHENPAL



Cluster 1 CEMIG e ELETROPAULO

Cluster 2 COPEL, COELBA, LIGHT, CPFL-PAULISTA, CELPE, COELCE, AMPLA, ELEKTRO, CELESC, CELG, CELPA, EBE, CPFL-PIRATININGA, CEMAR, CEEE, ESCELSA, RGE e SAELPA

Cluster 3 AES SUL, CEMAT, COSERN, CEPISA, CEB, ENERSUL, CEAL, ENERGIPE, MANAUS ENERGIA, CERON, CFLCL e CELTINS

Cluster 4

CAIUÁ,, CELB, CLFSC, EEVP, ELETROACRE, CNEE, SULGIPE, CENF, EEB, ELFSM, BOA VISTA, CSPE, DMEPC, CFLO, CPEE, CLFM, COCEL, ELETROCAR, IGUAÇU ENERGIA, CJE, CHESP, COOPERALIANÇA, DEMEI, HIDROPAN, UHENPAL, MUXFELDT, FORCEL, EFLUL e EFLJC




Cluster 1 CEMIG, COELBA, COPEL, CPFL-PAULISTA, ELETROPAULO e LIGHT

Cluster 2

AES-SUL, AMPLA, CEAL, CEB, CEEE, CELESC, CELG, CELPA, CELPE, CEMAR, CEMAT, CEPISA, CERON, COELCE, COSERN, CPFL-PIRATININGA, EBE, ELEKTRO, ENERGIPE, ENERSUL, ESCELSA, MANAUS ENERGIA, RGE e SAELPA

Cluster 3

BOA VISTA, CAIUÁ, CELB, CELTINS, CENF, CFLCL, CFLO, CHESP, CJE, CLFM, CLFSC, CNEE, COCEL, COOPERALIANÇA, CPEE, CSPE, DEMEI, DMEPC, EEB, EEVP, ELETROACRE, ELETROCAR, ELFSM, IGUAÇU ENERGIA e SULGIPE

Cluster 4 EFLJC, EFLUL, FORCEL, HIDROPAN, MUXFELDT e UHENPAL



Cluster 1 AMPLA, CEEE, CELESC, CELG, CELPA, CELPE, CEMIG, COELBA, COELCE, COPEL, CPFL-PAULISTA, CPFL-PIRATININGA, EBE, ELEKTRO, ELETROPAULO e LIGHT

Cluster 2 AES-SUL, CEAL, CEB, CEMAR, CEMAT, CEPISA, COSERN, ENERSUL, ESCELSA, RGE e SAELPA

Cluster 3 CAIUÁ,, CELB, CELTINS, CERON, CFLCL, CLFSC, EEVP, ELETROACRE, ENERGIPE e MANAUS ENERGIA

Cluster 4

BOA VISTA, CENF, CFLO, CHESP, CJE, CLFM, CNEE, COCEL, COOPERALIANÇA, CPEE, CSPE, DEMEI, DMEPC, EEB, EFLJC, EFLUL, ELETROCAR, ELFSM, FORCEL, HIDROPAN, IGUAÇU ENERGIA, MUXFELDT, SULGIPE e UHENPAL

III.3.4.3.3 – Cálculo da Anuidade

189. O cálculo anualidade do investimento em sistemas de informática (CAI) que é calculada em regime, com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do custo de compra, conforme definida pela fórmula abaixo.

+=

21* r

VuPhsCai (7)

onde: Phs: Preço do sistema de hardware e software; Vu: Vida útil; r: Taxa de retorno regulatória antes dos impostos. 190. Para o custo total dos sistemas de informática, ainda deverá ser agregada uma taxa anual de manutenção. Assim, o custo total associado será dado por:


CmiCaiCTI += (8)

onde: CTI: Custo Total de Sistemas de Informática; Cai: Custo Anual de Informática (amortização); Cmi: Custo Anual de Manutenção. 191. O valor da taxa anual de depreciação adotado, tanto para softwares como para hardwares, é de 20%, resultando em uma vida útil de 5 anos, que é prática atual de mercado para sistemas de informática. 192. Para o cálculo da manutenção (Cmi), utilizam-se os seguintes parâmetros:

§ Manutenção anual: 18% do investimento total do sistema 193. Os valores de custos dos sistemas foram obtidos considerando os valores informados pelas Concessionárias, por intermédio do Ofício nº 154/2007-SRE/ANEEL, bem como valores pesquisados junto a consultores especializados, originando, desta forma os valores médios de investimentos constantes do Anexo VI.

III.3.4.3.4 – Aplicação dos Custos dos Sistemas de Informática

194. A composição dos custos de sistemas varia de acordo com o número de módulos, o porte da concessio nária e o fim a que se destina e, por este motivo, os custos desses sistemas devem ser dimensionados de acordo com as estruturas típicas em função do porte da empresa, devendo ser ajustados de acordo com as características específicas das empresas. 195. Desta forma, concessionárias que fazem parte do mesmo Grupo Controlador, ou seja, que operam em “holding”, podem obter uma grande economia de escala ao dimensionar sistemas para todas as empresas do grupo. 196. Por este motivo, cabe ressaltar que os valores ora propostos poderão ser reavaliados no momento da aplicação do Modelo de Empresa de Referência e, inclusive, serão observados os possíveis ganhos de escala para aquelas que utilizam seus sistemas de forma corporativa.

III.3.4.3.5 – Valoração dos Investimentos em Computadores

197. Para valoração dos investimentos em computadores, a plataforma considerada teve por base o uso dos mesmos em forma de processamento distribuído ou na modalidade servidor-terminal. 198. O custo com Hardware dos Computadores adotado é de R$ 2.500,00, sendo a configuração básica, com base em pesquisa de mercado, a seguinte: § - Monitor 17” LCD § - Pentium D 925 3.0 GHz § - Memória: 1 GB


§ - Disco Rígido: 120 GB 199. O custo com Software foi estimado em R$ 1.500,00, considerando os seguintes pacotes: § Microsoft Windows XP Professional § Microsoft Office 2007 Professional § Aplicativos de segurança (malware)

200. Com base nos custos de Hardware e software a anuidade foi calculada da mesma forma que a anuidade para sistemas de informática. Adicionalmente, foi considerado o valor anual de manutenção no percentual de 10% do custo de hardware.

III.3.4.4 – Telecomunicações 201. O Ofício nº 154/2007-SRE/ANEEL solicitou os custos incorridos pelas Concessionárias com sistemas de Telecomunicações, tanto da operação dos sistemas de distribuição como comunicação de dados. 202. Com base nas informações prestadas pelas concessionárias, verificou-se uma gama muito grande de sistemas de telecomunicações, tais como: fibras ópticas, GPRS, PLC, Rádio, voz sobre IP, rádio sobre IP e satélite. 203. No entanto, se faz necessária uma previsão no Modelo de ER dos gastos anuais com tais sistemas e, desta forma, com base nos valores informados por todas as concessionárias, foram feitos estudos com o objetivo de atrelar os custos destes sistemas com os sistemas de informática. 204. Para tanto, foram extraídos multiplicadores para os sistemas de comunicação da operação e comunicação de dados em relação aos custos anuais de sistemas de informática dos Subgrupos S1 e S3 respectivamente. Foram escolhidos estes subgrupos devido ao fato de que o Subgrupo S1 envolve sistemas relacionados com a operação de redes e subestações e o Subgrupo S3 envolve os sistemas relacionados com administração de dados. 205. Cabe ressaltar que foram respeitados os clusters de formação de cada subgrupo utilizado. Segue abaixo a fórmula de cálculo dos custos anuais de Comunicação da Operação:

ii VAIsVAco 1×= λ (9) onde: VAco – Valor Anual da Comunicação da Operação ?i – Multiplicador a ser aplicado ao Cluster i do Subgrupo S1 VAIs1i – Valor Anual dos Investimentos dos Sistemas do Cluster i do Subgrupo S1 206. Os valores de ?i são apresentados na tabela abaixo:

Tabela 18 – Valores de ?i Cluster Valor de ?


Cluster 1 2 Cluster 2 1, 5 Cluster 3 0,5 Cluster 4 0,5

207. Por fim, segue a fórmula de cálculo dos custos anuais de Comunicação de Dados:

ii VAIsVAcd 3×= µ (10) onde: VAcd – Valor Anual da Comunicação de Dados µi – Multiplicador a ser aplicado ao Cluster i do Subgrupo S3 VAIs3i – Valor Anual dos Investimentos dos Sistemas do Cluster i do Subgrupo S3 208. Os valores de µi são apresentados na tabela abaixo:

Tabela 19 – Valores de µi

Cluster Valor de µ

Cluster 1 0,25 Cluster 2 0,25 Cluster 3 0,25 Cluster 4 0,25

209. Os valores anuais obtidos com os multiplicadores se mostraram bastante aderentes com os custos anuais das concessionárias com estes sistemas. Adicionalmente, cabe registrar que estes valores anuais obtidos já incluem as despesas com a manutenção de tais sistemas.

III.3.5 – EQUIPES DE CAMPO 210. As equipes de campo foram dimensionadas observando as normas das concessionárias de energia elétrica e das prestadoras de serviço, em consonância com as Normas Regulamentadoras NR 10 e NR 33. 211. A Norma Regulamentadora Nº 10 estabelece os requisitos e condições mínimas objetivando a implementação de medidas de controle e sistemas preventivos, de forma a garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores que interajam em instalações elétricas e serviços com eletricidade. A NR 10 estabelece, in verbis: “Os serviços em instalações elétricas energizadas em AT, bem como aqueles executados no Sistema Elétrico de Potência – SEP, não podem ser realizados individualmente.” (grifos nossos) 212. Adicionalmente, a Norma Regulamentadora Nº 33 estabelece os requisitos mínimos para identificação de espaços confinados e o reconhecimento, avaliação, monitoramento e controle dos riscos existentes. No caso específico da ER ela deve ser observada nas atividades em Redes Subterrâneas. Esta norma estabelece que sempre deve existir um supervisor na entrada do espaço confinado. 213. Desta forma, foram dimensionadas 14 equipes de campo para atender as tarefas que devem ser executadas na Concessionária. Cabe esclarecer que os eletricistas que compõem as equipes também


exercem a função de motorista e operador dos equip amentos. A tabela abaixo apresenta a formação de cada equipe:

Tabela 20 – Composição das Equipes

Equipes Eletricista Eletricista Linha Viva

Ajudante de Eletricista

EQ1 2 --- --- EQ2 3 --- --- EQ3 4 --- --- EQ4 5 --- --- EQ5 --- 3 --- EQ6 --- 4 --- EQ7 --- 6 --- EQ8 --- 9 --- EQ9 --- --- 4

EQ10 --- --- 2 EQ11 2 --- 1 EQ12 3 --- 1 EQ13 4 --- 2 EQ14 1 --- 1

214. Visando atender às normas regulamentadoras do Ministério do Trabalho, todas as equipes possuem os Equipamentos de Proteção Individual (EPI´s) e os Equipamentos de Proteção Coletiva (EPC´s) valorados. Adicionalmente, também estão previstas nos custos das equipes, as higienizações dos uniformes dos eletricistas. Neste particular, foram consideradas lavagens diárias no período do verão e dias alternados nos demais períodos, o que totaliza 240 lavagens de uniforme por ano, ao custo unitário de R$ 4,40.

III.4 – DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS

III.4.1 – CONTEXTUALIAÇÃO DA ORGANIZAÇÃO DA CONCESSIONÁRIA

215. A concessionária deve possuir uma organização que lhe permite cumprir com todos os processos inerentes às atividades próprias do negócio e uma estrutura que suporte o funcionamento da empresa compatível com o atendimento aos requisitos do contrato de concessão e demais normas regulatórias. 216. Para atender esse objetivo, define-se uma estrutura organizacional típica para uma empresa de distribuição. Apresenta-se a seguir um organograma esquemático da organização, com as funções básicas de uma empresa de distribuição de energia elétrica. Obviamente, trata-se de um organograma médio das concessionárias, sendo que no tópico posterior serão tratados os organogramas típicos dependendo diretamente do porte da concessionária. As funções de cada componente da estrutura serão descritas com mais detalhes nos itens a seguir.


CONSELHO FISCAL

DIRETORIA ADMINISTRATIVA

DIRETORIA FINANCEIRA

PRESIDÊNCIA

DIRETORIA DE DISTRIBUIÇÃO

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

DIRETORIA COMERCIAL

REGIONAIS (O & M)

ESCRITÓRIOS COMERCIAIS

Figura 9: Representação Esquemática da Estrutura Geral da Empresa

a) Direção Geral, Estratégia e Controle 217. Estas funções correspondem aos Conselhos de Administração e Fiscal e a Presidência, que inclui a representação dos interesses dos acionistas, elaboração e acompanhamento das estratégias globais da empresa, estabelecimento das medidas corretivas com o objetivo de garantir que a gestão esteja orientada para a obtenção dos objetivos estabelecidos. 218. Ao Conselho de Administração compete representar os acionistas, fixar a orientação geral dos negócios da companhia, eleger e destituir os diretores e fixar-lhes as atribuições. 219. Ao Conselho Fiscal compete analisar o balancete mensal e opinar sobre as demonstrações financeiras do exercício social e o relatório anual da administração. 220. À Presidência corresponde a gestão da concessão, sendo, também o elo com o Conselho de Administração. Para seu desempenho conta com um reduzido grupo de pessoal, apoiando sua gestão em suas unidades dependentes. 221. As tarefas de Direção, Estratégia e Controle também incluem as seguintes atividades:

§ Controle Estratégico e Gestão: responsável por todo o planejamento da gestão da empresa, identificando processos e sub-processos de modo a melhor alocar os esforços de cada gerência da empresa. As tarefas referem-se ao acompanhamento e controle do desempenho da gestão global da empresa tanto nos aspectos econômicos como nos parâmetros de gestão.

§ Assuntos Regulatórios: co-responsável por toda a interlocução com o órgão regulador, exercendo atividades tais como: cumprimento de resoluções, elaboração dos relatórios de gestão para a direção e relatórios de comunicação institucional. Como poderá ser observado, algumas concessionárias possuem Diretoria específica para Assuntos Regulatórios.


§ Assessoria Jurídica: inclui o assessoramento em matéria de contratos e conflitos, em

assuntos do tipo trabalhista, acidentes, relacionamento com os clientes e institucionais, além das questões de caráter regulatório e contratos de concessão.

§ Assessoria de Comunicação: responsável por toda comunicação interna e externa da empresa, assessorando a presidência no relacionamento com a mídia impressa e visual, com a publicidade da empresa, entre outras atividades relacionadas. As tarefas referem-se às relações com o Poder Concedente e o Órgão Regulador, governos estaduais e municipais, Conselhos de Consumidores e associações de classe.

§ Auditoria: área responsável por todo o processo de auditoria interna da empresa, bem como acompanhamentos de auditorias externas.

§ Ouvidoria: associada ao relacionamento com consumidores para solução de demandas não satisfatoriamente atendidas no âmbito dos processos regulares tratados nos demais níveis da estrutura organizacional.

b) Diretoria de Administração 222. A Diretoria de Administração se encarrega das funções de recursos humanos, informática, suprimentos e logística, além dos serviços centralizados de apoio. As tarefas associadas à Administração contemplam os seguintes processos/funções:

i) Recursos Humanos: A área de Recursos Humanos é responsável pela Gestão de Pessoas da Empresa, sendo que em concessionárias de grande porte, trata-se de Diretoria específica e tem tipicamente sob sua responsabilidade três processos/funções específicas:

– Administração de RH: responsável pelas ações relacionadas ao quadro de

funcionários da empresa, tais como: análise de cargos e salários, progressões, rescisões contratuais, benefícios, entre outras;

– T & D: responsável pelas ações de treinamento e desenvolvimento dos funcionários,

tais como: cursos de capacitação, cursos de reciclagem, entre outros; – Segurança do Trabalho: responsável pelas ações relacionadas à segurança do

trabalho, em estrita observância à legislação vigente e pelo bem estar dos funcionários.

ii) Sistemas de Informação e Telecomunicações: Trata-se da área responsável pela

implementação dos sistemas de informática da empresa, englobando gestão de softwares e hardwares, desenvolvimento de sistemas, além de integração dos dados entre os diversos escritórios da empresa.

iii) Suprimentos e Gestão Patrimonial: Responsável pelos processos de compras da

empresa, bem como gestão dos bens. É tipicamente composta pelos processos/funções:


– Compras e Contratações: responsável pelo processo de compra e gestão de contratos junto a fornecedores;

– Administração de Materiais: responsável pela gestão dos almoxarifados da empresa,

tais como entrada e saída de materiais para uso interno e externo; – Administração de Patrimônio e Serviços: responsável pela gestão dos bens, dos

serviços associados ao perfeito uso dos mesmos, bem como serviços gerais, tais como manutenção de elevadores, gerenciamento de recepção, limpeza, entre outros;

c) Diretoria Financeira 223. A Diretoria Financeira se encarrega das funções usuais de contabilidade, gestão financeira de curto e longo prazo, incluindo, entre outros, captação de recursos, planejamento financeiro, gestão financeira, orçamento, controle do endividamento da concessionária, pagamentos a fornecedores, pagamentos de salários, liquidação e pagamento de impostos. A Diretoria Financeira contempla os seguintes processos/funções:

i) Contabilidade: responsável pela contabilidade da empresa e compreende os seguintes processos/funções:

– Contabilidade Geral e Fiscal: responsável pela realização de todos os trâmites

contábeis, tais como controle de entrada e saída de notas fiscais, cadastro de ordens de imobilização, recolhimento de impostos, entre outros;

– Controle de Orçamento e Custo: responsável pelas estimativas de custo da empresa, envolvendo atividades tais como fechamento mensal de custos.

ii) Gestão Financeira: responsável por toda a programação financeira, como, por exemplo,

pagamentos a serem efetuados. Compreende os seguintes processos/funções:

– Programação Financeira: responsável pela análise de desembolsos a serem efetuados pela empresa;

– Tesouraria: responsável pelas contas a pagar. iii) Planejamento Econômico Financeiro: responsável pelas análises e estudos de

viabilidade financeira, com o objetivo de melhor utilização de recursos próprios, bem como captação de recursos de terceiros. É composta pelos seguintes processos/funções:

– Planejamento Orçamentário: destinado a efetuar todo o planejamento econômico

da empresa; – Projetos e Estudos Econômicos: responsável pelos estudos de viabilidade

econômica e verificação de formas de utilização de recursos próprios e de terceiros. d) Diretoria Comercial 224. A Diretoria Comercial concentra todas as atividades relativas ao controle e supervisão da gestão comercial, atendimento ao cliente e ciclo comercial regular, incluído o manejo dos sistemas de gestão


específicos. A seguir estão detalhados a estrutura de processos/funções, postos de trabalho e os custos associados. 225. Os Processos/Funções desempenhadas no âmbito desta diretoria são: planejamento e controle da gestão comercial; planejamento e controle do atendimento ao cliente; planejamento e controle do serviço técnico; atendimento a grandes clientes; sistemas comerciais; centro de atendimento telefônico; laboratório de medidores.

§ Planejamento e Controle da Gestão Comercial: incluem os estudos de comercialização de energia no Ambiente de Comercialização Regulado – ACR, bem como o acompanhamento do comportamento dos parâmetros que medem a eficiência da gestão até as previsões de desempenho desses parâmetros no médio e longo prazo. Também se inclui aqui o acompanhamento do ciclo comercial regular.

§ Planejamento e Controle do Atendimento ao Cliente: incluem o acompanhamento do

funcionamento da rede de escritórios comerciais e do Call Center, tanto do ponto de vista da qualidade de atendimento como dos indicadores dessa gestão.

§ Planejamento e Controle do Serviço Técnico: incluem o acompanhamento do

comportamento dos parâmetros que medem a eficiência da gestão técnica comercial, até as previsões de desempenho desses parâmetros no médio e longo prazo. Em particular são os responsáveis pelo controle das perdas “não técnicas”.

§ Atendimento a grandes clientes: é uma função desta diretoria, à medida que a

importância do cliente o justifique.

e) Diretoria Técnica 226. A Diretoria Técnica compreende o Planejamento Técnico, Engenharia e Operação, concentrando todas as atividades técnicas relativas à Distribuição.

§ Planejamento e Engenharia: inclui as tarefas de planejamento do sistema elétrico, além dos projetos, obras e ainda o controle de manutenção que inclui o registro estatístico de falhas dos equipamentos, a programação das revisões e manutenções periódicas, o controle dos custos das atividades programadas e não-programadas e o controle do estoque de peças de reposição.

§ Controle da Operação: inclui o registro e acompanhamento do comportamento do

sistema elétrico até as previsões de seu desempenho no médio e longo prazo, tanto em termos de demandas como em controle de tensões. Inclui o centro de operação do sistema. Os sistemas SCADA que usam os Centros de controle, e os sistemas GIS que suportam a cartografia digitalizada são muito específicos e normalmente são dirigidos por pessoal especializado desta diretoria.

§ Gerências Regionais: inclui os centros regionais de operação bem como as unidades de operação e manutenção.


f) Gerências regionais 227. As Gerências Regionais têm como função principal fiscalizar e controlar as atividades de distribuição em seu âmbito territorial, garantindo a efetiva operação e a manutenção da rede de forma eficiente. Estas funções se exercerão através dos escritórios regionais e da estrutura de supervisão de O&M, unidades que dependem diretamente destas gerências. 228. As funções que cumprem estas gerências e os processos/funções diretamente dependentes estão descritas a seguir:

§ Centro Regional de Operação: Cada gerência regional conta com um Centro Regional de Operação (CRO), que é responsável pela coordenação da operação, seja através do pessoal de operação de campo ou de telecomando.

§ Administração: As tarefas de administração são: controle de pessoal, compras,

orçamentos, caixa, etc. Dentro da administração se encontram as funções de supervisão e controle de logística, relacionada fundamentalmente aos almoxarifados, transporte e equipamentos.

§ Unidades de O&M: As tarefas de supervisão e controle da manutenção incluem a gestão

direta das unidades de trabalho de campo, através da equipe de supervisores, para trabalhos programados e não programados. Esta função também inclui o registro e análise das atividades e os problemas técnicos específicos. g) Processos Comerciais 229. Os Processos Comerciais são aqueles que garantem um efetivo atendimento aos clientes, uma efetiva gestão comercial e do serviço técnico em seu âmbito de ação. 230. As funções desemp enhadas por estes escritórios e o pessoal diretamente dependente são: gerenciamento e supervisão; gestão comercial; atendimento personalizado ao cliente; serviço técnico: conexões, desconexões e combate às perdas. 231. As tarefas de atendimento ao cliente correspondem ao atendimento direto e personalizado a todos os clientes da empresa que assim o requeiram. 232. As tarefas de serviço técnico incluem a conexão de novos serviços, corte e religamento e, em particular, o controle das perdas “não técnicas”. h) Processos de Operação e Manutenção 233. A estrutura para os processos e atividades de O&M incluem os seguintes grupos de trabalho e respectivas atividades desenvolvidas:

§ Operação: As tarefas de operação consistem em atuar sobre a rede de forma programada ou manobrar frente a situações de emergência ou imprevistas. Neste caso, as operações


incluem todas as ações que permitirão a realização de intervenções de manutenção sobre as instalações e de recomposição do serviço logo depois das intervenções;

§ Manutenção: Inclui todas as atividades de reparação não programadas e as atividades

programadas de reparação, inspeção, revisão e adequação de instalações:

− Corretiva: Compreende as tarefas de manutenção que derivam principalmente das quebras do equipamento por envelhecimento, aleatórias ou por acidentes.

− Preventiva: Compreende as tarefas de revisão periódica das instalações que realizam o

pessoal de O&M, incluído todas aquelas ações corretivas que surjam das revisões e que estejam ao alcance das equipes que realizam estas tarefas;

− Adequações: Compreende as tarefas periódicas de acondicionamento das instalações,

advindas do planejamento da manutenção e que correspondem às tarefas de manutenção de caráter preventivo.

III.4.2 – ORGANOGRAMAS TÍPICOS DA ESTRUTURA CENTRAL – OT´s 234. O organograma da estrutura central determina quais são as funções típicas das concessionárias e, por este motivo seu desenho deve ser realizado sempre com a representação de funções que devem ser cumpridas por cada área, ao invés de determinar as pessoas envolvidas, evitando, desta forma um engessamento natural e conseqüente obsoletismo. 235. Optou-se por adotar o Organograma Vertical24, por ser o de maior utilização entre as concessionárias de Distribuição. 236. Isto posto, se torna necessária a definição de Organogramas Típicos para o enquadramento das diversas Concessionárias de Distribuição existentes no Brasil. Para tanto, as concessionárias foram agrupadas em clusters, sendo que os atributos necessários para caracterizá-los devem envolver tanto os dados de mercado atendido, como os ativos necessários ao atendimento deste mercado. 237. Desta forma, foram considerados os seguintes atributos:

§ Área de concessão em km2; § Número de consumidores; § Energia Requerida em MWh; § Comprimento total de redes; § Número de Transformadores instalados em poste; § Número de Subestações.

24 No organograma vertical, quanto maior a posição de uma gerência, maior sua autoridade, bem como a abrangência da atividade


238. Todos os estudos foram realizados tomando como base as informações de organogramas e número de empregados, prestadas pelas concessionárias por intermédio do Ofício Circular nº 205/2006-SRE/ANEEL. 239. Com base nos atributos apresentados anteriormente, foram definidos 9 (nove) Clusters para os Organogramas Típicos. Segue abaixo resultado da clusterização:

Tabela 21 – Clusters para os Organogramas Típicos


Cluster 1 CEMIG e ELETROPAULO Cluster 2 COELBA, COPEL,CPFL-PAULISTA e LIGHT Cluster 3 AMPLA, CELG, CELPE, COELCE, ELEKTRO

Cluster 4 AES SUL, CEEE, CELESC, CELPA, CEMAR, CPFL-PIRATININGA, EBE, ESCELSA e RGE

Cluster 5 CEAL, CEB, CEMAT, CEPISA,COSERN, ENERSUL e SAELPA Cluster 6 CELTINS, CERON, CFLCL, ENERGIPE e MANAUS ENERGIA Cluster 7 CAIUÁ, CELB, CLFSC, CNEE, EEB, EEVP e ELETROACRE

Cluster 8 BOA VISTA, CENF, CFLO, CHESP, CJE, CLFM, COCEL, COOPERALINÇA, CPEE, CSPE, DEMEI, DMEPC, ELETROCAR, ELFSM, IGUAÇU ENERGIA e SULGIPE

Cluster 9 EFLJC, EFLUL, FORCEL, HIDROPAN, MUXFELDT e UHENPAL 240. O Anexo VII apresenta os nove OT´s obtidos a partir da referida clusterização. 241. Deve ser observado que, assim como os sistemas de informática, o fato de algumas concessionárias operarem sob o comando do mesmo Grupo Controlador pode trazer ganhos de escala no tocante a estrutura central. 242. De qualquer forma, os OT´s são apenas orientativos e os casos particulares, inclusive de concessionárias que operam em “holding” poderão ser avaliados quando da aplicação do modelo em seus processos de revisão tarifária.

III.4.3 – GERÊNCIAS REGIONAIS 243. Da mesma forma que a estrutura central, as gerências regionais também devem ser flexibilizadas para utilização no Modelo de Empresa de Referência. 244. A partir dos dados reais de gerências regionais solicitados a algumas concessionárias (quinze), verificou-se a necessidade de estabelecimento de gerências regionais típicas – GRT´s, diferenciadas, principalmente, pelo número de colaboradores. Os estudos indicaram a necessidade de 6 (seis) regionais típicas. 245. É importante ressaltar que a definição do número de regionais, bem como os tipos deverão observar a densidade de consumidores na área de concessão, a distância entre municípios atendidos, entre outros fatores relacionados a necessidade de melhor logística na área de concessão.


246. O Anexo VIII apresenta as 6 GRT´s, inclusive com os quantitativos de pessoal, dimensionadas no Modelo de Empresa de Referência

III.4.4 – PROCESSOS DE OPERAÇÃO & MANUTENÇÃO

III.4.4.1 – Tarefas de O&M

247. As tarefas de O&M são calculadas para a rede de distribuição existente da concessionária. O estudo de custos de Operação e Manutenção (O&M) das instalações é realizado sob o enfoque da análise de processos, através do levantamento de todas as atividades de operação e manutenção de instalações elétricas. Estes P&A são os necessários para uma correta prestação do serviço, de acordo com as exigências de qualidade determinadas no contrato de concessão e outras normas aplicáveis. 248. Os gastos que fazem parte dos custos de O&M, surgem da avaliação a “preços de mercado” de todas as principais tarefas que devem ser exercidas por uma concessionária de distribuição. Será avaliada a suficiência da dotação do pessoal disponível para estas tarefas, fazendo-se logo a comp aração com outras empresas que possam ser consideradas referências válidas. A partir dessa análise, se procederá à determinação dos custos de O&M, reconhecendo-se inicialmente as atividades próprias de O&M em cada um dos segmentos ou níveis de tensão do sistema de distribuição. As tarefas foram classificadas da seguinte forma:

• Iluminação Pública;

• Rede de Baixa Tensão Aérea: • Nua • Multiplexada

• Rede de Baixa Tensão Subterrânea;

• Rede de Média Tensão de 1kV a 25kV: • Aérea Nua • Aérea Compacta • Aérea Isolada • Subterrânea • Linha Viva

• Rede de Média Tensão acima de 25kV e abaixo de 69kV:

• Aérea Nua • Aérea Compacta • Aérea Isolada • Subterrânea • Linha Viva

• Rede de Média Tensão de 69kV:

• Aérea Nua • Linha Viva


• Rede de Alta Tensão acima de 69kV e abaixo de 230kV: • Aérea Nua • Linha Viva

• Rede de Ultra Alta Tensão de 230kV:

• Aérea Nua • Linha Viva

• Subestação Aberta com Maior nível de tensão abaixo de 69kV; • Subestação Aberta com Maior nível de tensão igual a 69kV; • Subestação Aberta com Maior nível de tensão abaixo de 230kV e acima de 69kV; • Subestação Aberta com Maio nível de tensão igual a 230kV; • Medição

249. O Anexo IX apresenta todas as tarefas executadas em redes e subestações.

III.4.4.2 – Tempos e Freqüências de Execução

250. Sendo identificadas as tarefas de O&M por nível de tensão, se define o tempo de execução e a freqüência anual de execução de cada uma delas, que deve refletir o estado da arte, as melhores práticas e os requisitos de qualidade. 251. No tocante aos tempos de execução os mesmos devem atender as melhores práticas, as normas das concessionárias de distribuição, e, desta forma os tempos propostos estão de acordo com estas premissas. 252. Já com relação às freqüências de execução a análise foi realizada tarefa a tarefa e, sempre, associando ao ativo físico correlacionado. Muitas destas freqüências foram obtidas a partir da vida útil do ativo, como é o caso da Iluminação Pública. Outras freqüências foram obtidas com base no praticado atualmente pelas prestadoras de serviço. 253. Por fim, outras freqüências foram encontradas a partir do registro de interrupções de energia mantidos pelas concessionárias devido ao disposto na Resolução ANEEL 24/2000. Esta Resolução determina, in verbis:

[...] Art. 4º. ... "§ 1º Os dados das interrupções de longa duração e os indicadores deles provenientes deverão ser mantidos na concessionária por período mínimo de 5 (cinco) anos, para uso da ANEEL, bem como dos consumidores." "§ 2º Para cada conjunto afetado por interrupções de longa duração deverão ser registradas as seguintes informações:" I - número de unidades consumidoras do conjunto em cada mês da apuração; e II - código de identificação do conjunto. "§ 3º Para cada interrupção de longa duração ocorrida no conjunto deverão ser registradas as seguintes informações:"


I - fato gerador; "II - data, hora e minutos do início e restabelecimento da interrupção; e" III - número de unidades consumidoras atingidas em cada interrupção.

254. Desta forma, as concessionárias são obrigadas a manter registros das interrupções com fato gerador, hora e minutos do início e restabelecimento, sendo portanto uma importante fonte para apurar freqüências de execução de determinadas tarefas. Com base na Resolução 24/2000 foram solicitados tais registros para várias concessionárias com o objetivo de identificação das principais tarefas relacionadas a interrupções de energia. 255. Com base nas informações prestadas pelas concessionárias foram quantificadas as tarefas relacionadas a cada uma das causas de interrupções, como por exemplo, abalroamento de poste. A partir das diversas causas, procurou-se relacionar o ativo principal afetado em relação àquela causa específica, obtendo-se, portanto as freqüências de tais ocorrências. 256. O Anexo X apresenta um resumo de todas as tarefas de O&M.

III.4.4.3 – Tempo Médio de Deslocamento

257. O Tempo Médio de Deslocamento (TMD) está diretamente relacionado aos aspectos geográficos, infra-estrutura de vias urbanas e estradas, condições climáticas, logística operacional da empresa, incluindo a localização das bases de operação das empresas, tipo de veículo utilizado e a tecnologia utilizada de comunicação e localização das equipes em campo, sendo que estas variáveis são distintas para cada tipo de concessionária. 258. Uma solução alternativa para a estimativa do TMD para o atendimento às emergências, solicitação de clientes e manutenção da rede é a utilização de técnica de benchmarking dos valores atualmente utilizados pelas concessionárias do país e, somente utilizando os dados reais registrados é possível capturar as características geográficas e infra-estruturas das distintas áreas de concessão, assim como a logística operacional de cada empresa. 259. Desta forma, os valores de TMD foram obtidos a partir das informações encaminhadas pelas concessionárias ao longo do ano de 2006, atendendo determinação da Resolução ANEEL no 520/2002, que estabelece, in verbis:

[...] Art. 5º. ... [...] § 2o As informações relativas de cada ocorrência emergencial deverão ser armazenadas, em formulários próprios, por um período mínimo de 5 (cinco) anos, para uso da ANEEL e dos consumidores, e a partir de janeiro de 2004 deverão estar disponibilizadas em meio magnético ou ótico.

260. Os TMD´s foram estimados com base na média ponderada dos TMD´s informados pela freqüência em que ele ocorre no respectivo mês.


261. O cálculo de um TMD Brasil induziria que todas concessionárias e seus respectivos conjuntos são iguais, com as mesmas particularidades e por este motivo, as concessionárias foram agrupadas em clusters. 262. Para a definição dos clusters foram necessários os seguintes atributos: Área de Concessão, DEC 2006 e percentual de estradas pavimentadas em 2006 (fonte: ANTT). A partir da análise dos resultados, foram obtidos quatro clusters conforme especificado na tabela abaixo:

Tabela 22 – Clusters para TMD


Cluster 1 CELG, CELPA, CELTINS, CEMAR, CEMAT, CEPISA, CERON e ENERSUL

Cluster 2

AES SUL, AMPLA, CAIUÁ, CEAL, CEB, CEEE, CELESC, CELPE, CEMIG, CFLCL, CFLSC, CNEE, COELBA, COELCE, COPEL, COSERN, CPFL-PAULISTA, CPFL-PIRATININGA, EBE, EEVP, ELEKTRO, ELETROACRE, ENERGIPE, ESCELSA, LIGHT, MANAUS ENERGIA, RGE, SAELPA e SULGIPE

Cluster 3

BOA VISTA, CELB, CENF, CFLO, CHESP, CJE, CLFM, COCEL, COOPERALIANÇA, CPEE, CSPE, DEMEI, DMEPC, EEB, EFLJC, EFLUL, ELETROCAR, ELFSM, FORCEL, HIDROPAN, IGUAÇU ENERGIA,MUXFELDT e UHENPAL

Cluster 4 ELETROPAULO 263. Foram então considerados os TMDs médios ponderados pelo número total de ocorrências registradas por mês no respectivo conjunto, para o meio rural e urbano, e aplicados para as concessionárias pertencentes aos respectivos clusters. A tabela abaixo apresenta os resultados:

Tabela 23 – Resultado do TMD TMD

Cluster Urbano Rural

Cluster 1 20 50 Cluster 2 25 40 Cluster 3 10 30 Cluster 4 30 40

III.4.4.4 – Cálculo dos Custos Envolvidos

264. Para valoração dos custos de pessoal, material e veículo são aplicadas as seguintes equações:

, ,(( )/60).( . ).ano i i m i i h o r a iCMO TE TMD Freq QA CMO= + (11)

, , ,(( )/60).( . ).( 1 2 )ano i i m i i horai hora iCV TE TMD Freq QA CV CV= + + (12)

, ,. .ano i i i t o t a l iCM Freq QA CM= (13)


Onde: CMOano,i : Custo anual de mão-de-obra para a tarefa i; CVano,i : Custo anual de veículo para a tarefa i; CMano,i : Custo anual de material para a tarefa i; CMOhora,i : Custo horário de mão-de-obra para a tarefa i; CVhora,i : Custo horário de veículo para a tarefa i; CMtotal,i : Custo total de material para a tarefa i; TEi : Tempo de execução para a tarefa i; TMDm : Tempo médio de deslocamento no meio m; Freqi : Freqüência de realização para a tarefa i ; QAi : Quantidade de ativos relacionados com a tarefa i; I : Tarefa analisada; M : Meio urbano ou rural. 265. Deve ser observado que as tarefas preventivas, de um modo geral, são realizadas por intermédio de planejamento da área de manutenção, com o objetivo de alocar o maior número de serviços a apenas um deslocamento. Desta forma, para as tarefas preventivas em redes, os cálculos seguem as equações seguintes:

, ,(( )/60).( . ).manoi i i i horai

pv

TMDCMO TE Freq QA CMO

QT= + (14)

, , ,(( )/60).( . ).( 1 2 )manoi i i i horai hora i

pv

TMDCV TE Freq QA CV CV

QT= + + (15)

Onde: QTpv é a quantidade total de tarefas preventivas, por tipo de rede

266. Da mesma forma, as tarefas preventivas e preditivas em subestações seguem a mesma lógica apresentada para redes, conforme as seguintes equações:

, ,(( . ) ( ). ). .60 .60

i manoi i i horai

p

TE TMDCMO QA QSE Freq CMO

QT= + (16)

, , ,(( . ) ( ). ). .( 1 2 )60 .60

i manoi i i horai hora i

p

TE TMDCV QA QSE Freq CV CV

QT= + + (17)

Onde: QSE é a quantidade de subestações

267. Isto posto, o custo anual das tarefas é a soma dos custos de pessoal, veículo e material em base anual, de acordo com a equação:


ano ano ano anoCT CMO CV CM= + + (18)

III.4.5 – Processos Comerciais III.4.5.1 – Tarefas Comerciais

III.4.5.1.1 – Freqüências de Execução

268. A proposta para as atividades comerciais, exercidas no modelo anterior por intermédio de escritórios comerciais, é de que as mesmas sejam tratadas como tarefas comerciais, assim como as tarefas de operação e manutenção. 269. Desta forma, foram identificadas todas as tarefas comerciais que devem ser desempenhadas pela concessionária em sua área de concessão. Abaixo segue o elenco de tarefas:

(i) Religação normal de energia; (ii) Religação urgente de energia; (iii) Substituição de medidor de energia para aferição; (iv) Vistoria de unidade consumidora (v) Verificação de nível de tensão (outros) (vi) Verificação de nível de tensão (amostrais conforme Res. ANEEL 505/2001) (vii) Atendimento Comercial (viii) Corte de Energia (ix) Ligação Provisória (x) Substituição de Medidor para aumento de carga

270. Como pode ser depreendido do elenco de tarefas, as de número (i) a (v) se referem aos serviços cobráveis, previstos na Resolução ANEEL 456/2000, que são aqueles cuja solicitação é feita pelo consumidor. Neste ponto, cabe ressaltar que, com a cobertura de tais custos via Empresa de Referência, as taxas recolhidas junto aos consumidores deverão ser revertidas para modicidade tarifária. Os detalhes para a operacionalização, bem como definição do percentual destinado a modicidade tarifária será objeto de estudo pela ANEEL. 271. Isto posto, o próximo passo é a definição das freqüências de ocorrências de tais tarefas. Para isto, foram utilizados os dados do Ofício nº 157/2007-SRE/ANEEL, que solicitou dados das concessionárias para embasamento dos estudos de inadimplência. 272. Para determinação das freqüências das tarefas (i), (ii), (iii), (iv), (v) e (viii), as concessionárias foram agrupadas conforme os clusters definidos no estudo de receitas irrecuperáveis, conforme estabelecido na Nota Técnica nº 349/2007-SRE/ANEEL, de 12 de dezembro de 2007. Esta decisão foi tomada, pois as tarefas elencadas guardam estrita relação com combate à inadimplência. 273. Seguem abaixo os clusters definidos para as tarefas relacionadas a receitas recuperáveis:


Tabela 24 – Clusters para Tarefas de combate à inadimplência


Cluster 1 COCEL, SULGIPE, BOA VISTA, CENF, CFLO, CLFM, ELFSM, DMEPC, FORCEL, IGUAÇU ENERGIA, DEMEI, HIDROPAN, COOPERALIANÇA, EFLJC, UHENPAL, EFLUL, MUXFELDT, ELETROCAR, CNEE, CJE

Cluster 2 CEAL, CELPA, CERON, CELPE, ELETROACRE, CEMAR, COELCE, CEPISA, COELBA, CELB, SAELPA, COSERN, ESCELSA, AMPLA, LIGHT, CEMAT, MANAUS ENERGIA, CELG, CELTINS e ENERGIPE

Cluster 3 ELETROPAULO, CEEE, CEMIG, COPEL, AES SUL, ENERSUL, EBE, CFLCL, CELESC, RGE, CLFSC, EEB, CEB, ELEKTRO, CPFL-PIRATININGA, CPFL-PAULISTA, EEVP e CAIUÁ

274. Os dados para obtenção das freqüências das tarefas de ligação provisória, substituição de medidor para aumento de carga e verificação de nível de tensão (outros), não foram solicitadas a todas as concessionárias, e desta forma, não foi possível a clusterização. Para estas tarefas, foram estimadas freqüências médias únicas. 275. Segue abaixo tabela com as freqüências obtidas para as tarefas comerciais:

Tabela 25 – Freqüências para as Tarefas Comerciais

Cluster Frequência (%) Cluster

1

Frequência (%) Cluster

2

Frequência (%) Cluster

3 Religação Normal de Energia 3,17 7,78 4,94 Religação Urgente de Energia 2,79 2,90 6,68 Substituição de Medidor p/ aferição 0,23 0,10 0,09 Vistoria de unidade consumidora 1,43 1,44 0,60 Verificação de nível tensão (outros) 0,27 0,27 0,27 Corte de Energia 10,72 16,05 17,63 Ligação Provisória 0,05 0,31 0,31 Substituição de Medidor para aumento de carga

0,90 0,90 0,90

276. Para a tarefa de verificação de nível de tensão (amostrais), a Resolução ANEEL 505/2001 determina o número de amostras necessárias, conforme tabela abaixo:

Tabela 26 – Dimensão da Amostra Trimestral conforme Res. ANEEL 505/2001

Número total de unidades consumidoras da concessionária (N)

Dimensão da amotra (unidades

consumidoras

Dimensão da amostra com margem de segurança

(unidades consumidoras N = 30.000 36 42

30.001 = N = 100.000 60 66 100.001 = N = 300.000 84 93 300.001 = N = 600.000 120 132

600.001 = N = 1.200.000 156 172 1.200.001 = N = 2.000.000 210 231 2.000.001 = N = 3.000.000 270 297

N= 3.000.001 300 330


277. Por fim, resta definir a tarefa de Atendimento Comercial personalizada. Para estimar o percentual de atendimento comercial na área de concessão, adotamos as seguintes premissas:

1 – O tempo médio de atendimento comercial – TMA é de 15 minutos; 2 – Com base na jornada diária de trabalho do atendente de 7,5 horas e no TMA definido anteriormente, define-se a capacidade de atendimento anual de 7.200 atendimentos por atendente.

TMAJtranualx

CAt60

= (19)

Onde: CAt – capacidade anual de atendimento

Jtranual – Jornada anual de trabalho do atendente estimada em 1800 horas TMA – Tempo Médio de Atendimento 3 – A partir das informações prestadas pelas concessionárias em resposta ao Ofício nº 205/2006-SRE/ANEEL extraiu-se a informação do número de atendentes que as concessionárias possuem. Com o número de atendentes real e a capacidade de atendimento anual calculada no item 2, calcula-se o percentual de atendimento comercial em relação ao número de consumidores:

NtconsNratendCAt

f atend×

= (20)

Onde: fatend – freqüência de atendimento comercial CAt – capacidade anual de atendimento

Nratend – Número de atendentes real Ntcons – Número total de consumidores 4 – A partir da freqüência de atendimento por concessionária estimou-se a freqüência média ponderada com base na mesma clusterização do TMD, haja vista o TMD expressar fidedignamente as dificuldades e/ou facilidades de acesso dos consumidores ao atendimento, ou seja, aquelas concessionárias que, notadamente, possuem densidade de consumidores muito baixa deverão possuir, proporcionalmente, um maior número de atendentes. Cabe ressaltar, que os cálculos indicaram que as concessionárias de menor porte, classificadas no Cluster 3 do TMD, não deverão possuir atendentes comerciais pois, os atendentes constantes da Diretoria Comercial e também do Teleatendimento, já são suficientes para cobertura dos atendimentos em sua área de concessão. 5 – O resultado das freqüências médias de atendimento comercial é apresentado na tabela abaixo:


Tabela 27 – Freqüência de Atendimento Comercial

Concessionárias Frequência de Atendimento

Comercial (%)

CELG, CELPA, CELTINS, CEMAR, CEMAT, CEPISA, CERON e ENERSUL

52

AES SUL, AMPLA, CAIUÁ, CEAL, CEB, CEEE, CELESC, CELPE, CEMIG, CFLCL, CFLSC, CNEE, COELBA, COELCE, COPEL, COSERN, CPFL-PAULISTA, CPFL-PIRATININGA, EBE, EEVP, ELEKTRO, ELETROACRE, ENERGIPE, ESCELSA, LIGHT, MANAUS ENERGIA, RGE, SAELPA e SULGIPE e ELETROPAULO

30

Demais Concessionárias Não Aplicável

III.4.5.1.2 – Valoração das Tarefas Comerciais

III.4.5.1.2.1 – Atendimento Comercial

278. Inicialmente devem ser valorados os custos com pessoal. Para tanto, aplica-se a equação abaixo:

t

tconsatend

CANf

sTatendente×

= (21)

279. Com base no número total de atendentes e no respectivo salário obtém-se o custo total com pessoal. 280. Com relação aos materiais e serviços são calculados os custos conforme item III.3.3.

III.4.5.1.2.2 – Demais atividades comerciais

281. A valoração das demais atividades comerciais se baseou no conceito de produtividade diária para definição das equipes, sendo que muitas destas produtividades foram extraídas de contribuições das próprias concessionárias de energia que já passaram pelo processo tarifário em 2007. A tabela abaixo apresenta, de forma resumida, os parâmetros utilizados nas atividades comerciais.

Tabela 28 – Freqüência de Atendimento Comercial

Tarefa Equipe Veículo Produtividade

Religação Normal de Energia EQ1 VEC10 20 Religação Urgente de Energia EQ1 VEC10 20 Substituição de Medidor p/ aferição EQ1 VEC10 30 Vistoria de unidade consumidora EQ1 VEC10 20 Verificação de nível tensão (outros) EQ1 VEC10 20 Corte de Energia EQ1 VEC10 20 Ligação Provisória EQ1 VEC10 15 Substituição de Medidor para aumento de carga EQ1 VEC10 30 Verificação de Nível de tensão (amostrais) EQ1 VEC10 20


282. Com base na freqüência de execução das tarefas e no número total de consumidores, valora-se as tarefas conforme equações abaixo:

tconsexeco xNfV =tan (22)

240tano

dia

VTar = (23)

produtTar

Nr diaveículosequip =/ (24)

Onde: Vtano – volume de tarefas/ano fexec – freqüências de execução das tarefas Ntcons – número total de consumidores Tardia – volume de tarefas/dia Nrequipe/veículos – número de equipes / veículos necessários

III.4.5.2 – Tarefas de Faturamento

283. O processo de faturamento está dividido em leitura de medidores e entrega de faturas e outros documentos. 284. Com relação às tarefas de leitura de medidores, o processo comercial previsto na ER prevê 4 possibilidades, que são:

§ Leitura de Medidores sem coletor; § Leitura de Medidores com coletor; § Leitura de Medidores com coletor e inspeção para combate às perdas; § Leitura de Medidores com coletor e impressão de fatura.

285. A atividade de leitura de medidores contempla os seguintes custos: mão-de-obra, coletor e veículo, enquanto os custos associados às atividades de entrega de fatura contemplam: mão-de-obra, emissão de fatura e veículo. 286. Adicionalmente, também deve ser previsto o custo associado à arrecadação (ou cobrança), o qual é realizado por intermédio da rede bancária.

III.4.5.2.1 – Parâmetros Iniciais

287. Para proceder os cálculos relacionados às atividades de faturamento, devem ser definidos alguns parâmetros iniciais. Desta forma o mo delo prevê a possibilidade de escolha de tais parâmetros, conforme explicitado abaixo:


§ Parâmetro 1 – Intervalo de Faturamento – o modelo prevê tanto o faturamento mensal, como o plurimensal e, portanto, sempre que iniciar os cálculos do processo devem ser ajustados os percentuais de consumidores, tanto em região urbana quanto rural, que tem faturamento mensal e/ou plurimensal;

§ Parâmetro 2 - Tipo de Leitura de Medidores – conforme mencionado anteriormente

estão previstas 4 possibilidades de leitura de medidores e, portanto, este parâmetro também deve ser ajustado quando do cálculo das atividades de faturamento;

§ Parâmetro 3 – Tipo de Veículo – o modelo prevê, para atividades de faturamento,

veículos do tipo “utilitário” e motocicleta. Desta forma, assim como os demais parâmetros, o percentual de utilização de cada tipo de veículo, em meio urbano ou rural, também deve ser ajustado para o cálculo das atividades de faturamento.

III.4.5.2.2 – Produtividade

288. Para a valoração das atividades de faturamento é necessária a definição das produtividades associadas a cada tarefa. A produtividade é definida conforme equação abaixo:

( )TTT

TDJTprod finalinicial

dia

3600/ ×−= (25)

Onde: proddia – produtividade diária JT – Jornada de trabalho diária TDinicial / final – Tempo de deslocamento inicial e final TTT – Tempo total da Tarefa 289. A jornada de trabalho diária e o tempo de deslocamento são apresentados na tabela abaixo:

Tabela 29 – Jornada de trabalho e tempo de deslocamento

Parâmetro Tempo (h)

Jornada de trabalho diária 7,5 Tempo de deslocamento inicial e final URBANO 1,0 Tempo de deslocamento inicial e final RURAL 2,5

290. A tabela seguinte apresenta as produtividades diárias para as atividades de faturamento, calculadas para o meio urbano e rural:

Tabela 30: Produtividades Diárias Calculadas URBANO RURAL

Descrição da Atividade

Tempo de Execução

(s)

Tempo de Desloc.

Interm. (s)

Tempo Total (s)

Produtividade Diária

Tempo de Execução

(s)

Tempo de

Desloc. Interm.

(s)

Tempo Total

(s)


Leitura sem coletor

30 40 70 334 30 180 210 86


URBANO RURAL

Descrição da Atividade

Tempo de Execução

(s)

Tempo de Desloc.

Interm. (s)

Tempo Total (s)


Tempo de Execução

(s)

Tempo de

Desloc. Interm.

(s)

Tempo Total

(s)


Leitura com coletor

20 40 60 390 20 180 200 90

Leitura com coletor e inspeção

30 40 70 334 30 180 210 86

Leitura com coletor e impressão

35 40 75 312 35 180 215 84

Entrega de Faturas

15 40 55 425 15 180 195 92

Entrega de Outros Documentos

15 65 80 293 15 420 435 41

III.4.5.2.3 – Valoração das Atividades

291. Para valoração das atividades de faturamento, devem ser seguidos os seguintes passos:

(i) Deve ser determinado o tempo total necessário para o faturamento mensal e/ou plurimensal, necessário para a realização das atividades de leitura de medidores e entrega de faturas; (ii) A valoração da atividade, então dependerá da quantidade de tempo determinada para sua realização

III.4.5.2.3.1 – Valoração da Atividade de Leitura de Medidores

292. O tempo total de leitura de medidores mensal ou plurimensal é dado pela equação abaixo, prevendo a possibilidade de utilização dos 4 (quatro) métodos de leitura apresentados anteriormente.

, , ,( . . )l m m m l m l m

T Qcons PIF PL Prod= (26)

Onde,

Tl,m : Tempo total mensal ou plurimensal, em horas, necessário para a realização da atividade de leitura l no meio m;

Qconsm : Quantidade de consumidores no meio m; PIFm : Percentual de consumidores atendidos pelo intervalo de faturamento mensal ou plurimensal; PLl,m : Percentual de consumidores atendidos pelo tipo de leitura l no meio m; Prodl,m : Produtividade, em horas, da atividade de leitura l no meio m; L : Tipo de atividade de leitura realizada; M : Meio urbano ou rural.


293. Após a determinação do tempo total, o custo mensal ou plurimensal da realização das atividades de leitura dos medidores é dado conforme a equação abaixo:

, , ,.( . )l m l m v mC T Cmo Cun Ccol Cvf Pu= + + + (27)

Onde: Cl,m : Custo da atividade de leitura l de medidor mensal ou plurimensal no meio m; Cmo : Custo de mão-de-obra por hora; Cun : Custo do uniforme por hora; Ccol : Custo do coletor por hora; Cvf : Custo do veículo por hora por funcionário; Puv,m : Percentual de utilização do veículo v no meio m.

III.4.5.2.3.2 – Valoração da Atividade de Entrega de Faturas

294. O tempo de entrega de faturas mensal ou plurimensal considera o somatório dos percentuais de consumidores atendidos pelas 3 (três) atividades de leitura onde não há entrega da fatura imediatamente. O tempo total de entrega de fatura e de entrega diferenciada mensal é determinado conforme equações abaixo:

3

, , ,1

( . .( ))e c m m l m e c ml

T Qcons PIF Pl Prod=

= ∑ (28)

, ,( . . )ed m m m ed mT Qcons PIF OD Prod= (29)

Onde:

Tec,m : Tempo mensal necessário para a realização da atividade de entrega de contas no meio m; Ted,m : Tempo mensal necessário para a realização da atividade de entrega diferenciada (outros

documentos) no meio m; OD : Percentual de entrega de outros documentos; Prodec,m : Produtividade da atividade de entrega de contas no meio m; Ec : Atividade de entrega de conta; Ed : Atividade de entrega diferenciada.

295. O custo mensal ou plurimensal da realização da atividade de entrega de conta e entrega diferenciada é dado conforme equações abaixo:

3

, , ,1

* ( ) * * ( )*e c m e c m l ml

C T Cmo Cun Cvf Qcons PIF Pl Cimpf=

= + + + ∑ (30)

, , *( ) * *e d m ed mC T Cmo Cun Cvf Qcons PIF Cimpod= + + + (31)

Onde:

Cec,m : Custo da realização da atividade de entrega de contas no meio m; Ced,m : Custo da realização da atividade de entrega diferenciada (outros documentos) no meio m; Cimpf : Custo de impressão ou emissão de fatura; Cimpod : Custo de impressão ou emissão de outros documentos.


III.4.5.3 – Teleatendimento

III.4.5.3.1 - Considerações Gerais 296. Em função da crescente demanda por atendimento eficiente, com custos decrescentes e processos cada vez mais ágeis e livres de defeitos no foco do consumidor, e por eficácia na superação das causas que geraram o relacionamento com elas, as empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica têm implantado centrais de teleatendimento, cujos requisitos principais são regulamentados pelas Resoluções Normativas n.º 057/2004 e 456/2002. 297. Considerando as especificidades que caracterizam a sua utilização na distribuição de energia elétrica, o teleatendimento pode ser caracterizado em si mesmo como um processo, acionado pelo contato aleatório dos consumidores e com abrangência ligada a aspectos comerciais – informações sobre uso da energia, sua medição e faturamento, solicitação de serviços para novas ligações e religação das já existentes, dentre outras – embora com importantes desdobramentos na apuração do nível de qualidade / continuidade de serviço e na percepção dos consumidores em relação a ele. 298. No âmbito da Empresa de Referência o principal objetivo em termos de teleatendimento é capturar e selecionar as melhores práticas no atendimento à distância aos consumidores por meio de contato telefônico e pela sinérgica integração desse com sistemas institucionais, em especial os sistemas comerciais, os de apoio à operação e geoprocessamento, de tal forma que o respectivo dimensionamento referencial atenda aos compromissos de eficiência e eficácia já citados, bem como à conformidade legal - leis e regulamentos pertinentes - e aderência ao estado da arte nessa forma de atendimento. Por outro lado, no tratamento das transações efetuadas por meio de teleatendimento, deve ser reconhecida a existência de fatores fundamentais que devem estar presentes em sua realização em todas as empresas e também as diversidades que requererem tratamentos justificadamente diferenciados.

III.4.5.3.2 - Abordagem Utilizada 299. Foi adotada a integração de metodologias e técnicas de planejamento e dimensionamento de infra-estrutura física e de recursos humanos de um teleatendimento, atendendo ao que determina as Resoluções 456/2002 e 057/2004 e legislação específica, mantendo-se a isonomia de tratamento de cargos e funções dos demais processos e atividades da Empresa de Referência. 300. Em resumo, a partir da quantidade de chamadas recebidas no ano por número de consumidores ativos, cujo valor é apurado por tipo em que a empresa esteja classificada, e do tempo médio de atendimento de três minutos, este estabelecido a partir de pesquisas junto ás empresas, é definido o dimensionamento de cargos necessários e de seus quantitativos respectivos. A infra estrutura associada também é originada do atendimento dessa demanda apurada, cujo custo específico de ligações pode ser avaliada pelo volume da chamada tipo (normal / celular) . 301. O ANEXO XI apresenta o detalhamento da metodologia utilizada.


III.4.5.4 – Equipes dedicadas ao Combate de Perdas Não Técnicas

III.4.5.4.1 - Cálculo do total de energia a ser regularizada 302. Será apurado um valor médio anual, com base na estimativa da quantidade mínima de perdas não técnicas a ser recuperada a cada ano de tal forma que a distribuidora mantenha o limite de regulatório no decorrer do ciclo tarifário em questão, seja ele fixo ou decrescente. 303. Os valores anuais de regularização de energia serão calculados pela composição das seguintes parcelas:

a) Redução de perdas (MWh) - Montante de perdas de energia que dever ser regularizada para atingir o percentual regulatório do ano.

Redução de perdas = Mbt1 x Pnt1 (%) - Mbt0 x Pnt0 (%) (32)

onde:

Mbt1 – Mercado de baixa tensão previsto para o ano em MWh Pnt1 – Percentual regulatório de perdas não técnicas definido para o ano Mbt0 – Mercado de baixa tensão previsto para o ano anterior em MWh Pnt0 – Percentual regulatório de perdas não técnicas definido para o ano anterior

b) Crescimento espontâneo de perdas (MWh) - Parcela de perdas de energia referente a novas fraudes ocorridas no ano.

Crescimento espontâneo de perdas (MWh) = Mbt0 x Ic (%) (33)

Onde: Ic – índice de crescimento de perdas

Este índice será um valor entre 0% e 1,5% e deverá refletir o crescimento de perdas devido a novas fraudes de consumidores regulares que passaram a furtar. Na definição do Ic para cada concessionária serão considerados os indicadores socioeconômicos de sua área de concessão e a sua posição relativa no ranking definido no estudo comparativo de perdas não técnicas, conforme metodologia apresentada na NT 348/2007-SRE/ANEEL e o nível de perdas não técnicas da concessionária se comparada a outras com área de concessão semelhante. c) Retorno de perdas (MWh) - Parcela de perdas de energia referente a consumidores já regularizados que voltaram a furtar.

Retorno de perdas (MWh) – Redução de perdas previsto para o ano anterior multiplicado por um fator de 20%


III.4.5.4.2 - Ganho de mercado

304. O ganho de mercado da distribuidora na atividade de combate às perdas é constituído pelo montante de energia que foi efetivamente agregado ao seu mercado na regularização das fraudes e furtos.

305. Em termos práticos o mercado agregado pela empresa seria correspondente a Redução de perdas previamente mencionado, entretanto, é sabido que o consumo do consumidor fraudador tende a se reduzir após sua regularização uma vez que na situação anterior é inexistente ou mínima a preocupação do consumidor em racionalizar seu uso, seja em termos de instalações e equipamentos elétricos eficientes, seja pelos hábitos de consumo praticados.

Mercado agregado = Redução de perdas x Ie (34)

onde:

Ie – % da energia consumida agregada após a regularização 306. Para efeito de estimativa dos custos operacionais, o ganho anual de mercado com redução de perdas será computado de forma cumulativa a ao mercado de baixa tensão da empresa de forma a subsidiar o cálculo de perdas para o ano seguinte.

III.4.5.4.3 - Dimensionamento das equipes

307. Os custos operacionais estimados levarão em conta as despesas com estrutura física e salários para o cumprimento das ações rotineiras executadas no combate às perdas, como a inspeção e identificação de consumidores fraudadores e a regularização dos mesmos. Para tanto, será dimensionada uma equipe principal, de coordenação de combate às perdas, aliado a um conjunto de equipes auxiliares de inspeção e regularização.

III.4.5.4.3.1 - Estrutura central 308. Corresponde a equipe de gestão prevista na estrutura central da Empresa de Referência. Seu dimensionamento dependerá do porte da concessionária, bem como de seu organograma típico.

III.4.5.4.3.2 - Equipes de Regularização

309. Serão compostas por um eletricista, uma auxiliar de eletricista e um veículo VCE10 e serão previstas tanto para as atividades de combate/redução quanto para manutenção do nível de perdas. 310. O dimensionamento do número de equipes levará em conta o número de regularizações previstas de realização no ano e produtividade das equipes de regularização.

311. É sabido também que um consumidor regularizado ao final do ano não contribui da mesma forma que outro regularizado no início, portanto será um fator de decréscimo de 50% na energia agregada por esse consumidor no primeiro ano da regularização de forma a refletir a proporção de meses em que ele foi faturado.

312. O cálculo será realizado conforme as expressões a seguir:


Equipes de combate às perdas

( )/Ie50%Cbt(MWh)perdasderedução

anuaisçõesregularizadeNúmero×

= (35)

Onde:

Cbt – consumo médio dos consumires de baixa tensão das classes residencial, comercial e rural, nos doze meses anteriores a data da análise (MWh/ano)

equipedaadeprodutividanuaisçõesregulariza

çãoregularizaequipesdeNúmero = (36)

Produtividade da equipe de reg = 3.300 regularizações / ano (37)

Equipes de manutenção do nível de perdas

( )/Ie50%Cbt(MWh)de perdas Retorno (MWh)de perdas o Cresciment

anuaisçõesregularizadeNúmero×

+= (38)

Onde: Cbt – consumo médio dos consumires de baixa tensão nos últimos 12 meses (MWh/ano)

equipedaadeprodutividanuaisçõesregulariza

çãoregularizaequipesdeNúmero = (39)

Produtividade da equipe de reg = 15 x 20 x 11 = 3.300 regularizações / ano (40)

III.4.5.4.3.3 - Equipes de Inspeção

313. Analogamente às equipes de regularização, serão compostas por um eletricista, uma auxiliar de eletricista e um veículo VCE10 e serão previstas tanto para as atividades de combate/redução quanto para manutenção do nível de perdas.

314. O dimensionamento levará em conta a efetividade da empresa na detecção de consumidores fraudadores em relação ao total de unidades consumidores inspecionadas.

315. O cálculo do número de equipes de inspeção para combate e manutenção de perdas será realizado conforme as expressões a seguir:


fanuaisçõesregulariza

anuaisinspeçõesdeNúmeroE

= (41)

onde: Ef– Efetividade na relação Regularizações / Inspeções

equipedaadeprodutividanuaisinspeções

inspeçãoequipesdeNúmero = (42)

Produtividade da equipe de inspeção = 3.300 regularizações / ano (43)

316. O índice de efetividade da empresa levará em conta o nível percentual de perdas da concessionária em comparação a outras com área de concessão semelhante e as boas práticas realizadas por empresas eficientes na redução de perdas.

III.4.5.4.4 - Custos operacionais no combate de manutenção de perdas 317. O total de custos operacionais com combate e manutenção de perdas será composto pelo somatório dos custos com pessoal, material e serviços associados ao custeio da equipe central de gerenciamento de perdas e o número médio de equipes de inspeção e regularização estimadas para o ciclo tarifário.

III.5 – TRATAMENTO DOS CUSTOS ADICIONAIS 318. Alguns custos serão tratados como adicionais ao modelo. Alguns já possuem parametrização, outros dependerão das particularidades das concessionárias. Seguem abaixo alguns custos adicionais já identificados, bem como a forma como os mesmos serão tratados:

(i) Seguros – com base nos dados reais das Concessionárias de Distribuição estima-se que o valor de seguros representa, em média, 0,056% do Ativo Imobilizado em Serviço. Desta forma, este percentual será aplicado sobre o AIS para determinação do custo incorrido com seguro de ativos.

(ii) Tributos – trata-se de um custo também estimado com base nos dados reais das

Concessionárias. Após análise, chegou-se a um percentual médio de 0,025% que, também, deverá ser aplicado sobre o AIS.

(iii) Engenharia e Supervisão de Obras – será considerado um valor correspondente a 1%

dos investimentos estimados para o ano-teste.

(iv) Crescimento de Processos Comerciais – trata-se de ajuste entre a data base de cálculo do modelo de referência e data de entrada em vigor da revisão tarifária. Para estimar este ajuste é utilizada a taxa de crescimento de clientes utilizada no cálculo do


Fator X. Deve ficar claro que este ajuste se aplicará a todos os processos comerciais, excetuando-se os processos de combate às perdas.

(v) Crescimento de Processos de O&M – da mesma forma como o custo anterior, trata-se

de ajuste tendo em conta o crescimento de ativos. A taxa de crescimento de ativos utilizada corresponderá a 60% da taxa de crescimento de clientes utilizada no crescimento de processos comerciais.

(vi) Consumo Próprio em Subestações – o consumo próprio em subestações deverá ser o

resultado entre a diferença do consumo próprio declarado no GTF e o consumo de eletricidade previsto no modelo de ER para as áreas administrativas da concessionária.

(vii) Exames Médicos Periódicos – para estimar o custo anual, deverá ser utilizado como

parâmetro o custo de exames periódicos no valor de R$ 70,00 por empregado resultante do cálculo da ER.

(viii) Publicações Legais – deverá ser considerado um valor consistente com o porte da

concessionária, bem como com o custo real declarado pela própria concessionária.

(ix) Adicional de IPTU – somente será contemplado para aquelas concessionárias que forem detentoras da propriedade das linhas de subtransmissão, mas, mesmo estas deverão juntar documentos comprobatórios para o devido reconhecimento em seus custos operacionais.

319. Obviamente, existem outros custos adicionais devidos as particularidades de algumas concessionárias, mas todos os pleitos sempre deverão ser acompanhados de cálculos condizentes com a realidade. 320. Por fim, cabe ressaltar que alguns custos tratados anteriormente como adicionais, estão previstos já no cálculo do modelo de ER, tais como: linha viva, subestação móvel, iluminação pública e vigilância da estrutura central e de subestações.

III.6 – DA ISONOMIA NA APLICAÇÃO DO MODELO 321. O primordial na aplicação do Modelo de ER é tratar a metodologia como uma ferramenta para determinação dos custos operacionais da Concessionária. Por ser um modelo matemático linear (planilha), se cada um dos itens que o compõem for maximizado o resultado final será inconsistente, pois a soma dos máximos individuais é superior ao máximo global coincidente. Portanto, não se pode utilizar o modelo de forma desagregada em cada um de seus itens, sob pena do resultado final padecer de razoabilidade. A regra geral exige que sempre que forem feitas alterações metodológicas seja verificada a consistência do valor global dos custos. 322. Sempre que for solicitado tratamento isonômico entre as concessionárias, deve ficar claro que o mesmo deve sempre ser analisado na ótica da realidade de cada empresa e da necessidade de tal solicitação frente aos custos operacionais totais concedidos.


323. A preocupação se justifica, pois a maioria dos pleitos de tratamento isonômico tem como objetivo principal obter os mesmos pleitos reconhecidos para outras concessionárias, não importando se tais pleitos causam ou não repercussão em seus custos globais. 324. Por fim, é visível o fenômeno da assimetria de informações que ocorre na análise dos pleitos das concessionárias com relação à Metodologia de Empresa de Referência, pois a concessionária sempre fará pleitos “isonômicos” a ela favoráveis e nunca pleitos “isonômicos” desfavoráveis. IV. CONCLUSÕES 325. Os aprimoramentos apontados no Modelo de Empresa de Referência tiveram como objetivo principal retratar, em termos médios, as diversas realidades encontradas nas áreas de concessão das Concessionárias de Distribuição. 326. Desta forma, ao se utilizar os dados reais de todas as concessionárias para estimar um modelo médio de empresa de referência buscou-se minimizar os enfrentamentos desnecessários quando da aplicação do modelo nos processos revisionais, além, é claro de termos uma ferramenta de cálculo aderente com as boas práticas de gestão operacional. 327. O modelo, de uma forma geral, foi todo remodelado e, por este motivo, a planilha de cálculo ainda pode apresentar alguns problemas não rastreados, motivo pelo qual a Audiência Pública se torna ferramenta fundamental para discussão metodológica, bem como para uma auditoria minuciosa na planilha de cálculo disponibilizada. V. DA RECOMENDAÇÃO 328. Face ao exposto, recomendamos a disponibilização desta Nota Técnica, da planilha de cálculo do Modelo de Empresa de Referência e do Manual do Usuário para utilização do Modelo, em Audiência Pública para recebimento de contribuições de toda a sociedade com objetivo de aprimorar a metodologia de Empresa de Referência

VI. ANEXOS

Acompanham a presente Nota Técnica os seguintes Anexos:

§ Anexo I – Dados de Ativos Físicos § Anexo II – Dados de Consumidores § Anexo III – Remunerações § Anexo IV – Preços de Materiais de Reposição § Anexo V – Veículos § Anexo VI – Investimentos em Sistemas de Informática § Anexo VII – Organogramas Típicos da Estrutura Central § Anexo VIII – Gerências Regionais Típicas § Anexo IX – Descritivo das Tarefas de O&M § Anexo X – Resumo das Tarefas de O&M


§ Anexo XI – Metodologia de Cálculo para o Teleatendimento

ANDRÉ LUIZ GOMES DA SILVA Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Ene rgia Matrícula: 1500060

MARIA LUIZA DA CRUZ FERREIRA SILVA Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Energia Matrícula: 1496744

LEANDRO CAIXETA MOREIRA Especialista em Regulação


CLAUDIO ELIAS CARVALHO Especialista em Regulação


HÁLISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA Especialista em Regulação


RICARDO MARTINS Especialista em Regulação


HERMANO DUMONT VERONESE Especialista em Regulação


De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

nota tecnica nº 352 er - aneel.gov.brº_352_er.pdf · (fls. 4 da nota técnica no...

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