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PRIMEIRA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA EMPRESA DE ELETRICIDADE VALE PARANAPANEMA S/A

CONSIDERAÇÕES SOBRE A NOTA TÉCNICA Nº 217/2003 – SRE/ANEEL

Dando prosseguimento ao processo da Primeira Revisão Tarifária Periódica da EEVP, encaminhamos a manifestação formal desta Concessionária sobre a proposta ANEEL colocada em consulta pública em 04 de novembro de 2003, através da Nota Técnica nº 217/2003-SRE/ANEEL. Reiteramos as nossas manifestações anteriores, inclusive, no que se refere ao envio de dados complementares com a solicitação de ajustes a essa Agência, antes da disponibilização dos dados para consulta pública, as quais não foram atendidas tempestivamente pelo Órgão Regulador, quais sejam: Carta nº VPAR/451/03 de 15 de outubro de 2003 (Manifestação formal com relação à Primeira Proposta Aneel – apresentada em 25 de setembro de 2003). A seguir trataremos dos itens considerados relevantes e carentes de ajustes de forma a darmos nossa contribuição para que a Revisão Tarifária da EEVP cumpra com todos os seus objetivos legais e contratuais, especialmente os relacionados à modicidade tarifária para o consumidor e ao equilíbrio econômico financeiro para a Concessionária. I. PARCELA A I.1. Compra de Energia Elétrica I.1.1. Contrato Bilateral O valor da despesa com compra de energia elétrica do contrato bilateral firmado entre a Concessionária e a Rede Lajeado Energia S/A, foi calculado pelo Órgão Regulador com base na tarifa que consta do contrato de compra e venda de energia elétrica, onde o preço estipulado era de R$ 52,46/MWh (base 30/09/01), atualizado pelo IGP-M até janeiro de 2004 e nos montantes indicados por esta Empresa. Salientamos que, a Investco (líder do consórcio de construção da UHE Luis Eduardo Magalhães – Lajeado) pleiteou ao Órgão Regulador a Revisão da tarifa de suprimento, alterando o valor para R$ 71,04/MWh (setenta e um reais e quatro centavos por megawatt hora), com vigência a partir de 1º de dezembro de 2002, tendo em vista que na tarifa inicial, não estavam contemplados alguns acréscimos de encargos setoriais, bem como adicional do Cofins.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Este documento encontra-se em análise na PGE/ANEEL, sob nº 48512.011.243/03-00, e que uma vez aprovado pela Agência o referido valor devera ser considerado por ocasião da Revisão Tarifária desta Empresa. I.1.2 Rede Básica - Lajeado O Contrato Bilateral de compra de energia elétrica mantido com a Rede Lajeado S/A, registrado na ANEEL sob nº 009/2002, conforme Ofício nº 019/2002-SEM/ANEEL, de 18/02/2002, prevê o repasse do custo da Rede Básica, até o centro de gravidade. Em 19 de fevereiro de 2002, através do Despacho 075/02, a ANEEL aprovou o aumento da potência assegurada de Lajeado de 850 MW para 902,50 MW, resultando em um acréscimo de custo no valor de R$ 100.660,00, que ainda deverá ser repassado para a empresa. Os repasses estão previstos no Contrato de Concessão da UHE Luis Eduardo Magalhães (UHE Lajeado) nº 05/97, de 16 de dezembro de 1997, entre o Consórcio e a ANEEL. A empresa solicita que ANEEL considere para o ano teste este custo adicional na parcela correspondente a Energia Comprada da UHE Lajeado, e também que seja aplicado na base de cálculo do Repasse da Rede Básica o montante de 902,50W. I.2. Encargos Tarifários I.2.1. Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE A ANEEL não considerou o custo de operação do Mercado Atacadista de Energia – MAE em sua proposta de Revisão. Essa despesa não tem sido considerada pela ANEEL na Parcela “A” quando dos reajustes tarifários concedidos. Conforme deliberado na Terceira Assembléia Geral Ordinária do MAE, ficou estabelecido o rateio das despesas previstas naquele órgão entre todos os agentes participantes, proporcionalmente aos volumes de energia elétrica transacionadas, sendo então apresentado os valores abaixo: Despesas Contribuições MAE – Em Reais

ANO 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 (*) Valor Nominal 142.600,51 208.251,50 323.565,25 61.626,79 58.731,54 56.122,68 4.676,89 Valor Atualizado IGP-M 295.217,03 392.019,48 554.460,10 96.095,29 71.269,56 67.710,06 5.642,51 Total Período 1.482.414,03 (*)Observação: 2005 – valor previsto somente para o mês de janeiro.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Salientamos que, na Resolução nº 332/2001, de 13 de agosto de 2001, que dispõe sobre o tratamento tarifário a ser aplicado aos recursos repassados a ASMAE pelo, Agentes integrantes do Mercado Atacadista de Energia Elétrica, em seu artigo 3º, no qual informa sobre o reconhecimento futuro nas tarifas de energia elétrica dos gastos já realizados, para implantação do MAE, dependerá da operacionalização da contabilização e liquidação financeira das transações de compra e venda de energia elétrica no âmbito do mercado. Tendo em vista que o MAE já contabilizou e liquidou as operações entre setembro de 2000 a agosto de 2003, e cujos valores já foram auditados e aprovados pelas Empresas de Auditoria, a Concessionária entende que os custos totais deste período devem compor a base de cálculo do reposicionamento tarifário perfazendo um total de R$ 1.482.414,02 (Hum milhão, quatrocentos e oitenta e dois mil, quatrocentos e catorze reais e três centavos). II. PARCELA B II.1 Custos Operacionais Neste item do presente relatório apresenta-se uma avaliação dos Custos Operacionais propostos pela ANEEL, ainda em caráter preliminar, para uma Empresa de Referência atuando na área de concessão da EEVP, doravante denominada ER ANEEL, constante da Nota Técnica no. 216/2003, disponibilizada no “site” do Regulador em 04 de novembro de 2003. No intuito de avaliar a adequação dos custos operacionais da ER ANEEL, a EEVP adotará a mesma metodologia contida na Nota Técnica, discordando, quando pertinente, na visão da concessionária, de premissas de formação dos referidos custos operacionais, o que não implica necessariamente em concordância com os critérios e, principalmente, com a metodologia utilizada de Empresa de Referencia, porém fará sua manifestação para fins, único e exclusivo, da revisão tarifária periódica, ora em curso. Neste sentido, para que a crítica seja objetiva e facilmente relacionada à metodologia de avaliação dos custos operacionais da ER ANEEL constante na Nota Técnica e a ER ANEEL ajustada pelas considerações aqui sugeridas, foram estruturados dois blocos de análise:

a) Dos custos operacionais contidos na ER ANEEL - consolidam os custos de: (I) PMSO, abreviatura das despesas com Pessoal, Materiais, Serviços e Outros da estrutura básica de gestão – processos e atividades corporativas, comerciais e técnicas – da ER ANEEL e (II) Inadimplência, vinculada à provisão de despesas para devedores duvidosos. Na Nota Técnica tais custos alcançam R$ 31.951.504,00, assim distribuídos:


Custo de PMSO R$ 31.488.796,00 Custo da Inadimplência R$ 462.708,00

b) Dos custos operacionais não contidos na ER ANEEL - relacionam todos os

outros custos, seja na forma de atividade, seja na forma de gastos diretos, ainda não contemplados na ER ANEEL, mas que se constituem em uma especificidade da área de concessão da EEVP e / ou de exigências legais e regulatórias, além de requisitos necessários para a eficiência de gestão sendo, na sua grande maior parte, objeto de pleitos anteriores.

II.2 Dos ajustes nos custos operacionais contidos na ER ANEEL O presente item trata dos adicionais de custos operacionais contidos na Nota Técnica julgados como incorretos ou insuficientes pela EEVP. Resumidamente a tabela adiante antecipa uma necessidade de ajuste anual de R$ 4.862.862 cujas bases comparativas e argumentações são apresentadas a seguir, por item de custo.

ITEM PP REDE

ER ANEEL

Ajuste Necessário

Pessoal - A 2.743.828 1.459.884 1.283.944 Escritórios Comerciais 2.447.311 1.415.677 1.031.634

P&A's Comerciais - Entregadores 296.517 44.207 252.310 Materiais, Serviços e Outros - B 6.857.519 3.457.727 3.399.792

Marketing 325.148 178.620 146.528 Insumos e Outros Gastos - Sem Veículos 1.524.676 760.240 764.436

Tecnologia de informação 2.365.182 1.400.316 964.866 Transporte - Veículos 369.707 - 369.707

EPI + Ferramentas 1.086.311 666.570 419.741 Engenharia e Supervisão de obras 1.071.857 446.248 625.609

Edição de Outros Documentos 114.638 5.733 108.905 Ajuste nos Custos de PMSO - A+B 9.601.347 4.917.611 4.683.736 Ajuste no Custo da Inadimplência - C 641.834 462.708 179.126

Ajustes Totais - A+B+C 10.243.181 5.380.319 4.862.862

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. II.2.1 Pessoal Neste item são apresentadas as analises sobre os ajustes de pessoal vinculados às funções lotadas nos Escritórios e P&A´s comerciais. Destaca –se que todo o ajuste proposto, a preço de fevereiro de 2.004, não pressupôs alterações nas categorias salariais e/ou nos respectivos salários de base constantes na ER ANEEL. II.2.1.1 Escritórios Comerciais A EEVP atende a 27 Municípios e 18 Distritos distribuídos em uma extensa área territorial, que acaba determinando uma descentralização de toda sua estrutura de atendimento, no que tange aos Veículos, Depósitos, Escritórios e Pessoas. Essa logística é necessária para a manutenção dos elevados padrões de Qualidade do Atendimento e do Serviço, estabelecidos no Contrato de Concessão. A ER ANEEL não considerou essa realidade no dimensionamento da estrutura necessária de escritórios comerciais e, conseqüentemente, na quantidade de pessoal envolvido nas tarefas a eles vinculados, conforme demonstrado a seguir. No estabelecimento da estrutura para Escritórios Comerciais a metodologia da ER ANEEL prevê alguns tipos de escritórios por faixa de clientes, a saber: • Tipo 1, considera os escritórios comerciais para atendimento de municípios na faixa

de 100.000 a 300.000 clientes, e se definiu como o escritório representativo o referente a 200.000 clientes para efeito de dimensionamento.

• Tipo 2, considera os escritórios comerciais para atendimento de municípios na faixa






• Tipo 5, considera os escritórios comerciais para atendimento de municípios com

menos de 4.000 clientes, e se definiu como o escritório representativo o referente a 2.000 clientes para efeito de dimensionamento.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. O numero e tipos de escritórios comerciais considerados na ER ANEEL como representativos para a área de concessão da EEVP foram de 6 escritórios do tipo 3. Esta estrutura não garante uma proximidade razoável dos escritórios junto aos clientes concentrando nos 6 escritórios do tipo 3 o atendimento da totalidade dos distritos e municípios existentes. Nesta estrutura, o resultado é a perda de qualidade de atendimento e serviço e aumento de custos de deslocamentos a serem eventualmente compensados na modicidade tarifária, ou seja, pago pelos clientes.

Neste sentido, a EEVP sugere que a estrutura dos escritórios comerciais poderia ser composta de maneira mais descentralizada na forma ilustrada na tabela adiante considerando na sua formação, o mesmo critério do utilizado pelo Órgão regulador:


MUNICÍPIOS CLIENTES TIPO DE ESCRITÓRIO Assis 33.240 3 Echaporã 2.072 5 C. Mota 10.138 3 Tarumã 3.260 5 Florínea 1.187 5 Cruzália 867 5 Pedrinhas Pta 1.020 5 Palmital 6.956 4 Salto Grande 2.967 5 Ibirarema 1.957 5 Ribeirão do Sul 1.336 5 Platina 854 5 Paraguaçu Pta 13.355 3 Oscar Bressane 897 5 Maracaí 4.408 4 Lutécia 978 5 Rancharia 10.496 3 Nantes 679 5 Iepê 2.531 5 Quatá 3.919 5 Tupã 21.117 3 Arco-Íris 1.056 5 Bastos 8.118 4 Rinópolis 3.165 5 A conseqüência desta sugestão impõe a necessidade de 24 escritórios comerciais. Deste modo se conseguiria ter uma distribuição geográfica que garante uma proximidade junto aos clientes e uma gestão operacional dos processos de atendimento à custos otimizados. No tocante ao dimensionamento de pessoal relacionado a cada tipo de escritório, o Órgão Regulador definiu os postos de trabalhos encarregados de todas as atividades lotadas nos escritórios comerciais. No caso da ER ANEEL a estrutura de escritórios comerciais proposta conduziu a necessidade de 42 pessoas assim distribuída:


ER ANEEL – Escritórios Comerciais Quantidade Postos de Trabalho

Tipo 3 Chefe do Escritório Comercial 1 Supervisor Comercial 1 Supervisor Técnico 1 Eletricista II 2 Assistente de Atendimento Comercial 2 Numero de escritórios 6 Chefe do Escritório Comercial 6 Supervisor Comercial 6 Supervisor Técnico 6 Eletricista II 12 Assistente de Atendimento Comercial 12 Numero de pessoas 42

Na ER ANEEL ajustada proposta pela EEVP conduz a uma necessidade de 76 pessoas lotadas nos escritórios comerciais, considerando no seu dimensionamento o mesmo critério do utilizado pelo Órgão regulador, conforme atesta a tabela adiante:

ER Ajustada – Escritórios Comerciais Quantidade Postos de Trabalho

Tipo 3 Tipo 4 Tipo 5 Chefe do Escritório Comercial 1 - - Supervisor Comercial 1 - - Supervisor Técnico 1 - - Eletricista II 2 2 2 Assistente de Atendimento Comercial 2 1 -

Numero de escritórios 5 3 16 Chefe do Escritório Comercial 5 - - Supervisor Comercial 5 - - Supervisor Técnico 5 - - Eletricista II 10 6 32 Assistente de Atendimento Comercial 10 3 -

Numero de pessoas 35 9 32

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. É importante assinalar que para o dimensionamento das equipes levou –se em consideração o que estabelece a NR-10 - Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho, que estabelece as condições para trabalho em instalações e serviços de eletricidade, que determina que eletricistas que trabalham em sistemas elétricos, não podem faze-los desacompanhados. Portanto, há a necessidade de estabelecer para os tipos de escritórios comerciais definidos pelo Regulador com apenas um eletricista, basicamente os tipos 4 e 5, o numero de 2 eletricistas para o pleno atendimento da NR – 10. A tabela a seguir expõe as diferenças entre as visões ER ANEEL ajustada e a ER ANEEL na definição da melhor estrutura dos escritórios comerciais para o pleno atendimento dos aspectos vinculados à gestão comercial junto aos clientes.

Cargo Funcional ER ANEEL

Ajuste Necessário

ER ANEEL Ajustada

Numero de Escritórios 6 18 24 Chefe do Escritório Comercial 6 -1 5 Supervisor Comercial 6 -1 5 Supervisor Técnico 6 -1 5 Eletricista II 12 36 48 Assistente de Atendimento Comercial 12 1 13 TOTAL 42 34 76

Cabe ainda ressaltar, como um outro caminho para justificar o sub-dimensionamento de pessoal lotado nos escritórios comerciais na concepção ANEEL, que dentro das funções ligadas à gestão comercial fazem parte às atividades de corte, conexão e controle das perdas não técnicas executadas por eletricistas. Para estas atividades a ER ANEEL dimensionou 12 eletricistas, número incompatível com a freqüência dos processos que acontecem nos Municípios e Distritos atendidos pela EEVP conforme demonstrado adiante: Corte • N° de cortes = 44.184/ano = 3.682/mês = 2,63% dos clientes. • Jornada de trabalho de uma equipe de 7,5 horas/dia, 5 dias por semana e 48 semanas por ano. Consideram-se os cortes por jornada em média de 30 cortes/dia, ou um corte a cada 15 minutos. Nessa avaliação de produtividade leva-se em conta que esse numero refere-se a um valor médio de cortes feitos na zona urbana e rural. Essa consideração deve-se ao fato de que 8,7% dos clientes da EEVP estão localizados na zona rural, parte inclusive com outras classificações que não a de cliente rural.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. No quadro abaixo encontrá-se o dimensionamento da quantidade de eletricistas necessários para execução desse processo.

Dimensionamento de Eletricistas Necessários para Execução de Corte Cortes

Total/mês Cortes por

jornada Numero de dias

uteis/mês Equipes

Necessárias (Quantidade)

Eletricistas necessários (Quantidade)

3.682 30 20 6 12 + 1 p/ cobrir férias Conexão • N° de conexão = 21.624 = 1.802/mês = 1,30% dos clientes. • Consideram-se a jornada de trabalho de uma equipe de 7,5 horas/dia, 5 dias por semana e 48 semanas por ano.

Consideram-se a produtividade média de 15 atividades de conexão/dia, ou uma conexão a cada 30 minutos. Nessa avaliação de produtividade leva-se em conta que esse numero refere-se a um valor médio de conexões feitas na zona urbana e rural. No quadro abaixo encontra-se o dimensionamento da quantidade de eletricistas necessários para execução desse processo.

Dimensionamento de Eletricistas Necessários para Conexão Total de conexão

por mês Conexão por

jornada Numero de dias

uteis/mês Equipes

Necessárias (Quantidade)


1.802 15 20 6 12 + 1 p/ cobrir férias Perdas Não Técnicas • Perdas não técnicas = 31.790 = 2.649/mês = 1,89 % dos clientes. • Jornada de trabalho de uma equipe de 7,5 horas/dia, 5 dias por semana e 48 semanas por ano. • Produtividade média de 15 atividades dia, ou uma atividade a cada 30 minutos. Nessa avaliação de produtividade leva-se em conta que esse numero refere-se a um valor médio de serviços executados na zona urbana e rural. É importante destacar que após o racionamento de 2001 ocorreu um considerável aumento de perdas comerciais provocadas por fraudes nos padrões de medição e conexão de entrada na unidade de consumo. No quadro abaixo encontra-se o dimensionamento da quantidade de eletricistas necessários para execução desse processo.


Dimensionamento de Eletricistas Necessários para Inspeção de Perdas Comerciais Total de

inspeções mês

Atividades por jornada

Número de dias Úteis/mês

Equipes Necessárias (Quantidade)


2.649 15 20 9 18 + 2 p/ cobrir férias Ao analisar os processos, freqüência e produtividade de equipes observamos que para desempenhar as atividades de Serviços Técnicos, dos Escritórios Comerciais, faz-se necessário um número mínimo de 46 eletricistas, ou seja, 21 equipes com 2 eletricistas cada, compatível com o dimensionamento de 48 eletricistas, estabelecido a partir do critério regulatório segundo tipos de escritórios por faixas de clientes e municípios. O ajuste necessário de 34 pessoas adicionais nos escritórios comerciais conduz a um custo adicional de pessoal de R$ 1.031.634,00. Registra –se mais uma vez que o ajuste proposto em termo financeiro, a preço de fevereiro de 2.004, não pressupôs alterações nas categorias salariais e /ou nos respectivos salários base considerados na Nota Técnica ANEEL. Os ajustes decorrentes da reestruturação dos escritórios comerciais nas rubricas de transporte e almoxarifados e depósitos são demonstrados nos itens 1.2.4 e 2.2.2 respectivamente desta manifestação. II.2.1.2 P&A´s Comerciais A questão das P&A´s Comerciais refere –se ao dimensionamento de entregadores de outros documentos além da fatura de energia elétrica. A ER da ANEEL considerou que 5% do número de clientes recebem outros documentos, além da fatura de energia elétrica. Neste patamar, dimensionou uma freqüência de 6.608 documentos /mês e a necessidade de 3 entregadores ao custo anual de R$ 44.207,00, a preço de fevereiro de 2.004. Uma ER, porém, necessita de maiores recursos para tal fim, uma vez que o envio de outros documentos é da ordem de 35% do numero de clientes, haja vista a necessidade de encaminhar os reavisos para atender ao que preceitua a resolução 456/2000 da ANEEL, em seu artigo 91º. Especificamente no caso da EEVP a freqüência atinge 49.382 documentos /mês. Neste patamar de entrega de outros documentos existe a necessidade de 20 entregadores dimensionados a partir das mesmas premissas de produtividades consideradas pelo Regulador

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Envio de outros documentos estrutura de uma ER nessa Concessão

Clientes Período de Envio Qtde Clientes Envios p/

Jornadas Qtde de

Entregadores Urbano Mensal 46.885 150 14 Rural Mensal 2.497 20 6

TOTAL 20 Por outro lado o processo de envio de reavisos, uma ER que atende a municípios numa das regiões mais carentes do Estado de São Paulo, efetua o envio desse documento 06 dias após a data de vencimento da fatura, havendo assim um descasamento da data de entrega da fatura seguinte, que só ocorre 20 dias após o vencimento da fatura anterior. Um cronograma de entrega de reaviso diferente do aqui colocado compromete o fluxo de caixa da empresa através do agravamento da inadimplência.

Exemplo do Cronograma de Uma Etapa de Faturamento Leitura Entrega

Fatura Vencimento Entrega Reaviso

Entrega Fatura Seguinte

10/04/03 12/04/03 19/04/03 25/04/03 12/05/03 Obs.: Ocorre um descasamento de 17 dias entre a entrega do reaviso (25/04/03) e a entrega da fatura seguinte (12/05/03). Observa –se que ocorre um descasamento de 17 (dezessete) dias entre a entrega do reaviso (25/04) e a entrega da fatura seguinte (12/05). Se a Empresa Referência adotar a entrega do reaviso de corte casado com a data da entrega da fatura seguinte, na premissa de diminuir o seu volume, ocorrerá um impacto negativo no fluxo de caixa, provocado por uma defasagem de 38 (trinta e oito) dias entre o vencimento da fatura e o corte efetivo, contra 21 (vinte e um) dias do que ocorre hoje na Empresa Real. Em razão do exposto a EEVP solicita que a ANEEL reavalie o quadro de pessoal estabelecido para a ENTREGA DE OUTROS DOCUMENTOS incrementando 17 entregadores nas P&A ´s comerciais. O ajuste necessário de 17 pessoas adicionais de entregadores conduz a um custo adicional de pessoal de R$ 252.310,00. Registra–se mais uma vez que o ajuste proposto em termo financeiro, a preço de fevereiro de 2.004, não pressupôs alterações nas categorias salariais e /ou nos respectivos salários base considerados na Nota Técnica ANEEL.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. II.2.2 Materiais, Serviços e Outros II.2.2.1 Marketing ER da ANEEL não considera nos custos recursos suficientes para o cumprimento de todas as obrigações legais, que constam do Contrato de Concessão e Resoluções do próprio orgão regulador que estabelece a necessidade de informar os usuários quanto aos riscos elétricos, utilização racional do uso da energia elétrica, publicação nos principais jornais das alterações nas Normas Técnicas, esclarecimentos quanto aos direitos e deveres, informes sobre os serviços, acesso a concessionária, ouvidoria, projetos sociais e avisos antecipados das interrupções no fornecimento de energia elétrica. Uma ER deve atender a todas essas exigências de comunicação e Marketing, previstas nas regras do setor. Para tanto considerando a atuação e atendimento disperso em 27 municípios necessita de recursos da ordem de R$ 2,46 por consumidor. Considerando 132.174 consumidores, o custo anual com marketing é de R$ 325.148,00 Na ER proposta a despesa anual com marketing é de R$ 178.620,00 ou seja R$ 1,38 por consumidor. Portanto, é necessária uma correção na despesa anual com marketing entre a ER Ajustada e a proposta de R$ 146.528,00. II.2.2.2 Insumos e Outros Gastos Este item corresponde aos gastos correntes com os serviços de: (i) “utilities” de água, eletricidade e gás, (II) “facility” tais como limpeza, segurança, mensageiro e manutenção predial e de utilities – energia, ar condicionado etc – custeados como serviços contratados de terceiros, a preços de mercado, (iii) Transporte dos veículos lotados na estrutura administrativa, técnica e comercial e, (iv) além de todas as despesas de escritório tais como papelaria e outras compras menores e de pessoal, viagens, deslocamentos e estadias, dentre outros. A ER ANEEL apresentou o custo com Insumos e Outros gastos no patamar de R$ 1.608.916,00 a preço de fevereiro de 2004, dos quais R$ 848.676,00 referem –se às despesas com 30 veículos no atendimento a estrutura centralizada de Presidência e Diretorias. Os R$ 760.240,00 atendem aos demais custos, assim distribuído: • Custo de Utilities ............................ R$ 168.006,00 • Custo de Facilities ............ R$ 84.003,00 • Custo de Outros Gastos...................R$ 508.231,00

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Considerando que estes custos atendem 259 usuários pela ER ANEEL resulta um indice de gastos específico de R$ 2.935 por usuário que é baixo quando comparado com mesmo indicador observados em outras concessionárias submetidas ao processo de revisão tarifária em curso, tais como:

Concessionária R$ por usuario COELCE 3.568 ELEKTRO 2.910 CPFL 2.958 AES SUL 4.055 LIGHT 2.944 CERJ 3.022

A análise dos indicadores acima aponta valores de até 50% maior do que aquele observado para ER ANEEL atuando na área da EEVP. Considerando ainda que todas as concessionárias apresentam escalas de ativos e clientes bem superiores, o que permite uma negociação de contratação de serviços mais vantajosa, principalmente aqueles relacionados com limpeza, segurança, mensageiro e manutenção predial e de utilities – energia, ar condicionado etc, fica evidente de sobremaneira o baixo recurso disponibilizado para custear a rubrica de insumos e outros gastos. Especificamente quanto aos custos de Facilities a EEVP considera que a utilização do critério de numero de pessoas para a sua avaliação não é adequado. Normalmente, a base do custeio das Facilities é o tamanho da área a ser servida em termo de limpeza, segurança, manutenção predial etc, tanto nos escritórios como em almoxarifados. No caso da ER ANEEL, tem–se uma área total de 2.280 m2, na forma de escritórios, central e comerciais. Considerando, as despesas adotadas pelo Regulador de R$ 84.003,00, o custo especifico da Facilities alcança R$ 37 por m2, valor extremamente baixo quando comparado com empresas de mercado que prestam estes tipos de serviços. Baseado em levantamento em empresas de serviços de facilities no estado de São Paulo foram observados valores na faixa de R$ 280 a 300 por m2 de área servida. Considerando que a área de concessão atende o interior do estado de São Paulo pode –se estabelecer um patamar conservador de R$ 250 por m2 o que conduziria o custo de Facilities na ordem de R$ 580 mil. Considera –se ainda a necessidade de custear as Facilities vinculadas a Almoxarifado e Depósitos, de menor custo que os escritórios, não consideradas pelo Regulador. Assim, uma ER atuando na area de concessão da EEVP demandará recursos de Utilities e Facilities que podem ser observados abaixo.


Utilities Valor R$ Energia Elétrica – consumo próprio 183.257,00 Correios e malotes 26.883,00 Água / Gás de cozinha 21.950,00 SOMA 232.090,00

Facilities Building Valor R$

Limpeza predial (faxineiras, jardinagem etc) 155.297,00 Vigilância e Portaria 118.620,00 Manutenção e conservação de edificações 17.315,00 Manutenção e conservação de equipamentos 54.792,00 Manutenção conserv. Móveis e utensílios 5.468,00 Serviços de impressão, carimbos, cartórios 122.506,00 Outros terceirizados (confecção uniformes, mensageiros, Telefonista, Serviços de Cobrança)

310.357,00

SOMA 784.355,00

Outros gastos Valor R$ 508.231,00

(*) O Consumo Próprio de energia está inserido no mercado de energia elétrica da Empresa e, portanto, compõem sua Receita Verificada. O valor estimado pela EEVP para o ano teste corresponde a 690 MWh e R$ 183.257,10 a considerar a tarifa da Resolução nº 62/2003, de 31 de janeiro de 2003. Este é o valor que deve ser considerado no custo da Empresa de Referência. A utilização desses indicadores de formação das despesas com insumos e outros gastos na ER Ajustada para a realidade de uma ER na região da EEVP, aponta para um valor anual de R$ 1.524.676,00. Face às considerações acima existe a necessidade de um adicional no custo anual com insumos e outros gastos de R$ 764.436,00. II.2.2.3 Tecnologia de Informação A despesa com Tecnologia da informação – TI - estipulada na ER ANEEL foi de R$ 1.400.316,00, a preço de fevereiro de 2004, assim distribuído por item de custo: • Custo de capital .............................. R$ 811.192,00 • Custo de manutenção ..................... R$ 589.124,00

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. O cálculo para estimar estas despesas levou em consideração um investimento de R$ 4.007.215,00 em hardware e software centrais e a necessidade de micro computadores para o pessoal alocado nos escritórios. Tal inversão não é compatível para uma empresa atingir níveis de excelência na prestação de serviços nos patamares exigidos pelos clientes e pelo próprio regulador. A tabela adiante apresenta o investimento por cliente considerado pelo regulador para algumas concessionárias em processo de revisão.

Concessionária Nº. Clientes Investimento R$/ Cliente

ELEKTRO 1.729.765 36,60 COELCE 1.927.744 34,47 CERJ 1.778.404 38,79 EEVP 132.174 31,79

A análise dos indicadores acima aponta valores de até 22% maior do que aquele observado para ER ANEEL atuando na área da EEVP. Considerando ainda que todas as concessionárias apresentam escalas de ativos e clientes bem superiores, o que permite uma negociação de contratação mais vantajosa, evidencia de sobremaneira o baixo recurso disponibilizado para os investimentos de TI. Para ER ajustada faz –se necessário prover de um valor de R$ 6.845.897,00 para atender as necessidades descritas abaixo. Este valor coloca o investimento especifico em TI de R$ 51,79 por cliente, valor mais compatível com a escala de concessão da EEVP e dentro de uma concepção adequada aos níveis de excelência na prestação de serviços, nos patamares exigidos pelos clientes e pelo próprio regulador.


Descrição R$ Sistemas Centrais de Porte 5.069.601

Hardware – Equipamentos 1.782.023 Roteadores/Hubs e Switches 351.855

Servidores Intel 166.193 Servidores Risc 1.053.975 Sistema Scada 210.000

Software – Sistemas/Licenças 3.287.578 Anti Vírus (internet) 37.699

Oracle 8i EE 292.178 Oracle 9i AS 96.509 Metaframe 49.348 Sistema UE 1.417.145 Sistema RE 397.795 Sistema BE 95.015

Gestão Fiscal 71.900 XDM (ERP) 245.070 Certo ISO 105.510

Sistema Fiscal 84.410 Sistema Scada 395.000

Sistema – PC´s 1.071.511 Hardware 663.725

Micro computadores 493.480 Impressoras 170.246

Software – Sistemas/Licenças 407.785 Windows 143.932 MS Office 246.740

Anti Vírus (PC) 16.449 Anti Virus (server) 655

Adequação Sistema GIS 297.000

Sistema Básico de Informática 6.845.897 As principais diferenças verificadas se deve: 1 – Sistema – PC´s ! Acréscimo do número de pessoas alocadas nos escritórios, ! Adequação dos custos de aquisição dos equipamentos e periféricos e software. 2 – Sistema Centrais de Porte ! Inclusão dos sistemas Scada, não considerado pela ER ANEEL, ! Adequação do sistema cartográfico pelo Sistema GIS ! Adequação dos custos de aquisição dos hardware e software dimensionados pela ER ANEEL.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. A consideração do investimento revisado e, mantendo-se as mesmas premissas de vida útil, taxa de remuneração do capital investido e taxas de investimentos para os diversos ativos estabelecidos no relatório ANEEL, implica na necessidade de um custeio anual com TI de R$ 2.365.182,00, a preço de fevereiro de 2004, assim distribuído por item de custo: • Custo de capital .......................................... R$ 1.375.337,00 • Custo de manutenção ................................. R$ 989.845,00 Em resumo, considera-se a necessidade de um custeio adicional anual com TI de R$ 964.866,00, a preço de fevereiro de 2004, assim distribuído por item de custo:

• Custo de capital ..........................................R$ 564..145,00 • Custo de manutenção .................................R$ 400.720,00 II.2.2.4 Transporte – Veículos Na Nota Técnica 216/2003/SRE/ANEEL a Empresa de Referência apresenta o seguinte quadro de veículos:

Setores da Empresa Unidades e P&A V1 V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 TOTAL

Conselhos e Presidência 1 0 0 0 0 0 0 0 1

Diretoria de Administração e Finanças 3 0 0 0 0 0 0 0 3 Estrutura

Central Diretoria Técnica e

Comercial 8 18 0 0 0 0 0 0 26

Estrutura Regional Escritórios Comerciais 12 0 0 0 0 0 0 0 12

Processos e Atividades de Comercial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Processos e

Atividades Processos e Atividades de O&M 0 16 1 6 8 1 0 1 33

Quantidade Total de Veículos 24 34 1 6 8 1 0 1 75

Conforme verificado anteriormente, o número de veículos previstos para os Escritórios Comerciais é insuficiente para o atendimento do quadro de pessoas, considerando a necessidade de revisão da estrutura de pessoal, principalmente de Eletricistas. Em função do dimensionamento de pessoas e equipes a necessidade de veículos, por tipo, é a seguinte:


Setores da Empresa Unidades e P&A V V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 TOTAL

Conselhos e Presidência 1 0 0 0 0 0 0 0 1

Diretoria de Administração e Finanças 3 0 0 0 0 0 0 0 3 Estrutura

Central Diretoria Técnica e

Comercial 8 18 0 0 0 0 0 0 26 Estrutura Regional Escritórios Comerciais 29 0 0 0 0 0 0 0 29

Processos e Atividades de Comercial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Processos e

Atividades Processos e Atividades de O&M 0 16 1 6 8 1 0 1 33

Quantidade Total de Veículos 41 34 1 6 8 1 0 1 92

A comparação entre as duas tabelas evidencia a necessidade de aumento de 17 veículos do tipo V1 para o correto atendimento do pessoal lotado nos escritórios comerciais. A aplicação dos parâmetros da apuração dos custos relacionados ao aumento de 17 veículos, segundo o critério do próprio Regulador, representa um adicional de R$ 369.707, a preço de Fevereiro/2004. II.2.2.5 EPI e Ferramentas Independente do pleito de ajuste dos custos de EPI e Ferramentas observam-se a necessidade imediata de uma correção por conta da reclassificação do custo de EPI e Ferramentas considerada pela ER ANEEL agregado ao custo de pessoal de O&M, cuja premissa de incorporação não tem justificativa. Além de distorcer o valor do salário médio do pessoal de O&M, agregar EPI e Ferramentas a Pessoal conduz a uma aplicação incorreta dos índices de reajustes, na medida que os custos de pessoal e de materiais são diferenciados, com variação pelo IPCA e variação pelo IGPM, respectivamente. Soma–se ainda a necessidade de incremento das despesas com ferramentas e EPI’s em função do aumento de 36 pessoas eletricistas alocados nos escritórios comerciais, não considerados como usuários de EPI e Ferramentas pela ER ANEEL.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. A utilização desses indicadores de formação da despesa com ferramentas e EPI’s na ER ajustada aponta para um valor anual de R$ 1.086.311,00, a partir de um custeio unitário em EPI e Ferramentas de R$ 7.100,00 por pessoa/ano aplicado à 153 usuários. Na ER ANEEL o custo anual com ferramentas e EPI’s é de R$ 666.570,00, a partir de um custeio unitário em EPI e Ferramentas de R$ 6.348,00 por pessoa/ano aplicado à 105 usuários. Assim, a correção necessária na despesa anual com ferramentas e EPI’s entre a ER ajustada e ER ANEEL é de R$ 419.742,00. II.2.2.6 Engenharia e Supervisão de obras A ER prevê recursos insuficientes para atender a execução dos processos de Engenharia e Supervisão de Obras, decorrentes da ampliação do sistema elétrico determinados pelo Programa de Investimento, bem como daqueles necessários para a Gestão de todo ativo já existente. Num contexto com exigências dos órgãos reguladores e clientes, quanto ao cumprimento de metas, prazos e qualidade do serviço, é fundamental a existência de uma Área de Engenharia e Supervisão de Obras, bem estruturada, para fazer a Gestão dos Processos de Planejamento, Projeto, Supervisão de Obras, Qualidade de Energia, Normas e Padrões, Apuração e Análise dos Indicadores Técnicos, previstos em Resoluções e Contrato de Concessão. No conceito de ER o regulador considera recursos de Engenharia e Supervisão de Obras para crescimento e/ou expansão do Sistema Elétrico. Essa premissa não condiz com a necessidade de uma ER atuando na área de concessão da EEVP, que necessita também de recursos para os processos relacionados ao Ativo existente. Essa realidade indica a necessidade de se manter uma estrutura com um custo diferente do que estabelece a ER, conforme observa-se a seguir: Gerência Encarregado pelo funcionamento e gerenciamento de todas as atividades desenvolvidas dentro da Área de Engenharia e Supervisão de Obras, tem por força do cargo atuar e intervir diretamente nas atividades desenvolvidas pelo setor garantindo que todos os prazos e determinações dos órgãos reguladores sejam cumpridas, assegurar que todos os projetos e execução de obras estejam sendo realizados dentro das condições técnicas e econômicas, garantindo desta forma a satisfação dos consumidores e a condição de desempenho economicamente competitivo da empresa perante o mercado.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Cabe ao gerente também responder por todos os processos administrativos inerentes às atividades desenvolvidas dentro da Área. Proteção em Operação Responsável pelos Estudos e Ajustes dos Sistemas de Proteção na Geração, Transmissão e Distribuição. - Responde por tratativas com supridoras, auto-produtores e concessionárias. - Elabora Estudos para ajuste de todas as proteções do sistema, tais como:

sobrecorrentes, sobretensões, sobre e sub-velocidade, sobre e sub-frequência, etc...; - Estudos de Coordenação e Seletividade de Proteções; - Estudos para localização ótima de equipamentos de proteção; - Elabora Estudos dos níveis de curto-circuíto e load-flow; - Elabora e mantem atualizado manual com as contingências operativas. Engenharia de Manutenção - Responde pelas diretrizes para a manutenção preventiva, preditiva e corretiva, da

transmissão, distribuição e subestações. - Elabora e acompanha o cumprimento do calendário de inspeção termográfica de

linhas de transmissão, redes de distribuição e subestações; - Elabora e acompanha o cumprimento do calendário de inspeção visual de linhas de

transmissão, redes de distribuição e subestações; - Elabora os estudos e projetos para aprovação de ações com impacto ambiental,

relacionados a poda de arvores, limpeza de faixas de servidão e reposição florestal, dentro do que estabelece a legislação ambiental vigente;

Projeto e Construção de LT´s, S/E´s e Automação - Projeta e Supervisiona a construção, melhoramento e ampliação de S/E’s. - Projeta e Supervisiona a implementação de sistemas de supervisão e controle

(automação) em subestações. - Estuda a aquisição e implantação de novas tecnologias para Subestações e Linhas de

Transmissão;

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. - Projeta e Supervisão a expansão e melhoramento em Linhas de Transmissão. Projeto de Redes de Distribuição - Responde pela elaboração de projetos de ampliação e melhoramentos em redes de

distribuição de baixa e média tensão.

Supervisão de Obras Responde pela Supervisão de obras de ampliação e melhoramentos das redes de distribuição, de acordo com os padrões de atendimento comercial, Prazo de Início de Obras e Tempo Médio de Serviço, estabelecidos pelo Contrato de Concessão. Qualidade de Energia e Medição - Análise e Estudos de equilíbrio de carga em circuitos de distribuição em BT e AT; - Analisa o impacto de ligações de cargas especiais; - Analise e Controle dos dados coletados nas medições trimestrais CSPE/Aneel; - Elabora, Controla e Analisa o resultado de medições de qualidade; - Preenche planilha para cálculo dos indicadores fornecidos à CSPE/Aneel; - Análise dos perfil de tensão dos alimentadores de distribuição; - Analise e estudos para correção de Distorção Harmônica de Corrente e Tensão; - Análise e estudos para correção de afundamentos de tensão; Engenharia de Sistemas e Telecomunicação - Elabora Estudos para implementação de sistema de rádio comunicação, de acordo

com os padrões estabelecidos pela Anatel; - Estabelece diretrizes para manutenção do sistema de telecomunicação.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Planejamento do Sistema - Responde pelo Controle do Planejamento Estratégico de investimento; - Analisa o carregamento dos equipamento de subestação estabelecendo a

necessidade de remanejamentos e aquisições; - Apura, acompanha e analisa as Perdas Elétricas, segregando-as em Técnicas e

Comerciais; - Análisa novas resoluções decretos, portarias e medidas provisórias; - Elabora estudos para aplicação dos recursos ao Programa Anual de Combate ao

Desperdício de Energia Elétrica; - Elabora estudos para implantação de projetos especiais do tipo Reluz, Luz no Campo

e Luz da Terra; - Elabora estudos do impacto da ligação de Co-Geradores, Autoprodutores e

Produtores Independentes; - Determina a melhor configuração do Sistema elétrico para perdas e manobras de

realimentação; - Avalia a aplicação de novos equipamentos e novas tecnologias no sistema de

distribuição; - Elabora as diretrizes para elaboração do plano orçamentário de investimentos nas

redes de distribuição, subestações e linhas de transmissão; - Responde pela elaboração e acompanhamento do PEE - Programa de Eficiência

Energética e P&D-Pesquisa e Desenvolvimento; - Elabora Estudos para a ligação de “cargas especiais”; - Apura, acompanha, analisa e envia, para o órgão regulador, os indicadores técnicos

de qualidade; - Propõe contramedidas para melhoria dos indicadores técnicos de qualidade; - Envio de informações, preparação de respostas e justificativas às agências

reguladoras e implementação de novas regulamentações;


Normas e Padrões Encarregado pela elaboração e atualização de padrões e normas a serem adotadas pela empresa e clientes, visando à uniformização dos processos e materiais a serem aplicados no sistema elétrico, em conformidade com que estabelece a ABNT. Análise dos Custos a serem considerados para a Composição da ER Com base nas atividades de fundamental importância para o bom desempenho de uma empresa de distribuição, apresentamos a proposta de composição de custos a ser considerada na composição da Empresa Referência:

Processo Pessoal Salário Cargo na ER Gerente 1 R$ 2.933,00 Chefe de Unidade

Encarregado de Proteção e Operação 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno Engenharia de Manutenção 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno

Projeto e Construção de LT´s, S/E´s e Automação 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno Projeto de Redes de Distribuição 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno

Supervisão de Obras 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno Qualidade de Energia e Medição 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno

Engenharia de Sistemas e Telecomunicação 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno Planejamento do Sistema 2 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno

Normas e Padrões 1 R$ 2.414,00 Engenheiro Pleno

Total Mensal R$ 27.073,00 Custo Anual (Dez 2001) R$ 324.876,00

Fator K 1,823 Custo Aual com Encargos R$ 592.248,95

IPCA 22,96% Custo Anual (Out 2003) R$ 728.215,00

Custo com Materiais e Serviços R$ 343.642,00 CUSTO TOTAL R$ 1.071.857,00

Em síntese, solicita–se que a ANEEL reavalie o valor sugerido pela ER e considere o valor de R$ 1.071.857,00, necessário para o atendimento dos processos de Engenharia e Supervisão de Obras, novos e existentes. Assim, é necessário um ajuste no custo anual com Engenharia e Supervisão de Obras entre a ER ajustada e ER ANEEL de R$ 446.248,00.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. II.2.2.7 Edição de Outros Documentos A Estrutura da ER. não contempla todos os custos com “EDIÇÃO DE OUTROS DOCUMENTOS”. Considerando o grande volume de reavisos, ordens de corte e contrato de adesão do grupo “B”, correspondente a 45% do numero de clientes, ou 705.645 documentos/ano, entendemos que uma ER deve prever esses recursos para o cumprimento do que determina a resolução 456/2000 da ANEEL, em seus artigos 93º e 3º respectivamente. O volume desses custos é significativo conforme demonstramos no quadro abaixo: Observando o resultado final e considerando que a ER proposta indicou um custo para este item de R$ 5.733,00, existe a necessidade de inclusão na despesa anual com edição de faturas e outros documentos de mais R$ 108.905,00, o que totaliza para este item um custo anual de R$ 114.638,00. II.2.3 Inadimplência Dentro dos preceitos contábeis, as empresas devem lançar em seus livros, valores de Provisões para Devedores Duvidosos, a fim de dar transparência aos seus resultados, haja vista a existência de valores que não ingressam na companhia, mesmo após o uso de todos os meios de cobrança, que devem ser lançados à despesa no balanço. Estes lançamentos são exigências dos órgãos governamentais, tais como, Receita Federal, Comissão de Valores Mobiliários, etc, e também estão definidas claramente nas normas contábeis e no manual de contabilidade do serviço publico de energia elétrica. A prestação do serviço público de energia elétrica, com qualidade e continuidade pela Concessionária, pressupõe a contrapartida do pagamento pelos usuários destes serviços, nos valores que lhe são atribuídos. E o próprio enfoque da Revisão Tarifária, pressupõe a comparação de uma Receita Requerida destinada à cobertura dos custos necessários à prestação dos serviços, com uma receita verificada, em função do mercado e da tarifa vigente. Quando ocorre a inadimplência e a respectiva perda, ou seja, a impossibilidade do recebimento pela Concessionária, a receita verificada não se realiza financeiramente. Portanto, se a receita verificada em função da inadimplência ou perda não é uma possibilidade concreta, maior deveria ser o índice de reposicionamento tarifário. A inserção da provisão para essa perda no custo visa apenas recompor, via Receita Requerida, esse valor. Se não é justo para o consumidor regular, pagar pelos irregulares, também não é justo que este prejuízo venha a impactar na remuneração justa pelos investimentos prudentes efetuados pelos acionistas. Destaca - se, a seguir, os principais fatores que levam a Concessionária a realizar perdas de receita por inadimplência:

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. - Permissão legal contida na Resolução 456, para mudanças de titularidade, sem que haja a obrigatoriedade de quitação de débitos anteriores de unidades consumidoras; - Impossibilidade de suspensão de fornecimento, por decisões judiciais ou, motivado pela essencialidade do serviço, em caso de hospitais, escolas, água e saneamento, entre outros; - Insolvência ou falência de devedores. A constituição de provisão para perdas com créditos de liquidação duvidosa é efetuada pela Concessionária, com base em análise criteriosa dos créditos, sendo excluídos aqueles para as quais existam medidas administrativas ou judiciais em andamento. Para o ano teste dessa revisão, a EEVP considerou em seu custo, o valor de R$ 641.834,00, o que corresponde a, aproximadamente, 0,5% da receita bruta requerida para o ano teste. O custo referente à Provisão de Devedores Duvidosos – PDD – estipulado na ER ANEEL no montante de R$ 462.708,00, representa 0,5% da receita de fornecimento sem ICMS do exercício de 2002, embora na NT esteja informando tratar-se de 0,5% do faturamento bruto de 2002. Assim, a Concessionária entende que o cálculo para as Provisões com Devedores Duvidosos, deve ser revisto pelo regulador, de maneira que o custo efetivo, incida sobre a receita requerida com ICMS, projetada para o ano-teste, ajustando o valor considerado de R$ 462.708,00 para R$ 641.834,00 o que evidencia um ajuste de R$ 179.126,00. II.3 Dos custos operacionais não contidos na ER ANEEL Na definição dos processos e atividades da ER ANEEL, o regulador foi bastante abrangente. Entretanto, algumas atividades de gestão ainda não foram contempladas na ER ANEEL. Estes processos e atividades, no entanto, são fundamentais no cumprimento dos requisitos de qualidade do produto oferecido e do serviço prestado e emanam, basicamente, das especificidades da área de concessão da EEVP ou /e de exigências legais e regulatórias. Além de processos e atividades de gestão serão aqui relacionados outros gastos inerentes à atividade da EEVP, principalmente vinculados à Pessoal que não foram relacionados na ER ANEEL. Resumidamente a tabela abaixo consolida os custos não contidos na ER ANEEL, por item de custo, cujo resultado considera a necessidade de um custeio anual de R$ 9.454.499,00 sendo cerca de 75% relacionados a atividades e gastos gerais da concessão e os restantes 25% vinculados à encargos de pessoal e provisões.


ITEM PP REDE ER ANEEL Ajuste

Necessário

Atividades –A 5.118.322 - 5.118.322 Sis. Medição de Faturamento - MAE 655.744 - 655.744

Manutenção de Equip. em Oficina 368.106 - 68.106 Manutenção de Ativos de Terceiros 1.858.596 - 1.858.596

Inspeção Termografica 110.000 - 110.000 Resolução 505 - 2001 54.719 - 54.719

Automação de subestações 1.865.525 - 1.865.525 Instalação de espaçadores 205.632 - 205.632

Gastos Gerais – B 2.003.056 - 2.003.056 Publicações legais 568.651 - 568.651

Almoxarifados & Depositos 583.803 - 583.803 Sistema ERAC - O N S 29.110 - 29.110

Conselho de consumidores 30.000 - 30.000 Indenização de Perdas e Danos 334.656 - 334.656

Mapeamento e Cad. Georeferenciado 456.836 - 456.836 Encargos Adicionais de Pessoal - C 1.182.809 - 1.182.809

Verbas Rescisórias e Turnover 180.123 - 180.123 Programa de Participação nos Lucros 428.865 - 428.865

Adicional de Gratificação de Férias. 316.502 - 316.502 Seguro Acidente de Trabalho 257.319 - 257.319

Provisões trabalhistas, Civies e Fiscais -D 1.150.312 - 1.150.312 Ajustes Totais - A+B+C+D 9.454.499 - 9.454.499 II.3.1 Atividades II.3.1.1 Sistema de Medição de Faturamento – MAE A ER ANEEL não prevê os recursos necessários que uma ER necessita para o atendimento a Resolução ANEEL nº 433, que regulamenta a operação comercial de empreendimentos de geração de energia elétrica. Para cumprimento dessa exigência da ANEEL a “ER ajustada” necessita implantar um sistema de medições de fronteira para um faturamento adequado e correto das transferências energéticas. Para implementar e manter esse sistema em permanente funcionamento o investimento anual da ER ajustada é da ordem de R$ 714.916,00 conforme exposto abaixo.


Anuidade – Amortização Total R$ 232.716,00 Investimento R$ 1.720.000,00 Vida útil media em anos 20 Taxa de Juros % aa 17,06 Anuidade-Manutenção R$ 215.142 Taxa média % 16 Custo Operacional R$ 207.000,00 Total/ano 655.744,00

II.3.1.2 Manutenção de Equipamentos em Oficinas Na abordagem realizada para a composição da ER, não foram considerados os custos de manutenção e recuperação de equipamentos em oficinas. Esse tipo de serviço é indispensável para que as Concessionárias de Distribuição de Energia consigam atender à legislação vigente que diz respeito à qualidade e continuidade no fornecimento de energia elétrica, que hoje são quesitos mínimos para atender também a exigências dos consumidores. Sendo assim, apresentaremos a seguir, os custos necessários para a execução destes serviços a serem incorporados ao conceito da ER, em virtude de se tratar de um quesito fundamental para a melhoria dos indicadores de qualidade.

Valor Total 368.106,00 Pessoal 179.642,00 MSO 188.464,00

II.3.1.3 Manutenção de Ativos de Terceiros O Ofício nº 208/2003-SRD/ANEEL, de 8 de setembro de 2003, transfere o ônus da Operação e Manutenção dos ativos de terceiros para as Concessionárias. Essa determinação impactará diretamente os custos com Pessoal e MSO, em função do aumento dos Processos e Atividades Técnicas. Na área de Concessão da EEVP existem 1.500 km de Redes de Distribuição Rural, com um total de 5.747 transformadores. Assumindo a Operação e Manutenção desses ativos os Processos e Atividades Técnicos sofrerão um crescimento de 24,5%.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. A Operação e Manutenção de Redes de Distribuição Rural, reconhecidamente, inferem custos maiores que as Redes de Distribuição Urbana, em decorrência do elevado índice de queima de transformadores, bem superior que o verificado na área urbana, desgaste excessivo da frota, face as condições desfavoráveis das estradas de terra batida e carreadores, maior exposição aos agentes naturais, como raios, ventos e vegetação e baixa dispersão de consumidores. Assim a EEVP solicita que a ANEEL considere essa realidade e adicione na ER recursos da ordem de R$ 1.858.596,34, razão direta do crescimento das P&A’s Técnicas. II.3.1.4 Inspeção Termográfica A busca incessante à qualidade de fornecimento de energia a todos os clientes, como um objetivo em comum entre órgãos reguladores e concessionárias, obriga a utilização de novas tecnologias que venham minimizar ou evitar os impactos sociais e econômicos, oriundos de interrupções do fornecimento de energia. Em virtude disto é impossível para uma empresa que busque a redução de seus índices de interrupções, lançar mão da utilização de tecnologia de Inspeção Termográfica, que constitui uma poderosa ferramenta no diagnóstico de falhas ou problemas no sistema inspecionado. Indubitavelmente, o uso dessa tecnologia de monitoramento reduz os custos de manutenções das instalações, aumenta a disponibilidade dos equipamentos e melhora a performance do processo de fornecimento de energia elétrica. A seguir enumera-se uma série de benefícios resultantes da implantação da Inspeção Termográfica nos equipamentos do sistema de distribuição de energia elétrica: • Possibilita identificar defeitos ou anomalias antes de ocorrer uma falha do sistema de

distribuição; • Aumenta a segurança e confiabilidade do sistema; • Diminui a freqüência e duração das intervenções corretivas emergenciais; • Aumenta a eficiência e eficácia da manutenção e reduz os custos associados; • Permite reduzir os estoques em almoxarifado de peças sobressalentes; • Aumenta a vida útil dos equipamentos e instalações; • Reduz custos operacionais; • Aumenta a qualidade do produto ou serviço fornecido; • Reduz os riscos de incêndio devido a defeitos em equipamentos ou instalações.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. A utilização deste recurso em Sistemas Elétricos (linhas de transmissão, subestações e redes de distribuição), é uma ferramenta fundamental de fomento às atividades das equipes de manutenção em linha viva, através de sua atuação direta em: • Emendas e conexões elétricas folgadas, oxidadas ou corroídas; • Desbalanceamento das cargas elétricas em circuitos trifásicos; • Fusíveis ou bases danificadas; • Resistência elevada de contatos de chaves e relés; • Falhas de isolamento. Na abordagem realizada para a composição da estrutura da ER, não se considerou a necessidade da utilização destes recursos como uma ferramenta obrigatória a todas as Concessionárias de Distribuição de Energia. Tendo em vista a regulamentação e o preceito básico de melhoria constante da qualidade de fornecimento de energia, conforme mencionado anteriormente, torna-se impossível não considerarmos como um custo inerente à atividade, a utilização deste recurso na composição da estrutura de uma Empresa Referência. Sendo assim, apresentaremos a seguir, os custos necessários para a execução destes serviços a serem incorporados ao conceito da ER, em virtude de se tratar de uma ferramenta fundamental para a redução dos resultados observados nos indicadores de continuidade DEC/FEC e DIC/FIC.

Valor Total R$ 110.000,00 Pessoal R$ 44.000,00 MSO R$ 66.000,00

II.3.1.5 Resolução ANEEL nº 505 A Resolução ANEEL nº 505/2001, estabelece que os critérios de controle dos níveis de tensão, regulamentando os níveis adequados, os prazos de regularização para não-conformidades detectadas e os critérios de ressarcimento aos consumidores pelo não cumprimento dos mesmos, além do controle amostral dos níveis de tensão de todos os consumidores não está sendo contemplada pela ER ANEEL. Vale lembrar, ainda, que o Contrato de Concessão, em seu Anexo III, item III.3, prevê a definição futura de uma série de outros Indicadores de Qualidade do Produto e de Serviço:

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. • Variações Temporárias de Freqüência; • Conteúdo Harmônico; • Interrupção de Curta Duração; • Flutuação de Tensão; • Desequilíbrios de Tensão; • Variação de Tensão de Curta Duração; • Variação de Tensão de Longa Duração; • Variação Momentânea de Tensão; Para o controle amostral dos níveis de tensão determinado pelo órgão regulador, bem como para o atendimento às reclamações de consumidores, a Concessionária é obrigada manter uma estrutura de equipamentos de medição que atendam os requisitos mínimos estabelecidos, corpo técnico habilitado, além de veículos para deslocamentos necessários. Como a estrutura de RH e de veículos já foi abordada em outros tópicos da composição da Empresa Referência, iremos abordar somente os gastos necessários com os equipamentos de medição deixados de lado na composição desta. A seguir apresentaremos os gastos necessários para a operação destes equipamentos de medição, com base na estrutura já existente:

Nº de Equipamentos de Medição 28 Anuidade – Amortização Total R$ 26.315,57 Vida Útil Média em Anos 10 Taxa de Juros % a.a. 17,06 Investimento por Equipamento 5.072,00 Anuidade – Manutenção R$ 28.403,20 Taxa Média % 20 Total/Ano R$ 54.718,77

Face ao exposto, solicitamos a inclusão na ER ajustada dos referidos custos. II.3.1.6 Automação de subestação

Atualmente, no setor elétrico, o enfoque à qualidade de fornecimento de energia a todos os clientes tornou-se um dos principais objetivos de todas as Concessionárias de Energia Elétrica por força das normas e regulamentações estabelecidas pelos órgãos reguladores, pelo esclarecimento dos consumidores em relação aos seus direitos e ainda pelas necessidades de um fornecimento de energia elétrica cada vez mais estável e contínuo, em seus domicílios ou estabelecimentos comerciais e industriais pelas próprias necessidades dos equipamentos e processos.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Assim, torna-se imprescindível a busca e utilização de novas tecnologias que venham minimizar ou evitar os impactos sociais e econômicos, oriundos de interrupções do fornecimento de energia. As subestações pelas dimensões dos blocos de potência e energia que gerenciam e controlam na interligação de outras subestações e usinas ou ainda na entrega direta à distribuição são muito importantes e podem numa condição de avaria gerar um comprometimento sobre todo o sistema afetando tanto no aspecto de quantidade quanto de duração na descontinuidade do serviço de fornecimento de energia aos consumidores. Em vista da importância destes “nós” no sistema, que são as subestações, uma Empresa de Referência deveria prever a “assistência” dessas através de um quadro de operadores. Porém, a alteração na legislação trabalhista que diminuiu a jornada de trabalho dos funcionários destinados à operação, determinou uma mudança na filosofia até então adotada, passando a restringir o tempo de assistência das subestações contemplando apenas parte do horário comercial e de ponta, e ainda em situações emergenciais (temporais, avaria em redes ou linhas, etc.) em que os operadores eram acionados mediante pagamento de horas extras. Esta filosofia degradou os índices de DEC das mesmas exigindo medidas que viabilizassem manter um quadro reduzido de operadores e por outro lado não impactassem tão fortemente no referido índice. A alternativa para a solução seria a adoção de instalação de remotas que permitisse a supervisão e tele-operação das subestações em tempo real, medida esta que também não foi prevista na Empresa de Referência. A operação de uma subestação, pelo elevado grau de incerteza das inúmeras variáveis que manipula, é intrinsecamente complexa. Essa função realizada pelo operador, consiste em atuar nos equipamentos de controle, adequar a topologia e seus ajustes às necessidades dinâmicas do sistema elétrico, transmitir dados e informações da subestação para o centro de operação e gerar relatórios que posteriormente são processados para fornecer dados para as áreas de manutenção e planejamento. A operação de uma Subestação, pelo elevado grau de incerteza das inúmeras variáveis que manipula, é intrinsecamente complexa. Essa função anteriormente era realizada com a presença do elemento humano, o Operador de Subestação, para coletar e transmitir os dados e informações da SE para os Centros de Operação, receber orientações e procedimentos operativos, e então atuar nos equipamentos de controle para adequar a topologia e os seus ajustes às necessidades dinâmicas do sistema elétrico.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. A adoção de um sistema de supervisão e tele-operação com remotas fornece vantagens se comparado com as atividades executadas pelo operador. Podemos citar a maior e melhor qualidade nos relatórios emitidos, precisão no registro de seqüência de eventos, redução nos tempos de interrupção, etc.. Por outro lado um sistema de supervisão e controle não é capaz de executar algumas rotinas que são delegadas aos operadores, o que poderá ser atingido com a implantação da automação, que consiste em implementar via software rotinas nas remotas. Porém, o custo de um sistema totalmente automatizado para uma subestação demanda valores que atualmente inviabilizam a implementação deste modelo forçando as concessionárias a optarem por um misto de supervisão e controle / operadores. Em função da evolução tecnológica, hoje em dia já se dispõem de equipamentos capazes de realizar a coleta e transferência de dados, tais como o telealarme e o telecontrole. A partir da disseminação da tecnologia digital e microprocessada, que dispõe de equipamentos com recursos expandidos, apresentando um sem número de funções integradas aos sistemas digitais e com a aquisição de variáveis analógicas e digitais em tempo real, além de recursos de comando remoto, é possível atender remotamente a todas as necessidades de supervisão e controle de uma Subestação, sem a necessidade da presença do operador. Para a automação de operação de subestações utiliza-se de inúmeros recursos inovadores que os equipamentos digitais oferecem e ainda de um sistema eficiente e confiável para supervisão (SCADA). Tal sistema, permite tanto a supervisão quanto o controle (comando) da subestação, além do armazenamento de eventos e grandezas dos equipamentos supervisionados. Atualmente, no setor elétrico, o enfoque à qualidade de fornecimento de energia a todos os clientes tornou-se um dos principais objetivos de todas as Concessionárias de Energia Elétrica por força das normas e regulamentações estabelecidas pelos órgãos reguladores, pelo esclarecimento dos consumidores em relação aos seus direitos e ainda pelas necessidades de um fornecimento de energia elétrica cada vez mais estável e contínuo, em seus domicílios ou estabelecimentos comerciais e industriais pelas próprias necessidades dos equipamentos e processos. Assim, torna-se imprescindível a busca e utilização de novas tecnologias que venham minimizar ou evitar os impactos sociais e econômicos, oriundos de interrupções do fornecimento de energia. Scada (Supervisory Control And Data Aquisition) O sistema supervisório para controle e aquisição de dados (SCADA) é um sistema que permite a supervisão e teleoperação de remotas instaladas em subestações servindo de interface homem/máquina no centro de operação, bem como gerar relatórios e banco de dados para o planejamento e manutenção.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Como é um sistema que opera em tempo real, todos os eventos e grandezas que se verificam em cada instalação são monitoradas e registradas e se necessário o operador do COD controla a instalação como se estivesse no local. Esse software é necessário para o interfaciamento do operador com as remotas que estão instaladas nas subestações e estas por sua vez conectadas aos equipamentos das subestações deve ser fiel às configurações das instalações. Abordagem do Assunto na Composição da ER Na abordagem realizada para a composição da estrutura da Empresa de Referência, não se considerou a utilização dos avanços tecnológicos para supervisão, e teleoperação e automaçãocontrole de subestações, que atualmente tem sido o caminho trilhado pela maioria das concessionárias de distribuição de energia elétrica, pelos motivos já citados anteriormente. A utilização desses recursos permite que se atenda as resoluções no que diz respeito à qualidade e continuidade no fornecimento de energia elétrica (Resolução ANEEL Nº 024/2000 e Nº 505/2001) com acentuada redução de custos e otimização da mão-de-obra disponível no quadro de funcionários, conforme mostraremos a seguir. Estrutura Necessária do Quadro de Operadores A estrutura necessária de um quadro de operadores em função das características fisico-elétricas de uma Empresa de Referência atuando na área de concessão com as reais características e complexidade das subestações necessárias ao atendimento de um mercado com 29 municípios no extremo oeste do estado de São Paulo, pode ser observado no mapa e tabela abaixo.


Tabela 1 – Locação de mão-de-obra por subestação Subestação Classe de

tensão No de

Consumidores No de

operadores Alexandria 40 kV 1.175 1 Assis I 88 kV 15.898 6

Assis II 40 kV Reserva quente 0

Assis III 88 kV 17.573 6

Bastos I 40 kV Reserva quente 6

Bastos II 138 kV 6.366 0 Cândido Mota 88 kV 8.795 6 Cruzália 40 kV 625 1 Echaporã 40 kV 2.050 1 Entroncamento 40 kV 733 1 Florínea 40 kV 1.167 1 Frutal do Campo 40 kV 1.131 1 Iacri 40 kV 1.753 1 Ibirarema 88 kV 1.992 6 Iepê 40 kV 3.143 3 Lutécia 40 kV 1.881 1 Maracaí 40 kV 4.520 3 Palmital 88 kV 6.884 3 Paraguaçu Paulista 88 kV 13.078 6 Pedrinhas Paulista 40 kV 1.178 1 Quatá 40 kV 4.951 3 Rancharia 88 kV 8.756 6 Rinópolis 40 kV 3.182 3 Salto Grande 40 kV 4.321 3 Santa Lina 88 kV 202 1 S. J. das Laranjeiras 40 kV 379 1 Tarumã 40 kV 3.311 3 Tupã 138 kV 22.439 6 Usina Pari * 40 kV 138 0 Total de Operadores 80

* Não foi previsto operadores nesta subestação visto que é assistida pelos próprios operadores da usina, cujo custo de mão-de-obra já foi considerado na Empresa de Referência. Tomando como base estes dados chegamos a um custo de R$ R$ 3.042.160,00/ano para um total de 80 operadores (vide tabela 2)

Tabela 2 – Custo para assistência das subestações com operador N.º funcionários Custo porFuncionário/ano Total/ano

80 R$ 38.027,00 R$ 3.042.160,00 OBS: Consideramos para o cálculo acima o salário de R$ 38.027,00, que é o valor do salário anual do Eletricista da E.R. com encargos trabalhista.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Custos necessários para implementação do Sistema Automação de 29 subestações

Anuidade – Amortização Total R$ 1.047.871 Investimento R$ 5.655.000 Vida útil media em anos 10 Taxa de Juros % aa 17,06 Anuidade-Manutenção R$ 817.654 Taxa média % 5 Total/ano 1.865.525

Em um comparativo entre subestações com operadores e automatizadas nota-se a grande redução de custos operacionais com a implantação do Sistema SCADA, ou seja, R$ 3.042.160,00 / ano contra R$ 1.865.525,00 / ano. II.3.1.7 Instalação de Espaçadores Utilizados na rede secundária aérea, em material PVC, os espaçadores permitem melhorar o agrupamento dos condutores mantendo-os afastados. Devido a alta incidência de árvores em área urbana e em razão da legislação ambiental, o espaçador aumenta o intervalo para a poda de árvores não ocasionando interrupções na energia, reduzindo também a queima de equipamentos de terceiros. O custo médio de instalação dos espaçadores é da ordem de R$ 60,00 sendo 68% relacionados ao custo de pessoal e 32% relacionados ao custo de material. Por outro lado, o volume de atividade alcança cerca de 3427 espaçadores por ano o que confere uma despesa anual de R$ 205.632,00 a ser considerada na ER ANELL ajustada. II.3.2 Gastos Gerais II.3.2.1 Publicações legais A Empresa de Referência ANEEL não previu despesas para cumprir as exigências legais quanto ao item Publicações Legais, onde verifica-se a obrigatoriedade de se publicar os balanços contábeis da empresa, alterações de norma técnica, tomada de preços, ações cíveis e trabalhistas, licitações, etc. Para contemplar estes gastos a Empresa de Referência Ajustada necessita de R$ 568.651,00. Relacionamos a seguir os documentos que estão sendo enviados ao Órgão Regulador, via correio, pois dado ao grande volume não será possível encaminha-lo via e-mail

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. NF-Fatura de Serviços Data Valor R$ 001844 10/05/02 97.387,68 001845 10/05/02 54.080,00 002168 14/01/03 1.260,00 002165 14/01/03 3.596,12 002166 14/01/03 1.470,00 002167 14/01/03 3.082,39 002168 14/01/03 1.260,00 002171 17/01/03 13.257,60 002172 17/01/03 7.291,68 002174 20/01/03 4.109,86 002175 20/01/03 1.680,00 164845 27/03/03 2.430,40 164846 27/03/03 1.472,00 164847 27/03/03 2.430,40 164848 27/03/03 1.472,00 165021 31/03/03 1.104,00 165022 31/03/03 1.458,24 165140 10/04/03 71.484,00 165141 10/04/03 115.930,08 165409 22/04/03 1.822,80 165410 22/04/03 1.196,00 165411 22/04/03 2.551,92 165412 22/04/03 1.656,00 II.3.2.2 Almoxarifado e Depósitos A ER ANEEL não prevê custos com depósitos de materiais utilizados nos Processos e Atividades de O&M, apesar de considerar os custos com a aquisição dos mesmos. Uma ER para manter o Sistema Elétrico necessita de um estoque estratégico de materiais como: Postes, Transformadores de Distribuição, Cruzetas, Cabos de Aluminio, Cabos Multiplexados, Ferragens, Isoladores, etc. O custo desse Deposito reflete a amortização mais a manutenção dos depósitos, no caso de imóvel próprio. Para o dimensionamento dos gastos de aluguel uma ER pode estabelecer valores a partir do preço de mercado. Considerando as premissas abaixo uma ER necessitará de recursos para armazenar seus materiais. Número de depósitos : 24, de 500 m², sendo 1 em cada Escritório Comercial. Preço do m2: R$ 4,05, a preço de fevereiro de 2.004. A utilização desse indicadores de formação da despesa com almoxarifados de O & M na ER ajustada aponta para um valor anual de R$ 583.803,00.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. II.3.2.3 Sistema ERAC Para prevenir um colapso no Sistema Interligado Nacional, o ONS (Operador Nacional do Sistema) determinou que os agentes do sistema implantassem dispositivos capazes de fazerem rejeição de cargas em 5 estágios de 7% das demandas verificadas em cada instalação. Quando da implantação desse sistema ele foi instalado nas supridoras fazendo a rejeição de todas as cargas referentes aos sistemas elétricos das concessionárias de distribuição. A determinação recente de se fazer a distribuição mais racional desta rejeição levou a se implantar esses dispositivos de proteção nos circuitos que fazem atendimento direto à distribuição. Esta opção permite que se mantenha o fornecimento de energia para carga importantes de atendimento à população, tais como hospitais, órgãos de segurança, meios de comunicação em massa, prestadoras de serviços públicos de fornecimento de água, etc.. Porém exigiu que se abandonasse o sistema implantado pelas supridoras e se fizesse aquisição e instalação dos dispositivos nas subestações de distribuição. Portanto, uma Empresa de Referência atuando na área de concessão com as reais características e complexidade das subestações necessárias ao atendimento de um mercado com 29 municípios no extremo oeste do Estado de São Paulo, deve considerar valores para implementação do Sistema ERAC, que no caso da EEVP é de R$ 29.100,60, conforme mostrado na tabela abaixo.

Nº de Subestações 17 Anuidade – Amortização Total R$ 18.900,60 Vida Útil Média em Anos 10,0 Taxa de Juros % a.a. 17,06 Investimento por Equipamento 6.000,00 Anuidade – Manutenção R$ 10.200,00 Taxa Média % 10,0 Total/Ano R$ 29.100,60

II.3.2.4 Conselho de Consumidores Para organizar e manter em permanente funcionamento o Conselho de Consumidores, conforme determina a Clausula Segunda e Sub-cláusula 12º do Contrato de Concessão de uma ER, bem como o regimento interno disposto na Resolução ANEEL nº 138, de 10 de maio de 2000, conforme descrição abaixo, a ER ajustada solicita a inclusão dos referidos custos na base de cálculo.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. “CLÁUSULA SEGUNDA – CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO PÚBLICO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA” Subcláusula Décima Segunda – Sem prejuízo do disposto na subcláusula anterior a CONCESSIONÁRIA organizará e manterá em permanente funcionamento o conselho de consumidores; integrado por representante das diversas classes de caráter consultivo e voltado para orientação, análise e avaliação do serviço e da qualidade do atendimento prestado pela CONCESSIONÁRIA, bem como para formulação de sugestões e propostas de melhoria do serviço”. A EEVP mantém um Conselho de Consumidores com a seguinte composição:

COMPOSIÇÃO QUANTIDADE Membros do Conselho 12 Secretários 2 TOTAL 14

As despesas projetadas referem-se a custos de viagens, participação em eventos, materiais de expediente e recursos de informática, necessária à manifestação do referido Conselho. A empresa estima um custo anual de R$ 30.000,00 a ser inserido na ER. II.3.2.5 Indenização de Perdas e Danos A ER ANEEL não prevê custos com indenização de perdas e danos. Uma ER em obediência ao CDC-Código de Defesa dos Consumidores, ao Artigo 101 da Resolução 456 da ANEEL e o descrito em Contrato de Concessão, que estabelece, em seu anexo III, um prazo para o atendimento de 20 dias, necessita manter em sua estrutura funcionários que dediquem tempo integral de sua jornada de trabalho para o atendimento de solicitações de ressarcimento de queima de aparelhos e outros danos provocados, comprovadamente por problemas na rede elétrica. As ocorrências de Perdas e Danos, na sua maioria são decorrentes de casos fortuitos, força maior provocada normalmente por Tempestades, com fortes ventos, e incidências de descargas atmosféricas, problemas provocados pela problemática de coexistência da arborização, etc. Observa-se pelas tabelas comparativas mostrada abaixo que contempla a região da Empresa de Referência em questão que o número ocorrências de descargas atmosféricas os anos de 1999, 2000 e 2003 vem sofrendo um significativo aumento das mesmas.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Observa-se também um alto índice ceráunico com um número de 192 dias de trovoadas/ano para o ano de 2002 (ver calendário seguinte), índices históricos bem acima da região e de outras regiões do país. Tais dados foram fornecidos pelo Instituto Meteorológico Simepar.

ano: 1999 ano: 2000mês nº de raios mês nº de raiosJan 5.057 Jan 21.415Fev 29.112 Fev 26.149Mar 4.283 Mar 14.245Abr 7.107 Abr 299Mai 1.717 Mai 2.694Jun 1.173 Jun 858Jul 1.161 Jul 486Ago ND Ago* 6.814Set 6.882 Set 21.070Out 6.565 Out 11.874Nov 4.208 Nov 14.025Dez 10.090 Dez 12.216

Total 77.355 Total 125.331ND - Não Disponível *Valor ñ computado no Total

Ocorrências de descargas atmosféricas na Zona de Concessão da EEVP

Dados obtidos com o Sistema de Detecção de Descargas Atmosféricas do Instituto Tecnológico SIMEPAR

Mês N° de DescargasJaneiro 28.426

Fevereiro 12.804Março 13.011Abril 503Maio 14.904

Junho 1Julho 2.167

Agosto 12.379Setembro 12.295Outubro 16.981

Novembro 47.140Dezembro 38.022

TOTAL 198.633

Ano: 2002


janeiro fevereiro marçoD S T Q Q S S D S T Q Q S S D S T Q Q S S

1 2 3 4 5 1 2 1 26 7 8 9 10 11 12 3 4 5 6 7 8 9 3 4 5 6 7 8 913 14 15 16 17 18 19 10 11 12 13 14 15 16 10 11 12 13 14 15 1620 21 22 23 24 25 26 17 18 19 20 21 22 23 17 18 19 20 21 22 2327 28 29 30 31 24 25 26 27 28 24 25 26 27 28 29 30

31

abril maio junhoD S T Q Q S S D S T Q Q S S D S T Q Q S S

1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 17 8 9 10 11 12 13 5 6 7 8 9 10 11 2 3 4 5 6 7 814 15 16 17 18 19 20 12 13 14 15 16 17 18 9 10 11 12 13 14 1521 22 23 24 25 26 27 19 20 21 22 23 24 25 16 17 18 19 20 21 2228 29 30 26 27 28 29 30 31 23 24 25 26 27 28 29

30

julho agosto setembroD S T Q Q S S D S T Q Q S S D S T Q Q S S

1 2 3 4 5 6 1 2 3 1 2 3 4 5 6 77 8 9 10 11 12 13 4 5 6 7 8 9 10 8 9 10 11 12 13 1414 15 16 17 18 19 20 11 12 13 14 15 16 17 15 16 17 18 19 20 2121 22 23 24 25 26 27 18 19 20 21 22 23 24 22 23 24 25 26 27 2828 29 30 31 25 26 27 28 29 30 31 29 30

outubro novembro dezembroD S T Q Q S S D S T Q Q S S D S T Q Q S S

1 2 3 4 5 1 2 1 2 3 4 5 6 76 7 8 9 10 11 12 3 4 5 6 7 8 9 8 9 10 11 12 13 1413 14 15 16 17 18 19 10 11 12 13 14 15 16 15 16 17 18 19 20 2120 21 22 23 24 25 26 17 18 19 20 21 22 23 22 23 24 25 26 27 2827 28 29 30 31 24 25 26 27 28 29 30 29 30 31

192DIAS TROVOADAS / ANO (2002):

LEVANTAMENTO DE DIAS TROVOADAS / ANO NA REGIÃO DA ÁREA DE CONCESSÃO EMPRESA DE ELETRICIDADE VALE PARANAPANEMA S/A - REFERÊNCIA 2002

Dias Trovoada 16

Dias Trovoada 20 Dias Trovoada 21 Dias Trovoada 26

Dias Trovoada 6 Dias Trovoada 10

Dias Trovoada 1

Dias Trovoada 23



EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Ressaltamos ainda que a ANEEL em diversas manifestações públicas demonstrou favorável ao ressarcimento aos clientes por problemas na rede. O Órgão Regulador realizará Audiência Pública nº 029/2003, em 04 de novembro de 2003, sobre este assunto, e está preparando uma resolução para estabelecer critérios para ressarcimento, que certamente vai provocar aumento nos casos de ressarcimento por danos atmosférico, tendo em vista a exigência regulatória a ser implementada. Face ao exposto, a ER ajustada solicita que a ANEEL considere esses custos, decorrentes da mão-de-obra direta envolvida nesse processo referente ao conserto dos equipamentos em oficinas, decorrente por descargas atmosféricas.

CLIENTES CUSTO ANUAL/CLIENTE CUSTO TOTAL 137.154 R$ 2,44 R$ 334.656,00

II.3.2.6 Mapeamento e Cadastramento Georeferênciado Esse Sistema é composto por um Banco de Dados (informações alfanuméricas) e Informações Geográficas Espacial (mapas - arquivos gráficos), onde o cruzamento desses dados permitirá respostas a questões elétricas que envolvem determinado espaço geográfico. “Muitas empresas descobriram nos Sistemas de Geoprocessamento uma poderosa ferramenta para manipular grandes volumes de dados georeferenciados a fim de apoiar as necessidades de gerenciar a informação sob uma perspectiva geográfica. A capacidade de unir as informações geográficas e alfanuméricas permitindo a agilização de análises espaciais e gerência de redes, colocou os Sistemas de Geoprocessamento numa posição de destaque entre os sistemas de informações, pois além de ajudar as empresas a economizar tempo e dinheiro nas tarefas de mapeamento e gerência de redes, atualmente são mais que uma ferramenta para automação de funções manuais, onde o estágio atual dessas ferramentas permite novos métodos de trabalho e novas técnicas de planejamento”. (Anais Gis Brasil 96 – Pág. 142) Cada vez mais se faz necessário que administradores de empresas prestadoras de serviços, tenham perfeito domínio de sua área de atuação com sistemas de informações mais rápidos e eficientes. A população atual tem se tornado cada vez mais exigente na qualidade dos serviços a ela oferecidos, em função do grande acesso a informática através de diversos recursos como: caixas eletrônicos, Internet, computadores pessoais, jogos eletrônicos, etc... As concessionárias de energia reúnem um grande volume de informações referentes aos seus Cadastros: Cadastro de Consumidores, Cadastro de Consumidores Especiais, Cadastro de Iluminação Pública, Cadastro de Rede Primária, Cadastro de Rede Secundária, Cadastro de Barras e Cadastro de Pontos Cartesianos.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Esses dados alfanuméricos, na sua maioria encontram-se em forma de arquivos digitais e os dados que necessitam de expressão gráfica, são apresentados manualmente em forma de mapas temáticos ou preparados individualmente em um Sistema Cad. Este Sistema é utilizado por vários setores da empresa, tais como: setor de projetos, cálculo de perdas, operação, manutenção, investimentos, rotas de leituras, planejamento, atendimento ao cliente (call center). Os benefícios criados com a implantação deste sistema são imensos, tornando a empresa muito mais eficiente nos serviços prestados, possibilitando o fornecimento de informações sobre qualquer tipo de equipamento ou cliente de modo imediato. As ligações efetuadas ao call center sobre reclamações ou possíveis falhas na rede são direcionadas imediatamente ao COD, onde é detectada exatamente a região em que ocorreu a interrupção de energia, possibilitando agrupamento de solicitações e direcionamento de equipes. Sendo assim, a empresa passa a atender mais rapidamente seus clientes, diminuindo o tempo de interrupção e garantindo o atendimento das metas da política nacional de distribuição de energia, trazendo sobretudo uma maior satisfação ao cliente. Diagnóstico na EEVP A Área de Concessão da Vale Paranapanema é formada por 27 Municípios localizados no Oeste do Estado de São Paulo, com área total de 11.780,505 km2. Pode-se observar melhor a área geográfica e distribuição das redes elétricas nos mapas demonstrativos abaixo:

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Objetivos com a Implantação do Sistema GIS: Os objetivos a nível operacional/organizacional que se obtém com a implantação de um Sistema GIS, dizem respeito a disponibilidade de informações georeferenciadas, agilidade/otimização nas solicitações dos serviços prestados, qualidade dos serviços prestados, racionalização dos trabalhos executados. Ao nível de planejamento, temos a disponibilidade de um sistema que possa ser suporte em processos de tomadas decisões para projetos elétricos diversos como: visualização espacial da Rede Primária para projeto de ampliação em determinada região, idem para a Rede Secundária, estudo de carregamento de transformadores em determinado local, projeto para localização de nova subestação, estudo de viabilidade de construção de uma nova rede de energia em função da topografia do terreno, simulação de manobras dentro do sistema, entre outros. Ao nível de Gerenciamento de Redes, temos a identificação de problemas de distribuição de energia nas redes existentes, visualização espacial do carregamento de Cabo da Rede Primária, idem para a Rede Secundária, visualização espacial do carregamento de transformadores, visualização espacial de perdas e quedas de tensões, monitoramento das equipes de plantão, controle de faturamento/despesa, visualização espacial do faturamento por regiões, entre outros.

Resultados Práticos Adquiridos Com A Implantação Do Sistema GIS - Agilidade para localização geográfica de clientes e solução de problemas; - Agilidade para localização de equipamentos elétricos; - Agilidade na manobra do sistema; - Melhora considerável dos indicadores de qualidade determinados através de

resoluções específicas determinadas pelas agências reguladoras; - Melhor atendimento de Resoluções da ANEEL, como: - Nº 024 de 27 de janeiro de 2000, - Nº 505 de 26 de novembro de 2001, - Nº 520 de 17 de setembro de 2002, - Nº 223 de 29 de abril de 2003. - Qualidade dos mapas utilizados por todos setores da empresa; - Agilidade na atualização dos mapas; - Agilidade na elaboração de mapas temáticos diversos; - Possibilidade de atualização “on line” de mapas utilizados pelo Centro de Operações

de Distribuição; - Facilidade na implantação de novos sistemas como por ex. AUTOTRAC; - Gerenciamento de redes ( cálculos de perdas, queda de tensão, carregamento de

cabos e trafos, equilíbrio de fases, iluminação pública); - Relatórios diversos com visualização em mapeamento; - Melhor atendimento ao público com qualidade, rapidez e eficiência; - Ferramenta poderosa na elaboração de projetos e planejamento.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. O investimento em GIS necessário para permitir o Gerenciamento de Redes é da ordem de R$297.000,00. Esse Recurso está alocado no item Tecnologia de Informação. Porém esse Sistema de Gestão necessita de Mapeamento Georeferênciado e Levantamento Cadastral. O Sistema Cartográfico demanda uma despesa de R$ 1.827.347,00 discriminada abaixo: Mapeamento urbano georeferenciado (144,00 km2 x 6.000,00 R$/ km2) R$ 864.000,00 Levantamento cadastral elétrico (137.621 clientes x 7,00 R$/cliente) R$ 963.347,00 Total R$1.827.347,00 As despesas serão desembolsadas ao longo de quatro anos, período entre revisões tarifárias, no valor de R$ 456.836,75. II.3.3 Encargos Adicionais de Pessoal II.3.3.1 Verbas Rescisórias e turnover Outro ponto a ser reavaliado na metodologia da ER ANEEL é o que diz respeito aos custos inevitáveis de verbas rescisórias, tanto pelo turnover espontâneo, como o decorrente da natural renovação e substituição de profissionais no quadro de pessoal da Concessionária. Não é possível imaginar uma organização empresarial, nos dias de hoje, que não tenha necessidade de promover ajustes no seu quadro de pessoal. Na Empresa de Referência, principalmente, as adequações organizacionais decorrentes implicarão obrigatoriamente em ajustes e rotatividade do quadro de pessoal, com as conseqüentes despesas rescisórias impostas pela legislação trabalhista e do FGTS. Caso contrário, a ER ANEEL deveria prever níveis de crescimento salarial muito maior do que está proposto. Vale dizer que, do ponto de vista financeiro, o processo possibilita a manutenção dos níveis salariais da empresa nos padrões médios de mercado, equilibrando, dessa forma, o seu custo com pessoal. Sem o turnover haveria uma concentração exagerada de empregado nos níveis mais altos da tabela salarial, o que por sua vez, acarretaria um desequilíbrio de custos. Por outro lado, a rotatividade possibilita que os níveis de desempenho profissional e as competências requeridas para o quadro de pessoal sejam sempre renovadas.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Assim sendo e considerando que a Empresa de Referência desenhada deve se aproximar de uma realidade possível de operação é correto a inclusão de tais despesas nos seus custos de pessoal, posto que não se conhece nenhuma empresa que opere com rotatividade zero. Para força de trabalho de 473 pessoas a remuneração considerada é de R$ 8.577.292,00 Aplicado uma taxa de 2,1% sobre a remuneração a título de despesas com verbas rescisórias, chega-se a um custo anual de R$ 180.123,00. II.3.3.2 Programa de Participação nos Lucros Outro custo que, no entender desta concessionária, merece ser considerado na Empresa de Referência é o decorrente do Programa de Participação nos Resultados – PPR. Isto porque o PPR é um claro exemplo de busca de alternativas para reduzir custos e melhorar os níveis de eficiência da concessionária. Basta lembrar que a negociação do PPR junto ao sindicato dos empregados tem sido efetuada em um contexto de redução dos reajustes salariais pretendidos pela categoria ou seja, em troca de reajustes salariais inferiores - inclusive inferiores à inflação. Vale ressaltar que as concessionárias não apenas buscaram a alternativa de custos mais barata, mas também a mais eficiente para o serviço, na medida em que os resultados distribuídos pelo PPR não são meramente financeiros ou ligados à lucratividade do negócio, mas atrelados aos atendimentos das metas de produtividade, aumento de receita e redução de acidentes do trabalho (os indicadores são: orçamento, técnico, comercial e segurança). Em termos de negociação coletiva, pode-se afirmar que o PPR substitui e compensa a perda aquisitiva dos salários dos empregados, com vantagens fiscais para todas as partes, além das vantagens relacionadas à produtividade, faturamento e índices de DEC e FEC. Na medida em que o PPR tem como objetivo o estímulo da produtividade e comprometimento do funcionário com os objetivos da empresa (visto que a distribuição de resultados é efetuada de acordo com o cumprimento de metas previamente estabelecidas) pode-se afirmar que se trata de um custo que contribui com a modicidade tarifária, típico de uma empresa eficiente e, portanto, passível de ser remunerado por meio das tarifas de fornecimento. Por fim, cabe lembrar que o PPR não consiste em mera liberalidade da empresa acerca do destino de seu lucro, mas se trata de custo com complemento de proventos de funcionários e investimento em eficiência, visto que é pago pela concessionária como remuneração pelo atingimento das metas, ainda que a empresa, em seu balanço final, apresente resultado negativo.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Desta forma, entende-se que o custo da política de PLR, ainda não contemplado pela ER ANEEL, deve ser acrescido nos custos operacionais já reconhecidos pelo Regulador. Para força de trabalho de 473 pessoas a remuneração considerada é de R$ 8.577.292,00. Aplicado uma taxa de 5,00% sobre a remuneração a título de despesas com PLR, chega-se a um custo anual de R$ 428.865,00. II.3.3.3 Adicional de Gratificação de Férias A gratificação de férias adicional à gratificação constitucional é uma conquista histórica da categoria e tornou-se um direito adquirido desde dezembro de 1987, antes da privatização ocorrida em novembro de 1997. Desta forma, entende-se que o custo adicional de gratificação de férias, ainda não contemplado pela ER ANEEL, deve ser acrescido nos custos operacionais já reconhecidos pelo Regulador. Para força de trabalho de 473 pessoas a remuneração considerada é de R$ 8.577.292,00. Aplicado uma taxa de 3,69% sobre a remuneração a título de despesas com Gratificação de Férias extraconstitucional, chega-se a um custo anual de R$ 316.502,00 II.3.3.4 Seguro Acidente de trabalho – SAT Na Nota Técnica da ELETROPAULO e, recentemente, nas empresas do Grupo CMS Energy, o custo referente ao SAT está sendo considerado na composição dos custos de pessoal. Entretanto, não foi encontrado o cálculo da discriminação específica do valor correspondente a esse adicional na EEVP. Normalmente, o SAT representa um percentual de 3% a massa salarial sem encargos enquadrando–se a empresa no Código Identificador da Atividade Econômica do Contribuinte – CNAE 40.10.0 conforme Artigo 202, parágrafo 4º. Anexo V, do Decreto no. 3.048 de 6 de maio de 1.999. É necessário adicionar este pleito na formação dos custos operacionais da EEVP. Para força de trabalho de 473 pessoas a remuneração considerada é de R$ 8.577.292,00. Aplicada uma taxa de 3,00% sobre a remuneração a título de despesas com SAT, chega-se a um custo anual de R$ 257.319,00.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. II.3.4 Provisões Trabalhistas, Cíveis e Fiscais. A ANEEL não considerou o custo desta Provisão no cômputo da Parcela “B”, para cálculo da Revisão Tarifária da EEVP. A respeito deste critério comenta –se o seguinte: - Estas provisões obedecem aos mesmos princípios das provisões para devedores duvidosos, quanto a contabilização, e está prevista no manual de contabilidade do serviço publico de energia elétrica, sendo objeto das mesmas exigências de órgãos governamentais, tais como: Receita Federal, CVM e foco importante das auditorias externas. Esses valores referem-se a possíveis débitos que a companhia terá de honrar, caso venha a perder ações em discussões no poder Judiciário. Em cada uma delas é fixado, pela área jurídica, um percentual de chance de sucesso/insucesso e, neste caso, o possível valor a ser pago. - A EEVP possui atualmente 196 processos judiciais distribuídos entre as áreas cível, trabalhista e fiscal. - Na área cível, a grande maioria das ações diz respeito às relações com consumidores que, no ano de 2001, foi agravado pelas discussões relacionadas ao período de racionamento de energia e, em especial, à cobrança da sobretaxa. Por tratar-se de despesa inerente ao serviço de energia elétrica, devidamente prevista no manual de contabilidade do setor elétrico, entende-se que seus efeitos devam ser considerados no processo de Revisão Tarifária, como custo operacional. Para o ano teste da Revisão, a EEVP considerou no seu custo como provisão para contingências cíveis, trabalhistas e fiscais, o valor de R$ 1.150.312,00. II.4 Tributos Pela análise do documento NT-217/2003-SRE/ANEEL, denotamos que para definição da Receita Requerida a Agência somente considerou como tributos a parcela de PIS / COFINS, deixando de computar os demais tributos a exemplo da CPMF, IPVA, IPTU, etc. COFINS/PIS - A ANEEL considerou o percentual de 3,65% sobre a Receita bruta da Concessionária. Esse percentual encontra-se em desacordo com a Lei 10.637/2002, que estabelece o percentual de 4,65% sobre a referida Receita, percentual esse que vem sendo praticado pela Concessionária, até mesmo em razão da obrigatoriedade prevista em lei. A EEVP entende que, em se mantendo a metodologia utilizada pela ANEEL, a despesa relativa ao COFINS/PIS ficará abaixo dos valores reais a serem apurados, além de estar contrariando a própria a Lei acima mencionada.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Pelo exposto, a Concessionária entende que a ANEEL deve considerar para efeito de cálculo do COFINS/PIS, a alíquota de 4,65% da sua Receita Bruta, até mesmo porque a Lei assim o prevê. Ainda, com relação ao COFINS foi publicado no último dia 30 de outubro p.p. a Medida Provisória nº 135/2003, alterando a legislação vigente, cuja expectativa de aumento desse encargo é de aproximadamente 2,00%, a partir de 1º de fevereiro de 2004. CPMF – A ANEEL não considerou o custo deste imposto no cômputo da Parcela “B”, para cálculo da Revisão Tarifária da EEVP. Ressalte-se que a Contribuição Provisória para Movimentação Financeira (CPMF), a exemplo de outros tributos, também é uma exigência legal, a que são submetidas todas as pessoas físicas e jurídicas do País, na movimentação de seus recursos. A Concessionária entende que a ANEEL deve considerar esta Contribuição na base de cálculo da Revisão, aplicando-se a alíquota de 0,38% sobre a Receita Bruta, excluindo-se, portanto a incidência sobre movimentações financeiras não relacionadas ao Serviço Público de Energia Elétrica. II.5 Base de Remuneração Regulatória – BRR Os trabalhos de Reavaliação de Ativos previsto na Resolução nº 493, de 3 de setembro de 2002, complementada pela Nota Técnica nº 178/2003-SFF/SRE/ANEEL, de 30 de julho de 2003, encontra-se em fase final, com data prevista para entrega do Relatório em 26 de janeiro p.f., informado à SRE/SFF-ANEEL em 17 de novembro de 2003, através da correspondência VPAR-556/2003. III. Ano-Teste O Ano-Teste é o período de doze meses adotado para determinar a Receita Verificada e a Receita Requerida. No caso específico desta revisão o Ano-Teste definido pela ANEEL compreende os doze meses imediatamente posteriores à data da revisão em processamento, ou seja, o período de fevereiro/04 a janeiro/05. Considerando que o conceito de ano teste para fins de revisão tarifária ordinária destina-se a assegurar a remuneração necessária à manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da concessão durante o período de doze meses subseqüentes, faz-se necessária a inclusão dos seguintes pontos:

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. • Quantitativos físicos de linhas, redes e clientes, etc. projetados no ano teste (mesmo

tratamento que ANEEL reservou às estimativas de mercado da Concessionária); • Adequação dos valores monetários para um ponto médio do ano teste por meio de

projeção da inflação, com base no IGP-M ou no IPCA conforme o item de custo envolvido.

O posicionamento acima descrito se justifica em virtude de que, conforme mencionado na própria “Proposta preliminar SRE/ANEEL, de 25 de setembro de 2003”, item II.1-Ano Teste, “... a revisão tem por objetivo estabelecer um fluxo de receita compatível com os custos econômicos da Concessionária no período subseqüente à data de revisão”. Assim, em resumo, para que o equilíbrio econômico financeiro no ano teste seja assegurado, todos os valores, montantes e parâmetros devem manter-se atualizados, equilibrados e representativos de todo o período de doze meses seguintes à revisão. No que se refere a quantitativos físicos de recursos, dado que as alterações previsíveis nas linhas, redes, e número de clientes afetam o montante de recursos humanos e materiais necessários para a prestação do serviço, sua não-atualização para inclusão na revisão tarifária torna insuficiente o dimensionamento realizado. Já no que se refere a níveis de preços, os componentes da chamada parcela “A” tem forma de compensação através de mecanismo específico (CVA). Entretanto, isso não ocorre para os componentes da parcela “B”, para os quais a manutenção de níveis de preço de outubro de 2003 significa que as elevações de preços ao longo do ano teste, não compensadas, implicarão em resultado inferior ao necessário para o equilíbrio econômico financeiro. Ou seja, se é certo que os preços sofrerão elevações ao longo do ano teste – isto é, nos doze meses seguintes à data da revisão, e se essa elevação de preços é até mesmo reconhecida oficialmente pelo Estado, que estabelece “metas de inflação” no âmbito da política econômica, torna-se imprescindível adequar os valores da parcela “B”, através da utilização de uma projeção dos “preços médios no ano teste”. Não adequar esses valores, mesmo que utilizando as “metas oficiais” (que em geral ficam abaixo da inflação real verificada), significa que não se está concedendo a cobertura adequada para os custos gerenciais e remuneração ao longo do ano teste.

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. IV. Fator X O Fator X proposto pela ANEEL é constituído pelos seguintes componentes :

X = XE + XC + XA - K • XE : tem a finalidade de capturar integralmente os ganhos de escala para o

consumidor (devido ao aumento de mercado da concessionária), considerando em um fluxo de caixa descontado;

• XC : adicional para penalização ou mitigação do “Fator X” conforme resultado da

concessionária no Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC); • XA : acrescentado devido à Resolução CNPE nº 01/2003, deverá capturar a

diferença, na Parcela B, entre variação do IGP-M e variação do índice de remuneração da mão de obra formal;

• K : ajuste para cobertura de despesas ou investimentos extraordinários As seguintes considerações devem ser feitas sobre esses componentes : “XE ”: a ANEEL pretende introduzir um recálculo da parcela XE do Fator , motivo pelo qual o seu percentual durante o período entre revisões tarifárias, não deverá ser fixo; entretanto, entenderemos que “XE” deva ser fixo entre as revisões tarifárias, evitando maiores incertezas quanto ao fluxo de caixa. O item “K”, previsto para a cobertura de despesas ou remuneração de investimentos extraordinários – inclusive decorrentes de exigências dos órgãos reguladores -, deveria ser considerado diretamente em “XE”. XC : várias razões justificam rever a decisão de sua utilização, pois o IASC é critério subjetivo e aleatório da qualidade do atendimento, em desfavor dos critérios objetivos e regulatórios já existentes no Contrato de Concessão; inexistente previsão contratual quanto a inclusão desse componente no Fator X; caráter punitivo representa um desvio em relação ao escopo da Revisão Tarifária Periódica; XA : além de sua metodologia desconhecida, também se justifica rever sua aplicação, pois foi acrescentado por resolução do CNPE; não se baseia em nenhum parâmetro de medição de produtividade e eficiência (relação entre insumo e produto), mas reflete somente evolução nominal de uma variável (mão de obra), cujos resultados em termos de eficiência de gestão devem pertencer à distribuidora; há inobservância do Contrato de Concessão, ao segmentar custos da Parcela B para alterar o indexador previsto para correção (troca do IGP-M por outro índice).

EEmmpprreessaa ddee EElleettrriicciiddaaddee VVaallee PPaarraannaappaanneemmaa SS..AA.. Assim, a EEVP requer que a ANEEL preserve a finalidade original do “Fator X”, e considere em XE o compartilhamento dos ganhos de escala entre a concessionária e os consumidores – pois a regulação por incentivos pressupõe o direito de a concessionária se apropriar pelo menos de parte dos ganhos de eficiência e produtividade; retire do Fator X o componente XC ou, alternativamente, use o fator de qualidade apenas como prêmio, ao invés de punição adicional; retire do Fator X o componente XA, porquanto o mesmo não reflete ganhos de produtividade; e utilize XE como um percentual fixo, com a inclusão de K para previsão de despesas ou investimentos extraordinários. Assis-SP, 17 de novembro de 2003. Valdir Jonas Wolf Vice-Presidência de Assuntos Regulatórios Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A

primeira revisÃo tarifÁria periÓdica empresa de ... · preço estipulado era de r$ 52,46/mwh...

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