ANEXO I Nota Técnica nº 329/2009-SRE/ANEEL Brasília, 29 de setembro de 2009. DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS DA LIGHT Anexo I da Nota Técnica no 329/2009–SRE/ANEEL Em 29 de setembro de 2009. Processo nº 48500.004331/2006-18 . Assunto: Cálculo dos custos de administração, operação e manutenção de Empresa de Referência relacionada à concessionária de distribuição de energia elétrica LIGHT. I. DO OBJETIVO O objetivo deste estudo é apresentar os resultados da aplicação da metodologia de Empresa de Referência para determinação dos níveis eficientes de custos operacionais considerados para a segunda revisão tarifária periódica da concessionária de distribuição de energia elétrica LIGHT. II. METODOLOGIA 2. Os detalhes da Metodologia de Empresa de Referência estão contidos na Nota Técnica no 343/2008-SRE/ANEEL, de 11 de novembro de 2008, que trata da Metodologia de Empresa de Referência para Cálculo dos Custos Operacionais a ser aplicada no Segundo Ciclo de Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. III. RESULTADOS DOS CÁLCULOS III.1 DADOS DE ENTRADA III.1.1 DADOS DE ATIVOS 3. Os dados de ativos físicos informados pelas concessionárias foram bem detalhados, visando tornar o cálculo dos custos relacionados às atividades de operação e manutenção mais preciso. Redes de diferentes padrões construtivos têm necessidades de operação e manutenção diferenciadas e, por esta razão, a concessionária informou o padrão construtivo das redes, divididas em nua, multiplexada, compacta ou subterrânea. 4. Complementarmente também foi informado se a rede é monofásica, bifásica ou trifásica. A motivação para tal é a mesma, tornar o cálculo dos custos operacionais mais aderente a real necessidade de operação e manutenção das concessionárias. 5. O Apêndice I apresenta os dados de ativos físicos da Concessionária referentes a janeiro-08. (Fls. 2 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). III.1.2 DADOS DE CONSUMIDORES 6. A concessionária informou o número de unidades consumidoras faturadas, fazendo a distinção daqueles situados no meio urbano e no meio rural. Foram detalhadas, também, a classe de consumo, o nível de tensão e o tipo de ligação (monofásico, bifásico ou trifásico). Tal detalhamento visa tornar o cálculo dos custos de comercialização e de operação e manutenção mais preciso. As atividades de comercialização dependem, preponderantemente, do número de unidades consumidoras faturadas e da distribuição urbano/rural. Já as atividades de operação e manutenção estão mais relacionadas ao nível de tensão e tipo de ligação. 7. 08. O Apêndice II apresenta os dados de consumidores da Concessionária referentes a janeiro- III.2. DEFINIÇÃO DOS RECURSOS 8. A determinação dos recursos necessários para a composição dos custos operacionais deve contemplar o dimensionamento dos seguintes itens: Recursos humanos (administrativo e de operação e manutenção); Infra-estrutura física, envolvendo edificações, móveis e sistemas de informática; Materiais e serviços; Transporte. 9. Para a determinação das capacidades internas e externas requeridas para o cumprimento eficiente dos Processos e Atividades (P&A), deve-se analisar uma estrutura organizacional referencial, contemplando a definição dos postos de trabalho que a integram, a dotação dos recursos humanos de cada um deles e a remuneração dos mesmos. Para isto, a empresa de distribuição deve prestar eficientemente o serviço, através do cumprimento das atividades básicas de distribuição de energia elétrica considerando os requisitos de qualidade do produto oferecido e do serviço prestado, estabelecidos no contrato de concessão e nas normas regulatórias aplicáveis. 10. Esse processo, quando eficiente, requer o funcionamento harmônico de uma estrutura organizacional adequadamente desenhada e implementada, contemplando a otimização dos recursos e custos atribuídos ao desempenho de cada processo e atividade. Calculada sob essas premissas, a receita máxima que a distribuidora poderá receber por esses serviços deverá prover adequada cobertura de custos otimizados, considerados como tais custos eficientes minimizados no atendimento a níveis de qualidade crescentes. 11. De uma forma geral, e independente do modelo estrutural que possa ser adotado em função de estratégias específicas, a organização da distribuidora requer o cumprimento de funções básicas, como descrito a seguir, e que serão utilizadas na composição da Empresa de Referência (ER), adotando-se nomenclatura típica: Direção, Estratégia e Controle: Inclui atividades de: a) Direção Geral, no estabelecimento de estratégias e relacionamentos institucionais; b) Controle de Gestão, referidas ao (Fls. 3 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). monitoramento e ajuste do desempenho da gestão global da companhia; c) Assessoramento Legal, nos assuntos e situações onde for necessário; Administração: Contempla atividades de: a) Gestão de Recursos Humanos, incluindo o recrutamento, a capacitação e a administração dos empregados permanentes e temporários (se houver) da organização; b) Compras e Contratos referentes à gestão (provisionamento e logística) dos produtos e serviços necessários; c) Informática e Comunicações, vinculadas ao desenvolvimento, implantação e a manutenção dos processos informatizados que suportam as atividades da concessionária; Finanças: Contempla as atividades referentes à gestão econômico-financeira de curto e longo prazos, incluindo, entre outros, aspectos tais como a obtenção dos recursos financeiros necessários para a operação da distribuidora, a gestão tributária e o controle do seu endividamento; Comercial: Contempla atividades de: a) Atendimento ao cliente, incluindo o atendimento personalizado e telefônico aos clientes; b) Serviço Técnico Comercial, incluindo a conexão de novos serviços, corte e religação, e controle de perdas “não técnicas”; c) Gestão Comercial, que inclui o planejamento, acompanhamento e controle da execução dos processos comerciais e atendimento aos clientes, acompanhamento das perdas “não técnicas”, laboratório de medidores e previsões de recursos; d) Compra de Energia e relacionamento com Grandes Consumidores que inclui atividades de comercialização de energia no atacado; Técnica: Inclui atividades relacionadas às instalações físicas do sistema elétrico físico e de seu controle: a) Operação das instalações elétricas de forma programada ou intempestiva; b) Manutenção ou reparação programadas ou não programadas, inspeção e revisão, e adequação de instalações; c) Controle e supervisão das atividades de O&M, manejo dos sistemas de apoio, previsão de materiais e ferramentas, acompanhamento da qualidade do serviço. 12. O processo de elaboração dessa estrutura da ER baseia-se nas funções descritas e contempla a análise dos postos de trabalho (em quantidade e qualificação) requeridos para prover o eficiente desempenho dessas funções, considerados os requisitos do contrato de concessão e outras normas regulatórias. Os P&A de Planejamento Técnico, Engenharia e Operação incluem tarefas que podem ser executadas de maneira centralizada e outras que devem ser cumpridas junto às regionais onde se encontram as instalações físicas utilizadas para prover os serviços. A operação e a manutenção (O&M) das instalações elétricas requerem descentralização geográfica, devendo realizar-se nos denominados “Centros de Serviço”. 13. Interpretam-se como atividades de Operação e Manutenção (O&M) a manutenção corretiva e preventiva dos equipamentos e instalações que constituem as redes de distribuição, bem como as operações necessárias em tarefas programadas e para repor a continuidade do serviço. 14. Os gastos que fazem parte dos custos de O&M surgem da avaliação a “preços de mercado” de todas as tarefas que devem ser exercidas por uma empresa eficiente. Os custos indiretos correspondentes às atividades de Direção, Estratégia e Controle não são componentes que devam incluir-se como parte dos custos de O&M, motivo pelo qual seu cálculo não deve ser considerado neste ponto. Avalia-se, então, a suficiência da dotação do pessoal disponível para estas tarefas, fazendo-se logo a comparação com outras (Fls. 4 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). empresas que possam ser consideradas referências válidas. A partir dessa análise, procede-se à determinação dos custos de O&M, reconhecendo-se inicialmente as atividades próprias de O&M em cada um dos segmentos ou níveis de tensão do sistema de distribuição. 15. Quanto aos custos incluídos nesse referencial, consideram-se os seguintes itens: Todos os gastos de pessoal, materiais, reposições para o equipamento elétrico e serviços; Todas as anuidades de investimento de curto período de recuperação, como por exemplo: hardware e software, veículos, etc; Toda a infra-estrutura de edifícios de uso geral, que se considera alugada. 16. Dessa forma, os custos calculados não incluem os investimentos em ativos associados especificamente à prestação do serviço, ou seja, à rede elétrica composta por linhas de distribuição e subestações. 17. Para efeito de determinação dos custos da estrutura de Administração (CA), dos custos diretos e indiretos de Operação e Manutenção das instalações (COM), e das atividades de Comercialização (CC), torna-se necessário desenhar uma Empresa de Referência (ER) que tenha uma estrutura eficiente e que realize suas atividades de maneira que os custos resultantes correspondam aos que existiriam no âmbito de um mercado competitivo. 18. Para a determinação de todos os custos que surgem dos processos e atividades de O&M e comercialização, as etapas contempladas no procedimento desenvolvido incluem: Identificação dos processos e atividades (P&A) que devem ser cumpridos pela ER, tanto em O&M como em comercialização; Definição de critérios para a determinação de custos associados a cada P&A ; Determinação dos recursos requeridos para o cumprimento eficiente de cada P&A; Aplicação dos custos do P&A ao volume de instalações (para O&M) e clientes (para comercialização) da concessionária. 19. Para a determinação dos custos que surgem das Atividades de Administração, as etapas contempladas no procedimento desenvolvido incluem: Definição de critérios geográficos de zoneamento para os distintos processos e atividades; Definição de critérios de dimensionamento dos recursos de administração em função do volume de instalações e clientes, pessoal que é necessário fiscalizar e dispersão geográfica; Aplicação dos custos correspondentes aos recursos dimensionados; Definição dos recursos centralizados de suporte (sistemas informatizados, comunicações, etc). 20. Deste modo se obtém, a partir da consideração dos P&A típicos e de uma estrutura de administração adaptada à realidade geoeconômica da distribuidora, o dimensionamento apropriado da ER, dotado dos recursos necessários para uma empresa caracterizada como eficiente. (Fls. 5 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). III.3 – CUSTOS DE REFERÊNCIA 21. Todos os custos que serão apresentados estão referenciados a preços de janeiro-08. A taxa de retorno antes dos impostos, para efeito do cálculo das anuidades dos investimentos considerados na ER, foi de 15,08%, que corresponde ao retorno antes de impostos estabelecido pela ANEEL, na Resolução nº 246/2006, para o segundo ciclo de revisão tarifária periódica. 22. Por fim, o resumo final de custos operacionais deverá ser ajustado para a data da revisão, aplicando-se o IPCA como índice de ajuste de custos de pessoal e o IGPM como índice de ajuste de custos de materiais e serviços. III.3.1. Custos de Pessoal III.3.1.1. Remunerações Adotadas 23. Os valores dos salários nominais adotados são apresentados na tabela abaixo que se referem às remunerações aplicadas para a região Rio de Janeiro/Espirito Santo: Tabela 1: Remunerações Adotadas CATEGORIA DE SALÁRIO Conselheiro de Administração Conselheiro Fiscal Diretor Presidente Diretor Administrativo Diretor Comercial Diretor de Distribuição Diretor Financeiro Gerente Comercial Gerente Assuntos Legais Gerente de Assuntos Regulatórios Gerente de Atendimento a Clientes Gerente de Atendimento a Grandes Clientes Gerente de Auditoria Interna Gerente de Compras / Logística Gerente de Comunicação Gerente de Contabilidade Gerente de Controle de Gestão Gerente de Gestão Financeira Gerente de Manutenção (AT) Gerente de Manutenção (MT e BT) Gerente de Mercados e Tarifas Gerente de Operação Gerente de Ouvidoria Gerente de Perdas Comerciais Gerente de Planejamento do Sistema Elétrico Gerente de Planejamento Financeiro Gerente de Recursos Humanos SALÁRIO NOMINAL (R$/mês) 3,013 3,658 29,960 23,634 26,039 26,574 24,378 12,835 14,600 16,571 15,558 15,818 14,819 12,615 12,686 12,938 13,410 13,839 15,654 13,410 13,637 14,951 13,316 15,367 14,720 15,492 12,920 (Fls. 6 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Gerente de Relações com Investidores Gerente de Relações Institucionais Gerente de Serviços Técnicos Gerente de Tecnologia da Informação Coordenadoria de Ouvidoria Supervisor Ciclo Comercial Supervisor Comercial Supervisor de Administração de Pessoal Supervisor de Almoxarifado Supervisor de Arrecadação Supervisor de Atendimento a Clientes Supervisor de Atendimento Call Center Supervisor de Captação de Recursos Supervisor de Centro de Operação da Distribuição Supervisor de Centro de Operação do Sistema Supervisor de Compras / Logística Supervisor de Contabilidade Supervisor de Faturamento Supervisor de Laboratório de Medição Supervisor de Manutenção (MT e BT) Supervisor de Medição Supervisor de Medicina do Trabalho Supervisor de Orçamento Supervisor de Planejamento e Manutenção (AT) Supervisor de Planejamento e Operação Supervisor de Remuneração Supervisor de Tesouraria Supervisor de Treinamento e Desenvolvimento Advogado Júnior Advogado Pleno Advogado Sênior Ajudante de Eletricista Almoxarife Analista Comercial Júnior Analista Comercial Pleno Analista Comercial Sênior Analista de Assuntos Regulatórios Analista de Atendimento a Clientes Analista de Comunicação Analista de Contabilidade Júnior Analista de Contabilidade Pleno Analista de Contabilidade Sênior Analista de Gestão Analista de Infra-Estrutura Júnior Analista de Infra-Estrutura Pleno Analista de Infra-Estrutura Sênior Analista de Orçamento Júnior Analista de Orçamento Pleno Analista de Orçamento Sênior 14,107 19,859 10,289 12,936 7,294 7,177 6,029 7,997 7,575 5,579 4,546 7,993 8,647 7,509 10,408 7,227 8,011 5,089 6,126 7,664 7,436 11,098 10,500 10,864 10,985 8,691 6,129 7,635 3,115 4,333 6,770 568 1,843 2,825 4,264 5,301 3,955 3,560 3,921 2,949 3,628 5,358 3,809 3,086 4,033 5,089 2,551 3,843 5,757 (Fls. 7 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Analista de Perdas Analista de Planejamento Analista de Recursos Humanos Júnior Analista de Recursos Humanos Pleno Analista de Recursos Humanos Sênior Analista de Relações com Investidores Analista de Sistemas Júnior Analista de Sistemas Pleno Analista de Sistemas Sênior Analista de Tarifas Analista Financeiro Júnior Analista Financeiro Pleno Analista Financeiro Sênior Assessor de Comunicação Assistente Administrativo Assistente Comercial Assistente de Comunicação Assistente Técnico Atendente Comercial (Call Center) Atendente Ouvidoria Auditor Interno Júnior Auditor Interno Pleno Auditor Interno Sênior Auxiliar Administrativo Auxiliar de Enfermagem do Trabalho Comprador Eletricista Eletricista Linha Viva Engenheiro de Atendimento de Grandes Clientes Engenheiro de Manutenção Júnior (AT) Engenheiro de Manutenção Júnior (MT e BT) Engenheiro de Manutenção Pleno (AT) Engenheiro de Manutenção Pleno (MT e BT) Engenheiro de Manutenção Sênior (AT) Engenheiro de Manutenção Sênior (MT e BT) Engenheiro de Medição Júnior Engenheiro de Medição Pleno Engenheiro de Medição Sênior Engenheiro de Operação Júnior Engenheiro de Operação Pleno Engenheiro de Operação Sênior Engenheiro de Perdas Júnior Engenheiro de Perdas Pleno Engenheiro de Perdas Sênior Engenheiro de Segurança do Trabalho Leiturista / Entregador de Faturas Médico do Trabalho Motorista de Diretoria Operador de Grua (AT) 3,827 4,163 2,933 4,258 5,997 4,844 3,156 4,679 6,068 5,848 2,908 4,358 6,453 3,532 2,273 2,271 2,496 1,911 608 789 3,490 4,620 6,344 1,330 1,530 2,772 1,848 1,627 4,467 3,671 2,923 4,479 4,426 6,720 5,399 3,318 3,942 5,379 3,641 4,371 6,028 2,617 4,474 4,133 5,151 1,162 3,886 1,738 1,672 (Fls. 8 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Secretária de Diretoria Secretária de Presidência Técnico de Assuntos Regulatórios Técnico de Distribuição Júnior Técnico de Distribuição Pleno Técnico de Distribuição Sênior Técnico de Informática Técnico de Manutenção (MT e BT) Técnico de Medição Técnico de Mercado Técnico de Obras (AT) Técnico de Obras (MT / BT) Técnico de Operação Técnico de Segurança do Trabalho Estagiário Menor Aprendiz 3,598 4,208 2,045 1,889 2,175 3,073 2,834 2,720 2,377 1,848 3,635 2,652 2,434 2,298 676 358 24. Os custos totais de mão-de-obra serão dados pela somatória dos salários nominais, os adicionais de salário, os encargos sociais e outros encargos obrigatórios aplicados sobre os Salários Nominais, considerados de maneira a cumprir a legislação vigente. Para as atividades de O&M, além das taxas descritas anteriormente, deve-se levar em conta ainda outros custos, tais como horas extras e periculosidade. A tabela seguinte apresenta os critérios para o cálculo das remunerações. Tabela 2: Critérios para Cálculo de Remunerações DESCRIÇÃO Vencimentos 13º Salário Gratificação de Férias Horas de trabalho por dia Dias de Trabalho por semana Semanas trabalhadas por ano Turnos rotativos / Horas extras Periculosidade Treinamento e Desenvolvimento (T&D) Outros Custos de O&M (ferramentas, vestuários e outros) Encargos Sociais INSS SAT FGTS FNDE INCRA SEBRAE SESI SENAI Total de Encargos II.3.1.2. Benefícios Adicionais de Pessoal PARÂMETRO APLICAÇÃO 1/12 Salário Anual 1/36 Salário Anual 7,5 horas 5 dias 48 semanas 15,0% Mensal 30,0% Mensal 1,50% Mensal 25% Mensal Atividades específicas 20,0% 3,0% 8,0% 2,5% 0,2% 0,6% 1,5% 1,2% 37,0% Total de vencimentos Atividades de O&M Atividades específicas (Fls. 9 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). 25. Os benefícios adicionais de pessoal foram determinados para cada cargo apresentado anteriormente e encontram-se no Modelo de Cálculo. II.3.2. Custos Adicionais 26. A seguir são apresentados os critérios de cálculo de outros custos complementares necessários ao funcionamento da Empresa de Referência, e que estão relacionados ao atendimento específico de conformidade legal e outros específicos de peculiaridades devidas às condições geoeconômicas de sua área de concessão, bem como à consideração de alterações programadas para o anoteste da revisão tarifária. Seguros: considera-se um valor correspondente a 0,056% do ativo imobilizado em serviço para fins de base de remuneração; Tributos: considera-se um valor correspondente a 0,025% do ativo imobilizado em serviço para fins de base de remuneração; Publicações Legais: adota-se um valor de despesa compatível com o porte da empresa; Engenharia e Supervisão de Obras: considerou-se um valor correspondente a 1% dos investimentos estimados para o Ano-Teste; Laudo de Avaliação de Ativos: considera-se os gastos correspondentes à contratação de empresa para elaboração de laudo; Campanhas de medidas: foram considera-se os gastos para empresa especializada para realização de campanha de medidas; Crescimento de Processos O&M: ajustaram-se os gastos correspondentes aos processos de O&M tendo em conta o crescimento dos ativos em 60% da taxa de crescimento do número de clientes; Crescimento de Processos Comerciais: ajustaram-se os gastos correspondentes aos processos de COM tendo em conta a taxa de crescimento do número de clientes; Consumo Próprio em Subestações: adotou-se o valor da despesa informado por intermédio do banco de dados GTF; Exames Periódicos: adotou-se um custo unitário de exames periódicos por empregado da empresa; Higienização de EPI: considera-se os gastos para higienização de uniformes de funcionários da empresa; Adicional de bens 100% depreciados: Foi considerado o adicional de gestão de ativos de uso prolongado para concessionárias que têm proporção de ativos totalmente depreciados acima da média do setor de distribuição (medida como a proporção de ativos totalmente depreciados com relação ao ativo imobilizado em serviço). Esse adicional só é considerado no caso em que não tenha sido comprometida a qualidade do serviço prestado, ou seja, não tenham sido transgredidos os indicadores de qualidade globais da concessão (DEC e FEC) desde a última revisão tarifária. O adicional é calculado para a proporção de ativos totalmente depreciados que exceder a média do setor, sendo considerado para tais ativos um adicional de 50% com relação ao custo de operação e manutenção corretiva; (Fls. 10 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Laudos Técnicos: considera-se um valor correspondente à emissão de laudos metrológicos; Tarefas Subterrâneo não parametrizadas no modelo, adicional de IPTU, manutenção de equipamentos em oficinas, inspeção aerea,: adota-se o valor da despesa consistente com os valores considerados para as empresas similares; Serviços Cobráveis: Considerando que os custos com serviços cobráveis foram incluídos a Empresa de Referência, os valores recebidos pelas concessionárias deverão ser revertidos para a modicidade tarifária. O valor foi calculado a partir das mesmas frequencias utilizadas para o dimensionamento do custo operacional necessário para execução de tais atividades. II.3.3. Materiais de Reposição para Tarefas de O&M 27. Os materiais que possuem Unidade de Cadastro própria devem ser tratados como investimentos, ou seja, devem compor a Base de Remuneração Regulatória e, portanto, não serão considerados na valoração das tarefas de O&M que os envolvam. 28. Os materiais que possuem Unidade de Cadastro são: a) Estrutura (poste e torre); b) Medidor c) Chaves – chaves fusíveis com classe de tensão igual ou superior a 34,5kV, bem como todos os demais tipos de chave com classe de tensão igual ou superior a 15kV. d) Bancos de Capacitores e) Religador f) Transformador de Força g) Transformador de Medida (TP e TC) h) Disjuntor i) Pára-raios – com classe de tensão igual ou superior a 34,5kV. j) Seccionalizador 29. Cabe ressaltar que os Cabos Condutores também possuem Unidade de Cadastro, mas, no entanto, as tarefas que os envolvem se referem a trocas de trechos e, neste caso, o Manual de Contabilidade Pública permite que o material envolvido seja contabilizado como Despesa. III.3.3.1 – Custos dos Materiais 30. A relação completa de preços de materiais para Região Rio de Janeiro/Espirito Santo encontra-se no modelo de cálculo. III.3.4. Outros Serviços e Materiais de Reposição III.3.4.1 Custos de Referência para Área Administrativa (Fls. 11 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). 31. O total de custos de materiais e serviços da administração a ser reconhecido na receita deve refletir as despesas mínimas necessárias para o desenvolvimento das atividades de apoio, ou seja, da área administrativa. 32. Assim, especificamente para este item deverão ser dimensionados os gastos de serviços incorridos pelo pessoal como água, energia elétrica, telefone, celulares, além de outros gastos tais como insumos computacionais, papel, formulários, fotocópias e artigos de papelaria. Estes gastos são valorados multiplicando a quantidade de empregados por um custo padrão por empregado. 33. Os custos unitários referenciais para Região Rio de Janeiro/Espirito Santo, para cálculo de alguns dos itens descritos acima são apresentados na tabela a seguir: (Fls. 12 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Tabela 3: Custos Unitários para Cálculo de Materiais e Serviços Parâmetros Unidade Driver Item COM UNICAÇÕES M AT ERIAIS SERVIÇOS GERAIS Gastos de telefonia Gastos gerais (papelaria, m anutenção equip. escritório, e outros) Água e eletricidade Lim peza e m anutenção [R$/pess-m ês] 143.80 [R$/pess-m ês] 158.86 [R$/pess-m ês] [R$/pess-m ês] 18.27 29.36 III.3.4.2. Custos de Referência da Área Comercial 34. Além dos custos já expostos aplicados na Área Comercial, se têm custos das atividades comerciais assumidas como terceirizadas, vinculadas ao ciclo comercial regular, tais como a cobrança e impressão de faturas. 35. Os custos unitários referenciais são apresentados na tabela a seguir e correspondem a valores médios de mercado. Tabela 4: Custos Unitários para Atividades Comerciais Parâmetros Item Custo de Cobrança por fatura (URBANO) Custo de Cobrança por fatura (RURAL) Custo de Edição e Controle de Faturas Centralizado Unidade Custo [R$] [R$/fatura] [R$/fatura] [R$/fatura] 1.00 1.00 0.20 III.4. CÁLCULO DAS ANUIDADES III.4.1. Edificações, Móveis e Utensílios 36. A tabela seguinte apresenta as principais variáveis de custo associadas aos imóveis. Tabela 5: Custos Unitários para Cálculo de Aluguéis Unidades ITEM Escritórios centrais Gerências regionais Estacionam ento de Veículos M óveis e Utensílios Custos Unidade Driver Unidade Custo Anual de Aluguel [m 2 /pess] 10 [R$/m 2 -m ês] 19.06 10 2 [R$/m -m ês] 10.59 R$/m 2 -m ês] 10.59 2 2.12 2 [m /pess] [R$/m -m ês] (Fls. 13 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). III.4.2. Veículos 37. Para a definição dos custos de transporte, deve ser considerada a amortização dos veículos, além dos custos de manutenção e de combustível. Os custos de manutenção são calculados como valor percentual do custo de investimento, enquanto os custos de combustível são calculados a partir de estimativas médias de deslocamento e custos associados em termos anuais. 38. dos cálculos. A Tabela a seguir apresenta os principais parâmetros considerados, bem como o resultado Tabela 6: Veículos Descrição Código Pick-Up ou Veículo Leve Pick-Up 1 tonelada Caminhão Médio 7 a 8 toneladas com Guindauto Caminhão Médio 7 a 8 toneladas Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas com Guindauto Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas com Guindauto Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas Caminhão Pesado 15 toneladas Carreta Automóvel Motocicleta Utilitário 1 Caminhão Pesado (15 Ton) com cesta aerea VEC 1 VEC 2 VEC 3 VEC 4 VEC 5 VEC 6 VEC 7 VEC 8 VEC 9 VEC 10 VEC 11 VEC 12 VEC 13 Custo Unitário [R$] 35,005 76,536 129,673 129,673 148,752 148,752 148,752 148,752 389,934 24,810 5,549 43,530 148,752 Custo Adaptação [R$] 5,083 24,919 128,144 32,830 128,144 128,144 32,830 128,144 0 0 0 0 196,981 Custo Vida Ferramentas Útil [R$] Anos 8,421 5 9,417 5 22,373 8 11,644 8 17,652 8 29,724 10 13,515 10 15,568 10 0 10 2,069 5 0 5 0 5 15,568 10 Tipo Comb. Gasolina Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Gasolina Gasolina Diesel Diesel Desloc. Anual Km / l km 10 60,000 10 60,000 5 40,000 6.25 40,000 6.25 15,000 5 15,000 3.33 15,000 6.25 15,000 3.33 5,000 10 45,000 40 30,000 6 30,000 6 15,000 Rend. III.4.3. Sistemas de Informática 39. Como parte da infra-estrutura de apoio às atividades administrativas e técnicas, devem ser reconhecidos os sistemas corporativos de informática que dão suporte às atividades da empresa. Assim, além da amortização dos sistemas e compra dos softwares, também se inclui um custo adicional de manutenção anual que se calcula como um percentual do investimento. 40. subgrupos: Para determinação dos investimentos necessários, os sistemas foram agrupados em 4 Tabela 7 – Agrupamento de Sistemas Subgrupo S1 S2 S3 S4 Sistemas GIS, SCADA e Gestão da Distribuição Gestão Comercial Gestão Empresarial e Sistemas Centrais Teleatendimento 41. Os clusters específicos da LIGHT, aplicando a metodologia contida na Nota Técnica 343/2008, são: (Fls. 14 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Tabela 8 – Clusters de Sistemas Subgrupo Clusters S1 S2 S3 S4 S5 S6 3 2 1 1 0 0 III.5. EQUIPES DE CAMPO 42. Foram dimensionadas 14 equipes de campo para atender as tarefas que devem ser executadas na Concessionária. Cabe esclarecer que os eletricistas que compõem as equipes também exercem a função de motorista e operador dos equipamentos. A tabela abaixo apresenta a formação de cada equipe: Tabela 9 – Composição das Equipes Equipes Eletricista Eletricista Linha Viva Ajudante de Eletricista EQ1 2 ----EQ2 3 ----EQ3 4 ----EQ4 5 ----EQ5 --3 --EQ6 --4 --EQ7 --6 --EQ8 --9 --EQ9 ----4 EQ10 ----2 EQ11 2 --1 EQ12 3 --1 EQ13 4 --2 EQ14 1 --1 IV. DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS IV.1. ESTRUTURA ORGANIZACIONAL REFERENCIAL 43. Conforme metodologia, a LIGHT se enquadrou no Organograma Típico (OT) 2. A Tabela abaixo apresenta o quantitativo de Pessoal da Estrutura Central definida para concessionária. Tabela 10 – Quantitativo de Pessoal da Estrutura Central TOTAL CONSELHO GASTOS COM PESSOAL CONSELHO CONSELHEIRO FISCAL QUANTIDADE 8 3 (Fls. 15 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). TOTAL PRESIDÊNCIA AUDITORIA INTERNA ASSESSORIA DE GESTÃO CORPORATIVA ASSESSORIA DE RELAÇÕES INSTITUCIONAIS ASSESSORIA DE COMUNICAÇÃO ASSESSORIA JURÍDICA TOTAL OUVIDORIA TOTAL DIRETORIA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS GERÊNCIA REGULAÇÃO ECONÔMICO-FINANCEIRO GERÊNCIA REGULAÇÃO TÉCNICO-COMERCIAL GERÊNCIA DE PLANEJAMENTO DE MERCADO E CONSELHEIRO ADMINISTRATIVO PRESIDÊNCIA PRESIDENTE SECRETÁRIA AUXILIAR ADMINISTRATIVO MOTORISTA GERENTE AUDITOR SÊNIOR AUDITOR PLENO AUDITOR JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO ASSESSOR ANALISTA DE GESTÃO ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE COMUNICAÇÃO ASSISTENTE DE COMUNICAÇÃO ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE COMUNICAÇÃO ASSISTENTE DE COMUNICAÇÃO ASSESSOR DE COMUNICAÇÃO GERENTE ADVOGADO SÊNIOR ADVOGADO PLENO ADVOGADO JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO OUVIDORIA GERENTE COORDENADOR ATENDENTE DE OUVIDORIA DIRETORIA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS DIRETOR SECRETÁRIA AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS ANALISTA DE TARIFAS TÉCNICO DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS GERENTE ANALISTA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS ANALISTA DE TARIFAS TÉCNICO DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS TÉCNICO DE MERCADOS 5 86 1 1 2 1 1 1 2 2 2 1 2 2 1 2 2 3 2 1 3 3 3 1 8 12 12 10 5 13 1 2 10 27 1 1 1 1 2 3 2 1 2 2 2 1 1 2 3 (Fls. 16 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA TOTAL DIRETORIA COMERCIAL GERÊNCIA GESTÃO COMERCIAL (FATURAMENTO E ARRECADAÇÃO) GERÊNCIA DE PERDAS E MEDIÇÃO GERÊNCIA CLIENTES CORPORATIVOS GERÊNCIA DE ATENDIMENTOS A CLIENTES GERÊNCIA DE COMPRA E VENDA DE ENERGIA TOTAL DIRETORIA FINANCEIRA E CONTROLADORIA GERÊNCIA FINANCEIRA ASSISTENTE ADMINISTRATIVO DIRETORIA COMERCIAL DIRETOR SECRETÁRIA GERENTE SUPERVISOR COMERCIAL SUPERVISOR DE CICLO COMERCIAL SUPERVISOR DE ARRECADAÇÃO SUPERVISOR DE FATURAMENTO ANALISTA COMERCIAL SÊNIOR ANALISTA COMERCIAL PLENO ANALISTA COMERCIAL JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE PERDAS ASSISTENTE ADMINISTRATIVO TÉCNICO DE MEDIÇÃO ENGENHEIRO DE MEDIÇÃO SÊNIOR ENGENHEIRO DE MEDIÇÃO PLENO ENGENHEIRO DE MEDIÇÃO JÚNIOR SUPERVISOR DE LABORATÓRIO GERENTE ENGENHEIRO DE ATENDIMENTO DE GRANDES CLIENTES ANALISTA COMERCIAL SÊNIOR ANALISTA COMERCIAL PLENO ANALISTA COMERCIAL JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE ATENDIMENTO A CLIENTES ASSISTENTE COMERCIAL ANALISTA COMERCIAL SÊNIOR ANALISTA COMERCIAL PLENO ANALISTA COMERCIAL JÚNIOR AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA COMERCIAL SÊNIOR ANALISTA COMERCIAL PLENO ANALISTA COMERCIAL JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO DIRETORIA FINANCEIRA E CONTROLADORIA DIRETOR ASSESSOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES CONTROLLER SECRETÁRIA GERENTE ANALISTA FINANCEIRO SÊNIOR 2 252 1 1 1 3 3 3 4 6 6 6 6 6 1 10 5 36 10 10 12 7 1 3 5 5 5 4 1 2 40 4 5 8 5 1 5 6 8 7 85 1 2 1 1 1 3 (Fls. 17 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). ANALISTA FINANCEIRO PLENO ANALISTA FINANCEIRO JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA CONTÁBIL SÊNIOR ANALISTA CONTÁBIL PLENO ANALISTA CONTÁBIL JÚNIOR GERÊNCIA CONTABILIDADE ANALISTA FINANCEIRO SÊNIOR ANALISTA FINANCEIRO PLENO ANALISTA FINANCEIRO JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE CONTABILIDADE SÊNIOR ANALISTA DE CONTABILIDADE PLENO GERÊNCIA ORÇAMENTO E DE ANALISTA DE CONTABILIDADE JÚNIOR PLANEJAMENTO TRIBUTÁRIO ANALISTA DE ORÇAMENTO SÊNIOR ANALISTA DE ORÇAMENTO PLENO ANALISTA DE ORÇAMENTO JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE SUPERVISOR DE TESOURARIA ANALISTA FINANCEIRO SÊNIOR GERÊNCIA TESOURARIA ANALISTA FINANCEIRO PLENO ANALISTA FINANCEIRO JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO TOTAL DIRETORIA TÉCNICA DIRETOR DIRETORIA TÉCNICA SECRETÁRIA AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE SUPERVISOR DE CENTRO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA ENGENHEIRO DE OPERAÇÃO SÊNIOR ENGENHEIRO DE OPERAÇÃO PLENO GERÊNCIA DA OPERAÇÃO ENGENHEIRO DE OPERAÇÃO JÚNIOR TÉCNICO DE OPERAÇÃO VIGIA DE SUBESTAÇÃO OPERADOR DE SUBESTAÇÃO ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERÊNCIA DE GERENTE PLANEJAMENTO DA ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO SÊNIOR (AT) MANUTENÇÃO ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO PLENO (AT) ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO JÚNIOR (AT) ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO SÊNIOR (MT E BT) ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO PLENO (MT E BT) ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO JÚNIOR (MT E BT) TÉCNICO DE MANUTENÇÃO TÉCNICO DE DISTRIBUIÇÃO SÊNIOR 3 4 2 2 1 2 2 3 3 3 6 4 1 2 3 4 3 3 5 2 1 2 3 3 5 2 2 231 1 1 2 1 3 4 8 8 10 94 0 10 1 3 6 6 3 6 6 6 4 (Fls. 18 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). TÉCNICO DE DISTRIBUIÇÃO PLENO TÉCNICO DE DISTRIBUIÇÃO JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE DE PLANEJAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO GERÊNCIA DE ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO PLENO (AT) NORMATIZAÇÃO ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE ENGENHEIRO DE MEIO AMBIENTE GERÊNCIA DE PLANEJAMENTO E EXPANSÃO TÉCNICO DE MEIO AMBIENTE DO SISTEMA ELÉTRICO ANALISTA DE PLANEJAMENTO ASSISTENTE ADMINISTRATIVO TOTAL DIRETORIA RECURSOS HUMANOS DIRETOR DIRETORIA RECURSOS HUMANOS SECRETÁRIA GERENTE ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS SÊNIOR GERÊNCIA DE RECURSOS ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS PLENO HUMANOS ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS JÚNIOR SUPERVISOR DE REMUNERAÇÃO ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE SUPERVISOR DE TREINAMENTO E DESENVOLVIMENTO ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS SÊNIOR GERÊNCIA DE DESENVOLVIMENTO DE ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS PLENO RECURSOS HUMANOS ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS SÊNIOR GERÊNCIA DE GESTÃO DE ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS PLENO PESSOAS ANALISTA DE RECURSOS HUMANOS JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ENFERMEIRO DE TRABALHO ENGENHEIRO DE SEGURANÇA DO TRABALHO GERÊNCIA DE SAÚDE E MÉDICO DE TRABALHO SEGURANÇA TÉCNICO DE SEGURANÇA DO TRABALHO CORPORATIVO AUXILIAR DE ENFERMAGEM TOTAL DIRETORIA ADMINISTRATIVA DIRETOR DIRETORIA ADMINISTRATIVA SECRETÁRIA GERENTE ANALISTA SÊNIOR GERÊNCIA ADMINISTRATIVA E ANALISTA PLENO SERVIÇOS GERAIS ANALISTA JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO SEGURANÇA 9 9 8 1 2 6 1 3 3 2 4 53 1 1 1 2 2 2 2 2 1 2 2 3 4 2 2 1 1 2 3 2 2 1 2 2 2 4 2 118 1 1 1 1 4 4 6 10 (Fls. 19 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). GERENTE ANALISTA SÊNIOR GERÊNCIA PATRIMÔNIO ANALISTA PLENO ANALISTA JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA SÊNIOR ANALISTA PLENO ANALISTA JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO GERÊNCIA DE SUPRIMENTOS AUXILIAR ADMINISTRATIVO ESPECIALISTA EM COMPRA ENGENHEIRO DE QUALIDADE SÊNIOR ENGENHEIRO DE QUALIDADE JÚNIOR SUPERVISOR DE ALMOXARIFADO ALMOXARIFE GERENTE ANALISTA DE TECNOLOGIA DE INFORMAÇÃO SÊNIOR ANALISTA DE TECNOLOGIA DE INFORMAÇÃO PLENO GERÊNCIA DE TELECOMUNICAÇÕES ANALISTA DE TECNOLOGIA DE INFORMAÇÃO JÚNIOR ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO GERENTE ANALISTA DE SISTEMA SÊNIOR ANALISTA DE SISTEMA PLENO GERÊNCIA DE TECNOLOGIA ANALISTA DE SISTEMA JÚNIOR DA INFORMAÇÃO ASSISTENTE ADMINISTRATIVO AUXILIAR ADMINISTRATIVO TÉCNICO DE INFORMÁTICA TOTAL GERAL DE FUNCIONÁRIOS IV.1.1 GASTOS DA ESTRUTURA CENTRAL 44. Segue abaixo Tabela com os gastos relativos à Estrutura Central da concessionária. Tabela 11 – Gastos da Estrutura Central ITEM DE CUSTO CONSELHO PRESIDÊNCIA Pessoal CUSTO DE PESSOAL (R$) 512,758 Insumos e Outros Gastos Pessoal Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário CUSTO DE MATERIAIS E SERVIÇOS (R$) 14,400 8,884,217 136,151 163,939 196,727 21,859 1 1 2 5 6 1 1 2 3 2 2 2 2 3 3 7 1 2 3 3 3 6 1 2 5 5 5 3 8 873 (Fls. 20 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Telefonia Água e Eletricidade Limpeza Transporte 148,402 18,860 30,300 112,443 Aluguel Estacionamento 11,914 Pessoal OUVIDORIA Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário Telefonia Água e Eletricidade Limpeza Transporte 20,581 24,782 29,738 3,304 22,433 2,851 4,580 22,489 Aluguel Estacionamento 2,383 Pessoal DIRETORIA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS 3,456,297 Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário Telefonia Água e Eletricidade Limpeza Transporte 42,745 51,469 61,763 6,863 46,591 5,921 9,513 44,977 Aluguel Estacionamento 4,766 Pessoal DIRETORIA COMERCIAL 856,992 23,606,466 Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário Telefonia Água e Eletricidade Limpeza Transporte 398,954 480,380 576,456 64,051 434,851 55,263 88,785 292,351 Aluguel Estacionamento DIRETORIA FINANCEIRA E CONTROLADORIA Pessoal Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário Telefonia Água e Eletricidade 30,977 9,679,012 134,568 162,033 194,440 21,604 146,676 18,640 (Fls. 21 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Limpeza Transporte 29,947 112,443 Aluguel Estacionamento 11,914 Pessoal DIRETORIA TÉCNICA Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário Telefonia Água e Eletricidade Limpeza Transporte 365,708 440,348 528,418 58,713 398,614 50,658 81,386 224,886 Aluguel Estacionamento 23,828 Pessoal DIRETORIA DE RECURSOS HUMANOS OUTROS GASTOS 6,073,399 Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário Telefonia Água e Eletricidade Limpeza Transporte 83,907 101,032 121,239 13,471 91,457 11,623 18,673 67,466 Aluguel Estacionamento 7,149 Pessoal DIRETORIA ADMINISTRATIVA 17,772,521 10,296,896 Informática Insumos e Outros Gastos Aluguel Escritório Mobiliário Telefonia Água e Eletricidade Limpeza Transporte 186,812 224,940 269,928 29,992 203,621 25,877 41,574 134,931 Aluguel Estacionamento 14,297 Marketing 2,966,593 Auditoria Externa 1,300,000 CUSTOS TOTAIS / ANO (R$) 81,138,559 IV.2. GERÊNCIAS REGIONAIS IV.2.1 – Recursos Humanos Requeridos 45. Para LIGHT foi considerada a seguinte estrutura regional: 12,604,212 (Fls. 22 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Tabela 12 – Estrutura Regional REGI ONAL TIPO 1 TIPO 2 TIPO 3 TIPO 4 TIPO 5 TIPO 6 QTDE 3 2 0 0 0 0 Tabela 13 – Custos com estrutura regional Custo de Pessoal (R$/ano) Custo de M ateriais (R$/ano) Custo Total (R$/ano) Pessoal 60,126,830.33 Aluguel PC´s Veículos Outros gastos 0.00 0.00 0.00 0.00 60,126,830.33 0.00 1,280,441.41 935,641.65 3,103,422.50 2,622,976.47 7,942,482.03 60,126,830.33 1,280,441.41 935,641.65 3,103,422.50 2,622,976.47 68,069,312.36 TOTAL IV.3. PROCESSOS COMERCIAIS IV.3.1. TAREFAS COMERCIAIS 46. Segue abaixo tabela com os parâmetros utilizados para definição das Tarefas Comerciais, bem como o resultado da valoração. Tabela 14 – Parâmetros para Tarefas Comerciais Tarefa Religação Normal de Energia Religação Urgente de Energia Substituição de Medidor p/ aferição Vistoria de unidade consumidora Verificação de nível tensão (outros) Corte de Energia Ligação Provisória Substituição de Medidor para aumento de carga Verificação de Nível de tensão (amostrais) Atendimento Comercial 47. Frequência Equipe Veículo Produtividade 0.31% EQ1 VEC10 9 8.10% EQ1 VEC10 18 4.09% EQ1 VEC10 18 15.90% EQ1 VEC10 18 0.11% EQ1 VEC10 12 0.90% EQ1 VEC10 12 1.31% EQ1 VEC10 18 0.27% EQ1 VEC10 11 1320 amostras EQ1 VEC10 11 Conforme métrica estabelecida na AP 008/2008 que trata dos aprimoramentos da Res. 456/2000 A tabela a seguir apresenta a valoração das tarefas retromencionadas. Tabela 15 – Valoração das Tarefas Comerciais (Fls. 23 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Custo de Pessoal Custo de M ateriais (R$/ano) (R$/ano) T arefas Com erciais 36,619,566 4,207,268 Atendim ento com ercial 15,370,068 2,306,948 Total 51,989,634 Custo Total 40,826,834 17,677,015 6,514,216 58,503,849 Tabela 16 – Equipes para execução das Tarefas Comerciais Tarefa Número de Equipes Ligação Provisória Religação norm al de energia Religação urgente de energia Corte de energia Substituição de M edidor para aferição Substituição de M edidor para aum ento de carga Vistoria de Unidade Consum idora Verificação de Nível de T ensão (Outros) Verificação de Nível de T ensão (Am ostrais) Nº de Equipes de Regularização na M anutenção Nº de Equipes de Inspeção no Com bate a Perdas 271 Atendente Com ercial 271 IV.3.2. TAREFA DE FATURAMENTO IV.3.2.1 LEITURA DE MEDIDORES 48. Seguem abaixo os custos com leitura de medidores com coletor e impressão. Tabela 17 – Leitura de Medidores com coletor CLIENTES Urbanos Rurais Rurais PERÍODO DE QUANTIDADE LEITURAS POR JORNADAS LEITURA DE CLIENTES M ensal 1,638,465 400 M ensal 43,200 111 Plurim ensal 170,444 111 TOTAL QUANTIDADE DE LEITURISTAS 205 20 77 CUSTO TOTAL / ANO (R$) 8,763,481 856,685 1,126,673 205 10,746,839 Tabela 18 – Leitura de Medidores com coletor e impressão (Fls. 24 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). CLIENTES PERÍODO DE LEITURA Urbanos M ensal QUANTIDADE LEITURAS POR DE CLIENTES JORNADAS 1,638,465 QUANTIDADE DE LEITURISTAS CUSTO TOTAL / ANO (R$) 257 14,973,609 257 14,973,609 320 TOTAL IV.3.2.2 ENTREGA DE FATURAS 49. Segue abaixo tabela com os custos com entrega de faturas. CLIENTES Tabela 19 – Entrega de Faturas PERÍODO DE ENVIO Urbanos Rurais Rurais M ensal M ensal Plurim ensal TOTAL QUANTIDADE DE CLIENTES ENVIOS POR JORNADAS QUANTIDADE DE ENTREGADORES CUSTO TOTAL / ANO (R$) 3,276,929 43,200 170,444 436 114 114 188 19 75 11,534,155 918,052 1,491,454 188 13,943,661 IV.3.2.3 ENTREGA DE OUTROS DOCUMENTOS 50. Segue abaixo tabela com os custos com entrega de outros documentos. Tabela 20 – Entrega de Outros Documentos CLIENTES PERÍODO DE ENVIO QUANTIDADE DE CLIENTES ENVIOS POR JORNADAS QUANTIDADE DE ENTREGADORES CUSTO TOTAL / ANO (R$) Urbanos Rurais M ensal M ensal 3,276,929 213,644 300 51 55 21 2,449,036 919,204 76 3,368,240 TOTAL IV.3.2.4 IMPRESSÃO DE FATURAS 51. Segue abaixo tabela com os custos com impressão de faturas. Tabela 21 – Impressão de Faturas CLIENTES Urbanos Rurais Rurais PERÍODO DE IM PRESSÃO M ensal M ensal Plurim ensal TOTAL QUANTIDADE DE FATURAS CUSTO POR FATURA (R$) CUSTO TOTAL / ANO (R$) 1,638,465 43,200 170,444 0.2 0.2 0.2 327,693 8,640 34,089 370,422 IV.3.2.5 IMPRESSÃO DE OUTROS DOCUMENTOS 52. Segue abaixo tabela com os custos com impressão de outros documentos. Tabela 22 – Impressão de Outros Documentos (Fls. 25 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). CLIENTES PERÍODO DE IM PRESSÃO QUANTIDADE DE FATURAS CUSTO POR FATURA (R$) CUSTO TOTAL / ANO (R$) Urbanos Rurais M ensal M ensal 327,693 21,364 0.04 0.04 13,108 855 TOTAL 13,962 IV.3.2.6 COBRANÇA DE FATURAS 53. Segue abaixo tabela com os custos com cobrança de faturas. Tabela 23 – Cobrança de Faturas CLIENTES Urbanos Rurais Rurais PERÍODO DE IM PRESSÃO QUANTIDADE DE FATURAS CUSTO POR FATURA (R$) CUSTO TOTAL / ANO (R$) 3,276,929 43,200 170,444 1.00 1.00 1.00 39,323,148 518,400 2,045,328 M ensal M ensal Plurim ensal TOTAL 41,886,876 IV.3.3. TELEATENDIMENTO 54. No âmbito da Empresa de Referência o principal objetivo em termos de teleatendimento é capturar e selecionar as melhores práticas no atendimento à distância aos consumidores por meio de contato telefônico e pela sinérgica integração desse com sistemas institucionais, em especial os sistemas comerciais, os de apoio à operação e geoprocessamento, de tal forma que o respectivo dimensionamento referencial atenda aos compromissos de eficiência e eficácia já citados, bem como à conformidade legal - leis e regulamentos pertinentes - e aderência ao estado da arte nessa forma de atendimento. Por outro lado, no tratamento das transações efetuadas por meio de teleatendimento, deve ser reconhecida a existência de fatores fundamentais que devem estar presentes em sua realização em todas as empresas e também as diversidades que requererem tratamentos justificadamente diferenciados. 55. A tabela seguinte resume os custos com teleatendimento aplicando-se a metodologia expressa na NT 343/2008. Tabela 24 – Custos com Teleatendimento CUSTO DE PESSOAL (R$) TELEATENDIM ENTO 7,740,394 CUSTO DE M ATERIAIS TOTAL (R$) E SERVIÇOS (R$) 10,049,830 17,790,224 IV.3.4. COMBATE ÀS PERDAS NÃO TÉCNICAS 56. Seguem, abaixo, os parâmetros de entrada para determinação de equipes de combate às perdas não técnicas. Tabela 25 – Dados de entrada de perdas não técnicas (Fls. 26 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Premissas Período da Revisão Tarifária (anos) Energia "agregada" após regularização (%) 5 65% Efetividade inspeção (%) Consumo Médio Baixa Tensão (MWh/ano) Produtividade Diária-Equipe de Regularização Produtividade Diária-Equipe de Inspeção 35% 2.95 7.00 12.00 Mercado Realizado Mercado Cativo (MWh) Mercado Livre (MWh) Mercado BT (MWh) Perdas Não-Técnicas (MWh) Perdas Técnicas (MWh) Evolução Anual do Mercado Mercado Cativo (MWh) Mercado Livre (MWh) Mercado BT (MWh) 20,774,725.88 5,482,163.82 11,275,462.98 4,394,981.34 1,822,602.83 Ano Teste 18,576,258.00 5,232,217.00 11,529,999.00 jun/10 18,863,586.98 5,313,146.52 11,785,868.85 jun/11 19,138,835.80 5,390,673.52 11,998,955.06 jun/12 19,431,486.88 5,473,102.06 12,225,378.08 Perdas Não-Técnicas desejadas sobre Mercado BT (%) 31.82% Crescimento Esperado de Perdas sobre Mercado BT (%) 57. jun/13 19,726,960.53 5,556,325.62 12,452,100.30 3.60% A tabela seguinte apresenta o resumo de custos com combate às perdas não técnicas. Tabela 26 – Custos com Combate às Perdas Não Técnicas RESUM O GERAL DE CUSTOS Gerenciam ento de Perdas (Estrutura Central) Previsão para com bate a novas fraudes Custo do Com bate às fraudes existentes Total (R$) Pessoal (R$/ano) M ateriais, Serviços e Outros (R$/ano) Total 9,171,444 31,754,974 7,296,888 0 5,284,814 1,214,383 9,171,444 37,039,788 8,511,270 48,223,305.49 6,499,196.39 54,722,501.88 (Fls. 27 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). IV.4. PROCESSOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO IV.4.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS 58. As tarefas de O&M são calculadas para a rede de distribuição existente da concessionária. O estudo de custos de Operação e Manutenção (O&M) das instalações é realizado sob o enfoque da análise de processos, através do levantamento de todas as atividades de operação e manutenção de instalações elétricas. Estes P&A são os necessários para uma correta prestação do serviço, de acordo com as exigências de qualidade determinadas no contrato de concessão e outras normas aplicáveis. 59. Os gastos que fazem parte dos custos de O&M, surgem da avaliação a “preços de mercado” de todas as principais tarefas que devem ser exercidas por uma concessionária de distribuição. Será avaliada a suficiência da dotação do pessoal disponível para estas tarefas, fazendo-se logo a comparação com outras empresas que possam ser consideradas referências válidas. A partir dessa análise, se procederá à determinação dos custos de O&M, reconhecendo-se inicialmente as atividades próprias de O&M em cada um dos segmentos ou níveis de tensão do sistema de distribuição. 60. Para cada tarefa individual é acrescentado o tempo de deslocamento segundo seja área urbana ou rural. Conseqüentemente, o tempo total considerado no cálculo, é a soma do tempo da tarefa e o tempo de deslocamento. IV.4.2. CUSTOS TOTAIS 61. Segue abaixo quadro de custos totais de O&M por ano. Mantendo a classificação de níveis de tensão, discriminam-se os custos de O&M para instalações urbanas e rurais. (Fls. 28 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Tabela 27 – Custos Totais das Tarefas de O&M FAIXA DE TENSÃO URBANOS (R$) RURAIS (R$) TOTAIS (R$) % DO TOTAL BT <1 kV 1 kV >= M T > 69 kV 69 kV >= AT > 230 kV UAT = 230 kV 1 kV >= M T > 69 kV 69 kV >= AT > 230 kV UAT = 230 kV 14,281,404 22,858,036 703,713 0 3,339,628 38,154 0 2,328,773 9,690,803 19,332 0 689,570 324 0 16,610,177 32,548,840 723,045 0 4,029,197 38,477 0 21.25% 41.63% 0.92% 0.00% 5.15% 0.05% 0.00% MT 3,371,903 884,153 4,256,056 5.44% M aior nível de tensão < 69 kV M aior nível de tensão = 69 kV M aior nível de tensão < 230 kV M aior nível de tensão = 230 kV M óvel BT <1 kV T odos 5,243,022 0 7,129,658 0 0 0 6,805,891 232,128 0 175,864 0 0 0 391,524 5,475,150 0 7,305,522 0 0 0 7,197,415 7.00% 0.00% 9.34% 0.00% 0.00% 0.00% 9.21% 63,771,408 14,412,470 78,183,879 100% INSTALAÇÕES REDES LINHA VIVA EQUIPAM ENTOS INSTALADOS NAS REDES SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ILUM INAÇÃO M EDIÇÃO TOTAL (R$) IV.5. CUSTOS ADICIONAIS 62. Neste item incluem-se os custos que não foram contemplados anteriormente no modelo. Também se consideram as particularidades do negócio de distribuição e de regulamentação no Brasil. 63. Na tabela seguinte apresentam-se os gastos não incluídos até agora nos cálculos da ER, correspondentes ao exposto. (Fls. 29 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Tabela 28: Resultados dos Custos Adicionais Descrição Processos e Atividades Com erciais Processos e Atividades de O&M Seguros T ributos Receita - Serviços taxados Exam e Periódico M enor aprendiz Higienização de EPI Consum o próprio Engenharia e supervisão de obras M anutenção de Equipam entos em Oficina Inspeção Aérea Publicações Legais Cam panha de m edidas Consultoria para Reavaliação de Ativos T arefas Subterrâneo não param etrizadas Gestão de Ativo de Uso Prolongado Laudos Periciais Adicional de IPT U Pessoal (R$) M aterial (R$) 1,740,000 419,297 (7,172,484) 762,000 567,895 8,269,646 2,722,033 1,014,624 227,694 5,874,093 2,622,363 120,384 23,629,796 3,314,248 3,500,000 346,946 1,000,000 92,215 170,635 269,501 1,083,723 - Total (R$) 2,754,625 646,991 5,874,093 2,622,363 (7,172,484) 762,000 567,895 120,384 23,629,796 3,314,248 3,500,000 346,946 1,000,000 92,215 170,635 8,269,646 269,501 1,083,723 2,722,033 IV.6. CUSTOS COM SISTEMAS DE INFORMÁTICA E TELECOMUNICAÇÕES 64. Além dos custos de pessoal, materiais e serviços associados aos diversos processos e atividades desenvolvidas pela empresa distribuidora, são consideradas na definição da Empresa de Referência, as anuidades de investimento de curto período de recuperação em sistemas de informática. 65. O quadro abaixo resume as anuidades com sistemas de informática consideradas para concessionária. (Fls. 30 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Tabela 29 – Custos com Sistemas de Informática SISTEM A Gestão Operacional SCADA GIS Gestão Com ercial T eleatendim ento Adm inistrativo Centrais 66. Investimento Vida útil Hardware/Software Hardware (R$) (anos) 4,431,367 10 4,853,369 10 2,400,000 10 54,400,000 10 7,000,000 10 42,208,066 10 12,427,900 10 Vida útil Custo Custo M ensal Custo Anual Software M ensal de de M anutenção (R$) (anos) Capital (R$) (R$) 10 64,772 55,392 1,441,967 10 70,940 60,667 1,579,286 10 35,080 30,000 780,960 10 795,147 680,000 17,701,760 10 102,317 87,500 2,277,800 10 616,941 527,601 13,734,505 10 181,654 155,349 4,044,039 TOTAL 41,560,316.56 A seguir seguem os custos considerados para telecomunicações: Tabela 30 – Custos com Comunicações Tipo Custo Anual (R$) Sistemas de Comunicação da Operação Sistemas de Comunicação de Dados 1,417,142 2,395,787 Total 3,812,929 IV.7. VEÍCULOS 67. O quadro a seguir mostra o total de veículos considerado na ER, detalhado pelas unidades da empresa, bem como os processos e atividades comerciais e de O&M. Tabela 31 – Veículos UNIDADES E P&A CONSELHO PRESIDÊNCIA OUVIDORIA DIRETORIA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS DIRETORIA COMERCIAL DIRETORIA FINANCEIRA E CONTROLADORIA DIRETORIA TÉCNICA DIRETORIA RECURSOS HUMANOS DIRETORIA ADMINISTRATIVA GERÊNCIAS REGIONAIS PROCESSOS E ATIVIDADES DE COMERCIAL PROCESSOS E ATIVIDADES DE O&M QUANTIDADE TOTAL VEC1 VEC2 VEC3 VEC4 VEC5 VEC6 VEC7 VEC8 VEC9 VEC10 VEC11 VEC12 VEC13 TOTAL 2 2 1 1 1 1 5 5 3 3 6 6 3 3 5 5 96 96 265 132 78 475 47 144 83 2 2 1 2 1 37 27 346 47 144 83 2 2 1 2 1 424 132 78 27 943 (Fls. 31 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). IV.8. RESULTADOS FINAIS – janeiro-08 68. A seguir encontra-se apresentado um quadro que resume os custos totais anuais que correspondem à gestão da ER, para prestar de forma eficiente os serviços de distribuição e comercialização de energia elétrica a seus clientes da área de concessão. Tabela 32: Custos Totais por Ano – Preços a janeiro-08 SETORES DA EM PRESA ADM INISTRATIVO EST RUT URA CENT RAL EST RUT URA REGIONAL SIST EM AS PROCESSOS DE O&M PROCESSOS COM ERCIAIS T AREFAS COM ERCIAIS FAT URAM ENT O PERDAS NÃO-T ÉCNICAS T ELEAT ENDIM ENT O CUSTOS ADICIONAIS ADM INIST RAT IVO OPERAÇÃO E M ANUT ENÇÃO COM ERCIAL GERAÇÃO PRÓPRIA CUSTOS TOTAIS POR ANO CUSTOS PESSOAL (R$) 141,265,389.49 81,138,559.16 60,126,830.33 0.00 52,543,455.54 130,827,102.13 51,989,633.60 32,045,212.93 39,051,861.80 7,740,393.81 7,308,387.36 4,051,928.49 8,688,942.43 -5,432,483.57 0.00 331,944,334.51 CUSTOS M AT. E SERV. (R$) 65,919,940.27 12,604,212.21 7,942,482.03 45,373,246.02 28,533,079.53 76,287,549.40 6,514,215.81 53,224,307.16 6,499,196.39 10,049,830.05 43,266,221.61 27,515,007.99 13,652,866.51 2,098,347.11 0.00 214,006,790.81 CUSTOS TOTAIS / ANO (R$) 207,185,329.76 93,742,771.38 68,069,312.36 45,373,246.02 81,076,535.06 207,114,651.53 58,503,849.40 85,269,520.08 45,551,058.19 17,790,223.86 50,574,608.97 31,566,936.49 22,341,808.93 -3,334,136.45 0.00 545,951,125.32 (Fls. 32 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). IV.9. RESULTADOS FINAIS – novembro-08 69. A seguir encontra-se apresentado um quadro que resume os custos totais anuais ajustados para novembro-08 que correspondem à gestão da ER, para prestar de forma eficiente os serviços de distribuição e comercialização de energia elétrica a seus clientes da área de concessão. Tabela 33: Custos Totais por Ano – Preços a novembro-08 SETORES DA EM PRESA ADM INISTRATIVO EST RUT URA CENT RAL EST RUT URA REGIONAL SIST EM AS PROCESSOS DE O&M PROCESSOS COM ERCIAIS T AREFAS COM ERCIAIS FAT URAM ENT O PERDAS NÃO-T ÉCNICAS T ELEAT ENDIM ENT O CUSTOS ADICIONAIS ADM INIST RAT IVO OPERAÇÃO E M ANUT ENÇÃO COM ERCIAL GERAÇÃO PRÓPRIA CUSTOS TOTAIS POR ANO CUSTOS PESSOAL (R$) 148,517,448.26 85,303,921.97 63,213,526.29 0.00 55,240,848.21 137,543,296.63 54,658,595.04 33,690,299.30 41,056,644.41 8,137,757.88 7,683,573.77 4,259,939.98 9,135,001.59 -5,711,367.80 0.00 348,985,166.88 CUSTOS M AT. E SERV. (R$) 72,200,198.92 13,805,028.12 8,699,170.24 49,696,000.56 31,251,454.56 83,555,540.55 7,134,831.66 58,295,040.14 7,118,381.33 11,007,287.42 47,388,237.83 30,136,390.33 14,953,588.76 2,298,258.74 0.00 234,395,431.86 CUSTOS TOTAIS / ANO (R$) 220,717,647.18 99,108,950.09 71,912,696.53 49,696,000.56 86,492,302.77 221,098,837.18 61,793,426.70 91,985,339.44 48,175,025.74 19,145,045.30 55,071,811.59 34,396,330.31 24,088,590.34 -3,413,109.06 0.00 583,380,598.73 V. CONCLUSÕES 70. A planilhas de cálculo dos custos operacionais aplicado ao contrato de concessão da LIGHT encontram-se no arquivo “ER_LIGHT_FINAL.zip”. 71. Do exposto, os custos operacionais provisórios projetados para novembro-08, admitidos como eficientes e que deverão ser cobrados na tarifa da LIGHT equivalem ao valor de R$ 583,380,598.73. APÊNDICE I DADOS DE ATIVOS FÍSICOS DESCRIÇÃO Pontos de Iluminação Quantidade de pontos de iluminação Medição Quantidade de Medidores de Fronteira Quantidade de Medidores de Consumidores Monofásicos Bifásicos Trifásicos Redes Baixa Tensão - Rede Aérea Nua Extensão Total Projeção no solo (km) (exclusivo BT) Trifásicas Bifásicas Monofásicas Extensão Total Projeção no solo (km) (Compartilhado MT) Trifásicas Bifásicas Monofásicas Quantidade de Postes (exclusivo BT) Madeira Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Concreto Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Quantidade de Postes (compartilhado com MT) Madeira Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Concreto Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Baixa Tensão - Rede Aérea Multiplexada Extensão Total Projeção no solo (km) (exclusivo BT) Trifásicas Bifásicas Monofásicas Extensão Total Projeção no solo (km) (Compartilhado MT) Trifásicas Bifásicas Monofásicas Quantidade de Postes (exclusivo BT) Madeira QUANTIDADE RURAL QUANTIDADE URBANO 0.00 0.00 0.00 60.00 80,457.00 19,908.00 28,106.00 2,437,078.00 341,178.00 971,906.00 2,897.19 2,663.19 234.00 0.00 3,091.02 2,936.02 155.00 0.00 72,429.67 28,971.87 0.00 28,971.87 43,457.80 0.00 43,457.80 60,137.04 3,006.85 0.00 3,006.85 57,130.19 0.00 57,130.19 15,251.41 15,251.41 0.00 0.00 8,903.79 8,903.79 0.00 0.00 610,056.37 0.00 0.00 0.00 610,056.37 0.00 610,056.37 345,592.88 5,183.89 0.00 5,183.89 340,408.99 0.00 340,408.99 52.14 52.14 0.00 0.00 182.47 182.47 0.00 0.00 1,153.89 74.11 197.16 197.16 0.00 0.00 920.10 920.10 0.00 0.00 6,270.40 207.61 (Fls. 2 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Concreto Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Quantidade de Postes (compartilhado com MT) Madeira Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Concreto Rede Monofásica Rede Bi + Trifásica Baixa Tensão - Rede Subterrânea Extensão Linhas Subterrâneas (km) Câmara para postos de inspeção e passagem Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede Aérea Nua Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Postes Madeira Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede Aérea Multiplexada Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Postes Madeira Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede Aérea Compacta Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo 0.00 74.11 1,079.78 0.00 1,079.78 3,550.10 2,130.06 0.00 2,130.06 1,420.04 0.00 1,420.04 0.00 207.61 6,062.79 0.00 6,062.79 35,712.95 32,141.66 0.00 32,141.66 3,571.30 0.00 3,571.30 0.00 0.00 2,427.60 19,200.00 4,923.49 4,923.49 0.00 95,788.36 6,152.14 89,636.22 89,636.22 0.00 288.92 5,621.05 361.02 5,260.03 2,053.60 39,953.56 2,566.07 37,387.49 9,063.21 9,063.21 0.00 351,780.48 11,647.23 340,133.25 340,133.25 0.00 85.97 3,336.85 110.48 3,226.37 353.66 13,727.00 454.49 13,272.51 27.36 27.36 0.00 532.11 34.00 498.11 498.11 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 222.31 222.31 0.00 8,629.07 286.00 8,343.07 8,343.07 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 216.06 216.06 0.00 1,190.29 1,190.29 0.00 (Fls. 3 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Quantidade de Postes Madeira Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede Subterrânea Extensão Linhas Subterrâneas (km) Câmara para postos de inspeção e passagem Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede Aérea Nua Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Postes Madeira Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede Aérea Multiplexada Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Postes Madeira Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) Quantidade de Postes Madeira Concreto Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede Aérea Compacta Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Postes Madeira Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede Subterrânea Extensão Linhas Subterrâneas (km) 4,203.53 269.98 3,933.55 3,933.55 0.00 46,200.05 1,529.65 44,670.40 44,670.40 0.00 4.04 4.00 3,211.26 14,743.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 (Fls. 4 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Câmara para postos de inspeção e passagem Alta Tensão de 69 kV - Rede Aérea Nua Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Postes Madeira Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Estruturas de Aço Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Alta Tensão de 69 kV - Rede Subterrânea Extensão Linhas Subterrâneas (km) Câmara para postos de inspeção e passagem Alta Tensão acima de 69 kV e abaixo de 230 kV - Rede Aérea Nua Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Postes de Concreto Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Estruturas de Aço Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Alta Tensão acima de 69 kV e abaixo de 230 kV - Rede Subterrânea Extensão Linhas Subterrâneas (km) Câmara para postos de inspeção e passagem Ultra Alta Tensão igual a 230 kV - Rede Aérea Nua Extensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Quantidade de Estruturas de Aço Circuito Simples Circuito Duplo ou Maior Equipamentos de Redes Média Tensão de 1 kV até 25 kV Quantidade de Transformadores Aéreos Monofásico Bifásico Trifásico Quantidade de Transformadores Subterrâneos ou Abrigados Monofásico Bifásico Trifásico Quantidade de Chaves Fusível (Monofásica) Fusível Religadora de 3 estágios Faca (monofásica) SF6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 44.80 0.00 44.80 0.00 0.00 0.00 59.00 0.00 59.00 1,983.40 79.45 1,903.95 52.00 36.00 16.00 2,680.00 225.00 2,455.00 0.00 0.00 164.35 290.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 15,454.00 7,515.00 0.00 7,939.00 1.00 0.00 0.00 1.00 12,567.00 3,493.00 48.00 8,984.00 42.00 60,267.00 6,097.00 0.00 54,170.00 6,274.00 0.00 0.00 6,274.00 78,291.00 21,377.00 1.00 56,119.00 794.00 (Fls. 5 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Quantidade de Seccionalizadores Quantidade de Pára-Raios (inclusive os da saída dos alimentadores da SE) Quantidade de Religadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de Capacitores (células capacitivas) Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Transformadores Aéreos Monofásico Bifásico Trifásico Quantidade de Transformadores Subterrâneos ou Abrigados Monofásico Bifásico Trifásico Quantidade de Chaves Fusível (Monofásica) Fusível Religadora de 3 estágios Faca (monofásica) SF6 Quantidade de Seccionalizadores Quantidade de Pára-Raios (inclusive os da saída dos alimentadores da SE) Quantidade de Religadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de Capacitores (células capacitivas) Subestações Transformadoras de Energia Aberta com maior nível de tensão abaixo de 69 kV Quantidade de Subestações Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Disjuntores até 15 kV Quantidade de Alimentadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de TPs Quantidade de TCs Quantidade de Capacitores Bancos de Capacitores Células Capacitivas Aberta com maior nível de tensão igual a 69 kV Quantidade de Subestações Quantidade de Subestações com Isolação a SF6 Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores 69 - 34,5 69 - 15 34,5 - 15 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV 130.00 61,862.00 70.00 4.00 20.00 1,107.00 223,712.00 380.00 8.00 1,548.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 7.00 57.00 12.00 0.00 198.00 1.00 13.00 13.00 0.00 7.00 7.00 0.00 0.00 0.00 106.00 1,470.00 265.00 0.00 4,405.00 55.00 327.00 327.00 9.00 390.00 284.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 (Fls. 6 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Quantidade de Disjuntores de 69 kV Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Disjuntores até 15 kV Quantidade de Alimentadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de TPs Quantidade de TCs Quantidade de Capacitores Bancos de Capacitores Células Capacitivas Aberta com como maior nível de tensão abaixo de 230 kV Quantidade de Subestações Quantidade de Subestações com Isolação a SF6 Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores 138 - 69 138 - 34,5 138 - 15 69 - 34,5 69 - 15 34,5 - 15 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 69 kV e abaixo de 230 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV Quantidade de Disjuntores acima de 69 kV e abaixo de 230 kV Quantidade de Disjuntores de 69 kV Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Disjuntores até 15 kV Quantidade de Alimentadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de TPs Quantidade de TCs Quantidade de Capacitores Bancos de Capacitores Células Capacitivas Aberta com maior nível de tensão igual a 230 kV Quantidade de Subestações Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores Quantidade de Chaves Seccionadoras de 230 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 69 kV e abaixo de 230 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV Quantidade de Disjuntores de 230 kV Quantidade de Disjuntores acima de 69 kV e abaixo de 230 kV Quantidade de Disjuntores de 69 kV Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de TPs Quantidade de TCs Quantidade de Capacitores Bancos de Capacitores Células Capacitivas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3.00 0.00 15.00 5.00 0.00 5.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16.00 0.00 99.00 1.00 5.00 0.00 29.00 0.00 12.00 0.00 9.00 58.00 0.00 5.00 228.00 82.00 9.00 477.00 276.00 0.00 55.00 220.00 0.00 0.00 1.00 1,269.00 0.00 650.00 992.00 352.00 0.00 197.00 2,373.00 1,516.00 2.00 1,099.00 1,081.00 0.00 443.00 11,027.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 (Fls. 7 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). Subestações Telecomandadas Subestações Móveis Quantidade de Subestações Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores Quantidade de Chaves Seccionadoras Quantidade de Disjuntores Quantidade de TPs Quantidade de TCs Subestações Transformadoras de Energia - ABRIGADAS Abrigada com maior nível de tensão abaixo de 69 kV Quantidade de Subestações Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Disjuntores até 15 kV Quantidade de Alimentadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de TPs Quantidade de TCs Quantidade de Capacitores Bancos de Capacitores Células Capacitivas Abrigada com maior nível de tensão igual a 69 kV Quantidade de Subestações Quantidade de Subestações com Isolação a SF6 Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores 69 - 34,5 69 - 15 34,5 - 15 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV Quantidade de Disjuntores de 69 kV Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Disjuntores até 15 kV Quantidade de Alimentadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de TPs Quantidade de TCs Quantidade de Capacitores Bancos de Capacitores Células Capacitivas Abrigada com como maior nível de tensão abaixo de 230 kV Quantidade de Subestações Quantidade de Subestações com Isolação a SF6 Quantidade de Pára-Raio de Entrada Quantidade de Transformadores 1.00 43.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 (Fls. 8 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). 138 - 69 138 - 34,5 138 - 15 69 - 34,5 69 - 15 34,5 - 15 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 69 kV e abaixo de 230 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV Quantidade de Disjuntores acima de 69 kV e abaixo de 230 kV Quantidade de Disjuntores de 69 kV Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV Quantidade de Disjuntores até 15 kV Quantidade de Alimentadores Quantidade de Reguladores de Tensão Quantidade de TPs Quantidade de TCs Quantidade de Capacitores Bancos de Capacitores Células Capacitivas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 APÊNDICE II DADOS DE CONSUMIDORES CONSUM IDORES ALOCADOS NO M EIO URBANO Cla sse de Consum o A1-UAT A2-AT Re side ncia l A3-AT A3a -MT A4-MT AS-BT B-BT TOTAL - - - - 193 95 2,995,577 2,995,865 Monofá sico - - - - - - 1,917,712 1,917,712 Bifá sico - - - - - - 303,164 303,164 Trifá sico - - - - 193 95 774,701 774,989 - - - 64 1,114 11 10,554 11,743 Monofá sico - - - - - - 912 912 Bifá sico - - - - - - 324 324 Trifá sico - - - 64 1,114 11 9,318 10,507 - - - 6 3,706 443 253,782 257,937 Monofá sico - - - - 1 - 61,103 61,104 Bifá sico - - - - - - 30,418 30,418 Trifá sico - - - 6 3,705 443 162,261 166,415 Industria l Com e rcia l Rura l - - - - 14 - 2,117 2,131 Monofá sico - - - - - - 974 974 Bifá sico - - - - - - 174 174 Trifá sico - - - - 14 - 969 983 - - - 12 1,006 32 6,789 7,839 Monofá sico - - - - - - 759 759 Bifá sico - - - - - - 446 446 Trifá sico - - - 12 1,006 32 5,584 6,634 Pode r Público Ilumina çã o Pública - - - - - - 116 116 Se rviço Público - - - 4 133 - 927 1,064 37 Monofá sico - - - - - - 37 Bifá sico - - - - - - 25 25 Trifá sico - - - 4 133 - 865 1,002 - Consum o Próprio Tota l - - - - 3 - 231 234 - 86 6,169 581 3,270,093 3,276,929 (Fls. 2 do Anexo I – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). CONSUM IDORES ALOCADOS NO MEIO RURAL Cla sse de Consumo A1-UAT A2-AT Re side ncia l A3-AT A3a -MT A4-MT AS-BT B-BT TOTAL - - - - - - 191,496 191,496 Monofá sico - - - - - - 140,262 140,262 Bifá sico - - - - - - 23,692 23,692 Trifá sico - - - - - - 27,542 27,542 - - - 3 147 - 543 693 Monofá sico - - - - - - 29 29 Bifá sico - - - - - - 28 28 Trifá sico - - - 3 147 - 486 636 Industria l Come rcia l - - - 1 139 - 10,314 10,454 Monofá sico - - - - - - 3,034 3,034 Bifá sico - - - - - - 1,734 1,734 Trifá sico - - - 1 139 - 5,546 5,686 - - - - 16 - 8,699 8,715 - - - - - - 4,212 4,212 Rura l Monofá sico Bifá sico - - - - - - 812 812 Trifá sico - - - - 16 - 3,675 3,691 - - - - 85 - 1,896 1,981 Monofá sico - - - - - - 266 266 Bifá sico - - - - - - 384 384 1,331 Pode r Público - - - - 85 - 1,246 Ilum ina çã o Pública - - - - - - 25 25 Se rviço Público - - - - 14 - 177 191 Monofá sico - - - - - - 4 4 Bifá sico - - - - - - 8 8 Trifá sico - - - - 14 - 165 179 - - - - - 89 89 - 4 401 - 213,239 213,644 Trifá sico - Consum o Próprio Tota l - - ANEXO II Nota Técnica nº 329/2009-SRE/ANEEL Brasília, 29 de setembro de 2009 METODOLOGIA E CÁLCULO DO FATOR X DA LIGHT ANEXO II – Nota Técnica no 329/2009–SRE/ANEEL Em 29 de setembro de 2009. Processo nº 48500.004331/2006-18 Assunto: Metodologia e Cálculo do Fator X da Light Serviços de Eletricidade S/A. I. DO OBJETIVO O objetivo deste Anexo é apresentar a metodologia, os critérios gerais adotados e os cálculos para determinação do Fator X da Light Serviços de Eletricidade S/A - LIGHT referente à segunda revisão tarifária periódica. II. INTRODUÇÃO 2. A regulação econômica necessita de instrumentos que lhe propiciem criar as condições adequadas para o aumento da eficiência econômica e do fornecimento dos serviços a preços e qualidade compatíveis com as exigências do consumidor, garantindo um retorno justo ao investidor. Sob essas condições, o agente regulador deve induzir o agente regulado a buscar acréscimos de eficiência, via redução dos custos, dentro de cada período regulatório, tal que esses possam ser apropriados pela empresa antes que sejam transferidos, no todo ou em parte, aos consumidores através da redução nas tarifas. O horizonte em que esses ganhos poderão ser acumulados está definido contratualmente, sendo que quanto menor o período revisional, menores serão os ganhos esperados e, conseqüentemente, menores serão os incentivos à busca de maior eficiência. 3. Os mecanismos de compartilhamento desses ganhos de eficiência estão previstos nos contratos de concessão e resultam do reposicionamento tarifário e da determinação do Fator X. Pelo reposicionamento, parte ou todo o ganho de eficiência auferido, no período revisório anterior, é transferido para o consumidor por meio da redução das tarifas. Na determinação do Fator X, que requer da concessionária esforços adicionais na busca de maior eficiência, o compartilhamento ocorre de forma parcelada, por ocasião dos reajustes tarifários anuais. 4. Conforme a Resolução ANEEL n° 234, de 31 de outubro de 2006, o Fator X é composto das parcelas Xa e Xe. A parcela Xa reflete a aplicação do Índice de Preço ao Consumidor Amplo (IPCA), do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, sobre a parcela mão-de-obra dos custos operacionais da concessionária. Já a parcela Xe reflete a expectativa de ganho de produtividade decorrente da mudança na escala do negócio, por incremento do consumo de energia elétrica na área atendida, tanto por maior consumo dos consumidores existentes, como pela incorporação de novos consumidores, no período entre revisões tarifárias. (Fls. 2 do Anexo II – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). 5. Levando-se em conta que no reposicionamento tarifário está sendo utilizado o conceito de Empresa de Referência (ER), presume-se que toda a eficiência refletida pelo Fator Xe esteja associada aos ganhos de escala que uma distribuidora de energia elétrica possa obter ao satisfazer uma maior demanda, com custos iguais ou menores do que aqueles reconhecidos pela ER no momento do reposicionamento tarifário. Além disso, o Fator Xe contempla também o impacto que os investimentos associados ao aumento de demanda provocam sobre a base de remuneração. III. METODOLOGIA DE CÁLCULO DO COMPONENTE Xe 6. O cálculo do componente Xe é realizado pelo método de Fluxo de Caixa Descontado - FCD, do tipo forward looking, tem por objetivo valorar as receitas e despesas futuras da concessionária, dado um determinado crescimento de mercado. De acordo com esse método, o componente Xe é aquele que iguala a taxa interna de retorno do fluxo de caixa regulatório da concessionária no período tarifário ao custo de capital regulatório (WACC). 7. As equações que explicam como o fluxo de caixa dos ativos afeta a rentabilidade da concessionária de distribuição no período tarifário são: N ROi .( 1 − X e )( i −1) RBC i + Di + O &M i = ∑ ∑ i (1 + rWACC ) (1 + rWACC ) i i =1 i =1 N RBC i = Ai −1 * rWACC (1 − T ) ROi = P0 * Qi (1) (2) (3) onde: RBCi: remuneração bruta de capital no ano i; Di: Quota de Reintegração Regulatória; P0: tarifa média em R$/MWh no ano-teste; Qi:volume total de energia em MWh no ano i. rWACC : WACC depois de impostos T: tributos. 8. A fórmula (1) apresentada acima é bastante intuitiva, sendo que o lado esquerdo da equação corresponde ao valor presente das receitas esperadas ao longo de todo o período tarifário e o lado direito corresponde ao valor presente dos custos, ou seja, à parcela B. 9. Para se utilizar a metodologia de FCD, através da equação (6), é necessário estimar, para o período tarifário, as seguintes variáveis: receita; custos operacionais; investimentos; e base de remuneração. (Fls. 3 do Anexo II – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). IV. DEFINIÇÃO DAS VARIÁVEIS DO FCD 10. Para determinar o Fator X, constrói-se um fluxo de caixa com base nas projeções de demanda, investimentos e custos operacionais eficientes, as quais são determinadas conforme os procedimentos descritos a seguir. IV.1 – Receita 11. A receita tarifária é determinada a partir do mercado de energia elétrica projetado, desagregado por classe de consumo, para o período tarifário e pela tarifa calculada pela divisão entre a Parcela B da classe de consumo, definida na revisão tarifária periódica, e o respectivo mercado de energia do Ano-Teste. Nos anos seguintes a esse período, tal tarifa será modificada com a inclusão do componente Xe com o propósito de refletir os ganhos de escala estimados. 12. Para a definição do mercado de energia, são utilizadas as projeções informadas pelas concessionárias e consolidadas após análises realizadas pela Superintendência de Regulação Econômica SRE/ANEEL, a fim de verificar se guardam coerência com os valores históricos do mercado da concessionária e a expectativa futura. 13. A forma de análise realizada pela ANEEL da projeção de mercado informada pela empresa será feita, principalmente, por meio da observação dos seguintes quesitos: a) b) c) d) e) f) Consistência das premissas utilizadas; Consistência dos dados de entrada; Consistência das projeções com os dados históricos; Consistência entre os dados agregados e desagregados; Energia contratada para o ano-teste; Comparação com projeções realizadas a partir de outras metodologias. 14. A ANEEL realiza a comparação entre as projeções enviadas pela empresa e projeções próprias, que serão obtidas a partir da metodologia de “séries de tempo”. Na formulação destes modelos, as séries são decompostas de forma estilizada em ciclos, tendências, sazonalidades e irregularidades, que se repetem no tempo, de forma que esses componentes possam ser extrapolados no futuro, ou seja: Série de consumo energia ( MWh) = ciclos + tendências + sazonalidades + irregularidades (4) 15. Na prática, a metodologia consiste na estimação de uma equação estocástica em diferenças e na posterior utilização desta equação na projeção das observações futuras. Na sua forma mais geral, a equação estimada expressa a variável dependente em função de suas próprias defasagens, de valores de outras variáveis (variáveis explicativas), de fatores não observáveis e de um termo de erro aleatório. 16. O detalhamento da metodologia utilizada pela ANEEL é descrito na Nota Técnica n.º 292/2008-SRE/ANEEL, de 25 de setembro de 2008. (Fls. 4 do Anexo II – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). IV.2 – Custos Operacionais 17. Os custos de operação, manutenção, administração e gestão comercial são projetados para o período tarifário com base nos custos da Empresa de Referência, referenciados à data do reposicionamento tarifário. Para cada um desses grupos de custo, estima-se o custo futuro relativo às parcelas de pessoal, material e serviços. 18. Os custos são projetados de acordo com a estimativa da quantidade de consumidores, do mercado (MWh) e do número de empregados, o qual considera a previsão da quantidade de consumidores e o índice de produtividade da Empresa de Referência. 19. Supõe-se então que todos os custos de gestão comercial (COCP e COCMS) e os custos de pessoal na operação e manutenção (COO&MP) crescem na mesma proporção que o número de clientes (C). Além do mais, assume-se que os demais gastos em operação e manutenção (COO&MMS) crescem na mesma proporção do mercado de energia (Q), enquanto os demais gastos em administração (COA) são mantidos constantes ao longo do período tarifário. As equações abaixo descrevem essas condições. COtO& M = COtC = Qt Ct O&M .COMS .CO PO,&0 M ,0 + Q0 C0 Ct .CO0C C0 (4) COtA = CO0A 20. Para estimar a quantidade futura de consumidores de cada concessionária, é utilizado um modelo de tendência histórica, baseado em informação histórica da quantidade de clientes, discriminados por classe de consumo, para o período mais longo disponível. IV.3. Perdas de Receitas Irrecuperáveis 21. É estimada na proporção de 0,20% da receita anual da distribuidora de energia. IV.4. Depreciação 22. É a depreciação dos ativos físicos correspondentes às instalações de distribuição que formam a base de remuneração da concessionária. A taxa média de depreciação é aquela estabelecida pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL, conforme Anexo II da Nota Técnica nº 180/2008-SRE/ANEEL, de 10/06//2008. IV. 5 – Impostos 23. Para o Imposto de Renda e a Contribuição Social sobre o Lucro líquido (CSLL), é considerada a alíquota de 34% (25% e 9%, respectivamente). IV.6 – Investimentos (Fls. 5 do Anexo II – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). 24. Os investimentos em redes elétricas, a serem adotados no fluxo de caixa do componente Xe, tanto para baixa e média tensão quanto para alta tensão, representam o montante de investimento global a ser considerado regulatoriamente. 25. As projeções devem incluir os seguintes investimentos: i. ii. iii. iv. v. Em expansão do sistema, para atender o crescimento do mercado devido à incorporação de novos consumidores e ao aumento de carga dos consumidores existentes; Para melhoria do sistema; Em renovação para substituição dos ativos totalmente depreciados; Necessários à incorporação de redes particulares e respectiva reforma dessas redes; Em combate às perdas técnicas e não técnicas de energia. 26. Os investimentos necessários são exclusivamente aqueles em instalações de distribuição, já que os investimentos relacionados à gestão comercial, administração, e outros, como veículos, software, etc., são reconhecidos nos custos da “Empresa de Referência”. Além disso, não deverão ser considerados os investimentos previstos no Programa Luz Para Todos, uma vez que esses investimentos possuem tratamento específico nos reajustes tarifários, conforme definido na Resolução Normativa n.º 294/2007, de 11 de dezembro de 2007. 27. Os investimentos em redes elétricas, adotados no fluxo de caixa do componente Xe, para baixa, média e alta tensão, representam o montante de investimento global a ser considerado e deverão ser aqueles propostos pela concessionária, devendo ser distribuído uniformemente no fluxo de caixa. 28. A avaliação da projeção dos investimentos será feita a posteriori, conforme o mecanismo definido na Resolução Normativa n.º 234/2006. No momento da revisão tarifária, a ANEEL deverá apenas avaliar o montante global sob o ponto de vista do impacto tarifário, sendo que as projeções de investimentos consideradas não poderão resultar em um valor de Fator X negativo. 29. Caso os investimentos propostos resultem em Fator X negativo, os investimentos globais deverão ser ajustados de forma a considerar um Fator X igual a zero. 30. Na próxima revisão tarifária da empresa, deverão ser levantados os investimentos efetivamente realizados pela distribuidora. Serão considerados os investimentos realizados com base nos registros contábeis, deflacionados pelo IGPM, mês a mês, para a data-base da revisão tarifária anterior. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado - BMP, conforme planilha modelo a ser disponibilizada pela ANEEL. Ressalta-se que deverão ser expurgados os investimentos referentes ao Programa Luz Para Todos, dado que os mesmos não compõem as projeções de investimentos. 31. Será feito então o recálculo do Fator X, mantendo todos os parâmetros constantes, substituindo-se apenas os valores de investimento. O montante global de investimentos realizados, trazidos à data da revisão anterior (2º ciclo) será distribuído uniformemente no fluxo de caixa. 32. de X (∆X): O recálculo do Fator X, de acordo com as condições anteriores, resultará em um diferencial ΔX = X 1 − X 0 (5) (Fls. 6 do Anexo II – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). onde: X0: X definido na revisão anterior (2º ciclo); X1: X recalculado. 33. Uma vez calculado o ∆X, o mesmo deverá ser aplicado como redutor da Parcela B, calculada na próxima revisão, aplicando-se o multiplicador de acordo com o período tarifário da empresa, conforme abaixo: VPB ′ = VPB * (1 − m * ΔX ) ∑ [(1 + r n m= i =0 WACC n (6) )n − i ⋅ i ] (7) onde: VPB: total da parcela B calculada no 3º ciclo; VPB’: valor final da parcela B no 3º ciclo; m: multiplicador; n: número de anos do período tarifário da concessionária (3, 4 ou 5 anos); rWACC é o custo médio ponderado de capital. 34. Para o cálculo do multiplicador m, considera-se o custo médio ponderado de capital (rwacc) de 9,95% a.a. em termos reais (Nota Técnica n.º 068/2007-SRE/ANEEL, de 21de março de 2007), resultando nos seguintes valores: m = 1,13; para n= 3 anos; m = 1,76; para n= 4 anos; e m = 2,43; para n= 5 anos. IV.7 – Capital de Giro 35. Para o capital de giro, adota-se como critério regulatório um valor igual aos 5% do montante da Parcela B sem impostos. IV.8 – Base de Remuneração Regulatória 36. A base de remuneração regulatória considerada é o valor dos ativos físicos da concessionária, livre de depreciação, descontados todos os ativos que estão incluídos nos custos operacionais da ER, mais o capital de giro estimado. O valor residual é estimado somando ao valor dos ativos no início, os investimentos líquidos de depreciações adicionando, além disso, o capital de giro estimado do ano. IV.9 – Custo de Capital (WACC)1 37. O custo do capital considerado foi de 9,95%, definido pela ANEEL, e que é válido para todo o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil. Sobre a metodologia e os cálculos relativos ao custo de capital, ver a Nota Técnica nº 68/2006-SRE/ANEEL, de 21 de março de 2007 e a Resolução Normativa nº 259, de 27 de março de 2006, disponibilizadas no site da ANEEL. 1 (Fls. 7 do Anexo II – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). V. CÁLCULO DO FATOR X 38. Com base nos valores obtidos para as variáveis do cálculo do componente Xe, apresenta-se o Fluxo de Caixa da concessionária. Para que a rentabilidade estabelecida regulatoriamente seja alcançada, a receita da distribuidora será ajustada, mediante a subtração do componente Xe para os anos em que serão realizados os reajustes tarifários anuais. 39. Diante das análises apresentadas, o componente Xe da LIGHT referente à segunda revisão tarifária periódica é de 0,00%. O Fluxo de Caixa ajustado pelo Fator X é apresentado na tabela seguinte. I. FL UXO DE RE C E ITA S F ator X 0,00% TAR IFAS M É D IAS (R eais/M Wh) Residencial Industrial C omercial Rural Demais M E R C AD O (M Wh) Residencial Industrial C omercial Rural Demais Total R E C EITA (R $) Residencial Industrial C omercial Rural Demais Total da R eceita Ano 1 80,81 80,81 80,81 80,81 80,81 Ano 2 80,81 80,81 80,81 80,81 80,81 Ano 3 80,81 80,81 80,81 80,81 80,81 Ano 4 80,81 80,81 80,81 80,81 80,81 Ano 5 80,81 80,81 80,81 80,81 80,81 A no 1 7.453.961 3.981.390 6.198.022 51.120 3.324.843 21.009.336 A no 2 7.593.496 3.947.658 6.404.999 53.289 3.379.443 21.378.884 A no 3 7.720.268 3.947.894 6.585.592 55.550 3.435.928 21.745.231 A no 4 7.853.450 3.948.630 6.778.993 57.907 3.494.359 22.133.341 A no 5 7.992.584 3.948.932 6.972.068 60.364 3.554.814 22.528.762 A no 1 602.359.183 321.738.580 500.865.978 4.131.039 268.682.612 1.697.777.393 A no 2 613.635.102 319.012.684 517.591.878 4.306.298 273.094.870 1.727.640.831 A no 3 623.879.612 319.031.779 532.185.709 4.489.025 277.659.423 1.757.245.548 A no 4 634.642.174 319.091.263 547.814.620 4.679.505 282.381.332 1.788.608.895 A no 5 645.885.650 319.115.642 563.417.135 4.878.069 287.266.689 1.820.563.184 II. C USTOS OPER AC IO NAIS C ONSUMIDORES Número de Unidades C onsumidoras 3.483.458 CUSTOS OPERACIONAIS Custos de O&M Custos de G estão Comercial Custos de Administração Pessoal Material e Serviços Pessoal Material e Serviços Pessoal Material e Serviços TOTAL Ano 1 3.538.845 Ano 2 3.596.882 Ano 3 3.654.792 Ano 4 3.712.903 Ano 5 3.771.196 Ano 1 108.625.318 52.294.462 90.775.284 78.735.418 149.584.564 103.365.551 583.380.599 Ano 2 110.406.773 53.214.308 92.263.999 80.026.679 149.584.564 103.365.551 588.861.875 Ano 3 112.184.322 54.126.184 93.749.449 81.315.108 149.584.564 103.365.551 594.325.180 Ano 4 113.968.053 55.092.229 95.240.066 82.608.019 149.584.564 103.365.551 599.858.482 Ano 5 115.757.352 56.076.476 96.735.335 83.904.964 149.584.564 103.365.551 605.424.242 III. INVE STIM ENTOS INVESTIMENTOS Total C onsiderado Total Projetado Ano 1 363.961.091 Ano 2 363.961.091 Ano 3 363.961.091 Ano 4 363.961.091 Ano 5 363.961.091 Total 1.819.805.457 1.875.000.000 (Fls. 8 do Anexo II – Nota Técnica no 329/2009-SRE/ANEEL, de 29/09/2009). IV. FLUXO DE DESPESAS BASE DE REMUNERAÇÃO 1. Capital de Giro 2. AIS Bruto de Distribuição 3. Bens Totalmente Depreciados 4. Depreciação Acumulada 4.1. Depreciação no ano 5. Saldo Bruto das Obrigações E speciais 5.1. Amortização no ano 5.2. Amortização acumulada 5.3. Saldo líquido das obrigações especiais 6. Terrenos e Servidões 7. Almoxarifado e Ativo Diferido 8. Base de Remuneração L íquida 9. AIS Bruto de Distribuição RG R/PLPT 9.1. Depreciação acumulada 9.2. Depreciação no ano 10. Base de Remuneração Líquida RG R/PLPT 11. Base de Remuneração Líquida Total Ano 1 84.888.870 9.704.513.527 1.230.148.113 (4.832.034.843) (400.432.855) (400.432.855) 185.455.428 12.755.050 4.755.145.177 3.504.676 (50.117) 3.454.559 4.758.599.736 FLUXO DE DESPESAS 1. Custos Operacionais 2. Receitas Irrecuperáveis 3. Quota de Reintegração Regulatória 4. Remuneração Bruta do Capital 5. Remuneração do Capital ‐ RG R/PLPT Total da Parcela B V PL do Fluxo de Receita V PL do Fluxo de Despesa Diferença Fator X 6.652.150.460 6.652.150.460 0,00 0,00% Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5 84.888.870 10.068.474.619 1.230.148.113 (5.192.195.374) (360.160.530) (400.432.855) 17.018.396 17.018.396 (383.414.458) 185.455.428 12.755.050 4.775.964.135 3.504.676 (199.066) (148.949) 3.305.610 4.779.269.745 86.382.042 10.432.435.710 1.230.148.113 (5.567.824.250) (375.628.876) (400.432.855) 17.018.396 34.036.793 (366.396.062) 185.455.428 12.755.050 4.782.807.918 3.504.676 (348.015) (148.949) 3.156.662 4.785.964.579 87.862.277 10.796.396.801 1.230.148.113 (5.958.921.473) (391.097.223) (400.432.855) 17.018.396 51.055.189 (349.377.666) 185.455.428 12.755.050 4.774.170.418 3.504.676 (496.963) (148.949) 3.007.713 4.777.178.131 89.430.445 11.160.357.893 1.230.148.113 (6.365.487.042) (406.565.569) (400.432.855) 17.018.396 68.073.585 (332.359.269) 185.455.428 12.755.050 4.750.152.504 3.504.676 (645.912) (148.949) 2.858.764 4.753.011.268 91.028.159 11.524.318.984 1.230.148.113 (6.787.520.958) (422.033.916) (400.432.855) 17.018.396 85.091.982 (315.340.873) 185.455.428 12.755.050 4.710.695.791 3.504.676 (794.861) (148.949) 2.709.815 4.713.405.606 Ano 1 583.380.599 66.797.046 343.291.083 716.874.159 232.146 1.710.575.033 Ano 2 588.861.875 67.971.988 358.759.429 720.012.775 222.137 1.735.828.203 Ano 3 594.325.180 69.136.750 374.227.775 721.044.527 212.128 1.758.946.360 Ano 4 599.858.482 70.370.704 389.696.122 719.742.359 202.118 1.779.869.785 605.424.242 71.627.908 405.164.468 716.121.476 192.109 1.798.530.204
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