REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA ELEKTRO
AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº. 28/2007
Manifestação da ELEKTRO à Nota Técnica n.º 178/2007SRE/ANEEL de 20 de junho de 2007.
Campinas, 24 de Julho de 2007
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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1.
Objetivos..............................................................................................................................3
2.
Determinação do Valor da Parcela B ..................................................................................4
2.1.
Custos Operacionais .......................................................................................................4
2.2.
Base de Remuneração e Depreciação Regulatória.......................................................5
3.
Determinação do Valor da Parcela A ..................................................................................6
3.1.
Perdas .............................................................................................................................6
3.2.
Preços de Compra de energia Elétrica ...........................................................................6
3.3.
Custo com Transporte de Energia ..................................................................................9
3.4.
Encargos ...................................................................................................................... 11
4.
Fluxo de investimentos em expansão 2007-2011............................................................ 12
4.1.
Índice de correção monetária dos investimentos......................................................... 12
4.2.
Impacto do Racionamento no histórico dos Investimentos em Expansão .................. 12
4.3.
Investimento em renovação do sistema de distribuição .............................................. 13
5.
Componentes Tarifários Financeiros Externos à Revisão Tarifária................................. 15
6.
Considerações Finais ....................................................................................................... 16
Apêndice A - Exigências de qualidade no Contrato de Concessão da ELEKTRO....................17
Apêndice B - Evolução do Ativo Imobilizado em Serviço .........................................................19
Anexo I - Ajustes Propostos para os Custos Operacionais ......................................................20
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1. Objetivos
Como parte do Processo n.º 48500.004294/2006-85 e de acordo com o
cronograma estabelecido, a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) por
intermédio de sua Superintendência de Regulação Econômica – SRE
apresentou a Nota Técnica 178/2007, de 20 de junho de 2007, que explicita a
metodologia utilizada e os resultados da segunda revisão tarifária periódica da
concessionária de distribuição de energia elétrica ELEKTRO Eletricidade e
Serviços S/A.
A ELEKTRO apresentou a ANEEL o Plano Operacional, como proposta de
atuação para o qüinqüênio 2007-2011, que leva em consideração os requisitos
do Contrato de Concessão firmado em 27 de agosto de 19981. Na prestação dos
serviços são requeridos a adoção de tecnologia adequada e o emprego de
equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis
adequados2 de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade e
cortesia na prestação dos serviços e a modicidade das tarifas (Apêndice A).
Os resultados do reposicionamento tarifário e do Fator X, apresentados na
citada Nota Técnica, são considerados insuficientes pela ELEKTRO para a
manutenção da prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica nos
níveis de qualidade, continuidade e segurança como requeridos pela população
atendida e exigidos pela regulamentação pertinente. Seguramente estes
serviços não serão atendidos da forma como hoje a ELEKTRO pratica, caso os
valores pleiteados não sejam atendidos.
Apresenta-se a seguir as considerações da ELEKTRO a respeito da
determinação dos valores de Parcela A, Parcela B, Fluxo de investimentos em
expansão 2007-2011 e Componentes Tarifários Financeiros Externos à Revisão
Tarifária.
1
Cláusula Terceira, 1ª Subcláusula – Condições de Prestação dos Serviços
2
Exigências de qualidade mais restritivas do que as regulatórias, constantes do Contrato de
Concessão da ELEKTRO, encontram-se no apêndice A
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2. Determinação do Valor da Parcela B
2.1. Custos Operacionais
Por entender que as atuais imperfeições do modelo de Empresa de Referência
(ER), utilizado na determinação dos “Custos Operacionais Eficientes”3, possam
ser a razão do valor insuficiente apresentado na Nota Técnica, a ELEKTRO
discorre no Anexo I, um rol de ajustes que promove uma melhor aderência à
realidade das exigências impostas à ELEKTRO.
Podem ser citados como exemplos dessa falta de aderência os critérios
utilizados pelo regulador para dimensionamento dos recursos para prestação do
serviço; (i) critério para localização de unidades consumidoras pela classificação
ao invés da localização geográfica e (ii) o dimensionamento dos eletricistas
comerciais por escritórios padrão ao invés de atividades.
Todos os ajustes relacionados estão fundamentados nas características e
exigências regulatórias que diferenciam a ELEKTRO da Empresa de Referência.
Esta adequação está prevista na metodologia de Revisão Tarifária, quando cita
explicitamente que os “custos operacionais da ER devem ser eficientes e
aderentes às reais condições geoeconômicas do ambiente da concessionária”4.
Busca-se com estes ajustes, que seja estabelecido um valor de tarifa mais
próximo da realidade. A ELEKTRO entende que oscilações nesse valor possam
desviar o foco do empreendimento que está atualmente alinhado e direcionado
para prover uma qualidade de serviços e produtos aos clientes, exigidas pela
regulação, bem como a indispensável segurança para a população e para a
força de trabalho.
Isso tudo se confirma na gestão eficiente, na rigorosa observância dos
indicadores e na preservação dos ativos concedidos pela União, que pode ser
atestado pelo desempenho da ELEKTRO.
Faz-se necessário registrar que em julho de 2007, a ELEKTRO foi considerada
pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE, a
melhor distribuidora nos quesitos de “Satisfação do Cliente”, “Gestão
Operacional” e “Responsabilidade Social”, culminando com o título de “Melhor
distribuidora de energia elétrica do Brasil” 5. Este feito repetiu-se nos anos de
2005 e 2004.
3
Ponto de vista de uma empresa entrante atuando na área de concessão equivalente a da
ELEKTRO
4
Página 26 item 116 da NT/178
5
Dentre as distribuidoras de energia elétrica com mais de 400.000 consumidores
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2.2. Base de Remuneração e Depreciação Regulatória
A ELEKTRO solicita que os valores preliminares apresentados no Anexo II da
NT sejam substituídos pelos valores apresentados pela ELEKTRO a ANEEL em
12 de julho de 2007, por meio da correspondência CT / R / 157 / 2007.
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3. Determinação do Valor da Parcela A
3.1. Perdas
Em sua Nota Técnica n.º 178/2007, a SRE/ANEEL afirma que “é lícito afirmar
que a concessionária possui uma forte capacidade de gestão sobre as perdas de
energia elétrica”.
Com efeito, a gestão da ELEKTRO no combate às perdas de energia em seu
sistema tem sido muito eficaz, traduzindo-se em um dos menores índices de
perdas em todo o país. Reiteramos que os índices de perdas no sistema da
Elektro estão em linha com padrões internacionalmente aceitos e praticados nos
países desenvolvidos.
Embora correta a afirmação da SRE/ANEEL, deve-se acrescentar que há limites
para o alcance dessa gestão, pois a partir dos índices hoje verificados, os custos
adicionais necessários para sua redução são muito elevados, superando em
muito os benefícios obtidos, conforme detalhamos na documentação que
acompanhou os dados encaminhados à ANEEL para esta revisão tarifária, em
15 de fevereiro de 2006.
Tal afirmação não significa que o a ELEKTRO irá cessar os esforços para o
controle de perdas em seu sistema. Muito pelo contrário, para manter os atuais
níveis de perdas, será requerido um contínuo esforço contra fraudes e defeitos
na medição.
Reiteramos que, em reconhecimento ao nível de excelência alcançado pela
ELEKTRO no controle de perdas, sejam mantidos os índices de perdas
encaminhados pela ELEKTRO a ANEEL para efeito da Revisão Tarifária, para
todo o período (de 2007 a 2011), ou seja, 7,43% sobre o mercado da área de
concessão (ou 6,92% sobre a energia injetada).
3.2. Preços de Compra de energia Elétrica
Foram encontradas diferenças entre os preços de compra informados pela
ELEKTRO e aqueles considerados pela ANEEL na nota técnica NT 178/2007.
Essas diferenças estão apontadas na Tabela 1.
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Tabela 1.
Contratos de Compra de Energia, Preços e Montantes considerados pela Elektro e os
apresentados pela ANEEL na NT 178/2007:
R$ ANEEL
R$ ELEKTRO
R$/MWh ANEEL
R$/MWh ELEKTRO
CCEAR 2005 - 2012 (energia existente)
290.695.470
289.866.463
64,29
64,11
CCEAR 2006 - 2013 (energia existente)
218.667.191
218.089.598
75,28
75,08
CCEAR 2007 - 2014 (energia existente)
28.139.510
28.008.297
84,36
83,97
CCEAR 2008 - 2015 (energia existente)
23.870.611
23.758.420
90,52
90,09
MCSD - Produto 2005-2012
12.540.109
12.504.362
64,29
64,11
MCSD - Produto 2006-2013
3.221.400
3.212.876
75,28
75,08
MCSD - Produto 2007-2014
24.287
24.183
84,33
83,97
3.638.954
3.638.982
104,74
104,74
CCEAR 2007 (A-1)
CCEAR 2008 - H30 (Energia Nova Hidráulica)
CCEAR 2008 - T15 (Energia Nova Térmica)
1.351.319
1.344.914
113,14
112,60
12.482.469
13.142.053
132,26
139,25
FURNAS
9.322.779
9.701.238
106,27
110,58
COIMBRA-CRESCIUMAL
8.429.667
8.910.806
125,82
133,00
ITAIPU
297.475.058
313.196.771
95,92
100,99
Total
909.858.824
925.398.964
76,93
78,25
Buscando fornecer subsídios para que a ANEEL possa analisar essas diferenças,
a ELEKTRO descreve abaixo os cálculos utilizados pela ELEKTRO para o
reajuste dos preços para o ano teste.
¾ Foram utilizados os índices de correção contratuais realizados até o mês de
junho de 2007, ou seja, foram calculados os preços de contratos para 1o de
julho de 2007, faltando considerar apenas o índice de julho de 2007 para
cálculo da revisão tarifária.
¾ Para cada um dos Contratos de Compra de Energia foi utilizada a regra de
reajuste especificada no contrato.
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¾ No caso dos CCEARs e MCSDs foi utilizado o índice acumulado do IPCA,
realizado até junho de 2007 da seguinte forma:
•
Para o CCEAR de energia existente produtos 2005/2012 e 2006/2013 foi
utilizado o IPCA acumulado da 01/08/2006 a 30/06/2007, resultando em
uma correção de 3,69%;
•
Para o CCEAR de energia existente produto 2007/2014 foi utilizado o
IPCA acumulado de 01/01/2005 (data base do leilão) a 30/06/2007,
resultando em uma correção de 11,27%;
•
Para o CCEAR de energia existente produto 2007/2014 (A-1 de 2006) –
não há reajuste;
•
Para o CCEAR de energia existente produto 2008/2015 foi utilizado o
IPCA acumulado de 01/05/2005 a 30/06/2007, resultando em uma
correção de 8,37%;
•
Para o CCEAR de energia nova hidráulica com início de suprimento em
2008 (H-30) foi utilizado o IPCA acumulado de 01/01/2006 a 30/06/2007,
resultando em uma correção de 5,28%;
•
Para o CCEAR de energia nova térmica com início de suprimento em
2008 (T-15) foi utilizado o IPCA acumulado de 01/01/2006 a 30/06/2007,
resultando em uma correção de 5,28%;
•
Para a energia de ITAIPU, foi utilizada a tarifa em exercício, multiplicada
pelo montante de demanda (6.370 MW – cálculo detalhado no item sobre
Custos com Transporte de Energia) e dividida pelo montante de energia
alocada (3.101.372 MWh), ao câmbio de R$2,07/US$, resultando em um
preço de R$100,99/MWh. Ademais, conforme tabela 2 abaixo, mesmo
utilizando os dados informados pela ANEEL, o preço final seria
R$99,27MWh.
Tabela 2.
Comparação de preços
ANEEL
MWh
MW
US$/kW
US$
R$/US$
R$
R$/MWh
•
ELEKTRO
3.101.372,000
3.101.372,000
6.262,000
6.370,000
23,7524
23,7524
148.737.528,80
151.302.788,00
2,0700
2,0700
307.886.684,62
313.196.771,16
99,27
100,99
Para o contrato de compra de energia da CRESCIUMAL, foi utilizado o
IGPM acumulado de 01/08/2006 a 30/06/2007, resultando em uma
correção de 3,71%;
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•
Para o contrato de compra de energia com FURNAS, foi utilizado o IGPM
acumulado de 01/12/2005 a 31/01/2007, resultando em uma correção de
3,83% e a tarifa base no valor de R$106,50/MWh constante no último IRT;
Tabela 3.
Reajuste das tarifas de contratos de energia da Elektro
Tipo de Contrato
Valor original*
(R$/MWh)
Índice
Utilizado
Índice
Acumulado
CCEAR 2005
R$ 61,83
IPCA
3,69%
CCEAR 2006
R$ 72,41
IPCA
3,69%
CCEAR 2007
R$ 75,46
IPCA
11,27%
CCEAR 2007 (A-1)**
R$ 104,74
IPCA
0,00%
CCEAR 2008
R$ 83,13
IPCA
8,37%
CCEAR 2008 - H30
R$ 106,95
IPCA
5,28%
CCEAR 2008 - T15
R$ 132,26
IPCA
5,28%
Furnas
R$ 106,50
IGPM
3,83%
Cresciumal
R$ 128,24
IGPM
3,71%
MCSD Produto 2005
R$ 61,83
IPCA
3,69%
MCSD Produto 2006
R$ 72,41
IPCA
3,69%
MCSD Produto 2007
R$ 75,46
IPCA
11,27%
*para os produtos 2007 e 2008, foram usados os preços da época do leilâo.
**O valor original do produto 2007 (A-1) está atualizado.
Valor
01/jul/2007
(R$/MWh)
R$ 64,11
R$ 75,08
R$ 83,97
R$ 104,74
R$ 90,09
R$ 112,60
R$ 139,25
R$ 110,58
R$ 133,00
R$ 64,11
R$ 75,08
R$ 83,97
3.3. Custo com Transporte de Energia
Foram considerados como demanda de Itaipu em 2007, os valores publicados
na Resolução Homologatória no. 407, de 12 de dezembro de 2006 totalizando
2.548 MW para o período de agosto a dezembro.
Para 2008, devido ao aumento da cota parte para a Elektro e devido à entrada
em operação das duas últimas máquinas de Itaipu, utilizou-se como referência
os valores de agosto a dezembro de 2007, que já considerava Itaipu operando
com 20 máquinas.
Baseado na nova cota parte para 2008, obteve-se proporcionalmente para o
período de janeiro a julho o montante de 3.822MW. Sendo assim, foi
considerada para Itaipu a demanda total de 6.370MW no ano teste.
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A tabela 4 demonstra como foi realizado o cálculo da potência de Itaipu para
2008:
Tabela 4.
Cálculo da potência de Itaipu – 2008
Potência Contratada de Itaipu 2007 (MW)
jan/07
476
fev/07
476
mar/07
477
abr/07
510
mai/07
510
jun/07
510
jul/07
510
ago/07
510
set/07
510
out/07
510
nov/07
510
dez/07
508
Valores definidos na Resolução Homologatória no. 407, de 12 de dezembro de 2006
Período Ano-Teste
- Para 2008, ainda não foram definidos os valores de Potência contratada de Itaipu.
- Para realizar a projeção da potência contratada em 2008, foi utilizada
a média dos valores de abril/2007 até dezembro/2007 para considerar o efeito da entrada
das duas últimas máquinas de Itaipu em funcionamento a partir de abril/2007.
Média da potência [abr-dez/07] (MW)
510
- Além da entrada de novas máquinas, para 2008 deve-se considerar o efeito da alteração de
cota parte, definida pela Resolução Normativa no 218, de 11 de abril de 2006.
Cota parte 2007 (%)
Cota parte 2008 (%)
4,3902040320
4,7020000000
- Para se calcular o valor de potência contratada para 2008, levando-se em conta a alteração da
cota parte, aplicou-se a nova cota sobre a média da demanda de abr-dez/2007
- Finalmente, para chegarmos ao valor da potência de Itaipu para Ano-Teste, somou-se os
valores de agosto/2007 até dezembro/2007 e utilizou-se o valor mensal projetado para 2008 e
multiplicou-se por sete meses (correspondente ao período de jan/2008 até julho/2008)
Potência mensal projetada para 2008 (MW)
546
(MW)
Ago/2007 -- Dez/2007
Jan/2008 -- Jul/2008
Total
2.548
3.822
6.370
Este valor de demanda permite o cálculo do MUST-Itaipu e do transporte de
Itaipu. Para o cálculo do MUST foi utilizado o total de demanda multiplicado pela
tarifa vigente de R$ 2.577,00/MW (Resolução Homologatória n° 497, de 26 de
junho de 2007), totalizando R$16.415.490,00.
Já para o cálculo do transporte de Itaipu foi utilizada a tarifa de R$3.012,28/MW
(Resolução Homologatória n° 497, de 26 de junho de 2007) multiplicado pela
demanda total resultando em R$19.188.223,60.
Portanto, os valores relativos a Itaipu apresentam as seguintes diferenças:
Demanda Itaipu
MW - ANEEL
MW - ELEKTRO
ANEEL – ELEKTRO
6262
6370
-108
R$ - ANEEL
R$ - ELEKTRO
ANEEL – ELEKTRO
MUST - Itaipu
15.573.594,00
16.415.490,00
-841.896,00
Transporte Itaipu
19.168.232,48
19.188.223,60
-19.991,12
Total
34.741.826,48
35.603.713,60
-861.887,12
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3.4. Encargos
Os valores serão atualizados quando da publicação da Resolução que
estabelecerá as tarifas da ELEKTRO em agosto de 2007 e, portanto a
ELEKTRO não fará comentários na presente manifestação e resguardará o
direito de manifestar-se sobre alteração desses valores.
Os custos associados à energia do PROINFA foram considerados como
encargos setoriais e, portanto incluídos na parcela A e assim, não estão
apontados nos custos de compra de energia.
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4. Fluxo de investimentos em expansão 2007-2011
4.1. Índice de correção monetária dos investimentos
A ANEEL definiu a utilização de valores históricos de investimento em redes
elétricas de baixa e média tensão para avaliar o Plano de Desenvolvimento da
Distribuição – PDD (investimentos em expansão) e assim atribuiu valores para
investimentos futuros. Tais valores históricos são, segundo a metodologia
proposta pela ANEEL, corrigidos nominalmente pelo IGP-M.
A ELEKTRO solicita que o índice de correção nominal dos valores históricos de
investimento em redes elétricas de baixa e média tensão seja o correspondente
às colunas 40 e 41 do índice de preços por atacado da Fundação Getúlio Vargas,
que se referem à correção aplicável a, respectivamente, material elétrico,
motores e geradores e material elétrico - outros.
Tal índice é mais adequado para refletir as variações nominais de preços
observadas para os materiais e equipamentos utilizados nas obras de
investimento em redes elétricas. A atualização pelo IGP-M traz diferenças muito
significativas em relação à realidade praticada no país para as correções dos
itens citados.
4.2. Impacto do Racionamento no histórico dos Investimentos em
Expansão
Faz-se necessária a revisão da projeção dos investimentos de expansão. Isto
porque os investimentos no período de 2003-2007, usados como base para
projeção das necessidades futuras de expansão, foram impactados pelos
desdobramentos do racionamento de 2001-2002.
O início da série utilizada pela ANEEL coincide com o final do racionamento de
energia elétrica ocorrido entre meados de 2001 e início de 2002. Os efeitos do
racionamento, principalmente a significativa mudança de hábito dos
consumidores, devem ser levados em consideração, uma vez que a principal
conseqüência foi a mudança de patamar, para baixo, dos mercados de energia e
respectivos carregamentos das redes.
Após a drástica queda no consumo e carregamento de redes, apenas em 2004
as condições de demanda de energia se encontraram nos níveis das condições
de 2000, segundo ONS .
Assim, considerando que as redes elétricas estivessem adequadamente
dimensionadas para a carga anterior ao racionamento é razoável supor que para
as condições após o racionamento estivessem “folgadas”. Logo, o mercado de
energia poderia crescer sem a necessidade de grandes expansões das redes
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elétricas, pois o crescimento da carga estaria utilizando a ociosidade conjuntural
ocorrida após o racionamento.
Para mitigar a distorção na relação mercado / investimento ocasionada no
período após o racionamento, a ELEKTRO solicita que as taxas de crescimento
projetadas sejam ajustadas de forma a torná-las mais aderentes às reais
necessidades de investimento da distribuidora.
A metodologia proposta contém distorções que implicam o subdimensionamento
das necessidades futuras de investimento em expansão e não reflete os níveis
adequados para garantir a continuidade e a qualidade da energia elétrica
distribuída pela Elektro, colocando desta forma em risco a prestação do serviço
de distribuição aos clientes da concessionária.
A ELEKTRO solicita a consideração dos valores projetados e enviados a ANEEL
em resposta ao Ofício Circular no 21 SRD - ANEEL:
Investimentos ELEKTRO
2007
191.015.983
2008
152.351.297
2009
138.908.156
2010
144.150.972
2011
143.329.503
4.3. Investimento em renovação do sistema de distribuição
A ANEEL, para a estimativa dos investimentos em renovação, parte da premissa
de que todos os anos são renovados os ativos que chegaram ao final de sua
vida útil, sendo necessário efetuar a renovação da rede em uma quantidade de
anos igual à vida útil das instalações.
Para isso calcula um fator de renovação determinado pelo quociente:
Fator de Renovação = T / ((1 + T )n - 1), onde
T = taxa percentual de crescimento médio anual do Ativo Imobilizado em Serviço; e
n = vida útil do ativo considerado, expresso em anos
Essa formulação pode ser observada às fls. 6 do Anexo IV – Nota Técnica n°
178/2007 SRE/ANEEL, no item 31.
Nesse item 31 do Anexo IV da NT 178 ANEEL, é dito que com relação às vidas
úteis, são utilizados os valores aplicados pela ANEEL para fins contábeis, assim
como para o cálculo da Quota de Reintegração Regulatória (QRR) na revisão
tarifária.
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A Nota Técnica disponibilizada pela ANEEL coloca como sendo de 35 anos a
vida útil dos ativos, idade muito superior à vida útil utilizada para fins contábeis e
para o cálculo da QRR na presente revisão tarifária.
Assim a ELEKTRO solicita que a vida útil a ser utilizada para cálculo dos
investimentos em renovação seja 21 anos, resultante da QRR de 4,76 % ao ano.
No mesmo item 31 do Anexo IV da NT 178 ANEEL é colocado que a taxa de
crescimento dos ativos é a percentagem que representa a média das taxas
máximas de crescimento dos ativos de distribuição e de ramais de consumidores.
O valor considerado pela ANEEL na NT 178 ANEEL é de 9% ao ano, valor este
considerado elevado para a ELEKTRO.
Considerando a evolução do saldo do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS
constantes dos BMP’s de 1998 a 2006 (anexo), temos uma evolução média de
6,18 %, valor este que a ELEKTRO solicita considerar para o cálculo.
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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5. Componentes Tarifários Financeiros Externos à Revisão Tarifária
Os valores dos componentes financeiros constantes da Nota Técnica n°
178/2007 – SRE/ANEEL são os preliminarmente informados pela ELEKTRO,
sujeitos a alterações em função de dados projetados quer de indicadores
econômicos, ou de faturamento, e, portanto sofrerão alterações até a publicação
da Resolução que homologará as tarifas da ELEKTRO em agosto de 2007.
A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL está
realizando durante a semana de 23 a 27 de julho de 2007 a fiscalização dos
valores contabilizados nas contas de CVA e em outros componentes financeiros
externos a revisão tarifária informados pela ELEKTRO, razão pela qual
reiteramos os pleitos solicitados anteriormente através da correspondência
CT/R/126/2007, de 04 de junho de 2007.
No que se refere ao valor do Passivo do Programa Luz Para Todos calculado
pela ANEEL e informado na Nota Técnica n° 178/2007 – SRE/ANEEL, a
ELEKTRO entende que a metodologia empregada pela ANEEL na determinação
do passivo, ainda está sendo submetida ao processo de Audiência Pública, e
desta forma solicita que seja considerado o pleito solicitado através da
CT/R/137/2007, de 21 de junho de 2007 e encaminhada a essa Agência.
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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6. Considerações Finais
A ELEKTRO, por meio da manifestação ora apresentada, enfatiza seu
compromisso de transparência e responsabilidade com as questões abordadas,
que foram concebidas de forma a garantir a preservação de seu negócio.
Todos os pleitos são apresentados de forma fundamentada e justa,
rigorosamente aderentes a todo esforço de redução de custos que a empresa
tem feito ao longo de sua existência e condizentes com uma nova empresa
entrante, que poderia estar prestando os serviços na mesma área de concessão.
Atesta esta afirmação a redução significativa do valor da Parcela B para este
segundo ciclo de revisão tarifária.
Valores subestimados, aquém do necessário para que a empresa continue a
gerir o seu negócio, podem comprometer seriamente a prestação dos seus
serviços e as exigências regulamentares e legais.
Por fim, cabe frisar que após esta manifestação formal e porquanto esteja em
curso o processo de revisão tarifária periódica, a ELEKTRO se reserva o direito
de, sempre que julgar cabível, reavaliar conceitos e valores propostos pela
ANEEL, complementando e/ou retificando a argumentação aqui contida.
Além disso, a ELEKTRO ressalta que os ajustes ora solicitados não abordam
todos os aspectos questionados pela mesma, no que diz respeito à metodologia
de cálculo utilizada pela ANEEL neste segundo ciclo de revisão tarifária
periódica, bem como não implica em desistência, alteração ou renúncia dos
direitos decorrentes dos pedidos / questionamentos anteriormente formulados
neste processo.
A ELEKTRO conta com a devida compreensão por parte da ANEEL para todos
os pleitos formulados, enfatizando a necessidade de estar convocando a
ELEKTRO para todas as questões que exijam explicações e exposições
adicionais.
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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Apêndice A - Exigências de qualidade no Contrato de Concessão da
ELEKTRO
Os indicadores de qualidade no caso da ELEKTRO, seja para o atendimento
comercial, seja para o fornecimento de energia elétrica, foram definidos pelo
Regulador, levando-se em consideração as características e exigências
geoeconômicas da região servida.
Nesse contexto, a ELEKTRO possui especificidades em relação às demais
empresas do setor, já que o seu Contrato de Concessão determina um nível de
qualidade do serviço prestado aos clientes superior ao estabelecido pelas
resoluções vigentes da ANEEL.
O Contrato de Concessão da ELEKTRO prevê, buscando a efetiva garantia da
prestação do serviço adequado pela distribuidora, a observância de
determinados padrões, contemplados sob três enfoques distintos: qualidade do
produto, qualidade do serviço e qualidade do atendimento comercial.
O atendimento a esses padrões de qualidade exigidos, evidentemente, requer a
realização de maiores investimentos e dispêndios com a operação e
manutenção do sistema elétrico.
Nesse contexto, o Contrato de Concessão da ELEKTRO definiu padrões
individuais de atendimento comercial, estabelecendo prazos máximos mais
restritivos que a regulamentação da ANEEL para que a ELEKTRO execute
determinados serviços ou atendimento às solicitações de seus consumidores.
Além disso, o Contrato de Concessão determina obrigações adicionais não
presentes na regulamentação / legislação do setor elétrico brasileiro.
É evidente que a ANEEL ao considerar somente características de ordem geral,
aplicáveis às demais concessionárias de distribuição de energia elétrica, para
determinação dos custos operacionais eficientes, provoca distorções no
dimensionamento de custos e investimentos, já que prazos menores e menos
flexíveis, bem como obrigações exclusivamente aplicáveis a ELEKTRO por força
de previsão específica em seu Contrato de Concessão, indiscutivelmente
acarretam maior alocação de recursos financeiros e humanos.
A seguir apresentamos a tabela contendo as especificidades do Contrato de
Concessão da ELEKTRO, que não estão superadas por regulamentações mais
recentes.
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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Tabela A – Processos e Atividades
Processos e Atividades
Atender pedido de ligação em média tensão (vistoria + ligação)
Vistoria
Ligação
Atender pedido de ligação em baixa tensão
Vistoria
Ligação urbana
Ligação Rural
Religação de UC após cessado o motido do corte
Comunicação dos resultados dos estudos, orçamentos, projetos e do prazo para início e conclusão de
obras em média e baixa tensão.
Secundária
Primária
Início de obras após satisfeitas as condições gerais de fornecimento pelo interessado.
Regularizaçào de medição na ocorrência de defeitos nos medidores
Devolução referente erros de faturamento que tenham resultado em cobrança a maior do cliente.
Responder as solicitações ou reclamações formuladas por seus clientes.
Apresentação de informações referentes à possibilidade de atendimento e suas condições para pedidos
de novas ligaçòes de UC de alta tensão
Responder a toda consulta ou reclamação formulada por seus clientes.
Art. 97. A concessionária deverá comunicar ao consumidor, no prazo máximo de 30 dias, sobre as
providências adotadas quanto às solicitações e reclamações recebidas do mesmo.
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
Contrato de
Concessão
Resoluções
ANEEL
5 dias uteis
3 dias úteis
10 dias úteis
2 dias úteis
24 horas
3 dias úteis
3 dias úteis
5 dias úteis
48 horas
15 dias úteis
2 dias úteis
5 dias uteis
10 dias úteis
30 dias
45 dias
45 dias
30 dias
até 30 dias
30 dias
20 dias úteis
45 dias
15 dias úteis
10 dias úteis
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30 dias
Tabela B – Outras obrigações contratuais
Outras obrigações do Contrato de Concessão
Fornecer ao órgão regulador, até o final do mês de janeiro de cada ano, os resultados das inspeções e
aferições programadas referentes ao ano imediatamente anterior;
Submeter à aprovação do órgão regulador, até o final do mês de setembro de cada ano, plano de
inspeção e de aferição programada de equipamentos de medição instalados nas unidades de consumo
existentes;
anual
anual
não está
previsto em
outro
regulamento
não está
previsto em
outro
regulamento
São ainda obrigações da ELEKTRO:
a) a realização de pesquisas periódicas de satisfação de consumidores. As pesquisas deverão abordar
a satisfação dos consumidores com respeito, dentre outros, aos seguintes aspectos:
• Frequência e duração das interrupções no fornecimento de energia elétrica;
• Qualidade do produto - nível de tensão, variações de tensão, interferências e qualidade da forma de
onda;
• Atendimento pessoal e telefônico comercial e de emergência, em termos de disponibilidade do serviço,
atenção, presteza e eficiência;
• Serviços prestados pela ELEKTRO, tais como ligação, religação, leitura de medidores, entrega de
contas, orçamentos para extensões de rede;
• Orientações obrigatórias feitas pela ELEKTRO sobre o uso seguro e adequado da energia elétrica;
• Esclarecimentos obrigatórios sobre direitos e deveres dos consumidores;
• Serviço de iluminação pública • Imagem institucional da ELEKTRO;
• Tarifas de fornecimento e taxas de serviços;
• Notificações sobre interrupções programadas.
anual
não está
previsto em
outro
regulamento
Para consumidores atendidos em alta tensão, tendo em vista o universo restrito destes consumidores, a
ELEKTRO deverá avaliar anualmente, dentre outras, as seguintes informações, através de questionário
especial encaminhado a todos eles:
• Frequência e duração das interrupções;
• Qualidade do produto - nível de tensão, variações de tensão, interferências e qualidade de forma de
onda;
• Atendimento comercial e de emergência;
• Esclarecimentos obrigatórios da ELEKTRO;
• Tarifas de fornecimento.
Compiladas as respostas, a ELEKTRO deverá encaminhar relatório específico ao órgão regulador.
anual
não está
previsto em
outro
regulamento
anual
não está
previsto em
outro
regulamento
anual
não está
previsto em
outro
regulamento
b) elaboração e encaminhamento de relatórios de acidentes, de programas especiais, de mercado e
faturamento e relatórios específicos
Esses relatórios serão obrigatórios e deverão ser enviados periodicamente ou quando solicitados pelo
órgão regulador. Visam permitir que o órgão regulador analise o desempenho da ELEKTRO no que se
refere a:
• Acidentes
• Empregados acidentados no ano, inclusive os de empresas contratadas, com indicação, no mínimo, de
causas e níveis de gravidade dos acidentes ocorridos;
• Acidentes com terceiros envolvendo a rede de energia elétrica, com indicação de respectivas causas e
níveis de gravidade, bem como de ações corretivas nos casos de inadequação de instalações da
ELEKTRO;
• Campanhas preventivas sobre acidentes no uso de energia elétrica;
• Pedidos de Indenização por queima de aparelhos e indenizações efetivamente pagas pela ELEKTRO.
Este relatório será encaminhado anualmente ao órgão regulador.
• Programas Especiais
• Conservação de energia elétrica;
• Programas/Atendimentos sociais, como a desempregados, consumidores de baixa renda,
aposentados, entidades sem fins lucrativos, eletrificação rural, dentre outros;
• Pesquisa e desenvolvimento em sistemas comerciais e em tecnologia.
Este relatório será encaminhado anualmente ao órgão regulador.
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais.
1. Considerações Iniciais
A Nota Técnica nº. 178/2007/SRE/ANEEL (NT 178), no seu Anexo I, apresentou
a proposta provisória de valorização dos custos operacionais da ELEKTRO com
base na metodologia da Empresa de Referência (6).
Como ainda existem divergências relevantes sobre os resultados encontrados
no referido anexo, o objetivo deste documento é apresentar a avaliação da
ELEKTRO para a proposta provisória da ANEEL de valorização dos seus custos
operacionais eficientes, dentro do segundo ciclo de revisão tarifária periódica.
Assim, nos capítulos seguintes serão demonstradas as necessidades de
dotações de recursos adicionais destinadas aos processos e atividades do
negócio de distribuição de energia elétrica na área de concessão da ELEKTRO,
segundo três grupos de pleitos distintos, quais sejam:
•
No capítulo 2, “Atualização de Dados”: será pleiteada, exclusivamente, a
correção da base de cliente utilizada pelo modelo da ER;
•
No capítulo 3, “Incorporação de Custos Não Contemplados”, serão
pleiteados os itens de custos não considerados no modelo atual e que por
serem inerentes ao negócio da concessionária ou a sua área de atuação,
devem necessariamente constar da relação de atividades consideradas
na ER e;
•
No capítulo 4, “Ajustes de Dimensionamento”, serão pleiteados os itens
de custo relevantemente subdimensionados no modelo atual, de tal modo
que não seria possível a uma empresa competitiva praticá-los, a não ser
comprometendo a qualidade do serviço.
Para o cálculo do impacto de cada ajuste de custo solicitado pela ELEKTRO dois
pontos merecem destaques: (i) foram utilizadas as mesmas regras de cálculo
estabelecidas no modelo da ER entregue pela ANEEL e (ii) os valores pleiteados
estão referenciados para o mês de Abril de 2007, mesma data da utilização da
6
Trata –se de uma concorrente virtual que, explorando a mesma concessão de que é titular
determinada concessionária, apresenta, a juízo do Regulador, a mais eficiente locação de
recursos de Pessoal e Materiais e Serviços destinados aos seus processos de negócio. O
enfoque básico da metodologia define, a partir das bases reais de ativos e clientes da
concessionária, os parâmetros - técnicos e econômicos - de eficiência na execução dos
processos de negócio sem qualquer vinculação explícita entre a metodologia de cálculo e os
resultados observados na empresa real.
Manifestação ELEKTRO Revisão Tarifária 2007
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base física de ativos e de clientes no cálculo preliminar da ER por parte da
ANEEL.
Por fim, cabe frisar que após esta manifestação formal e porquanto esteja em
curso o processo de revisão tarifária periódica, a ELEKTRO se reserva o direito
de, sempre que julgar cabível, reavaliar conceitos e valores propostos pela
ANEEL, complementando e /ou retificando a argumentação aqui contida.
Além disso, a ELEKTRO ressalta que os ajustes ora solicitados não abordam
todos os aspectos questionados pela mesma no que diz respeito à metodologia
de cálculo utilizada pela ANEEL neste segundo ciclo de revisão tarifária
periódica, bem como não implica a desistência, alteração ou renúncia dos
direitos decorrentes dos pedidos /questionamentos anteriormente formulados
neste processo.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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2. Atualização de dados
2.1.
Base de Clientes
Na proposta provisória apresentada pela NT 178, os processos e atividades
comerciais e técnicos foram dimensionados utilizando-se a classificação de
clientes rurais conforme enquadramento tarifário constante da Resolução
ANEEL 456/00, que considera somente aqueles faturados no Subgrupo B2 e por
atividade. Neste enfoque, a ELEKTRO apontou a existência de 126.949 clientes
rurais, base de cálculo utilizada pelo modelo da ER.
Entretanto, a Resolução 234/06, que define as metodologias e regras de cálculo
a serem aplicadas no processo da Segunda Revisão Tarifária Periódica,
determina que os custos associados aos processos e atividades comerciais
devem levar em conta somente a localização geográfica dos clientes e não o
enquadramento pela atividade, o que é mais aderente à realidade dos custos
incorridos de atendimento de prestação de diversos serviços junto aos clientes.
No Brasil, a Lei nº 5.172 (Código Tributário), de 25 de outubro de 1966, define
que serão consideradas como zona urbana as parcelas das áreas do município
dotadas de pelo menos dois dos melhoramentos abaixo listados e construídos
ou mantidos pelo Poder Público:
I - meio-fio ou calçamento, com canalização de águas pluviais;
II - abastecimento de água;
III - sistema de esgotos sanitários;
IV - rede de iluminação pública, com ou sem postes para distribuição domiciliar;
V - escola primária ou posto de saúde a uma distância máxima de três
quilômetros do local considerado.
A legislação municipal pode ainda considerar como zonas urbanas as áreas
urbanizáveis, ou de expansão urbana, de loteamentos aprovados pelos órgãos
competentes destinados à habitação, à indústria ou ao comércio, mesmo que
localizados fora das zonas definidas nesses termos.
A ELEKTRO, para delimitar a área Urbana dos municípios, define e mantém
“poligonais” que além de seguir as recomendações da Lei, as associa às
características do sistema elétrico existente no local, ou seja, rede elétrica com
média e baixa tensão (rede secundária) e vão médio entre postes de 35 metros.
Para operacionalizar as poligonais nos processos técnicos a ELEKTRO utiliza o
SGD – Sistema de Gestão da Distribuição, com funções de GIS – Sistema de
Informação Georeferenciada, tendo como base cartográfica os mapas oficiais do
IBGE para definição do limite dos municípios e as poligonais com delimitação
das áreas urbanas. O sistema técnico (SGD), totalmente integrado aos sistemas
comercial (UE) e de gestão (SAP R/3) representa com precisão as poligonais
definidas segundo o critério descrito.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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A poligonal no SGD é um objeto gráfico que caracteriza as informações que
estão dentro de sua área, ou seja, transmite as características pré-definidas pela
poligonal automaticamente para as demais entidades cadastrais (Ex: Redes,
Postes, Transformadores, Chaves, Equipamentos, Clientes, etc) que estão
dentro de sua área. Além das poligonais que definem a área do município e área
urbana, também existem aquelas que definem outras informações, por exemplo,
áreas de preservação ambiental.
Exemplo: Tela do SGD com áreas definindo poligonais em azul como sendo do
limite dos municípios, em rosa como limites da área urbana e em verde como
poligonais que definem áreas de preservação ambiental.
Exemplo: Tela do SGD com Zoom das poligonais da região de Votuporanga, com
filtro de Redes Secundárias e Primárias, podendo ser bem caracterizado que a
área urbanizada está dentro da poligonal rosa.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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A atualização dessas poligonais é feita constantemente com base no
mapeamento cartográfico municipal, novas áreas urbanizadas disponibilizadas
pelas Prefeituras Municipais e extensão das redes urbanas que atendem essas
novas áreas, permitindo afirmar que a área Rural é definida como a área
geográfica oficial do município, reduzida da área poligonal que foi caracterizada
como Urbana.
A metodologia utilizada pela ELEKTRO para a definição das poligonais foi a
mesma considerada pela ANEEL para homologação da Base de Remuneração
em 2003, bem como para prestar as demais informações da Empresa de
Referência, tais como: Km de Redes Urbanas e Rurais, Número de Trafos
Urbanos e Rurais, Etc. A ELEKTRO também a utilizou para elaboração do Plano
de Metas de Universalização apresentado a ANEEL assim como para a
definição de cálculos do padrão individual de DIC, FIC e DMIC para cada cliente.
Ademais, é importante ressaltar que a definição descrita é amplamente utilizada
na ELEKTRO, e influencia o atendimento ao cliente, novos pedidos de ligação,
indicadores técnicos de performance, taxas de falhas, operação e manutenção,
elaboração de projetos, planejamento técnico, etc.
A ELEKTRO entende que a metodologia utilizada para a definição de poligonais
urbanas e rurais é a melhor e mais segura alternativa existente. Portanto, com
base na metodologia de classificação georeferenciada das entidades cadastrais,
em específico clientes, solicita que seja considerada a classificação das
unidades consumidoras urbanas e rurais da ER, de acordo com a sua
localização geográfica, cujo resultado é ilustrado na tabela adiante:
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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Classe de Consumo
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder Público
Iluminação Pública
Serviço Público
Consumo Próprio
Total
SOMENTE UNIDADES CONSUMIDORAS ALOCADOS NA ÁREA RURAL - ABR/2007
A1-UAT
A2-EAT
A3-AT
A3a-AT
A4-MT
AS-BT
0
0
0
0
8
0
0
12
3
5
659
0
0
0
0
0
197
0
0
0
0
8
663
0
0
0
0
0
46
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
125
0
0
0
0
0
0
0
3
13
1.698
0
B-BT
141.516
1.491
5.599
107.503
1.819
66
357
49
258.400
TOTAL
141.524
2.170
5.796
108.174
1.865
66
482
49
260.126
Diante do exposto, a ELEKTRO entende que a correta determinação dos custos
dos processos e atividades comerciais e de operação e manutenção deve ter
uma base de 260.126 clientes rurais – critério localização – e não de 126.949
clientes rurais – critério atividade – como estabelecido na NT 178, já que essa
premissa está aprovada para fins do processo da Segunda Revisão Tarifária, o
que representa o acréscimo de R$ 7.120.300, a preço de Abril de 2.007, sendo
R$ 6.835.080 nos custos de Pessoal e R$ 285.215 nos custos de Materiais e
Serviços.
Cabe destacar que em reunião realizada na sede da ANEEL, em Brasília, no dia
17 de julho de 2.007, a ELEKTRO expôs em detalhes toda a metodologia e
regras de cálculo para a definição das poligonais e a consequente distribuição
da base de clientes segundo localização.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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3. Custos não contemplados
3.1. Lavagem de Uniformes
A lei estadual nº. 12.254, de 09 de fevereiro de 2006, estabelece que as
empresas do Estado de São Paulo que utilizam produtos nocivos à saúde do
trabalhador ou ao meio ambiente são responsáveis pela lavagem dos uniformes
de seus empregados. Para atender esta determinação, as empresas do Estado
de São Paulo passaram a incorrer em um acréscimo de custo operacional sem a
devida cobertura tarifária. Assim sendo, com base nos seguintes custos e
freqüências de lavagem, foi calculado o custo adicional necessário à ER:
Desta forma, para atender os 1.547 eletricistas lotados nos processos de O&M
em redes e subestações considerados no modelo preliminar da NT 178,
utilizando empresa especializada para a execução da lavagem de uniformes, é
necessário lavar 371.280 conjuntos de calça e camisa e 99.008 jaquetas por ano.
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita a inclusão da lavagem dos uniformes do
pessoal operacional, o que representa o acréscimo de R$ 2.153.424, a preços
de Abril de 2.007, nos custos de materiais e serviços.
3.2. Limpeza de faixas AT / MT Rural
A área de concessão da ELEKTRO, no estado de São Paulo compreende 80%
do total das zonas de preservação ambiental existentes, com predominância de
ativos em área rural. Esta condição requer a execução de serviços de limpeza
de faixa nas proximidades das linhas de média e alta tensão, garantindo assim a
confiabilidade e qualidade dos serviços prestados aos clientes, bem como a
manutenção dos ativos e atendimento aos indicadores de desempenho
estabelecidos pelo órgão regulador. Para a realização destas atividades são
obtidas as devidas licenças junto aos órgãos ambientais.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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As quantidades destes serviços realizadas anualmente são explicitadas nas
tabelas abaixo nas devidas tensões de fornecimento:
A execução das atividades de limpeza de faixa próximas às redes aéreas rurais
de baixa e média tensão são executadas de forma programada por equipes
capacitadas. As atividades são realizadas de acordo com procedimentos préestabelecidos pela ELEKTRO, que garantem a correta aplicação das orientações
técnicas e de segurança, respeitando a legislação ambiental e a integridade dos
empregados.
Considerando os 68.843 km de redes MT /AT rurais são necessárias quatro
equipes do tipo C5 durante todo o ano. Neste sentido, a ELEKTRO solicita o
acréscimo de R$ 1.125.081, a preços de Abril de 2.007, sendo R$ 903.071 nos
custos de Pessoal e R$ 222.010, nos custos de Materiais e Serviços, a título de
limpeza de faixas nas redes MT /AT rurais.
3.3. Energia Elétrica e Limpeza para o Call Center
A NT 178 não considerou os custos de energia elétrica e limpeza para a área de
Call Center. Na medida em que o valor do aluguel de Call Center é o mesmo
para as demais áreas de infra-estrutura da ER, fica evidente a omissão dos itens
referidos. Neste sentido, a ELEKTRO solicita um acréscimo de R$ 265.248, a
preços de Abril de 2007, nos custos de Materiais e Serviços.
3.4. Atendimento a NR-04
Não se observa na ER calculada pela NT 178, o cumprimento do quadro mínimo
a ser observado para os serviços de Segurança e Medicina do Trabalho,
conforme estabelecido pela NR-4, Grau de Risco 3, que corresponde às
atividades da ELEKTRO, conforme descrição adiante:
“As empresas privadas e públicas, os órgãos públicos da
administração direta e indireta e dos poderes Legislativo e
Judiciário, que possuam empregados regidos pela Consolidação
das Leis do Trabalho – CLT, manterão obrigatoriamente, Serviços
Especializados em Engenharia de Segurança e em Medicina do
Trabalho, com a finalidade de promover a saúde e proteger a
integridade do trabalhador no local de trabalho. (104.001-4/12)”.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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O dimensionamento dos Serviços Especializados em Engenharia de Segurança
e em Medicina do Trabalho vincula-se à graduação do risco da atividade
principal e ao número total de empregados do estabelecimento, conforme ilustra
a Tabela adiante.
Assim sendo, tendo por base os 5.254 funcionários da ER – 4.823 funcionários
nas atividades vinculadas à operação e manutenção do sistema elétrico e 431
funcionários vinculados às atividades adicionais de Iluminação Pública,
Vigilância de Subestação, Manutenção de Equipamentos em Oficinas, dentre
outras – atuando na área de concessão da ELEKTRO, foi considerada a
distribuição da força de trabalho em dois diferentes locais, ou seja: na sede com
1.024 funcionários e 4.230 funcionários nas seis gerências regionais
(incorporando escritórios comerciais e pessoal de execução em campo).
Para cada uma das duas localidades foi considerada a faixa de 1.001 a 2.000
para os funcionários lotados na estrutura central e a faixa de 3.501 a 5.000 para
os funcionários lotados na estrutura regional visando ao dimensionamento dos
Serviços Especializados em Segurança e Medicina do Trabalho, conforme
demonstrado a seguir, segundo quantidade e categoria salarial da força de
trabalho necessária.
Com base na necessidade de pessoal para o atendimento da NR-04 nas sete
localidades da área de concessão da ELEKTRO foi calculado o custo de pessoal
vinculado às atividades, conforme ilustra a Tabela adiante.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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Do exposto, a ELEKTRO solicita a inclusão do quadro mínimo de 21 funcionários
propostos para serviços de Segurança e Medicina do Trabalho, em atendimento
a NR-4, o que representa o acréscimo de R$ 2.229.952 , a preços de Abril de
2.007, sendo R$ 2.033.636 nos custos de Pessoal e R$ 196.316 nos custos de
Materiais e Serviços.
3.5. Vigilância em Depósitos e Almoxarifados
A NT não contemplou recursos para Vigilância e Segurança Patrimonial dos 83
depósitos e almoxarifados previstos na ER. Contudo, a ELEKTRO entende que
estes custos devem ser considerados.
Estes recursos se fazem necessários tendo em vista a crescente criminalidade
no país, sobretudo na área de concessão da ELEKTRO, onde os furtos de cabos
de cobre da rede elétrica e /ou depósitos têm sido recorrentes. Em função deste
quadro, faz-se necessária a implantação de vigilância humana e /ou eletrônica
em todos os depósitos em regime de 24 horas por dia, como forma de coibir
ações que ponham em risco o patrimônio da empresa.
Neste sentido, a ELEKTRO solicita a vigilância dos 83 depósitos e almoxarifados
e empregue a vigilância ao custo mensal de R$ 8.742,52 por depósito e
almoxarifado em regime de trabalho de 24 horas por dia, como considerado para
as subestações, o que representa o acréscimo de R$ 8.707.559, a preços de
Abril de 2007, nos custos de materiais e serviços.
3.6. Gestão de Garantias Financeiras
A partir de 2005, foi alterada a forma de comercialização de energia elétrica,
passando da comercialização via contratos bilaterais, para a compra de energia
através de Leilões Regulados, conforme definido pela Lei 10.848 de 15/03/04.
Com esta mudança na comercialização de energia ocorreu um aumento
significativo do número de contratos a serem firmados entre as distribuidoras e
geradoras, em decorrência do modelo definido para a realização do leilão onde
as distribuidoras informam a quantidade de energia que desejam comprar e as
geradoras rateiam a venda, suprindo a demanda.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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O contrato de compra e venda de energia decorrente do Leilão requer
obrigatoriamente o acompanhamento de um instrumento de garantia, conforme
definido no CCEAR – Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no
Ambiente Regulado, em sua cláusula 11.
As garantias aceitas para participação e pagamento mensal das faturas
decorrentes do Leilão de Energia Existente são: Vinculação de fluxo de
arrecadação, Depósito bancário, CDB, fiança bancária, seguro garantia, títulos
públicos federais ou cotas do fundo de investimento extra-mercado (fundos do
Banco do Brasil).
De todas as alternativas, vinculação de fluxo de arrecadação (recebíveis) é o
instrumento mais utilizado no setor, visto que é a opção menos onerosa para a
empresa, seja pelo custo de contratação (gestão de bancos) ou pelo custo de
manter a operação junto aos bancos por prazos muito longos. Sendo assim,
apesar deste tipo de garantia resultar em custo para a empresa, este modelo
ainda é o que menos impacta os custos e capital de giro da empresa, fato
reconhecido pelo próprio Regulador. A vinculação de fluxo de arrecadação
requer obrigatoriamente a figura de um Banco Gestor, o qual será responsável
pela gestão das garantias apresentadas.
A alteração na forma de comercialização de energia elétrica, passando a ser via
leilão e tendo um aumento no volume de contratos, gerou uma mudança de
procedimento por parte dos bancos, que antes forneciam este serviço como uma
“cortesia”, já que o mesmo administrava o fluxo de arrecadação e o número de
contratos era pequeno. Em razão deste novo modelo, os bancos começaram a
criar estruturas operacionais para controlar os contratos e garantir que o papel
que lhes era imposto fosse cumprido, repassando para as distribuidoras os
custos decorrentes desta adequação de estrutura operacional.
As tabelas a seguir mostram a quantidade atual de contratos da ELEKTRO e o
custo de gestão de garantias financeiras pagas ao banco gestor:
Quantidade de contratos
Custo da Gestão
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 31 de 56
Do exposto, a ELEKTRO solicita o custo de gestão do fluxo de arrecadação dos
contratos de compra de energia em leilões regulados, o que representa o
acréscimo, na média dos anos entre ciclo revisional, de R$ 170.000, a preços de
Abril de 2.007, nos custos de materiais e serviços.
3.7. Help Desk, Data Center e Bancos de Dados
O escopo de atividades da Gerência de Sistemas da ER, como constante na NT
178, está focado na implementação dos sistemas de informática, englobando as
tarefas de gestão, desenvolvimento e integração dos sistemas e dados entre as
estruturas da empresa, não fazendo qualquer referência vinculada à Operação
dos Sistemas e que envolvem:
•
Administração de Data Center: os Sistemas de missão crítica, tais como
os Sistemas Comercial e Técnico, necessitam de supervisão 24 horas por
dia, 7 dias por semana. Para tanto, faz-se necessário um serviço de
Administração de Data Center, que contempla como principais atividades
o monitoramento dos servidores (disponibilidade, performance e
ocupação de disco), controle de backups, monitoração de rotinas batches
e monitoração de links de comunicação.
•
Help Desk: para atender cerca de 3.500 chamados/mês oriundos da sede
corporativa e gerências regionais, compatível com o porte da empresa, a
ELEKTRO contrata um serviço de Help Desk que envolve principalmente
suporte a microinformática (hardware/software), autorização de acessos
aos Sistemas Centrais e direcionamento de atendimento de 2º nível aos
Analistas de Sistemas e Suporte Técnico. Além disso, presta o serviço de
reposição de peças para hardware (desktops, notebooks, plotters e
impressoras) e conta com técnicos na sede e descentralizados para
atender as estruturas das gerências regionais.
•
Administração de Banco de Dados: é imprescindível em uma empresa
do porte da ELEKTRO contar com uma equipe de profissionais
especialistas em Banco de Dados, responsáveis pela criação/manutenção
dos bancos, otimização de parâmetros decorrente das especificidades
dos Sistemas, integração entre aplicações, segurança de acesso e
integridade dos dados, capacity planning, elaboração de procedimentos
(ex. backup), migração de dados e atualização de versão.
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita a inclusão das atividades de Operação
de Sistemas vinculadas a Help Desk, Data Center e Administração de Banco de
Dados, o que representa o acréscimo de R$ 2.323.938, a preços de Abril de
2.007, nos custos de Materiais e Serviços.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 32 de 56
3.8. Conselho de Consumidores
Apesar de considerado na Resolução 234/06, não estão contemplados na ER os
custos relativos à manutenção do Conselho de Consumidores, órgão de caráter
consultivo, criado por determinação da Lei 8.631/93 e regulamentado pelo
Decreto 774/93, e ainda conforme Resolução ANEEL 138/2000.
O Conselho de Consumidores da ELEKTRO é composto por 01 Secretário
Executivo e 06 Conselheiros, sendo sua composição definida por regimento
interno regulado pela Resolução no 138/00.
Além dos gastos com materiais, transportes, taxas e eventos, faz-se necessário
contemplar as despesas de viagens decorrentes da participação de
representantes do Conselho no Encontro Nacional de Conselhos de
Consumidores, nas reuniões semestrais do Fórum Nacional dos Conselhos de
Consumidores e em eventos promovidos pela ANEEL.
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita contemplar este item no cálculo da ER, o
que representa o acréscimo de R$ 60.000, a preços de Abril de 2.007, nos
custos de Materiais e Serviço.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 33 de 56
4. Ajustes de dimensionamento
4.1. Equipes típicas de O&M
A Norma Regulamentadora nº. 10 (NR-10), aprovada pela Portaria nº. 598 de 7
de Dezembro de 2004, determina que os serviços executados em instalações
elétricas energizadas com tensão acima de 1kV (AT) sejam executados por duas
pessoas treinadas e habilitadas, tanto em primeiros socorros como em
procedimentos técnicos. Isto é necessário, pois, na eventual ocorrência de um
acidente, o funcionário que tiver que efetuar o socorro deve, além de socorrer o
acidentado, efetuar todos os procedimentos técnicos de segurança, tais como:
isolamento elétrico de equipamentos; possível retirada do acidentado do local de
serviço, que pode ser próximo a equipamentos energizados; contato operativo
com os Centros de Operação, entre outros. Esta condição impacta na questão
de natureza trabalhista, cuja determinação para execução de serviço por pessoal
autorizado 7 , ,implica diretamente o pagamento da mesma remuneração para
ambos eletricistas por conta de evitar passivo trabalhista pois, de acordo com o
que determina os Artigos 460 e 461 da Consolidação das Leis do Trabalho CLT (abaixo transcritos), não é permitido praticar salário diferenciado para
trabalhadores que exercem a mesma função.
Art. 460 - ... o empregado terá direito a perceber salário igual ao
daquele que, na mesma empresa, fizer serviço equivalente ou do
que for habitualmente pago para serviço semelhante.
Art. 461 - Sendo idêntica a função, a todo trabalho de igual valor,
prestado ao mesmo empregador, na mesma localidade,
corresponderá igual salário, sem distinção de sexo, nacionalidade
ou idade.
A ANEEL especifica que as equipes tituladas por C3, C6, C8 e C9 são
compostas por 3 operários, sendo: 1 do tipo O1 - Eletricista I, 1 do tipo O3 Auxiliar O&M e 1 do tipo O4 - Operador de Munk / Motorista. Considerando que
os operários habilitados a atuar nos sistemas são dos tipos O1 e O3 e, que têm
remunerações básicas diferentes, as configurações mencionadas não atendem
aos requisitos da NR-10 do Ministério do Trabalho.
A ELEKTRO solicita a substituição do auxiliar de eletricista do tipo O3 pelo
eletricista do tipo O2 – Eletricista II na composição daquelas equipes típicas em
atendimento aos requisitos da NR-10 do Ministério do Trabalho, o que
representa o acréscimo de R$ 8.161.828, a preços de Abril de 2.007, nos custos
de pessoal.
7
Entenda por autorizado o trabalhador qualificado ou capacitado e o profissional habilitado, com
anuência formal da empresa.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 34 de 56
4.2. Poda de Árvores
A NT adotou o seguinte critério para a realização de atividade de poda de
árvores: “Realização da atividade de poda de árvores em redes de baixa, média
e alta tensão em áreas urbanas e rurais, através da equipe típica C1, composta
de 2 Eletricistas”.
Esta composição de equipe não atende a necessidade de recursos para a
adequada operação pela ELEKTRO. A equipe adequada para executar a tarefa
de poda de árvore deve ser composta por três pessoas. A poda deve ser
executada por pessoas devidamente treinadas de forma a garantir a
preservação das estruturas das árvores e segurança dos envolvidos e terceiros.
Além do responsável pelo serviço, é necessária uma pessoa para efetuar a poda
e outra no solo. O responsável pela poda orienta a elaboração do corte, dada a
dificuldade de visualização da copa pela pessoa que está executando a
atividade. Este responsável conta com treinamento NR-10, assim como o
eletricista que de fato realiza a poda, e necessita de treinamento e vasta
experiência para orientar a poda com precisão.
Vale ressaltar que a concessionária está sujeita a penalidades de órgãos
ambientais caso a poda seja realizada sem seguir as orientações técnicas e
ambientais cabíveis. A outra pessoa em solo (auxiliar) tem como
responsabilidade a sinalização e isolamento da área, a orientação aos pedestres,
o controle da descida dos galhos e resíduos ao solo, para que não atinjam a
rede elétrica, residências e pessoas que se encontram nas proximidades. Estes
galhos e resíduos devem ser recolhidos, varridos do passeio e acondicionados
no caminhão.
Em decorrência das particularidades envolvidas para execução de poda de
árvores, incluindo as atividades de limpeza da área e destinação do resíduo, é
necessário adicionar um Auxiliar de O&M à equipe C1, composta por um
Eletricista I e um Eletricista II, o que a torna equivalente à equipe C7 no modelo
da ER.
Do exposto, a ELEKTRO solicita uma adequação da equipe para poda de
árvores junto às redes de BT, MT e AT, o que representa o acréscimo de R$
2.328.702, a preços de Abril de 2.007, sendo R$ 2.324.412 nos custos de
Pessoal e R$ 4.289 nos custos de Materiais e Serviços.
4.3. Eletricistas Comerciais
A NT desvincula o dimensionamento da necessidade de eletricista da ER,
baseado em escritórios típicos (escritórios comerciais), com os níveis de
atividades a serem cumpridos, algumas inclusive regulatórias, com destaque
para os serviços:
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 35 de 56
•
•
•
Técnicos não taxados;
Fiscalização para o combate a perdas não técnicas e;
Corte decorrente de inadimplência.
Neste enfoque a NT dimensionou 276 eletricistas lotados nos escritórios
comerciais. A ELEKTRO considera que tal força de trabalho é insuficiente para a
realização das tarefas de responsabilidade dos Escritórios Comerciais, dadas as
especificidades de sua área de concessão e as exigências do Contrato de
Concessão, considerando as freqüências e produtividades observadas, como
apontadas adiante.
•
Serviços Técnicos Não Taxados
A ELEKTRO tem como uma de suas obrigações a execução, sem custo para o
cliente, de serviços de novas ligações e outros não taxados. Desconsiderando o
serviço de novas conexões, já que o conceito de O&M não é evidente, a
demanda registrada no último ano de serviços não taxados atingiu um total de
cerca de 11.000 solicitações mensais, ensejando uma freqüência de 0,5% da
base de clientes. Fazem parte destes serviços: reforma de padrão e
desligamento a pedido de clientes.
Esta atividade requer uma equipe de trabalho formada por 2 eletricistas
realizando, na média, 8 serviços não taxados por dia. Considerando os
parâmetros de dimensionamento definidos, são necessárias 63 equipes
equivalentes a 126 eletricistas.
Atividade
Base
Freqüência
Física
Técnico Não Taxado
•
2.213.764 0,50%
Volume
Produtividade
Dias
Quant.
Mês
Dia
Mês
Equipe
Eletricistas
22
63
126
11.000
8
Quant.
Serviços de Fiscalização (perdas não técnicas)
A análise da evolução das perdas na ELEKTRO mostrou que desde a última
Revisão Tarifária Periódica, o montante global de perdas na distribuição
manteve-se praticamente estável. Esta estabilidade decorre das ações focadas
ao combate a perdas: campanhas, programa de substituição de medidores, mas
principalmente o programa de inspeções. Dada a alta taxa de fraudadores
entrantes, e a pulverização de fraudadores de baixa tensão, a diminuição do
número de inspeções acarretará aumento do índice de perdas comerciais. O
gráfico abaixo mostra como seriam as perdas não técnicas em 2006 caso não
houvesse combate desde 2003.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 36 de 56
Perdas Não Técnicas
GWh/ano
600
541,0
500
400
343,4
65,8
113,9
300
197,6
200
236,8
124,5
100
39,2
0
Perda Comercial
Perdas
Entrada de
Perda Comercial
Energia
Energia
Perda Comercial
Energia
Real 2006
comerciais em
novas perdas
Real 2003
recuperada em recuperada em recuperada em esperada em
2006 se nada
comerciais no
2006
2006
2005
2004
tivesse sido
período
recuperado
Neste cenário, para a manutenção, no mínimo, do nível de perdas considerado
pela ANEEL, é fundamental a manutenção dos recursos atualmente dedicados
aos serviços de fiscalização de unidades consumidoras.
É necessária a fiscalização mensal de 21.750 de unidades consumidoras, como
registrado na média dos últimos anos, ensejando uma freqüência de 0,98% da
base de clientes.
Esta atividade requer uma equipe de trabalho formada por 2 eletricistas
realizando, em média, 9 fiscalizações por dia. Considerando os parâmetros de
dimensionamento definidos, são necessárias 111 equipes equivalentes a 222
eletricistas.
Atividade
Base
Inspeção de Unid.
Consumidoras
•
Volume
Produtividade
Dias
Quant.
Quant.
Física
Freqüência
Mês
Dia
Mês
Equipe
Eletricistas
2.213.764 0,98%
21.750
9
22
111
222
Serviços de Corte por inadimplência
Dentro das ações de combate à inadimplência é destaque o serviço de
suspensão do fornecimento de energia, via corte. Tal serviço se configura como
sendo a última recorrência interna de cobrança da empresa, depois de
cumpridos os prazos estabelecidos pela Resolução ANEEL no 456/00. Alia–se
ainda no contexto de combate à inadimplência o serviço de Verificação de
Irregularidades (auto-religação) na instalação dos clientes com o fornecimento
de energia elétrica suspenso.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 37 de 56
A ELEKTRO apresenta um índice de incobrável em relação à receita bruta
superior ao estabelecido pela NT, o que justifica a necessidade deste volume de
corte. Para manter o patamar de inadimplência da área de concessão da
ELEKTRO, é necessário realizar mensalmente cerca de 23.000 cortes de
unidades consumidoras, como registrado nos últimos anos, ensejando uma
freqüência de cerca de 1,04% da base de clientes. Esta atividade requer uma
equipe de trabalho formada por 2 eletricistas realizando, na média, 12 cortes/dia.
Considerando os parâmetros de dimensionamento definidos, são necessárias 84
equipes equivalentes a 168 eletricistas.
Atividade
Base
Física
Corte de
Unidades
Consumidoras
2.213.764
Freqüência
1,04%
Volume
Produtividade
Dias
Quant.
Quant.
Mês
Dia
Mês
Equipe
Eletricistas
23.000
12
22
84
168
A Tabela a seguir consolida a visão da ELEKTRO sobre o dimensionamento da
necessidade de eletricistas para cada atividade contemplada nos escritórios
comerciais.
ATIVIDADES
Eletricistas
Eletricistas
NT
ELEKTRO
125
Técnico Não Taxado
Inspeção de Unidades Consumidoras
Corte de Unidades Consumidoras
Total
Diferença
222
168
276
515
239
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita a inclusão de 239 eletricistas nos
escritórios comerciais para o necessário atendimento dos requisitos regulatórios,
o que representa o acréscimo de R$ 16.354.411, a preços de Abril de 2.007,
sendo R$ 13.399.655 nos custos de Pessoal e R$ 2.954.756 nos custos de
Materiais e Serviços.
4.4. Qualificação do Eletricista do Escritório Comercial tipo 4
Na NT um dos eletricistas lotados nos escritórios comerciais do tipo 04 é
qualificado como Auxiliar de O&M. Esta configuração de eletricista, embora
atenda aos requisitos da NR-10 do Ministério do Trabalho, que determina que
todas as atividades em eletricidade sejam executadas por duas pessoas
treinadas e habilitadas, tanto em primeiros socorros como em procedimentos
técnicos, se contrapõe com a questão trabalhista em que não é permitido
praticar salário diferenciado conforme determina os Artigos 460 e 461 da
Consolidação das Leis do Trabalho – CLT, anteriormente descritos.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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A consideração descrita impõe a necessidade de substituição do Auxiliar lotado
nos escritórios comerciais do tipo 04 pelo Eletricista II, uniformizando assim o
emprego desta categoria para todos os escritórios comerciais.
Em função dessas motivações concernentes à segurança técnica no
desenvolvimento das funções e atendimento qualitativo dos serviços, bem como
ao atendimento dos requisitos jurídicos, a ELEKTRO solicita a substituição do
Auxiliar lotado nos escritórios tipo 4 pelo Eletricista II, o que representa o
acréscimo de R$ 1.225.817, a preços de Abril de 2.007, sendo R$ 1.214.669 nos
custos de Pessoal e R$ 11.149 nos custos de Materiais e Serviços.
4.5. Quadro de pessoal da estrutura central
Os macros processos relacionados com Assuntos Regulatórios na Presidência,
Gestão dos Contratos de Compra de Energia na Diretoria Comercial e Gestão da
Telecomunicação na Gerencia de Sistemas apresentam um quadro de pessoal
inadequado às exigências requeridas pelas tarefas envolvidas, como
caracterizado adiante:
•
Assuntos Regulatórios
O pessoal envolvido em Assuntos Regulatórios é responsável pela coordenação
geral da condução de temas, ações e negócios de cunho regulatório, de
relações institucionais, bem como de ações específicas junto ao Governo
Federal, no ambiente do desenvolvimento do modelo do setor elétrico. É a área
responsável pelas atividades diretamente relacionadas ao Poder Concedente,
Órgão Regulador, Associações de Classe, Operador Nacional do Sistema
Elétrico, Conselho de Consumidores, tarifas, atendimento às questões
associadas aos contratos dos clientes e relações com autoridades da área de
concessão da ELEKTRO.
Os profissionais que atuam nesta área devem ser qualificados para discutir os
problemas e propor as soluções adequadas para a melhoria da qualidade dos
serviços prestados ao consumidor de energia elétrica. Além disso, devem
possuir amplos conhecimentos sobre a atividade de distribuição de energia
elétrica, sobre o ambiente regulatório, além de possuir sólidos conhecimentos
técnicos e financeiros, que permitam efetuar contribuições eficazes nas tarefas
regulatórias, quais sejam: Regulação econômico-financeira, Estratégia setorial e
Regulação técnico-comercial.
Na ER este assunto é conduzido por uma única pessoa, classificada na
categoria funcional de Gerente, que também assume a questão de
assessoramento legal, o que é claramente subdimensionado. A ELEKTRO
solicita a criação de uma gerência específica com 1 gerente, 3 analistas e 3
técnicos em substituição a 6 auxiliares administrativos lotados na Presidência.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 39 de 56
•
Gestão de Contratos de Compra de Energia
O modelo do setor elétrico que vigiu até a publicação da Lei no 10.848, em 15 de
março de 2004 e do Decreto no 5.163, em 30 de julho de 2004, marco do “Novo
Modelo do Setor Elétrico”, permitia às Distribuidoras realizar de maneira
simplificada o planejamento da compra e do transporte da energia elétrica, além
da gestão dos contratos correspondentes.
Àquela época, as distribuidoras não eram obrigadas a contratar 100% de seu
mercado e o gerenciamento de sua posição (recursos versus requisitos) era
realizada mês a mês, inclusive de maneira “ex-post” através de contratos
bilaterais de curto-prazo.
O número de contratos de suprimento de longo-prazo era reduzido uma vez que
existiam apenas os Contratos Iniciais e Itaipu, que cobriam por volta de 95% do
mercado da distribuidora. Apenas os 5% restantes estavam lastreados por
contratos bilaterais. Desta forma, o número mensal de faturas a serem pagas e
contabilizadas e o cálculo do custo de compra de energia, incluindo o
acompanhamento da Conta de Variações Acumuladas (CVA), era mais simples
e menos oneroso.
Com a entrada em funcionamento do “Novo Modelo do Setor Elétrico”, este
panorama foi completamente alterado, elevando-se significativamente o nível de
complexidade das atividades relacionadas ao planejamento do suprimento e
transporte de energia elétrica.
Em relação ao planejamento da compra, as distribuidoras perderam a
flexibilidade de gestão da compra mês a mês, já que o Novo Modelo obrigou-as
a realizar esta gestão com no mínimo 5 anos de antecedência. Além disso, o
novo modelo implantou a sistemática de aquisição das necessidades de energia
elétrica por meio de leilões, tanto de energia de empreendimentos existentes,
quanto de novos empreendimentos, que se tornaram novas variáveis a serem
consideradas no planejamento. Isso exigiu que a atividade de gestão de compra
de energia fosse reestruturada, implicando a necessidade de ampliação
qualificada do quadro de pessoal, com a contratação de pessoal especialista em
análise e gestão de risco. Fez-se necessária a utilização de sistemas de
informação avançados, de modo a garantir o menor custo de compra de energia
e, conseqüentemente, a menor tarifa possível para o consumidor, atendendo
completamente a legislação.
Além do aumento da complexidade para o planejamento da compra, a
distribuidora viu-se também obrigada a montar uma estrutura de gestão de
contratos, dada a grande variedade de leilões e multiplicação de fontes de
suprimento, associado ao Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 40 de 56
(MCSD). Isso gera um volume significativo de contratos, e consequentemente
um volume significativo das seguintes atividades:
•
•
•
•
Processo de compra: a distribuidora deve analisar as regras e se habilitar
de maneira correta para cada leilão;
Revisão e assinatura dos contratos de compra e dos contratos de
garantias financeiras, envolvendo desde a negociação com bancos, até a
conferência das faturas contra os contratos;
Pagamento das faturas;
Cálculo da Conta de Variações Acumuladas (CVA) para cada fatura.
No caso específico da ELEKTRO, com a entrada em funcionamento do Novo
Modelo e levando-se em conta apenas os leilões e o Mecanismo de
Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) já realizados, o número de contratos
de compra de energia multiplicou-se por sete.
A expectativa é a de que estes números continuem em trajetória crescente, uma
vez que a distribuidora não só participará de vários leilões ao ano, como também
do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD) que ocorre
mensalmente.
Dado este cenário, e levando-se em conta que erros no planejamento da compra
e na gestão de contratos podem levar a elevados prejuízos não apenas para a
ELEKTRO, mas também para seus clientes finais, dado que são transacionados
mais de R$ 120 milhões/mês neste processo, faz-se necessário considerar na
Revisão Tarifária, dentro da Empresa de Referência, a área de Gestão de
Contratos de Suprimento de Energia.
As responsabilidades desta área são, basicamente, assessorar todo o processo
de planejamento e estratégia de compra de energia, bem como realizar toda a
gestão de contratos, desde a habilitação para os leilões, até o resultado mensal
das contabilizações da CCEE e o pagamento de faturas.
Na ER este assunto é conduzido dentro da Gerência de Mercado e Tarifa, sem
uma separação clara do pessoal envolvido na gestão dos contratos de compra
de energia. Porém, o total de 11 pessoas reconhecido pelo Regulador nas
tarefas executivas da Gerência – Mercado, Tarifa e Comercialização - fica claro
que a força de trabalho está subdimensionada. A ELEKTRO solicita a
incorporação de 2 analistas e 2 assistentes comerciais.
•
Gestão TELECOM
Uma distribuidora de Energia Elétrica do porte e com as características
geográficas onde atua a ELEKTRO deve dispor de uma área específica de
Automação e Telecomunicação (TELECOM) que estabeleça as estratégias de
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 41 de 56
inovações tecnológicas, dotando a empresa dos recursos necessários de
telecomunicações, proteção e automação que visem à eficiência na gestão
A velocidade com que ocorrem as transformações e a modernização dos
equipamentos e da tecnologia desenvolvida na área de Automação e
Telecomunicação requer da concessionária um quadro de profissionais
competentes, altamente qualificados e atualizados.
Para fazer face à abrangência e ao nível de complexidade das atividades
efetivamente exercidas por uma área de Automação e Telecomunicação, a
ELEKTRO entende ser necessária uma estrutura organizada dentro da Gerência
de Sistemas, para planejar a expansão /atualização dos sistemas de
telecomunicações que atendem as atividades operacionais, administrativas e
comerciais e programar e controlar a manutenção dos Sistemas de
Telecomunicações, operacionais e administrativos da ELEKTRO, envolvendo
eletrônica e configurações digitais de todos e quaisquer equipamentos do
sistema TELECOM.
Na ER este assunto não é evidente como é conduzido dentro da Gerência de
Sistemas ou mesmo em outra Gerência. A ELEKTRO solicita a incorporação de
2 Engenheiros de Telecomunicações e 2 Analistas responsáveis pelo
planejamento e controle
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita a alteração no quadro de pessoal de
determinados macros processos da estrutura central, o que representa, no
conjunto, o acréscimo de R$ 1.653.620, a preços de Abril de 2.007, sendo R$
1.548.745 nos custos de Pessoal e R$ 104.875 nos custos de Materiais e
Serviços.
4.6. Investimentos em Tecnologia de Informação.
Os investimentos vinculados aos sistemas de porte de Tecnologia de Informação
(“TI”) de porte na NT 178 alcançaram o valor de R$ 56.441.311, a preços de
Abril de 2.007. Tal valor não demonstra as necessidades reais para que uma
concessionária atuando na área de concessão da ELEKTRO atinja a devida e
correta prestação de serviços ao cliente. São necessários recursos de R$
71.643.500, como ilustrado na tabela adiante, evidenciando uma diferença de R$
15.202.189 em relação à NT 178.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 42 de 56
ITEM
Investimento
Aquisição
Implementação
TOTAL
(R$)
(R$)
(R$)
Gestão de Distribuição (inc. no GIS)
-
SCADA
GIS (inc. gestão de distribuição)
Sub total - Soluções Técnicas
-
690.000
345.000
9.240.000
4.000.000
1.035.000
13.240.000
9.930.000
4.345.000
14.275.000
20.000.000
10.000.000
30.000.000
Sistema Administração e Finanças
6.654.000
4.185.000
10.839.000
Sub total - Soluções Adm/Fin/Com.
26.654.000
14.185.000
40.839.000
Hardware /Software Servidores
16.529.500
Sistema Gestão Comercial
TOTAL
-
53.113.500
18.530.000
16.529.500
71.643.500
Uma comparação dos investimentos em TI para cada sistema considerado nas
visões da ELEKTRO e NT 178 torna–se difícil, na medida em que não se tem
conhecimento das concepções dos sistemas da NT 178 que geraram os
investimentos a eles vinculados. No entanto, é possível a seguinte agregação
para efeito de comparação entre os investimentos:
ITEM
Investimento
Aquisição
Implementação
TOTAL
(R$)
(R$)
(R$)
Soluções Técnicas
(868.720)
(7.893.549)
(8.762.269)
Soluções Corporativas
23.774.341
(6.548.543)
17.225.798
Hardware /Software Servidores
6.738.660
-
6.738.660
TOTAL
29.644.281
(14.442.092)
15.202.189
Os dados constantes da Tabela permitem tecer os seguintes comentários:
•
com relação às soluções técnicas, a ELEKTRO desenvolveu o Sistema
Técnico (SGD/GIS) em parceria com o fornecedor. Esse fato tornou a
ELEKTRO pioneira na utilização desta tecnologia para apoiar a operação
do sistema elétrico a um custo competitivo, inclusive menor do que aquele
constante na NT 178.
•
com relação às soluções corporativas, cita –se o módulo CCS – Customer
Care Services do SAP (Billing e CRM), cujo objetivo principal é a
atualização tecnológica e de processos visando à melhoria operacional,
sem a qual não teremos asseguradas a continuidade da operação dos
Sistemas da Elektro e, conseqüentemente, a qualidade dos serviços
prestados aos consumidores finais estará comprometida. Some-se a isso,
o fato de ser um Sistema de Classe Mundial com excelente adequação às
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 43 de 56
necessidades do Setor de Distribuição de Energia Elétrica. O valor de
mercado para cobrir os custos de licenciamento e implementação é
basicamente o responsável pela diferença observada neste grupo de
solução de TI.
•
com relação às soluções de servidores, os custos descritos para
hardware e software centrais estão baseados na necessidade de
capacidade de processamento e armazenamento que a ELEKTRO está
obrigada a cumprir diante das exigências da ANEEL exemplificadas nos
pontos a seguir:
•
Performance no Atendimento Técnico: apoio fundamental que
os Sistemas (SGD/GIS) dão a uma rápida reação das equipes
da ELEKTRO para restabelecimento de uma interrupção de
fornecimento de energia que impacta diretamente no DIC.
•
Performance no Atendimento Comercial: a resolução 057/04 da
ANEEL estabeleceu parâmetros agressivos para o atendimento
aos consumidores finais, como por exemplo definiu um nível de
serviço que determina um índice de 90% de atendimento das
chamadas em até 30 segundos, necessitando por conta disto
alta performance com relação ao tempo de resposta do Sistema
de apoio (Sistema Comercial).
•
Disponibilidade 24 horas por dia e 7 dias por semana: os
Sistemas de missão crítica possuem contingenciamento de
operação que por si só implica numa duplicação do parque de
servidores e discos, bem como todos os softwares de controle
necessários para o sincronismo destes ambientes.
•
Armazenamento: alta capacidade de armazenamento de
informação por um período mínimo de 5 anos.
Do exposto, a ELEKTRO solicita que ao valor já reconhecido pela NT 178 para
investimentos em Sistemas Centrais seja adicionado R$ 15.202.189, o que
representa o acréscimo nas anuidades de R$ 2.689.179, a preços de Abril de
2.007, nos custos de Materiais e Serviços.
4.7. Anuidade de Tecnologia de Informação
•
Vinculada ao custo de capital
A anualidade do investimento em sistemas de porte vinculada ao custo de
capital foi calculada levando em conta a remuneração sobre 50% do custo de
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 44 de 56
compra valorado como novo a preços de mercado, a taxa de remuneração
regulatória e a vida útil, conforme definida pela fórmula abaixo.
Anuidade= PAS*f*r +PAS /Vu, onde:
PAS: Preço aquisição do sistema de hardware e software, a valor
de mercado;
f: Fator de depreciação do PAS: 50% para software e hardware ;
r: Taxa de remuneração regulatória, antes dos impostos (15,08%).
Vu: Vida útil: 10 anos para sistemas de hardware e software;
A ELEKTRO entende que são necessários ajustes nas premissas utilizadas pelo
Regulador, exceto nos preços de aquisição dos sistemas já discutidos no item
anterior, como adiante comentado.
•
•
Fator de depreciação – Se mantida a atualização
tecnológica dos sistemas não tem sentido considerar
depreciação técnica para software pois o mesmo estará
sempre atendendo as necessidades de apoiar os processos
de negócio. Ademais, o licenciamento de software não dá
direito a ELEKTRO ou outro usuário, revender o uso da
licença a terceiros. O mesmo não ocorre com os hardwares
que têm em si um valor de revenda. Neste sentido, a
ELEKTRO solicita a exclusão do fator de depreciação nos
preços de aquisição de software e a manutenção do fator de
depreciação de 50% para os preços de aquisição de
hardware.
•
Vida útil – Se mantida a atualização tecnológica em
software, a premissa de 10 anos de vida útil tem certa
razoabilidade. Já para o hardware, a prática corrente mostra
que no período de 4 a 6 anos existe a necessidade de sua
substituição. Para a simulação a ELEKTRO adotou uma vida
útil média de hardware de 5 anos.
Vinculada ao custo de manutenção
A NT reconheceu as taxas anuais de 10% e 5% aplicadas sobre o valor dos
investimentos em sistemas de porte para o cálculo dos custos de manutenção
em software e hardware, respectivamente, em Sistemas de Porte – SCADA, GIS
e ERP, dentre outros - vinculados à Tecnologia de Informação (“TI”).
Se o modelo da ER representa em teoria uma empresa entrante na mesma área
de concessão, as anuidades de custeio consideradas, para a área de concessão
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 45 de 56
da ELEKTRO, são indicadores extremamente agressivos e independem dos
esforços da organização, pois o mercado não pratica tais índices.
O padrão no Brasil e no mundo de valor de manutenção anual de software é na
faixa de 15% a 20% sobre o custo das licenças de uso. Todos os fornecedores,
que apresentam soluções que atendem os níveis de confiabilidade, qualidade e
disponibilidade requeridas pelo Órgão Regulador, praticam valores em torno
deste percentual.
Especificamente no setor de distribuição de energia, a manutenção de software
compreende, sobretudo, a adequação às alterações legais (Ex. Resoluções do
Baixa Renda, Resolução 505/01 – Qualidade de Tensão, Resolução 057/04,
Programa Luz para Todos) e atualização tecnológica e de processos visando à
melhoria operacional, sem as quais não se teriam assegurados a qualidade dos
serviços prestados aos consumidores finais e a continuidade da operação dos
próprios sistemas estaria comprometida.
Para subsidiar a argumentação, foram enviadas dentro do processo de revisão
em curso as Notas Fiscais e evidências de valor de manutenção de alguns dos
principais fornecedores e um trecho da publicação Nr. G00139871 de 19 de
Maio de 2006 do Gartner Group - Órgão Especializado em Tecnologia da
Informação, conforme descrição abaixo.
Publicação Nr. G00139871 - Trecho da Página 2: “A maioria dos
fornecedores de software oferece manutenção e suporte. Esta
manutenção e suporte custam entre 17 e 25% do custo das licenças. O
serviço que cada cliente recebe por este valor pode variar de fornecedor
para fornecedor, mas geralmente inclui suporte técnico, correção de erros
e atualização tecnológica.”
Para efeito da presente contribuição a ELEKTRO adotou uma taxa de
manutenção média dos sistemas de porte de 18%.
Do exposto, a ELEKTRO solicita a alteração das paramétricas de formação das
anuidades dos sistemas de porte visando melhor expressar as anuidades
vinculadas ao custo de capital e manutenção, o que representa o acréscimo de
R$ 8.581.887, a preços de Abril de 2.007, nos custos de Materiais e Serviços.
4.8. Anuidade de Telecomunicação
A área de concessão da ELEKTRO é de 121 mil km2, descontínua e dispersa ao
longo de 228 municípios nos Estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul. Por
conta disto torna-se mandatória uma infra-estrutura operacional de transmissão
de dados que possibilite o acesso da força de trabalho que está remotamente
distribuída em toda a área de concessão, aos Sistemas de Informação que ficam
centralizados em Campinas.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 46 de 56
Esta infra-estrutura consiste no uso de links de satélite combinados com outras
tecnologias, como VHF, MPLS e celular, a qual permite a melhor viabilidade
técnica e econômica se comparada com quaisquer outras tecnologias de
transmissão de dados, tais como enlace de microondas e fibra ótica, aplicadas
numa região extensa, descontínua e dispersa a exemplo do que é a área de
concessão da ELEKTRO.
O uso desta tecnologia possibilita a agilidade na comunicação e no atendimento
e despacho de ordens de serviço, cujo objetivo é garantir a maior disponibilidade
possível da energia fornecida pela ELEKTRO aos consumidores finais, bem
como o suprimento de informação aos Órgãos Reguladores.
São dois os segmentos de custos significativos da transmissão de dados da
ELEKTRO:
•
Sistema VHF-DAMA/DirectIP – Constituído de estações de rádio
transmissão em VHF para comunicação entre o COD central e as viaturas
de restabelecimento do sistema elétrico, estações de comunicação via
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 47 de 56
satélite que atendem (SEs ELEKTRO, e SEs de terceiros) para suprir o
Sistema SCADA mais 106 Estações repetidoras de VHF-DAMA/TopNet.
•
Link de Dados (Frame-Relay, MPLS e GPRS/EVDO) - Linhas de Dados
utilizadas para transferência de informações digitais entre a Sede,
Regionais, Escritórios Descentralizados, PDAs (Sistema de Gestão de
Serviços), Internet, Empreiteiras de Serviços Técnicos e Comerciais
(acesso aos Sistemas, SAP, Comercial e Técnico).
O custo anual de comunicação é de R$ 5.763.010, a preços de Abril de 2.007,
sendo R$ 2.830.983 relativo ao custo de comunicação operacional e R$
2.932.027 vinculado ao custo de comunicação de dados.
Além das despesas com comunicação, são necessárias as despesas
operacionais relativas aos ativos de Telecomunicação, que na área de
concessão da ELEKTRO são constituídos de 146 Torres /Antenas, 844 Rádios
de VHF e infra-estrutura de rede /fibra ótica cujo investimento alcança R$
9.088.440, a preços de dezembro de 2.006. Para a manutenção são alocados 14
técnicos e 13 veículos do tipo V2 equipados com ferramentais adequados.
O custo anual das despesas com manutenção dos ativos de TELECOM alcança
R$ 1.849.338 e, junto com as despesas com comunicação perfazem um custo
total de R$ 7.612.348, a preços de Abril de 2.007.
A anuidade de Telecomunicação da NT 178 alcançou o valor total – Comunicção
e O&M de ativos de TELECOM- de R$ 5.247.360, a preços de Abril de 2.007,
ensejando uma diferença de R$ 2.364.988, a preços de Abril de 2.007, valor
solicitado pela ELEKTRO para ser adicionado aos custos de materiais e serviços
da ER.
É importante registrar que a diferença pleiteada para suportar o custo das
anuidades dos ativos de TELECOM refere –se basicamente às Linhas de Dados
utilizadas para transferência de informações digitais entre a Sede, Regionais,
Escritórios Descentralizados, PDAs (Sistema de Gestão de Serviços), Internet,
Empreiteiras de Serviços Técnicos e Comerciais (acesso aos Sistemas, SAP,
Comercial e Técnico).
4.9. Tarifa do 0800
Na NT 178, as despesas com o 0-800 são calculadas a partir de uma tarifa
média de R$ 0,180/minuto, a preços de Abril de 2.007. Este valor está
incompatível com a realidade de uma concessionária atuando na área da
ELEKTRO.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 48 de 56
Dada a área de concessão da ELEKTRO, as ligações telefônicas são de
natureza interestadual e/ou interurbana, envolvendo degraus tarifários de longa
distância. Além disso, a prestação de serviço essencial e emergencial, nas
diversas áreas da concessão, envolvendo áreas rurais e áreas de veraneio,
obriga a uma disponibilização de todos os meios de telefonia existentes nos
mercados: telefonia fixa e móvel, interurbana e local. Cabe mencionar que
qualquer que seja a região onde se instalasse o Callcenter da ELEKTRO, os
custos seriam similares.
Observa–se ainda que com o advento da Resolução ANEEL no 057/04 ficou
determinado por essa Agência Reguladora a obrigatoriedade do atendimento
“gratuito” de telefonia móvel e fixa a todos os clientes, independentemente de
sua localização (urbano e rural), e de todos os municípios da área de concessão
(SP e MS), que no caso da ELKTRO abrange tarifa estadual e inter-estadual.
Destacam–se também os crescentes níveis de operações registrados pela
telefonia móvel em nível nacional e, em particular, para os estados de São Paulo
e Mato Grosso do Sul. Conforme dados disponíveis no site da Anatel
(www.anatel.gov.br), constata-se expressiva elevação no uso dessa tecnologia
de comunicação no período de setembro de 2.003 a Março de 2.007,
praticamente dobrando a densidade de celulares / 100 habitantes.
Da mesma forma, na área de concessão da ELEKTRO foi constatado por meio
de uma Pesquisa de Satisfação dos Consumidores – Perfil do Entrevistado
“Itens de Posse”, realizada pela TNS_InterSciense, o expressivo aumento na
quantidade de clientes que possuem aparelhos de telefonia móvel – de 55% em
2.005 para 90% em 2007 - em contrapartida à uma redução na presença da
telefonia fixa nos lares das cidades – de 73% em 2.005 para 67% em 2.007.
Dentro desta realidade, foi apresentada ao Regulador, dentro do processo de
revisão em curso, a cópia do Termo Aditivo n. VEM-3-DDN-0009-2004 de
21/02/2004 ao Contrato n. VEM-3-DDN-0285-2001 de 02/01/2002, que
estabelece as tarifas “sem impostos” junto à operadora Embratel:
Aplicando-se o reajuste contratual previsto na cláusula 2.1. do instrumento
contratual entre ELEKTRO e EMBRATEL, têm–se os seguintes valores de tarifas
atualizados:
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 49 de 56
Valores (sem impostos)
Tarifas
ago/04
ago/05
ago/06
ago/07
Chamada da mesma área (local + conurbada)
R$
0,06
R$
0,06
R$
0,06
R$
0,07
Chamada dentro do mesmo Estado (intra)
R$
0,12
R$
0,12
R$
0,13
R$
0,13
Chamada de fora do Estado (inter)
R$
0,12
R$
0,12
R$
0,13
R$
0,13
Chamadas de Celular (móvel)
R$
0,44
R$
0,45
R$
0,46
R$
0,49
IGP-DI
ago/06 a março/07 ago/04 a ago/05 ago/05 a ago/06
projetado
2,71%
2,78%
4,71%
Considerando os valores acima referênciados, acrescidos dos impostos (fórmula
= tarifa sem imposto / 0,7135 ref. ICMS), resultam nos seguintes valores de
tarifas:
Tarifas
Valores em R$ (com impostos)
Chamada da mesma área (local + conurbada)
R$ 0,09
Chamada dentro do mesmo Estado (intra)
R$ 0,19
Chamada de fora do Estado (inter)
R$ 0,19
Chamadas de Celular (móvel)
R$ 0,68
Apresenta-se a seguir um demonstrativo que representa o perfil das ligações no
que tange quanto à origem e modalidade da chamada, o que resulta no custo
médio por minuto da tarifa de R$ 0,31 considerando os diferentes degraus
tarifários da área de concessão da ELEKTRO, inclusive de outros estados, e
modalidade da chamada (fixo ou celular).
Modalidade
% em minutos
Custo Médio em R$
Celular
R$ 0,68
27%
R$ 0,18
Fixo Interurbano (inter e intra)
R$ 0,19
61%
R$ 0,11
Fixo Local
R$ 0,09
12%
R$ 0,01
100%
R$ 0,31
Total
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita o aumento do custo médio das ligações
recebidas pelo Callcenter, de R$ 0,180/minuto para R$ 0,31/minuto, o que
representa o acréscimo de R$ 4.341.156, a preços de Abril de 2.007, nos custos
de Materiais e Serviços.
4.10.Custos unitários de insumos de escritório
As paramétricas de custeio dos insumos de energia elétrica e telefonia para uma
ER atuando na área de concessão da ELEKTRO, no estado de São Paulo, não
são isonômicas quando comparadas com outra ER atuando no mesmo estado,
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 50 de 56
conforme observado nas Notas Técnicas de outras concessionárias em
processo de revisão tarifária disponíveis no “site” da ANEEL.
A ELEKTRO solicita que para estes insumos sejam considerados os mesmos
custos por funcionário cujos valores mensais regulatórios para o Estado de São
Paulo que alcançam R$ 60,00 e R$ 157,00 para despesas de energia elétrica e
telefonia, respectivamente.
Cabe lembrar que a ELEKTRO atua em municípios da Região Metropolitana de
São Paulo – Arujá, Caieiras, Francisco Morato, Franco da Rocha, Mairiporã e
Santa Isabel -, além das cidades de Atibaia e do litoral de São Paulo (Guarujá,
Ubatuba, Bertioga) embora não reconhecidas oficialmente como integrantes da
área metropolitana da Capital, encontram-se distantes a menos de 100 km da
Capital.
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita um acréscimo de R$ 1.365.120, a preços
de Abril de 2007, nos custos de Materiais e Serviços, a título de correção dos
custos unitários de insumos de escritórios.
4.11.Jornada do Call Center
Um dos parâmetros utilizados para a determinação dos custos de Call Center é
a carga de trabalho diária de um atendente. A ANEEL vem considerando a carga
de 7,5 horas de trabalho diário. A ELEKTRO considera a jornada de 5,66 horas
(jornada de 6 horas, com pausa de 20 minutos) de trabalho ajustada à
Consolidação das Leis do Trabalho – CLT, que determina que a jornada de
trabalho dos atendentes de Call Center não exceda o limite de 6 horas, e à
Portaria n° 09 do Ministério do Trabalho e Emprego, de 30 de março de 2007,
que aprovou o Anexo II da Norma Regulamentadora n.º 17 – Trabalho em
Teleatendimento /Telemarketing.
Pelo exposto, a ELEKTRO solicita o ajuste do quadro de atendentes comerciais
do Call Center, considerando o critério de carga laboral (horas/ano) ajustada
conforme abaixo:
•
Carga laboral de um atendente comercial do Call Center ajustada à
Consolidação das Leis do Trabalho – CLT, 5,66 horas trabalhadas x 48
semanas de trabalhos em um ano x 5 dias dias de trabalho por semana =
1.358 horas de trabalho anual
Do exposto, a ELEKTRO entende ser necessária a correção na quantidade de
atendentes comerciais do Call Center, em respeito à jornada de trabalho que
não deve exceder o limite de 6 horas, passando de 307 para 410 atendentes
comerciais do Call Center, o que representa o acréscimo de R$ 2.086.799 , a
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 51 de 56
preços de Abril de 2.007, sendo R$ 1.776.290 no custo de Pessoal e R$ 310.509
nos custos de Materiais e Serviços.
4.12.Conselhos de Administração e Fiscal
Analisando a composição da ER proposta pela NT, verificou-se que, na
composição dos custos de pessoal dos Conselhos de Administração e Fiscal,
não foram considerados os encargos legais referentes aos 20% de recolhimento
ao INSS (parte Empresa).
Também não foram considerados os custos de infra estrutura vinculados com
aluguéis de imóveis, comunicações, informática, eletricidade e limpeza vinculado
ao pessoal do Conselho de Administração e ao Conselho Fiscal, o que não é
correto na medida em que pela lógica do modelo da ER todo o pessoal em área
abrigada recebe os custos desta infraestrutura.
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita adicionar os custos referentes ao
pagamento do INSS (parte Empresa) e das despesas de infra-estrutura
relacionada aos Conselhos, o que representa o acréscimo de R$ 200.545, a
preços de Abril de 2.007, nos custos de Pessoal.
4.13.Iluminação Pública
A NT apresenta em seus custos adicionais um valor de R$ 8.672.389 para o item
Iluminação Pública ensejando um custo unitário por ponto de Iluminação Pública
de R$ 15,62.
A ELEKTRO entende que o custo por ponto estabelecido a partir dos custos
individuais de troca de componentes é uma forma eficiente de se estabelecer o
custo final de manutenção do parque de iluminação pública, porém, há a
necessidade de se corrigir dados de entrada de alguns itens, tais como a vida
útil e taxa de substituição das lâmpadas, tempos de execução das tarefas e tipo
de veículo usado. Necessita-se ainda inserir relês fotoeletrônicos e reatores para
o acendimento das lâmpadas, uma vez que estes equipamentos não foram
considerados na valoração dos custos. A iluminação pública atende a requisitos
luminotécnicos e de segurança pública. É de amplo conhecimento que pontos
escuros ou com iluminação deficiente acabam sendo locais visados pela
marginalidade.
Com este contexto, um processo de manutenção constante, que não permita a
existência de pontos apagados ou com lâmpadas cansadas, se faz necessário.
Para isto há custos e requisitos técnicos que precisam ser aqui discutidos para
que a política de atendimento ao cliente e a manutenção da continuidade do
fornecimento do serviço de Iluminação sejam mantidas com a qualidade
requerida. Os pontos a serem atendidos são:
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 52 de 56
•
Vida útil da Lâmpada.
O tempo de permanência de uma lâmpada em condições luminotécnicas de
atendimento é especificado pelos próprios fabricantes como no máximo 4 anos.
Se observado o conceito das lâmpadas de alta eficiência, a exemplo 4Y da
Osram e Plus Pia da Philips, tal fato pode ser constatado, conforme ilustra a
figura abaixo.
Texto extraído do Catalogo Osram para
Lâmpadas de alta Eficiência 4Y.
Os testes para se obter uma vida mediana de 32.000 horas, são realizados em
condições controladas, não simulando a realidade de campo, principalmente
nesta área de concessão, com 52% das descargas atmosféricas do Estado de
São Paulo.
Outros eventos tais como vandalismo, curtos circuitos externos e outros,
também promovem a redução do tempo de vida útil da lâmpada. Vale ressaltar
que após ser instalada, a luminosidade da lâmpada diminui gradativamente, e as
lâmpadas que duram as 32 mil horas, já possuem seu fluxo luminoso
comprometido muito antes disso, não atendendo os requisitos luminotécnicos
que definem que a lâmpada é considerada queimada no momento em que o seu
fluxo luminoso está com redução maior do que 30%.
O marketing dos fabricantes sobre a vida mediana controlada da lâmpada é
muito forte e não representa a realidade detectada após a instalação das
lâmpadas em campo. Em contato com os fabricantes, confirma-se que em
campo deve-se considerar uma vida útil técnica próxima de 4 anos.
Confirmadas as observações feitas por meio das características técnicas
apresentadas e informações dos fabricantes, é justo, razoável e adequado
inserir os novos custos considerando a correção da Taxa de substituição anual
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 53 de 56
de 0,137 correspondente a 7,3 anos de vida mediana, para 0,250
correspondente a 4 anos de vida útil e com quesitos luminotécnicos atendidos,
fluxo luminoso maior do que 70%.
•
Relés Fotoeletrônicos
O relé para acendimento da lâmpada não foi considerado na ER ANEEL. A
ELEKTRO utiliza-se de relé fotoeletrônico que apresenta uma vida útil maior do
que os relés fotoelétricos.
No caso do relé, a taxa de substituição ou freqüência anual é de no mínimo
0,037 (3,7%) com picos no efeito avalanche quando a vida útil deste dispositivo
se encerra, próximo dos 10 anos de instalação. Tal valor foi obtido através do
consumo anual de materiais para manutenção de IP na ELEKTRO.
•
Reatores
O reator externo não foi considerado na ER ANEEL. Assim, solicita-se a
inserção deste dispositivo amplamente existente no parque de Iluminação
pública desta companhia, oriundo desde a sua privatização.
Para reator externo, a freqüência anual de substituição é de 0,027 (2,7%). Tal
valor foi obtido através do consumo anual de materiais por manutenção de IP na
ELEKTRO.
Em resumo, a ELEKTRO solicita a adequação e/ou inserção dos seguintes itens:
Adequações
• Vida Útil das Lâmpadas
• Taxa de Substituição de Lâmpadas
4 anos
0,250
Inserções:
• Troca de relé fotoeletrônico:
Equipe
Tempo Execução
Custo do Material
Freqüência Anual
2 O2 e 1 V4
10 minutos
R$ 35
0,037
•
Troca de reator:
Equipe
Tempo Execução
Custo do Material
Freqüência Anual
2 O2 e 1 V4
20 minutos
R$ 63
0,027
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 54 de 56
Diante do exposto, a ELEKTRO solicita o ajuste de algumas paramétricas de
formação do custo operacional dos ativos de Iluminação pública da área de
concessão, o que representa o acréscimo de R$ 9.291.913, a preços de Abril de
2.007, sendo R$ 5.302.839 nos custos de Pessoal e R$ 3.989.074 nos custos
de Materiais e Serviços.
Cabe mencionar que o acréscimo solicitado pela ELEKTRO evidencia um custo
total de R$ 17.964.302, equivalente um custo unitário por ponto de Iluminação
Pública de R$ 32,36, custo compatível com a prática operacional corrente.
4.14. Ajustes de Crescimentos Físicos e de Preços.
•
Físicos
A NT 178 considerou os custos das atividades comerciais - Leitura de medidores
e Impressão, Entrega e Cobrança de faturas - e técnicas – Manutenção e
Operação de Redes e Subestações - decorrentes, respectivamente, dos
crescimentos das bases físicas de clientes e ativos entre a data de cálculo do
modelo (Abril de 2.007) e a data da revisão tarifária da ELEKTRO (Agosto de
2.007). Sobre este assunto a ELEKTRO faz as seguintes observações:
•
Para o período considerado, a taxa de crescimento de clientes
projetada pela ELEKTRO é de 1,53%. Na NT 178 foi utilizada a
taxa de 3,07%, o que não é correto;
•
Ressalta-se que nos ajustes de crescimento dos processos
comerciais considerados pelo Regulador não foram incorporados
os processos de Call Center, Marketing e 0800, o que é
injustificável, na medida em que essas atividades têm uma relação
direta com o crescimento da base de clientes, assim como as
atividades de Leitura de medidores e Impressão, Entrega e
Cobrança de faturas. Neste sentido, a ELEKTRO solicita
contemplar essas atividades nos custos de crescimento dos
processos comerciais.
•
Segundo o modelo da ER o custo de crescimento das atividades
de técnicas - O&M de Rede e Subestações - se posiciona no
patamar de 60% da taxa de crescimento de clientes projetada. A
área de concessão da ELEKTRO tem como característica principal
a grande dispersão de carga, sendo necessárias grandes
extensões de rede para baixa concentração de carga, o que
acarreta maiores custos operacionais para cobrir as distâncias no
atendimento e, neste sentido, a relação de 60% não é satisfatória.
A ELEKTRO, dentro do seu processo de revisão tarifária, já
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
Página 55 de 56
demonstrou que a proporção mais aderente é de 1:1 de
crescimento entre os custos de atividades comerciais e técnicas
•
Preços
A NT_178 considerou o ajuste de crescimento de preços levando em conta as
variações de IPCA e IGPM no período compreendido entre Abril de 2.007 a
agosto de 2.007, nos percentuais de 0,78% e 0,56%, respectivamente. Nenhum
comentário de correção fará a ELEKTRO, apenas ressaltando que o valor
definitivo deverá ser estabelecido na data do reposicionamento tarifário através
da divulgação dos índices oficiais de IPCA e IGPM.
Anexo I - Ajustes propostos para os Custos Operacionais
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