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Audiência Pública nº 005/2016

Quarta Revisão Tarifária Periódica da Caiuá Distribuição de Energia S.A. - CAIUA

Contribuições da CAIUA

Presidente Prudente, 28 de março de 2016

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1. Introdução

O quarto ciclo tarifário da Caiuá Distribuição de Energia S.A., distribuidora aqui sendo

denominada como CAIUA para efeito de simplificação, compreende um período de 5 (cinco)

anos com início em maio de 2016 e término em maio de 2021, uma vez que a distribuidora

assinou o quarto termo aditivo ao Contrato de Concessão nº 13/1999-ANEEL nos preceitos

do Decreto nº 8.461/2015.

Para a elaboração da presente contribuição a CAIUA se pautou nas informações

disponibilizadas pela ANEEL no âmbito da Audiência Pública 005/2016, sendo expectativa

da distribuidora que as proposições ora apresentadas contribuam para a obtenção de um

cenário equilibrado para os agentes envolvidos na prestação do serviço público de

distribuição de energia elétrica na área de concessão.

As análises realizadas pela distribuidora pautaram-se nas Notas Técnicas nº 033/2016-

SGT/ANEEL, nº 038/2016-SGT/ANEEL, nº 004/2016-SRD/ANEEL, nº 0008/2016-SRD/ANEEL

e nos arquivos SPARTA, PCAT, TA Internet e TR, todos disponibilizados pela ANEEL na

página da referida Audiência Pública.

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2. Proposta da ANEEL na AP 005/2016 e contribuições da distribuidora

2.1. Receita Verificada e Mercado de Referência

Em relação à receita verificada considerada pela ANEEL, a CAIUA não observou variações

que suscitem a necessidade de registro nesse documento.

Em relação ao mercado de referência, a ANEEL informou que utilizou-se dos dados de

mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para

Regulação Econômica – SAMP para o período de maio de 2015 a abril de 2016. Entretanto,

cumpre destacar que os dados utilizados são na verdade relativos ao período de maio de

2015 a janeiro de 2016, sendo esse último replicado para os meses de fevereiro a abril.

Assim, entende a distribuidora que a ANEEL deve atualizar os valores com base nos dados

mais recentes disponíveis no SAMP, março de 2016, e replicar apenas o mês de abril o

que garantirá ao resultado maior aderência ao mercado efetivamente observado na área

de concessão da distribuidora.

2.2. Receita Requerida – Parcela A

2.2.1. Custos de Encargos Setoriais

Em relação aos custos de encargos setoriais considerados pela ANEEL, a CAIUA não

observou variações que suscitem a necessidade de registro nesse documento.

2.2.2. Custos de Transporte de Energia

Em relação aos custos de transporte de energia considerados pela ANEEL, a CAIUA não

observou variações que suscitem a necessidade de registro nesse documento.

2.2.3. Custos de Compra de Energia Elétrica

Em relação à energia comprada, cumpre destacar o montante (MWh) considerado pela

ANEEL para as contratações da modalidade CCEAR. Considerando os contratos

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firmados em cada leilão, observa-se uma variação elevada em relação à expectativa

da EEB com destaque à modalidade CCEAR Existente.

A avaliação da distribuidora conclui que o MCSD de Novembro de 2015, pela

informação constante no arquivo da AP, está abaixo dos valores efetivamente

verificados conforme dados da CCEE de novembro e dezembro de 2015.

Na modalidade CCEAR NOVA a avaliação da distribuidora é que a ANEEL não

considerou o resultado do 19º LEN.

Assim, entende a CAIUA que a ANEEL deve revisitar os valores de montantes de

energia considerados no resultado da AP.

2.2.4. Perdas Técnicas

Na Audiência Pública nº 026/2014 foram discutidas propostas de aprimoramento da

metodologia para o cálculo de perdas técnicas na distribuição e por meio da Resolução

Normativa 656/2015 foi aprovada a Revisão 4 do Módulo 7 do PRODIST (Procedimentos

de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional).

Para proceder com o cálculo de perdas técnicas, a CAIUA encaminhou em 23 de

novembro de 2015 a primeira base de dados para avaliação da SRD. Nessa

oportunidade a distribuidora observou as orientações da ANEEL e as premissas

estabelecidas no Módulo 7 do PRODIST, dentre as quais destacamos aquela que se

refere a obtenção das perdas técnicas no Sistema de Distribuição de Alta Tensão -

SDAT:

“As perdas de energia no SDAT são apuradas pelos dados obtidos do sistema

de medição, considerando a obrigatoriedade, de acordo com o disposto no

item 5.1.1 da Seção 2.1 do Módulo 2 do PRODIST, da distribuidora possuir

medição de modo a totalizar as perdas de energia no SDAT pela diferença

entre a energia injetada e fornecida medidas na fronteira desse sistema com

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agentes de transmissão, geração, consumidores, outras distribuidoras e

Subestações de Distribuição - SED.”

Ou seja, os dados das perdas técnicas da distribuidora no SDAT foram obtidos em

estrita observação do que dispõe o regulamento vigente.

Após primeira avaliação da Agência, em 13 de janeiro de 2016 a CAIUA encaminhou a

última versão da base de dados.

Nesse contexto, a Nota Técnica nº 008/2016-SRD/ANEEL apresenta a apuração das

perdas na distribuição referente à 4ª Revisão Tarifária Periódica da CAIUA.

TABELA 1 – PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO 4CRTP CAIUA

Descrição Montantes (MWh/ano) % da Energia Injetada

Energia Injetada (EI) 1.346.225,349 100,000%

Energia Fornecida (EF) 1.231.917,698 91,509%

Perdas na Distribuição (PD) 114.307,651 8,491%

Perdas Técnicas (PT) 80.351,688 5,969%

Perdas Não Técnicas (PNT) 33.955,963 2,522%

Diante dos resultados expostos cabe destacar a consideração adotada pela SRD

referente às perdas nos níveis A2 e A3.

“Com respeito às perdas das redes A2 e A3, apuradas pela Distribuidora a

partir de dados obtidos por sistema de medição, foi informado montante da

ordem de 3 vezes o valor declarado na revisão anterior sem que fossem

apresentadas as informações detalhadas sobre a apuração e justificativa para

tal aumento. Assim mesmo cientes das considerações adotadas pela SRD na

revisão passada, decidiu-se utilizar os percentuais em relação à energia

passante definidos na 3ª revisão tarifaria. Espera-se que a Caiuá-D apresente

contribuições à Audiência Pública com o detalhamento da apuração das

perdas na alta tensão e que justifique o aumento no novo valor de perdas

nesses níveis.” (grifos nossos)

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Portanto, preocupada com a elevação das perdas técnicas no SDAT, a SRD/ANEEL

preferiu manter os patamares observados no 3º Ciclo de Revisões Tarifárias,

desconsiderando dados reais de perdas medidas.

Iremos nessa contribuição demonstrar que as perdas técnicas do 3º CRTP para o SDAT

da distribuidora não são uma referência adequada para definição do nível tarifário da

concessão para um novo período de 05 anos, bem como advogar pela necessária

observação por parte do Regulador dos procedimentos estabelecidos para obtenção

das perdas técnicas nesse nível, os quais, como já citamos, passam por uma

apropriação dos dados medidos.

Em análise da Nota Técnica nº 0046/2012-SRD/ANEEL, que trata dos resultados

obtidos no cálculo das perdas na distribuição, referentes ao 3º Ciclo de Revisão

Tarifária Periódica da CAIUA, verifica-se que devido a algumas considerações por

parte da agência o resultado do cálculo de perdas apresentou valores subestimados

para os níveis A2 e A3.

Naquele momento a CAIUA, por meio da correspondência VPRE/114/2012, evidenciou

a impossibilidade de utilizar os dados de medição para apuração das perdas na alta

tensão devido a inconsistências e problemas com os sistemas de apuração das

medições. Devido a esse problema, como contribuição na Audiência Pública nº

0009/2012, a CAIUA enviou documento contendo metodologia por meio de fluxo de

carga para definição das perdas para os níveis A2, A3 e A3a, além de seu respectivo

memorial de cálculo.

No entanto, a SRD argumentou ter verificado que os patamares de carga empregados

pela CAIUA no cálculo do fluxo de carga resultavam em valores de energia superiores

aos valores encontrados no balanço de energia. A figura abaixo retirada da nota

técnica esclarece a situação.

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FIGURA 1 – COMPARAÇÃO ENTRE ENERGIAS SUBGRUPOS A2, A3 E A3a

Dessa maneira, por verificar a diferença entre a energia informada no método de

fluxo de carga e a energia informada no balanço de energia, a SRD aplicou um fator

de correção e procedeu o seguinte cálculo:

O fator de correção empregado para o subgrupo A2 foi de 0,7959 e para o subgrupo

A3 0,8063, assim, efetuados os cálculos apontados acima, os valores de perdas

técnicas para os níveis A2 e A3 resultaram na definição de limites regulatórios em

patamares inferiores aos valores reais presentes no sistema de distribuição da CAIUA.

Posteriormente na Nota Técnica nº CAIUA-GPS-001/13 a distribuidora apresentou as

contramedidas adotadas informando sobre a substituição de medidores e revisão do

processo de medição.

“Em junho de 2012 foi concluída a substituição de 117 medidores do modelo

SAGA 3000 pelo modelo ELO2113. O processo de apuração foi revisto e

atualmente a comunicação é testada semanalmente e coletas manuais são

feitas na identificação de falha na tele-medição. Essas ações fizeram com

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que os dados faltantes ficassem reduzidos a valores mínimos, permitindo a

contabilização das perdas de maneira efetiva através de medição.”

Além disso, a imagem abaixo, presente na referida nota técnica, apresenta um gráfico

comparativo entre a perda técnica regulatória estabelecida para SDAT+SED com os

valores de perdas medidas entre julho de 2012 e março de 2013.

FIGURA 2 – COMPARAÇÃO ENTRE PERDA MEDIDA E REGULATÓRIA

Diante do exposto, resta evidente que o valor de perdas técnicas para a alta tensão

foi subestimado no momento realização do cálculo durante a 3ª Revisão Tarifária.

Portanto, não se faz razoável a comparação dos valores atuais obtidos por meio

de medições com aqueles definidos no ciclo anterior.

Ainda, ao analisar o balanço de energia na base de dados enviada para o cálculo de

perdas em janeiro de 2016, verifica-se que não há incoerências como as que foram

verificadas no processo de revisão tarifária anterior. Ou seja, analisando as perdas de

energia informadas pela CAIUA, a energia injetada e fornecida, obtidas por meio de

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medição, verifica-se o correto balanço energético, o que nos permite garantir a

confiabilidade dos dados apurados.

Independentemente de que qualquer avaliação que possa se fazer agora sobre as

providências regulatórias tomadas no passado, resta-nos claro que a adoção das

perdas medidas no SDAT no processo tarifário é medida necessária, não podendo a

distribuidora viver a reboque de uma referência passada colocada para seu nível de

perdas, sob pena de nunca poder retomar o equilíbrio da concessão.

Dessa forma, por demonstrar que (i) na revisão tarifária anterior os valores de perdas

técnicas para SDAT foram subestimadas devido a problemas na apuração da medição;

(ii) foi realizada a troca dos medidores conforme esclarecido na Nota Técnica CAIUA-

GPS-001/13, os quais garantem a correta apuração dos dados de perdas na AT; (iii) o

balanço de energia se apresenta correto ao considerar a energia injetada, entregue,

circulante e perdas e, (iv) a metodologia atual de cálculo de perdas técnicas

estabelece que as perdas na AT devem ser obtidas por meio de medição, evidencia-

se a necessidade patente de consideração das perdas informadas pela distribuidora,

destacadas no quadro a seguir.

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TABELA 2 – PERDAS TÉCNICAS CAIUA

Energia Passante (EP)

Perdas Técnicas dos Segmentos

Montante (PTS) % da Energia

Passante (IPTS)

% da Energia Total Injetada

MWh MWh % %

Trafos A2-A3 244.606,701 356,384 0,146% 0,026%

Trafos A2-MT 1.196.880,316 5.356,773 0,448% 0,398%

Trafos A3-MT 116.209,777 625,576 0,538% 0,046%

Trafos MT-B 874.748,012 30.300,467 3,464% 2,251%

Rede A2 1.206.281,687 18.365,557 0,547% 1,364%

Rede A3 118.232,424 3.814,612 1,051% 0,283%

Rede MT 1.328.816,207 21.542,518 1,621% 1,600%

Rede B 668.525,991 10.744,951 1,607% 0,798%

Medidores 799.749,407 3.584,04 0,448% 0,266%

TOTAL 7,034%

Ainda, demonstrando a transparência com o regulador e objetivando obter resultados

de perdas de energia condizentes com o sistema elétrico da CAIUA, nos colocamos à

disposição para o fornecimento da memória de massa contendo todos os dados de

medição na alta tensão que comprovam os valores presentes no pleito da

distribuidora.

2.2.5. Perdas Não Técnicas

Em relação às Perdas Não Técnicas sobre o mercado de BT faturado, a CAIUA sinaliza

como necessário que a ANEEL efetue o recálculo do referencial de 1,17% indicado na

NT 033/2016-SGT/ANEEL. Isso pois, conforme abordado no item anterior desse

documento, o referencial de Perdas Técnicas considerado pela ANEEL foi obtido sem

a consideração das perdas efetivamente medidas no segmento de AT. Assim, ao se

considerar o novo referencial de Perdas Técnicas, ter-se-á uma nova estimativa de

perdas não técnicas para a distribuidora.

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Utilizando-se dos preceitos contidos no Submódulo 2.6 do PRORET e ainda do

referencial de 7,03% de perdas técnicas sobre a energia injetada, conforme destacado

anteriormente, o referencial de Perdas Não Técnicas sobre o mercado de BT Faturado

da CAIUA a ser considerado no processo tarifário deve ser de 1,21%. Em linha com o

que já foi destacado pela própria ANEEL na NT, este referencial deve ser mantido

como meta até o final do ciclo uma vez que a distribuidora situa-se no grupo de

empresas com perdas não técnicas em que não se exige mais redução.

2.3. Receita Requerida – Parcela B

2.3.1. Custos Operacionais

Em relação aos valores considerados pela ANEEL para os Custos Operacionais, não se

constatou, a partir da replicação dos cálculos, qualquer alteração significativa nos

resultados da aplicação das equações. Tais cálculos conduziram a estimação de um

Componente T do Fator X no valor de 0,02%, o mesmo apurado pela ANEEL.

Assim, a CAIUA considera não haver a necessidade de aportar considerações adicionais

a respeito desse item.

2.3.2. Receitas irrecuperáveis

Em relação ao montante (R$) considerado pela ANEEL de Receitas Irrecuperáveis, a

CAIUA não observou variações que suscitem a necessidade de registro nesse

documento.

2.3.3. Base de Remuneração Regulatória - BRR

No período compreendido entre 25 de janeiro a 05 de fevereiro de 2016, a SFF realizou

a fiscalização da Base de Remuneração da distribuidora. Entretanto, até o momento

de consolidação desse documento o relatório com os resultados da referida

fiscalização não foi emitido por aquela Superintendência.

Assim, a CAIUA não apresenta neste documento contribuição à este item, e virá a

fazê-lo quando da emissão do Relatório de Fiscalização pela SFF.

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2.3.4. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI (BAR)

No período compreendido entre 25 de janeiro a 05 de fevereiro de 2016, a SFF realizou

a fiscalização da Base de Anuidade Regulatória da distribuidora. Entretanto, até o

momento de consolidação desse documento o relatório com os resultados da referida

fiscalização não foi emitido por aquela Superintendência.

Assim, a CAIUA não apresenta neste documento contribuição à este item, e virá a

fazê-lo quando da emissão do Relatório de Fiscalização pela SFF.

2.3.5. Outras Receitas

Em relação ao montante (R$) considerado pela ANEEL de Outras Receitas, a CAIUA

observou que na versão do SPARTA disponibilizado na AP há uma receita de R$

41.654,44 referente a “Elaboração de projeto, construção, operação, manutenção e

reforma de redes de energia elétrica destinadas ao acesso dos sistemas de

distribuição ou transmissão”.

Cumpre destacar que a CAIUA não informou essa receita quando da resposta ao Ofício

nº 193/2015-SGT/ANEEL. Adicionalmente, durante o processo fiscalizatório realizado

pela SFF, o montante acima indicado não compôs o material fornecido à essa

superintendência.

Entende a CAIUA, portanto, que o montante de Outras Receitas a ser considerado

pela ANEEL no processo tarifário da distribuidora deve se ater àquele informado

quando da resposta ao Ofício e coincidente com o fiscalizado pela SFF, que

corresponde a uma receita total de R$ 3.720.694,66.

2.4. Componentes Tarifários Financeiros

2.4.1. Custos de Implantação do MCPSE

Por meio da Resolução Normativa nº 367/2009 a ANEEL aprovou o Manual de Controle

Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. O artigo 2º da referida resolução definiu o

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prazo para a conclusão do processo de implementação e o art. 3º definiu que os custos

referentes à mencionada implementação seriam reconhecidos nos processos tarifários

das distribuidoras. Abaixo a transcrição de ambos os artigos citados.

Art. 2º A completa implementação das Instruções Gerais de Controle

Patrimonial – IG e das Instruções de Cadastro Patrimonial – ICAD, constantes

nos itens 6 e 7 do MCPSE e das respectivas tabelas anexas ao Manual, deverá

ser concluída até 31 de dezembro de 2011.

Art. 3° Os custos relacionados à implementação citada no art. 2° serão

reconhecidos regulatoriamente no âmbito do processo de revisão tarifária de

cada agente. Resolução Normativa nº 367/2009

No âmbito dos trabalhos relativos ao “Plano de Recuperação e Correção das Falhas e

Transgressões” apresentado pelo Grupo Energisa S.A. quando da assunção das

empresas pertencentes ao antigo Grupo Rede, foi elaborado um plano de ação

específico para a realização do inventário das redes da distribuidora, do ajuste dos

cadastros físicos e contábeis e para a conciliação dos ativos. Na oportunidade a CAIUA

questionou a ANEEL sobre o reconhecimento dos dispêndios adicionais para a

conclusão da implantação do MCPSE (valores ainda não reconhecidos nos processos

tarifários), conforme carta ENERGISA/VPR-ANEEL/Nº097/2014, complementada pela

carta ENERGISA/VPR-ANEEL/Nº127/2014.

Em sua resposta, a ANEEL, por meio do Ofício nº 457/2014-SFF/ANEEL, confirmou que

os valores dos custos complementares poderiam ser ressarcidos desde que

comprovados pela fiscalização.

Desse modo, e considerando que os valores adicionais relativos à implantação do

MCPSE na distribuidora foram fiscalizados pela SFF, a CAIUA pleiteia a consideração

plena destes custos como um item financeiro no cálculo do processo tarifário da

distribuidora. A tabela a seguir resume os valores de implantação do MCPSE na CAIUA.

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TABELA 3 – CUSTO DE IMPLANTAÇÃO DO MCPSE

IMPLANTAÇÃO DO MCPSE

EMPRESA Montante (R$)

CAIUA 2.842.339,78

* Data base - Dezembro/2015

2.4.2. Custos de Incorporação de Redes Particulares

A REN 229/2006 estabelece as condições gerais para a incorporação de redes

particulares conectadas aos sistemas elétricos de distribuição. Conforme o Art. 8-A,

inciso II desta, transcrito abaixo, foi estabelecida a obrigação de se realizar a

avaliação dos bens por empresa credenciada junto à ANEEL. Por sua vez, o art. 10

define os custos que serão considerados no processo de revisão tarifária.

Art. 8-A Para incorporar as redes particulares não destinadas ao

cumprimento das metas do Plano de Universalização e do Programa Luz Para

Todos, a distribuidora deve adotar os seguintes procedimentos:

(...)

II – Os Bens e Instalações a serem incorporados devem ser avaliados por

empresas credenciadas junto à ANEEL, de acordo com os critérios

estabelecidos na Resolução nº 234, de 31 de outubro de 2006, e regulamento

superveniente e complementar.

(...)

Art. 10. O custo decorrente da incorporação das redes particulares, incluindo

a respectiva reforma ou adequação será considerado nos processos de revisão

tarifária ordinária da concessionária ou permissionária, de acordo com o ano

da regularização e a periodicidade contratual para a revisão.

§ 1° No processo de revisão tarifária ordinária, a ANEEL analisará os

investimentos efetuados pela concessionária ou permissionária para reforma

ou adequação das redes particulares incorporadas, assim como os valores

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pagos nas indenizações, seguindo os princípios de custos eficientes e

investimentos prudentes, tanto na composição da base de remuneração,

quanto no reconhecimento dos custos de operação e manutenção, de acordo

com a metodologia e critérios adotados pela ANEEL. Resolução Normativa

nº 229/2006.

Por meio da carta VPR/ANEEL Nº 098/2014 de junho de 2014, a CAIUA questionou a

SFF sobre o reconhecimento tarifário dos (i) custos decorrentes à incorporação de

redes particulares, incluindo a respectiva reforma ou adequação, (ii) custos

referentes à realização do inventário das redes particulares e (iii) custos

administrativos para a localização dos seus proprietários e assinatura dos Contratos

de Transferência dos Ativos.

Na oportunidade, a ANEEL através do Ofício nº 620/2014-SFF/ANEEL, em seu item “6)

Custos de inventários e de Melhorias e Reformas”, ratificou o entendimento que os

custos com a realização dos inventários das redes, bem como os custos

administrativos para a localização dos proprietários das redes particulares e aqueles

referentes a melhorias e reformas seriam reconhecidos nos processos de revisão

tarifária.

Desse modo, considerando que os recursos aplicados foram fiscalizados pela SFF, a

CAIUA pleiteia a consideração plena destes custos como um item financeiro no cálculo

do processo tarifário da distribuidora. A tabela a seguir resume os valores de

incorporação de redes particulares na CAIUA.

TABELA 4 – CUSTO DE INCORPORAÇÃO DE REDES PARTICULARES

INCORPORAÇÃO DE REDES PARTICULARES

EMPRESA Montante (R$)

CAIUA 405.453,82

* Data base - Dezembro/2015

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2.5. Estrutura tarifária

O presente item apresenta pontos dos quais, aparentemente, contém erros nos

procedimentos adotados pela ANEEL, e que serão apresentados em detalhes para

subsidiar o regulador em sua reavaliação.

Em relação às tarifas de referência, sabe-se que são calculadas com base nos custos

médios, diagrama simplificado de fluxo de potência e tipologias de carga e rede. O

arquivo “TR_v2.0-CAIUA_2016_v26012015.xlsm” foi utilizado pela ANEEL no cálculo

dessas tarifas, sendo apresentadas na aba “TR”.

Analisando o arquivo “TR_v2.0-CAIUA_2016_v26012015.xlsm”, aba “DADOS-

Campanha”, nota-se que na tabela “TABELA DEM.4.- DEMANDA MÁXIMA MT” o valor

da transformação “F(AT-2/MT)” está multiplicado por um fator igual a 1,104, não

entendido pela distribuidora como correto e necessário.

Para o cálculo tarifário utiliza-se os dados de mercado TUSD e mercado TE, além de

informações de receita requerida pelas distribuidoras a ser recuperada via tarifa. O

arquivo “5216 PCAT Caiuá 2016 V02.xlsx” detalha essas informações e o cálculo

tarifário. A análise do arquivo citado sinaliza que alguns pontos requerem uma

avaliação pela ANEEL, haja vista terem sido identificadas questões que fogem àquilo

que preceitua a regulamentação vigente. A seguir são identificados cada um desses

pontos que devem receber a devida análise e ajuste pela ANEEL.

Na aba “CUSTOS” do arquivo, nota-se que os valores utilizados nos parâmetros de

cálculo para as Constantes B4a e B4b são iguais a 0,46 (46%) e 0,41 (41%),

respectivamente. Todavia, o valor padrão utilizado é de 0,45 (45%) e 0,40 (40%),

respectivamente. Ainda na aba “CUSTOS” nota-se que a célula correspondente à

Parcela TUSD – Encargo – CCC - Base Financeira (Célula E6) não apresenta valores. O

mesmo está, aparentemente, inserido ao lado da tabela e está sendo considerado na

Parcela TUSD – Encargo – CDE – Base Financeira (Célula E7). O mesmo ocorre para a

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Parcela TE – Encargo – CFURH – Base Financeira (Célula E31) que aparentemente está

inserido ao lado da tabela e sendo considerado na parcela TE – Encargo – CDE ENERGIA

– Base Financeira.

No arquivo “5216 PCAT Caiuá 2016 V02.xlsx”, na aba “TR TUSD”, nota-se que não

estão sendo calculados os valores para ‘PERDAS TECNICAS’ e ‘PERDAS RB/ PERDAS D’

referentes ao posto de Energia (E) para o nível A2 (células AH7 e AI7 sem cálculo).

Ainda no mesmo arquivo e aba, nota-se que os valores de ‘TUSD (R$)’ e ‘TUSD (MWh)’

para o nível MT estão sendo somados de maneira duplicada no valor total. Esses

valores são calculados separadamente nas células ‘VAR. AX’ e conforme o

regulamento vigente, são somados nas colunas ‘TUSD (R$)’ e ‘TUSD (MWh)’ para se

obter o total do nível MT. Porém, nas células totalizadoras (L89 e M89), ambos os

valores são considerados novamente. A tabela a seguir ilustra essa situação.

TABELA 5 – ALOCAÇÃO DOS CUSTOS DE PERDAS (ANEEL)

(SUB)GRUPO TUSD (R$) TUSD (MWh) PNT

(R$/MWh) VAR. AX01

VAR. AX02

A2 507.604,94 2.435,28 1,39

A3 98.843,65 994,48 0,66

A3a 47.603.176,14 344.986,18 0,92

A4 47.603.176,14 344.986,18 0,92 47.603.176,14 344.986,18

B 136.217.451,10 780.072,59 1,17

B 0,00

B1 81.763.731,93 451.260,40

B2 9.487.433,68 52.361,89

B3 38.951.554,63 214.976,66

B4 6.014.730,85 61.473,64

232.030.251,97 1.473.474,71

A alocação dos custos das perdas não técnicas deve, portanto, ser conforme a seguir:

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TABELA 6 – ALOCAÇÃO DOS CUSTOS DE PERDAS (CORRIGIDO)

(SUB)GRUPO TUSD (R$) TUSD (MWh) PNT

(R$/MWh) VAR. AX01

VAR. AX02

A2 507.612,35 2.435,28 1,75

A3 98.844,99 994,48 0,84

A3a 0,00

A4 47.603.628,71 344.986,18 1,16 47.603.628,71 344.986,18

B 136.216.989,77 780.072,59 1,47

B 0,00

B1 81.763.455,02 451.260,40

B2 9.487.401,55 52.361,89

B3 38.951.422,72 214.976,66

B4 6.014.710,48 61.473,64

184.427.075,83 1.128.488,54

2.6. Trajetória da Qualidade do Serviço

A Nota Técnica n° 0004/2016-SRD/ANEEL, de 22 de janeiro de 2016, apresentou a

proposta para os limites dos indicadores de continuidade da CAIUÁ, conforme exposto

na tabela abaixo, retirada do documento:

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TABELA 7 – PROPOSTA ANEEL PARA OS LIMITES

Chama a atenção a grande melhoria na entrega de Qualidade exigida pelo Regulador

em conjuntos elétricos da concessão, especialmente para o FEC, para o que é

necessária uma avaliação quanto à exequibilidade dos limites propostos, face o

desempenho atual da concessão e o plano de investimentos projetado para os

próximos anos, bem como as características locais e suas limitações à prestação do

serviço de distribuição.

O gráfico da folha 04 da Nota Técnica, reproduzido a seguir, permite verificar que a

proposta ora feita pela ANEEL é de uma forte redução, em cerca de 1/3, dos limites

regulatórios do indicador FEC até 2021:

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FIGURA 2 – PROPOSTA ANEEL PARA OS LIMITES

A concessão da CAIUÁ é atendida por oito pontos de suprimentos que derivam de

DIT’s, em tensões de 88 kV e 138 kV, todas pertencentes a CTEEP. As Linhas de

Distribuição acima de 69 kV, exclusive, representam 33,7% da extensão total do

sistema, os 66,3% restantes correspondem a linhas e redes de 69 kV e 34,5 kV. As

Redes de Distribuição 34,5 kV da CAIUÁ são utilizadas exclusivamente para alimentar

Subestações dos municípios de menor porte, representando 55% do sistema próprio

da distribuidora para o atendimento de subestações. O Gráfico 2 aponta como foi a

evolução dos indicadores de continuidade nos últimos anos na área de concessão,

momento em que o citado desafio imposto pela proposta de evolução dos limites, em

especial do FEC fica mais patente:

21

GRÁFICO 2 – EVOLUÇÃO DOS INDICADORES DA QUALIDADE NA CAIUÁ

Estratificando as causas mais impactantes nos desvios históricos dos indicadores de

continuidade na concessão, temos:

participação das interrupções com origem na supridora;

representatividade dos eventos climáticos (distribuição não programada);

obsolescência de grande parte de seus ativos, em especial do sistema de

transmissão;

baixo nível de automação do sistema elétrico da empresa.

Nos últimos anos, a CAIUÁ tem sofrido com o grande incremento das chuvas e ventos,

acompanhados de fortes descargas atmosféricas. Sem dúvida, estes fenômenos foram

os maiores responsáveis pelo incremento e desvio dos seus indicadores de qualidade.

Este maior grau de severidade climática trouxe efeitos danosos ao sistema elétrico,

muito em função da ocorrência do fenômeno El Niño.

No dia 27 de setembro de 2015, por exemplo, tempestade na região, caracterizada

por ventos fortes que chegaram a 86 km/h causou diversos problemas no sistema

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elétrico da CAIUÁ e provocou a queda de 07 torres de transmissão da CTEEP,

transmissora responsável pelo suprimento das SEs Presidente Venceslau, Presidente

Epitácio, Santo Anastácio, Piquerobi e Presidente Bernardes. Esta interrupção atingiu

os municípios de Presidente Venceslau, Presidente Bernardes, Santo Anastácio,

Presidente Epitácio, Caiuá e Piquerobi.

Neste período foram registradas 453 ocorrências de grande impacto no sistema

elétrico, oriundas de 5.692 reclamações advindas do sistema de atendimento ao

cliente (Call Center). Estas ocorrências atingiram 95.593 clientes, correspondente a

41,0% do total de clientes da concessão. O impacto no DEC e FEC da empresa foi

respectivamente 1,43 e 0,21 (apenas devido a essa causa externa e um único evento).

A seguir foto com exemplificando a intensidade do fenômeno ocorrido.

FIGURAS 3 E 4 – TORRES DA CTEEP ATINGIDAS PELO VENDAVAL

Além das causas atmosféricas os indicadores de qualidade da empresa continuaram

impactados pela obsolescência de grande parte de seus ativos, em especial do sistema

de transmissão. A empresa já identificou e priorizou através de sua metodologia de

manutenção preventiva (SOMA), os ativos que devem passar por substituição e/ou

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manutenção. Seu plano de investimentos e manutenções segue correndo

normalmente e trará resultados concretos já no próximo ano.

A falta de automação do sistema elétrico (Linhas de Distribuição, Redes de

Distribuição 34,5 kV e Subestações) contribui para o aumento do tempo de

atendimento das ocorrências. Com a automação das SEs, projeto em andamento, este

tipo de impacto será reduzido no futuro.

A CAIUÁ está realizando um conjunto de obras buscando o cumprimento dos

indicadores estabelecidos. No primeiro momento, o foco foi executar as obras de

limite de capacidade, (que não refletem, de imediato, em melhoria do indicador de

qualidade), dado o grande risco de perda de transformadores em subestações sem

contingência, por sobrecarga. Ou seja, parte dos recursos da concessão foram

drenados na chegada à empresa para fazer frente a necessidades de atendimento da

demanda reprimida.

Dentre as obras realizadas podemos destacar:

Substituição de dois Transformadores de Força 34,5 kV/11,4 kV-12,5 MVA cada

unidade, Subestação de Santo Anastácio. Os equipamentos só não entraram em

sobrecarga no início de 2014 em função da paralização temporária de uma

indústria do município, que poderia ter elevado o carregamento para 110%;

Substituição de Transformador de Força 88kV/34,5 kV - 30 MVA, na Subestação

P1 de Presidente Prudente. Permitir o remanejamento de cargas do Trafo 88

kV/34,5kV da SE Santo Anastácio, que atingiu 100% de carregamento;

Repotencialização dos Barramentos 15 kV das Subestações P4 e P5 em Presidente

Prudente. Os barramentos não comportavam a utilização da potência nominal

dos transformadores da Subestação. Potência reprimida de 10 MVA;

Instalação de Transformador de Força 69 kV/13,8 kV - 12,5 MVA, na Subestação

de Lucélia e 138 kV/11,4 kV - 30 MVA, na Subestação P4 de Presidente Prudente.

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Os investimentos realizados em 2015 e aqueles em curso, que trarão maior benefício

para a Qualidade dos Serviços, da CAIUÁ, são:

Instalação de Religadores com supervisão e operação remota na Rede de

Distribuição. As obras estão em curso com 54 unidades sendo instaladas e

integradas ao Centro de Operações. Como comparação, ao assumir a CAIUÁ, a

Energisa encontrou apenas 13 equipamentos funcionando, todos sem supervisão

e operação remota e alguns inoperantes.

O projeto de automação das redes, prioritário para a melhoria continua de seus

indicadores de qualidade, prosseguirá em 2016;

Automação das Subestações de Santo Anastácio, Adamantina, Lucélia, Alvares

Machado2, Alfredo Marcondes, Regente Feijó e Indiana. Com a conclusão dessa

fase a CAIUÁ passará a ter 68% das suas subestações automatizadas. Esse projeto

será finalizado em 2017, sendo a priorização das obras estabelecida pelas

subestações com maior impacto na qualidade dos serviços;

Modernização e Centralização, em Presidente Prudente, dos Centros de

Operações da Distribuição – COD´s das empresas da Energisa em São Paulo, com

imensos benefícios na redução dos tempos de atendimento aos clientes (TMA);

Construção de Linha de Distribuição 138 kV e Subestação 138 kV/11,4 kV - 30

MVA no município de Álvares Machado. São dois os principais objetivos da obra,

eliminar limite de capacidade do atendimento em 34,5 kV do município e

flexibilizar a operação e atendimento de cargas em áreas habitadas com forte

expansão de loteamentos e conjuntos habitacionais. Esta obra garantirá também

mais alternativas de manobras pela distribuição na região, em casos de

contingências.

Outra obra de grande importância para a CAIUÁ, em especial para a melhoria da

qualidade do produto e redução de perdas, é a regularização dos valores de fator de

potência no sistema da distribuidora. Trata-se de um grave problema encontrado pela

25

Energisa, uma vez que o antigo controlador não priorizou essa necessidade e os

valores de fator de potência encontravam-se muito baixos.

Já foram instalados 60 bancos de capacitores fixos (28,2 MVAr) na rede de distribuição

e está sendo finalizada a instalação de 11 bancos de capacitores fixos e automáticos

(15 MAVr) nas subestações.

Além das obras acima, a mudança do Nível de Operação de 88 kV para 138 kV da

Subestação de Presidente Epitácio e da Linha de Distribuição Presidente Venceslau -

Presidente Epitácio, melhorou as condições de restabelecimento das cargas atendidas

pelo Auto-Trafo 138kV/88kV-60 MVA instalado na Subestação Presidente Venceslau,

em caso de algum sinistro no equipamento, bem como eliminará a situação de

carregamento que há atualmente.

Diante da evolução dos limites para os indicadores de Qualidade do Serviço e das

condições do contrato de concessão prorrogado, a CAIUÁ vem buscando ações e planos

adicionais, com objetivo de trazer mais rapidamente seus indicadores de

continuidade para dentro dos patamares desejados.

Em relação à manutenção, a empresa, além das ações do programa de manutenção

de subestações, linhas e redes de distribuição, direcionou algumas medidas adicionais

para atuar nas causas mais ofensoras para os indicadores de Qualidade do Serviço.

A maior parte das interrupções na média tensão tem como causa as árvores. Diante

deste fato, a empresa ampliou em 75% a força de trabalho dedicada a poda e limpeza

de faixa. Conta hoje com 07 equipes direcionadas a esta atividade. Além disso, a

empresa vem realizando ações junto às prefeituras para, com parceria na retirada de

galhos, liberar recursos das equipes de podas e incrementar o volume dessa atividade.

Outra medida é a intensificação de inspeções em alimentadores, especialmente em

trechos onde está havendo repetibilidade na atuação de equipamentos de proteção,

26

caracterizados como defeitos transitórios, colocando as equipes de Linha Viva

direcionadas para atuar nestes locais.

Outra medida é a instalação maciça de espaçadores nas redes de baixa tensão,

necessário inclusive pelo fato das podas estarem sendo feitas com retirada de pouco

volume de galhos. As árvores da região na área urbana, principalmente as Sibipirunas,

Chapéu de Sol e Oitis, apresentam difícil convivência com a rede, por serem de grande

porte e apresentarem conformação de copa que com os ventos fazem os galhos

tocarem na rede elétrica, provocando muitas interrupções, mesmo em baixas

condições de ventos. Por isso a definição por esta solução, além do incremento de

uso de redes protegidas e multiplexadas, agora padrão para as novas redes.

Foi também contratada a empresa Powerscan para apoiar nas inspeções termográficas

e acelerar a localização de pontos quentes nas redes, já que especificamente na

CAIUÁ está ocorrendo um volume anormal de ocorrências devido à falha em conexões.

Em 2015 foram inspecionados 750 km de alimentadores urbanos, com 483 pontos

quentes identificados:

FIGURAS 5 E 6 – INSPEÇÃO TERMOGRÁFICA E CONEXÕES SUBSTITUÍDAS

Outra medida adicional é a aquisição e instalação de 08 chaves fusíveis repetidoras

de 03 estágios e religadores monofásicos eletrônicos nos principais ramais rurais da

empresa, que aliadas a novos estudos de coordenação e seletividade nos

27

alimentadores, irá resultar no aumento da confiabilidade e diminuição no tempo

médio de atendimento aos clientes das áreas rurais.

Finalmente a empresa duplicou no segundo semestre de 2015 o quantitativo de

equipes de construção e manutenção, de forma a acelerar o benefício das obras e

manutenções em curso.

Portanto, é entendimento da CAIUÁ que as ações de cunho estrutural para a melhoria

da Qualidade do Serviço estão sendo implementadas em ritmo e volume diferenciados

e produzirão os resultados esperados na melhoria dos indicadores, embora no curto

prazo aspectos atinentes às condições climáticas, desligamentos associados às obras

em andamento e especificidades da concessão (arborização, automação) possam

afetar o cumprimento das metas.

Apesar do rol de ações em andamento na distribuidora existe grande preocupação

associada à entrega da Qualidade do Serviço proposta pelo Regulador para os

próximos anos da concessão. A análise fica ainda mais restritiva se verificarmos as

exigências feitas para a melhoria do FEC, considerando o V8 adotado pelo Regulador,

como segue:

TABELA 8 – ANÁLISE DOS LIMITES CONSIDERANDO O V8

28

Nota-se pela tabela anterior que os benchmarkings adotados em V8 chegam a

patamares extremamente baixos, de até 03 interrupções de FEC. Ao se criar a

trajetória dos próximos 05 anos com vistas ao atingimento do V8 obtém-se uma forte

redução dos limites de FEC, de cerca de 1/3 dos limites atuais em 2016 até 2021.

Ou seja, a ANEEL ao rodar a Metodologia de Análise Comparativa de Desempenho está

mirando um FEC de 4,1 interrupções em 2024. E esta mirada impõe uma série de

desafios em relação às ações/investimentos que precisam ser realizados pela

distribuidora para fazer frente a melhoria da Qualidade proposta.

Entendemos que a adoção da metodologia estatística da ANEEL considera a utilização

de critérios padronizados para a fixação da trajetória dos indicadores para as

distribuidoras em todo o país. Contudo, é nossa avaliação que a inexistência de

sistemática complementar de avaliação do trade-off qualidade x tarifas pode implicar

na definição de uma evolução dos serviços não prudente ou recomendável para a

concessão e para a modicidade das tarifas.

Ou seja, existe uma definição de limites de continuidade que considera os resultados

estatísticos da comparação de desempenho entre conjuntos elétricos, mas não existe

uma segunda avaliação quanto aos investimentos/ações que terão que ter lugar para

fazer frente a tais exigências e em quanto isso onerará o consumidor final.

Essa pergunta simplesmente não tem lugar no marco regulatório atual. Assume-se que

os limites de continuidade da rodada do método dinâmico serão alcançados e ponto

final, não existe a investigação do plano de investimentos e seus resultados tanto

para o serviço quanto para as tarifas do consumidor. Esse é um ponto, sabidamente,

a ser aprimorado na atual regulamentação.

No caso específico da CAIUÁ, nossa avaliação é que a trajetória proposta para o FEC

representa uma melhoria da Qualidade do Serviço em ritmo extremamente acelerado,

que coloca em xeque a capacidade da distribuidora em, concomitantemente:

29

Atender a melhoria da Qualidade do Serviço;

Fazer frente a todas as outras obrigações da concessão, como por exemplo, ligar

novos consumidores, atender pedidos de aumento de demanda, expandir o

serviço, atender a Qualidade do Produto, prestar o atendimento comercial,

dentre outros;

Atender as metas de sustentabilidade e de eficiência econômico-financeira do

novo contrato de concessão, em que o nível de endividamento é peça importante

no processo e

Combater perdas não técnicas.

No Plano de Recuperação de Falhas e Transgressões, aprovado pela ANEEL para fins de

tomada do controle do Grupo Rede pela Energisa, foi feito um levantamento dos

investimentos necessários para atender a evolução da concessão, até 2025. Tais

investimentos deveriam contemplar:

Expansão do Mercado: construção de linhas de distribuição de Alta Tensão para

conexão com os novos pontos de suprimentos da Rede Básica a serem instalados

no período; ligação de novos consumidores.

Melhoria, Reforço e Renovação do Sistema Elétrico: ampliação de subestações;

automação de subestações e alimentadores; construção de alimentadores,

linhas e subestações; construção de alimentadores; substituição de

equipamentos (religadores, disjuntores, relés, etc.).

Combate a Perdas Não Técnicas para atingir a trajetória regulatória: blindagem

de circuitos e consumidores; instalação de medição fiscal em transformadores

de distribuição.

Melhoria de Processos e Infraestrutura: aquisição de veículos para substituição de

veículos locados e renovação da frota existente; ampliação e modernização dos

equipamentos de TI e Telecom; ampliação da rede de comunicação de dados e voz

no interior do Estado.

30

O gráfico abaixo mostra e evolução desses investimentos:

GRÁFICO 3 – EVOLUÇÃO DOS INVESTIMENTOS NA CAIUÁ PREVISTOS NO PLANO DE

RECUPERAÇÃO

A partir da apresentação da proposta da ANEEL para a evolução do indicador FEC no

próximo ciclo tarifário, novo desafio foi colocado para a área de planejamento do

Grupo Energisa: qual o investimento necessário para atingimento das metas de FEC

propostas pela ANEEL?

Em resumo, nossos estudos indicam que seria necessário investir no período 2017-

2024, apenas na continuidade do serviço, cerca de R$ 110 milhões e em apenas 08

dos 13 conjuntos elétricos (a preços de 2016) da listagem, para que os patamares de

FEC sugeridos pudessem ser alcançados pela distribuidora.

Pelo gráfico acima, é possível observar que esse nível de investimento drenaria

enorme parcela das disponibilidades de recursos da distribuidora, lembrando que

31

além de cuidar do FEC dos 08 conjuntos elétricos a distribuidora ainda teria que arcar

com as demais responsabilidades enquanto concessionária. Ainda precisa ligar novos

consumidores, atender seus pedidos de aumento de carga, ter estrutura de

atendimento comercial, combater perdas, etc.

No desenvolvimento do trabalho - de levantamento dos investimentos necessários ao

atendimento da proposta da ANEEL - algumas premissas foram adotadas para

representar estimativas de ganhos de FEC, com obras de construção de uma nova SE

com alimentadores, recondutoramento de rede convencional por rede compacta,

melhoria dos processos (manutenção, operação, equipes de campo), obras de

fechamento de anel 34,5 kV e 138 kV.

Posteriormente, procedeu-se a uma avaliação por conjunto elétrico. Nesses casos, foi

observado que os níveis de melhoria do FEC exigidos levavam a necessidades de obras

estruturantes, de maior representatividade, uma vez que seria difícil atingir os

padrões com obras de menor impacto. De fato, a mirada no V8 leva a uma necessidade

de se repensar todo o fornecimento de energia elétrica na concessão, em especial a

topologia das redes de AT e MT, ampliando as opções de alimentação e manobra.

Nas SEs Adamantina e Lucélia, cujas variações no FEC são expressivas até o V8, as

seguintes obras se mostram necessárias, com investimentos nos conjuntos de

aproximadamente R$ 17,3 milhões:

Construção de uma nova SE 138/13,8 kV – 25/30 MVA – R$ 7 milhões;

Construção de 04 km de LD 138 kV circuito duplo para atendimento à nova SE –

R$ 2,5 milhões;

Construção de 05 novos alimentadores - R$ 1,4 milhões;

Instalação de 03 religadores de linha por alimentador nos novos alimentadores

(15 religadores no total) - R$ 1 milhão;

Instalação de 20 religadores de linha nos alimentadores antigos – 1,2 milhões;

32

Recondutoramento de 70 % da rede urbana de Lucélia e Adamantina de rede

convencional para rede compacta (80 km) – R$ 4,2 milhões.

Já no conjunto Osvaldo Cruz, a evolução da Qualidade demandaria as seguintes obras,

representando R$ 4,3 milhões:

Instalação de 20 religadores de linha – 1,2 milhões;

Recondutoramento da 80 % da rede urbana de Osvaldo Cruz, Inúbia Paulista e

Parapuã de rede convencional para rede compacta (70 km) – R$ 3,1 milhões.

No caso do conjunto elétrico Presidente Prudente 1 a evolução requerida também é

expressiva, cerca de R$ 33 milhões, sendo recomendadas as seguintes obras para que

se conseguisse efetivamente alcançar o novo padrão exigido:

Construção de 14 km de LD 34,5 kV no trecho entre a SE Alfredo Marcondes e a

SE Eneida - R$ 520 mil;

Construção de 11 km de LD 34,5 kV no trecho entre a SE Eneida e a SE Caiabu -

R$ 410 mil;

Construção de 2 bay 34,5 kV SE Eneida – R$ 600 mil;

Construção de 1 bay 34,5 kV SE Caiabu – R$ 300 mil;

Construção de 1 bay 34,5 kV SE Alfredo Marcondes – R$ 300 mil;

Construção de 1 bay 138 kV SE Eneida – R$ 500 mil;

Transformador de Força 138/34,5 kV – 10/12 MVA – R$ 2 milhões;

Automação dos bays – R$ 750 mil.

Construção da SE Regente Feijó 88/11,4 kV – 5,3 milhões;

Construção de 9 km de LD 88 kV circuito duplo para atendimento à nova SE – 5,7

milhões;

Construção de 5 novos alimentadores - R$ 1,4 milhões;

Instalação de 3 religadores de linha por alimentador nos novos alimentadores

(15 religadores no total) - R$ 1 milhão.

33

Instalação de 70 religadores de linha – 4,2 milhões;

Recondutoramento da rede urbana do conjunto de Presidente Prudente 1 de

rede convencional para rede compacta (80 km) – R$ 4,2 milhões.

Construção de um bay na SE Presidente Prudente CTEEP 138 kV – R$ 500 mil;

Construção de um bay na SE Presidente Prudente CTEEP 11,4 kV – R$ 250 mil;

Transformador de Força 138/11,4 kV – 10/12 MVA – R$ 2 milhões;

Automação dos bays – R$ 500 mil;

Construção de 5 novos alimentadores - R$ 1,4 milhões;

Instalação de 3 religadores de linha por alimentador nos novos alimentadores

(15 religadores no total) - R$ 1 milhão.

Para os conjuntos elétricos Presidente Prudente 3, 4 e 5, temos as seguintes obras,

totalizando um investimento de R$ 46,4 milhões:

Construção da SE P6 138/11,4 kV – 25/30 MVA – R$ 6 milhões;

Construção de 4 km de LD 138 kV circuito duplo para atendimento à nova SE –

R$ 2,5 milhões;

Construção de 40 km de LD 138 kV para fechamento de um anel 138 kV nas SEs

P1-P3-P4-P5-MachadoII-P6 – R$ 15 milhões;

Repotencializar a SE Presidente Prudente P1 – R$ 10 milhões;

Recondutoramento da rede urbana do conjunto de Presidente Prudente 3 de

rede convencional para rede compacta (140 km) – R$ 7,8 milhões;

Instalação de 85 religadores de linha (aproximadamente 1000 clientes por

religador) – 5,1 milhões.

E por fim, o conjunto Presidente Venceslau requereria obras totalizando R$ 7,2

milhões:

Instalação de 40 religadores de linha – 1,8 milhões;

34

Recondutoramento da rede urbana de Presidente Venceslau de rede

convencional para rede compacta (100 km) – R$ 5,4 milhões.

Para fins de comparação em relação ao impacto desse investimento previsto,

lembramos que na 4ª Revisão Tarifária Periódica é expectativa da distribuidora de

obter uma Base de Remuneração Líquida de cerca de R$ 150 milhões. Ou seja, o

investimento apenas para atender o FEC em 08 anos para os conjuntos elétricos acima

listados, significaria atingir algo em torno de 75% da BRR Líquida atual. Considerando

os resultados da revisão tarifária vigente, esse conjunto de investimentos implicaria

em impacto tarifário adicional ao consumidor da ordem de 6 %, segundo nossas

projeções.

Não discutimos a necessidade dessas obras e nem a obrigação da distribuidora em

executá-las na área de concessão. O que queremos colocar para a apreciação do

Regulador é nosso entendimento que a trajetória sugerida para o FEC impõe uma

velocidade maior no ritmo de investimentos na concessão que causará impacto

tarifário elevado para os consumidores e pressão sobre os indicadores econômico-

financeiros da distribuidora.

O pleito da CAIUÁ, no âmbito dessa contribuição para a Audiência Pública, é para que

seja dada uma maior cadência aos limites do indicador FEC, possibilitando a

distribuidora executar as obras necessárias à evolução da prestação do serviço na

concessão com maior equilíbrio e razoabilidade, observando as métricas de

sustentabilidade e eficiência econômico-financeira, além de mitigar os impactos para

a modicidade das tarifas.

As tabelas a seguir resumem a proposta da Energisa que objetiva alcançar esse

equilíbrio das ações. Inicialmente, nos campos em verde, trabalhamos a revisão das

propostas para o V8. Posteriormente, ajustamos esses reflexos nas trajetórias dos

anos anteriores, diminuindo a velocidade da melhoria exigida e consequentemente

favorecendo um cenário gradativo de execução de obras na concessão:

35

TABELAS 9 E 10 – PROPOSTA PARA EVOLUÇÃO DO LIMITE DO INDICADOR FEC NA

CONCESSÃO

Mais uma vez, destacamos nossa leitura de que tal ajuste na proposta é fundamental

para torná-la compatível com as exigências na esfera da Qualidade do Serviço e

adequada em termos de impacto final para os consumidores da concessão.

Em relação ao DEC, embora seja entendimento da distribuidora que os limites

regulatórios ora propostos pela ANEEL para seus conjuntos elétricos trazem desafios

relevantes para os próximos anos, existe a confiança de que as fortes ações colocadas

em curso pelo Grupo Energisa sejam capazes de reverter os problemas atuais

vivenciados, garantindo uma realização de indicadores de continuidade melhores,

evitando os graves riscos associados às penalizações por descumprimento dos padrões

da Qualidade do Serviço, em especial o vultoso pagamento de compensações aos

consumidores e o risco de perda do contrato de concessão prorrogado.

36

Por fim, em atenção ao item 2.5 da Seção 8.2 dos Procedimentos de Distribuição –

PRODIST informamos que não houve alteração permanente na configuração do

sistema que acarrete mudanças nos conjuntos elétricos.