Nova Friburgo, 05 de maio de 2008. Ref.: VPR/CENF-62 ...modelo da Empresa de Referência (ER)...

Nova Friburgo, 05 de maio de 2008. Ref.: VPR/CENF-62 Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL Brasília - Distrito Federal Att.: Dr. Davi Antunes Lima

Superintendente de Regulação Econômica – SRE Assunto: Manifestação da Energisa Nova Friburgo– ENF (antiga CENF) à proposta de reposicionamento tarifário apresentada na Audiência Pública nº 025/2008. Prezado senhor, Estamos encaminhando, em anexo a este Ofício, a contribuição da Energisa Nova Friburgo – ENF (antiga CENF) à proposta de reposicionamento tarifário relativo à 2º Revisão Tarifária Periódica desta empresa. Colocamo-nos à disposição para os esclarecimentos necessários ao tempo que renovamos nossos votos de estima e consideração. Respeitosamente, Danilo de Souza Dias Diretor de Assuntos Regulatórios e Estratégia

Mercado

Considerações Gerais sobre os Modelos da ANEEL: A despeito das limitações reconhecidas pela própria Agência na nota técnica 351/2007, A ANEEL se utilizou exclusivamente de modelos univariados do tipo SARIMA ao propor o mercado da ENERGISA Nova Friburgo - ENF para os próximos 4 anos tarifário, não fazendo uso das demais metodologias (cointegração e ADL) propostas pela própria agência na referida nota técnica. Da mesma forma a ANEEL não introduz nos seus modelos variáveis explicativas apesar de reconhecer, que as mesmas, em geral contribuem para uma melhor especificação dos modelos. Dessa forma a ANEEL não atenta para a sua própria recomendação de que tanto modelos univariados quanto multivariados devam ser testados com citado nos itens 58 e 62 da referida nota técnica (grifo nosso) onde diz:

“(...)Um ponto importante a ressaltar é que a ANEEL deve contar com o maior número de procedimentos válidos, com o intuito de se posicionar da melhor forma possível quando a coerência das informações fornecidas pelas concessionárias. (...)” “(...) O entendimento presente neste anexo de que devem ser testadas tanto as opções de modelos univariados, como as de modelos multivariados, se baseia no fato de que existe um trade-off entre estimar um modelo multivariado de forma precisa e estimar um modelo univariado de forma a não considerar as inter-relações existentes entre as variáveis.(...)”

Do ponto de vista da concessionária, a não observância desse ponto amplifica o risco de que períodos recentes de recuperação mais acentuadas sejam considerados movimentos permanentes de longo prazo, já que modelos univariados tendem a dar maior peso as observações recentes. Embora as previsões da concessionária encontrem-se dentro do intervalo de confiança dos modelos da ANEEL, as previsões adotadas foram as propostas pela Agência, o que no

entender da concessionária impôs um risco elevado de sobre estimação do mercado. Isso é particularmente relevante para a classe Industrial, em virtude principalmente das questões detalhadas abaixo. Comentários as proposta de mercado da ANEEL para as classes Residencial e Rural

Classe Residencial O mercado para classe residencial apresentado pela ANEEL eleva as taxas de crescimento da classe Residencial para os próximos cinco anos tarifários de uma média de 2,9% a.a. (proposta da ENF) para 3,5% a.a. (proposta da ANEEL). Essa nova projeção, no entanto eleva a expectativa de consumo para os próximos anos a patamares bem superiores aos observados nos últimos anos. Nos últimos 6 anos (ano tarifário), o crescimento médio da classe ficou negativo em -1,1% e mesmo considerando apenas o período pós-racionamento, a taxa foi de +1,6%, crescimento bem abaixo do proposto pela ANEEL. Embora no último ano tarifário tenhamos observado um crescimento da ordem de 4% e as projeções apontem para um crescimento nesse patamar no ano tarifário findo em maio de 2008, esse resultado nos parece mais conseqüência de forte elevação no nível

Classe jun/2007 - mai/2008

jun/2008 - mai/2009

jun/2009 - mai/2010

jun/2010 - mai/2011

jun/2011 - mai/2012

Média

Rev. Tarifária3,9% 2,4% 2,8% 2,6% 2,6% 2,9%

ANEEL4,0% 3,3% 3,5% 3,3% 3,2% 3,5%

Classe jun/2001- mai/2002

jun/2002- mai/2003

jun/2003- mai/2004

jun/2004 - mai/2005

jun/2005 - mai/2006

jun/2006 - mai/2007 Média

Média Pós

Racionamento

Residencial -25,2% 17,1% 0,9% -0,6% 2,2% 4,1% -1,1% 1,6%

de emprego na região nos últimos anos que por uma mudança estrutural do consumo da classe na região. Considerando a média dos últimos 10 anos, excluindo o ano de 2001, a região apresentou alta no nível de emprego de 2,2% ao ano. Embora 2005 e 2006 tenham sido períodos bastante favoráveis, em 2007 já se verificou uma desaceleração na taxa de crescimento do emprego, com a volta do mesmo aos patamares históricos. Classe Rural O mercado para classe Rural apresentado pela ANEEL eleva as taxas de crescimento da classe para os próximos cinco anos tarifários de uma média de 2,2% a.a. (proposta da ENF) para 4,6% a.a. (proposta da ANEEL).

Nível de Emprego (% ao ano)

2,04,3

-4,2

18,8

-5,2

1,22,9

8,2 6,9

2,6 3,0 2,91,5 2,0 2,6

19

98

19

99

20

00

20

01

20

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11

20

12

Classe jun/2007 - mai/2008

jun/2008 - mai/2009

jun/2009 - mai/2010

jun/2010 - mai/2011

jun/2011 - mai/2012

Média

Rev. Tarifária6,1% 1,9% 1,0% 1,0% 1,2% 2,2%

ANEEL6,9% 3,5% 4,7% 3,9% 4,0% 4,6%

A classe Rural apresentou média de crescimento de apenas 0,8% desde 2001 e mesmo considerando apenas o período pós-racionamento, verificou-se crescimento de 2,4%, quase metade da média prevista pela ANEEL. Além disso, a taxa do último ano tarifário (jun/06 a mai/07) esta fortemente influenciado por ações de recuperação de perdas na região de Vargem Alta que provocaram um adicional de 522 MWh relativos a cobrança retroativa de consumo durante o período da fraude. Excluindo-se esse efeito o consumo rural teria crescido no período tarifário findo em maio de 2007 apenas 2% e não 9,7% o que reduziria ainda mais a taxa de crescimento média no período pós-racionamento.

Classe jun/2001- mai/2002

jun/2002- mai/2003

jun/2003- mai/2004

jun/2004 - mai/2005

jun/2005 - mai/2006

jun/2006 - mai/2007 Média

Média Pós

Racionamento

Rural -15,9% 13,6% -2,9% 2,7% 0,4% 9,7% 0,8% 2,4%

Custos Operacionais Eficientes

1

1. INTRODUÇÃO.......................................................................................................... 3

2. DADOS DE ENTRADA ........................................................................................... 6

2.1. Classificação dos clientes urbanos e rurais ....................................................................6

3. CUSTOS DE REFERÊNCIA ..................................................................................... 8

3.1. Treinamento NR-10 ............................................................................................................8

3.2. Área comercial ................................................................................................................10 3.2.1. Quantidade de outros documentos........................................................................10

3.3. Edificações e móveis ......................................................................................................11 3.3.1. Ergonomia NR-17 .........................................................................................................11

3.4. Veículos ............................................................................................................................13 3.4.1. Horas de utilização dos veículos comerciais ..........................................................13 3.4.2. Combustível para Veículo Leve................................................................................14 3.4.3. Veículo de Linha Viva.................................................................................................14 3.4.4. Indexação de Preços e Adaptação de Veículos .................................................15

3.5. Telecomunicações ..........................................................................................................16

3.6. Materiais de Tarefas.........................................................................................................16 3.6.1. Incidência do ICMS.....................................................................................................16

4. DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS ..................................... 18

4.1. Estrutura de pessoal de sede central.............................................................................18 4.1.1. Ouvidoria ......................................................................................................................18 4.1.2. Gerência de Regulação............................................................................................18 4.1.3. Gerência de Orçamento...........................................................................................20 4.1.4. Gerência de Manutenção ........................................................................................21 4.1.5. Meio Ambiente ............................................................................................................21

4.2. Processos de O&M...........................................................................................................23 4.2.1. Substituição de Poste em Redes de Baixa e Média Tensão ................................23 4.2.2. Tarefas de Linha Viva..................................................................................................24 4.2.3. Tempo médio de deslocamento..............................................................................24 4.2.4. Equipes de Linha Viva.................................................................................................26

4.3. Processos Comerciais .....................................................................................................27 4.3.1. Tarefas comerciais.......................................................................................................27 4.3.2. Tarefas de faturamento..............................................................................................28 4.3.3. Teleatendimento (call center) ..................................................................................30 4.3.4. Supervisão de Tarefas Comerciais e de Faturamento..........................................32 4.3.5. Produtividade das equipes de inspeção e regularização de perdas ...............33

4.4. Custos adicionais.............................................................................................................34 4.4.1. Exames periódicos.......................................................................................................34

2

4.4.2. Publicações Legais......................................................................................................35

4.5. Custos não reconhecidos ...............................................................................................36 4.5.1. SE móvel ........................................................................................................................36 4.5.2. Medição de fronteira..................................................................................................37 4.5.3. Sistemas de Informática .............................................................................................38 4.5.4. Custos de referência da Área Administrativa para pessoal de Teleatendimento ...........................................................................................................................39 4.5.1. Estacionamento dos Veículos dos Processos Comerciais e de O&M ................40

5. ANEXO I – QUADRO COM ATUALIZAÇÃO DOS CONSUMIDORES – ENERGISA NOVA FRIBURGO ................................................................................... 42

3

1. INTRODUÇÃO Na proposta apresentada, o regulador reconhece custos operacionais de R$ 21,6 milhões (a preços de Janeiro de 2008) para o ano teste. Este patamar resulta em uma redução de 17,6 % em relação ao custo regulatório reconhecido na tarifa do último ano tarifário (junho de 2007 a maio de 2008). O gráfico a seguir apresenta a evolução dos custos operacionais reconhecidos na tarifa no primeiro ciclo comparado com as propostas da ANEEL.

26,2

21,6

23,724,5

25,326,2

10

13

16

19

22

25

28

31

Jun 2004 aMai 2005

Jun 2005 aMai 2006

Jun 2006 aMai 2007

Jun 2007 aMai 2008

2ª RTP

Milh

ões

Evolução dos custos operacionais(moeda de janeiro/ 2008)

Neste texto serão abordados os resultados da análise dos custos operacionais eficientes relativos à área de concessão da ENERGISA Nova Friburgo calculados utilizando o novo modelo da Empresa de Referência (ER) apresentado na Nota Técnica n° 352 / 2007. Como o modelo encontra-se ainda em processo de audiência pública, a ENERGISA Nova Friburgo se reserva a possibilidade de ampliar a seguinte manifestação. A seguir, apresenta-se a caracterização da área de concessão e os pleitos específicos1 para a Empresa de Referência.

1 Os pleitos expostos aqui não levam em conta o efeito acumulativo, ou seja, os valores apresentados para cada item são calculados desconsiderando-se os demais itens pleiteados.

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ÁREA DE CONCESSÃO A ENERGISA Nova Friburgo realiza o fornecimento de energia elétrica no Município de Nova Friburgo, situado na região serrana do estado do Rio de Janeiro. A extensão total da sua área de concessão é de 939 km² com cerca de 88.000 consumidores atendidos, o que decorre no fornecimento de energia elétrica a uma população de 177.376 habitantes.

Em 27 de junho de 1997, o controle acionário da ENERGISA Nova Friburgo foi adquirido pela Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, atual ENERGISA Minas Gerais, que vem desde então realizando a gestão da empresa. A ENERGISA Nova Friburgo atende a todo o mercado de distribuição de energia elétrica do município de Nova Friburgo, maior cidade em área da Região Serrana do Estado do Rio de Janeiro e a segunda maior cidade em população, situada a 846 metros acima do nível do mar. O município tem cerca de 10% de seus domicílios classificados, segundo o IBGE, como de uso ocasional, o que demonstra o forte perfil turístico local. Em 2006, a ENERGISA Nova Friburgo forneceu 275 GWh a seu mercado cativo dos quais 46,5% para o mercado residencial, 17,8% para o mercado industrial e 20% para o mercado

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comercial. No estado do RJ a proporção é bastante semelhante, sendo o mais significativo o residencial, com 40% do consumo, seguido do comercial, com 18% e 16% para o industrial. PRINCIPAIS FATORES DIFICULTADORES A ENERGISA Nova Friburgo conta com áreas de preservação ambiental pertencentes ao Sistema Nacional de Unidades de Conservação de Natureza – SNUC, com as seguintes observações:

• 29,36% da área de concessão da ENERGISA Nova Friburgo, o que equivale a 274 km² (duzentos e setenta e quatro quilômetros quadrados), são áreas de preservação ambiental pertencentes ao SNUC.

• Do ponto de vista de construção de linhas elétricas, o alto índice de ocupação das áreas pertencentes ao SNUC na área de concessão da ENERGISA Nova Friburgo, caracteriza um dificultador, pois, em função da pressão exercida pelos órgãos ambientais da região, via de regra, faz-se necessário construir tais linhas nos cursos das estradas existentes, quando estas existem, e/ou construí-las no contorno das áreas de preservação, fato este que onera demasiadamente os custos destas obras em função do grande número de estruturas necessárias e com pagamentos de servidão de passagem aos proprietários destas regiões.

• O relevo da região é marcadamente ondulado, com estreitos vales e abismos profundos, formando um conjunto de cones de forma e tamanho desiguais com altitude variando entre 880 e 1.720m, fatores estes que caracterizam dificuldades quando da construção de linhas elétricas. A figura abaixo mostra o relevo do Estado do Rio de Janeiro e em detalhe a principal formação rochosa da região onde a ENERGISA Nova Friburgo realiza o fornecimento de energia elétrica.

• Há de se destacar ainda as más condições das estradas secundárias da região e o difícil acesso às localidades em função do relevo, fatores que acarretam elevado custo de O&M e elevado tempo de atendimento às ocorrências na rede elétrica da região.

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2. DADOS DE ENTRADA

2.1. Classificação dos clientes urbanos e rurais Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A concessionária deverá informar o número unidades consumidoras faturadas, fazendo a distinção daquelas situadas no meio urbano e no meio rural. Em forma contributiva, segue a segregação realizada pela ENERGISA Nova Friburgo:

• Localizam-se através do sistema georeferenciado todos os consumidores da área de concessão e todas as fronteiras dos municípios;

• Em seguida, localizam-se as áreas urbanas através das informações constantes no IBGE e mapeia através de poligonais, definindo, assim as áreas urbanas;

• A área não delimitada como urbana e que se encontra dentro do município é considerada como meio rural;

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• Adicionalmente, foram elencados cinco parâmetros referentes à localização da unidade consumidora, de forma que se possa aferir as características do atendimento e classificar esse atendimento no meio rural. Isso porque existem localidades que apesar de serem classificadas pelo IBGE como urbanas são nitidamente rurais. É necessário atendimento de quatro dos cinco parâmetros para que haja migração de localidade urbana para rural. Os parâmetros são:

o Distância em relação à sede do Município: uma das características que mais afetam os custos operacionais de atendimento é à distância a ser percorrida para executá-lo. Como referência definiu-se que um distrito ou agrupamento de consumidores localizados a mais de 5 km da sede do município preenche a condição necessária para uma possível classificação como atendimento rural.

o Acesso através de estradas não pavimentadas: esse parâmetro é um dos grandes definidores da classificação como atendimento em área rural. As estradas não pavimentadas são características de áreas menos urbanizadas, longas distâncias e constituem-se num dos principais custos operacionais para atendimento;

o Alimentação elétrica a partir de linha de distribuição rural: As linhas de distribuição normalmente têm trajeto no meio rural, em áreas de difícil acesso, seja em condição de tempo normal, pelos aclives e pouca estrutura das estradas, seja em condições de tempo adverso, onde os custos e riscos do atendimento são intensificados;

o Trajeto da linha de distribuição em área rural, sem acesso por estrada pavimentada: Esse parâmetro visa estabelecer uma dosimetria na classificação de atendimento, pois há casos (raros) onde a linha de distribuição corre próxima a estrada pavimentadas, reduzindo custos de atendimento.

o Economia da região: esse parâmetro visa caracterizar efetivamente se a região, localidade ou distrito tem na atividade rural sua base de sustentação e se positivo as propriedades tendem a ter características geoelétricas de atendimento rural

Essa classificação mais apurada dos critérios de localização dos consumidores em meio urbano e rural, cujo resultado se encontra no Anexo I, provoca um aumento de R$ 132.685 nos custos anuais da Empresa de Referência.

AtividadesPessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Total

Estrutura Central R$ 10.310.016 R$ 1.304.767 R$ 10.310.016 R$ 1.304.768 R$ 0 R$ 0 R$ 0Processos de O&M R$ 761.765 R$ 1.155.658 R$ 761.943 R$ 1.153.934 R$ 179 -R$ 1.724 -R$ 1.545Processos Comerciais R$ 1.879.991 R$ 1.868.337 R$ 1.993.387 R$ 1.886.856 R$ 113.396 R$ 18.520 R$ 131.915Custos Adicionais R$ 98.071 R$ 1.972.421 R$ 99.773 R$ 1.973.033 R$ 1.703 R$ 612 R$ 2.315TOTAL R$ 13.049.843 R$ 6.301.183 R$ 13.165.119 R$ 6.318.591 R$ 115.277 R$ 17.408 R$ 132.685

Aneel Pleito Diferença

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3. CUSTOS DE REFERÊNCIA

3.1. Treinamento NR-10 Proposta ANEEL: O montante de 1,5% sobre o salário nominal é utilizado como driver para o cálculo dos custos relacionados à capacitação dos funcionários, incluindo os treinamentos de origem específica. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A norma regulamentadora 10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade foi estabelecida por Portaria do Ministério do Trabalho e Emprego, publicado no Diário Oficial da União em dezembro de 2004. A aplicação da norma exige grandes despesas devido à necessidade da introdução de novas tecnologias, novos materiais, novas vestimentas de trabalho e por gerar mudanças significativas na organização do trabalho implicando tanto na contratação de profissionais qualificados como na reciclagem dos atuais. Conforme detalhado na Norma Regulamentadora nº10 de segurança em instalações e serviços em eletricidade, os trabalhadores que realizam intervenções em instalações elétricas com tensão igual ou superior a 50 Volts em corrente alternada ou superior a 120 Volts em corrente contínua devem receber a cada 2 anos trabalhados os seguintes treinamentos de segurança:

Cursos Realizados Carga Horária (horas) Custo Unitário (R$ / funcionário)Eletricista NR-10 Básico 40 251,93Eletricista NR-10 Complementar 40 253,96TOTAL NR-10 80 505,89 Uma vez que os treinamentos são realizados a cada dois anos, estimou-se o custo anual com base em uma carga horária de 40 horas, chegando-se ao valor médio de R$ 252,94 por funcionário. Os empregados da empresa de referência que devem realizar estes treinamentos estabelecidos na NR-10 são todos aqueles que interajam, direta ou indiretamente, em instalações elétricas e serviços com eletricidade. O quadro a seguir mostra a quantidade de funcionários por função da ER que devem realizar o treinamento:

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Função ENERGISA

N.F. Ajudante de Eletricista 10 Eletricista 70 Eletricista Linha Viva 13 Engenheiro de Medição Pleno 2 Engenheiro de Manutenção Pleno (MT e BT) 5 Engenheiro de Operação Pleno 5 Técnico de Medição 8 Técnico de Operação 15

Total 128 A aplicação do custo unitário médio por funcionário à quantidade total de funcionários sujeitos à NR-10 resulta em um custo total de R$ 32.376 com o referido treinamento. Adicionalmente, o modelo de Empresa de Referência considera na aba “Índice” o montante de 1,50% sobre o salário nominal para a realização de capacitações em todos os seus funcionários. Isto equivale a aproximadamente 26 horas de trabalho por ano, tempo insuficiente para realizar os treinamentos no corpo de funcionários sujeitos à NR-10. Desta forma, solicita-se a mudança do percentual de 1,50% para 3,13%, conforme discriminado a seguir:

Treinamentos Horas-ano CapacitaçãoNR-10 40 2,32%Atualização 14 0,81%TOTAL NR-10 54 3,13% Isto posto, é pleiteada a substituição do parâmetro de capacitação de 1,5% para 3,13% para todos as funções sujeitas à NR-10, resultando num acréscimo de R$ 19.107 nos custos anuais da Estrutura Central e dos Processos Comerciais e de O&M. Solicita-se também a consideração na forma de adicional de R$ 32.376 , relativos aos custos de aplicação da NR-10, totalizando R$ 51.483 de acréscimo na ER.


Estrutura Central R$ 10.310.016 R$ 1.304.767 R$ 10.323.488 R$ 1.304.767 R$ 13.473 R$ 0 R$ 13.473Processos de O&M R$ 761.765 R$ 1.155.658 R$ 764.476 R$ 1.155.658 R$ 2.711 R$ 0 R$ 2.711Processos Comerciais R$ 1.879.991 R$ 1.868.337 R$ 1.882.914 R$ 1.868.337 R$ 2.923 R$ 0 R$ 2.923Custos Adicionais R$ 98.071 R$ 1.972.421 R$ 98.071 R$ 2.004.797 R$ 0 R$ 32.376 R$ 32.376TOTAL R$ 13.049.843 R$ 6.301.183 R$ 13.068.949 R$ 6.333.559 R$ 19.107 R$ 32.376 R$ 51.483


10

3.2. Área comercial

3.2.1. Quantidade de outros documentos Proposta ANEEL: A ANEEL considera para o cálculo dos custos com edição e envio de outros documentos apenas 5% do número total de clientes no modelo da Empresa de Referência e um custo de impressão de R$ 0,04. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: No parágrafo 164 da folha 32 da NT 352/2007, a ANEEL define que o percentual de outros documentos gerados é 10% do número de clientes. No entanto, na célula R24 da planilha “Parâmetros”, o modelo da ER utiliza o valor de 5%. Entendemos que o percentual utilizado no modelo de cálculo está errado e por tanto solicita-se a correção. Adicionalmente destaca-se que, mesmo considerando o índice de 10%, o valor constante na ER é insuficiente para cobrir parte dos custos associados ao combate à inadimplência (avisos de corte), necessários para atingir o patamar de 0,5% da receita bruta proposto pela ANEEL. O valor considerado para impressão desse tipo de documento (R$ 0,04) está muito abaixo dos valores verificados na prática, já que representa apenas 20% dos custos de impressão da fatura. Solicita-se que o custo de impressão de outros documentos seja equivalente a 50% do custo de impressão da fatura, ou seja, R$0,10 por documento. A ENERGISA Nova Friburgo reivindica o reconhecimento do percentual de outros documentos gerados como sendo 10% do número de clientes. Adicionalmente, pleiteia-se o reconhecimento do custo de impressão de R$ 0,10. Isto resulta no acréscimo de R$ 44.988 na Empresa de Referência.


Processos Comerciais R$ 1.879.991 R$ 1.868.337 R$ 1.913.344 R$ 1.879.972 R$ 33.352 R$ 11.636 R$ 44.988

DiferençaAneel Pleito

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3.3. Edificações e móveis 3.3.1. Ergonomia NR-17

Proposta ANEEL: A Tabela 9 da NT 352/2007-SRE/ANEEL indica um custo mensal de mobiliário para a região RJ/ES igual a R$ 2,00 / m para escritórios centrais e gerências regionais. Considerando esta metodologia, o custo de móveis e utensílios reconhecidos para os 111 postos de trabalho - distribuídos na sede central, regionais é de R$ 26.640. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: No parágrafo 171, item “III.3.4.1. – Edificações e Móveis”, o Regulador não observou o instituído na NR-17 Ergonomia, aprovada pela Portaria MTPS nº 3751 de 23/11/1990 do Ministério do Trabalho. A norma estabelece parâmetros e obrigações ao empregador a fim de permitir a adaptação das condições de trabalho às características psicofisiológicas dos trabalhadores. Desta forma, procura-se proporcionar o máximo de conforto e segurança de modo a dar condições de trabalho que permitam um desempenho eficiente. Dentre os vários aspectos das condições de trabalho abordadas, estão incluídas as questões relacionadas ao mobiliário. De acordo com o disposto na norma, cabe ao empregador disponibilizar mobiliário ergonomicamente correto, regulável de acordo com a natureza da função exercida e as características individuais dos colaboradores (item 17.3 da NR 17), compreendendo:

• trabalho em posição sentada, quando possível, em cadeiras ajustáveis com assentos de pouca ou nenhuma conformação; encosto com formato e altura adaptável ao corpo visando proteção lombar;

• bancadas, mesas, escrivaninhas e painéis tendo boa altura e superfície, proporcionando postura e distância de visão adequadas ao campo de trabalho;

• mobiliário e acessórios adaptados a movimentos e angulação das várias partes do corpo, em função das características do trabalho a ser executado;

• bordas de mobiliário arredondadas; • suporte de apoio para ajuste de altura e distância dos pés; • assento para descanso durante pausas, para atividades que requeiram trabalho de

pé;

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• suporte de documentos para digitação. Deste modo, tem-se a seguinte composição de custos de mercado por funcionário, necessária para atendimento da NR-17:

Produto Valor UnitárioMesa em L R$ 1.398,36

Poltrona Giratória R$ 1.059,39Total R$ 2.457,75

Produto Valor UnitárioMouse pad R$ 18,50

Apoio teclado R$ 17,00Apoio para pés R$ 50,00Suporte Leitura R$ 15,40

Total R$ 100,90

Acessórios

Mobiliário

A fim de adequar corretamente estes custos à metodologia da ER, os valores devem ser anualizados. Para o cálculo do valor anual dos acessórios considera-se uma vida útil de 2 anos e no caso do mobiliário, são considerados 6 anos.

Valor de Compra Vida Útil Custo Anual Custo Mensal Custo Mensal / m²Mobiliário R$ 2.457,75 6 R$ 595 R$ 49,58 R$ 4,96Acessórios R$ 100,90 2 R$ 58 R$ 4,84 R$ 0,48

R$ 5,44Total O cálculo acima resulta num valor total de R$ 5,44/m -mês. Isto posto, é solicitado que as obrigações da NR-17 sejam consideradas pelo Regulador, substituindo o custo de móveis e utensílios de R$ 2/m para R$ 5,44/m . Desta forma, solicita-se o reconhecimento adicional de R$ 47.472 referentes a Materiais e Serviços.

Aneel Pleito DiferençaMat e Serv Mat e Serv Total

Estrutura Central R$ 1.304.767 R$ 1.350.588 R$ 45.821Processos Comerciais R$ 1.868.337 R$ 1.869.988 R$ 1.651TOTAL R$ 3.173.104 R$ 3.220.576 R$ 47.472

Atividades

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3.4. Veículos

3.4.1. Horas de utilização dos veículos comerciais Proposta ANEEL: O Regulador reconhece um total de 1.800 horas/ano de utilização das motocicletas (VEC11) e um total de 2.760 horas/ano para os utilitários 1 e 2 (VEC 12 e 13), todos utilizados nas tarefas comerciais. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A quantidade de horas utilizada no modelo para os veículos comerciais (motos e utilitários) não pode ser a mesma dos veículos utilizados nos processos de O&M. Os veículos de O&M operam em turnos e horários prolongados, o que justificaria a base de 12 horas ao dia, porém no caso dos processos comerciais tal fato não ocorre. A carga horária de utilização das motocicletas e dos utilitários deve seguir os horários dos leituristas e entregadores que os utilizam, sendo necessária a substituição das 12 horas consideradas por 7,5 horas de utilização diária. Sendo assim estes veículos teriam uma carga horária anual de utilização igual a 1.725 horas/ano, resultado da multiplicação da carga horária diária dos leituristas e entregadores, os dias trabalhados por semana e o número de semanas trabalhadas por ano (7,5 x 5 x 46 = 1.725). A ENERGISA Nova Friburgo reconhece o esforço do Regulador ao reconhecer 1.800 horas/ano para a utilização das motocicletas, contudo este resultado foi obtido considerando-se 48 semanas trabalhadas ao ano (7,5 x 5 x 48 = 1.800) e não as 46 semanas já reconhecidas. De acordo com o exposto, é reivindicado o reconhecimento de 1.725 horas/ano de utilização dos veículos designados aos processos comerciais (VEC 11, 12 e 13) o que implica em um adicional de R$ 21.614 nas atividades de Faturamento.


Processos Comerciais R$ 1.868.337 R$ 1.889.951 R$ 21.614

Atividades

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3.4.2. Combustível para Veículo Leve

Proposta ANEEL: A NT 352 / 2007, na Tabela 10, define a gasolina como combustível para os automóveis (VEC 10). No entanto, verifica-se que no modelo para a Audiência Pública consta o valor do preço do Diesel para este mesmo veículo. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Entendemos que se trata de um erro do modelo. Desta forma, pleiteia-se a substituição do valor do custo de combustível por litro de R$ 1,837 para R$ 2,555 para o VEC 10. Isto implica num acréscimo de R$ 58.425 na Empresa de Referência.


Estrutura Central R$ 11.614.783 R$ 11.640.631 R$ 25.848Processos de O&M R$ 1.917.422 R$ 1.921.324 R$ 3.902Processos Comerciais R$ 3.748.328 R$ 3.777.003 R$ 28.675TOTAL R$ 17.280.534 R$ 17.338.959 R$ 58.425

Atividades

3.4.3. Veículo de Linha Viva Proposta ANEEL: O regulador não reconhece um veículo com cesta aérea isolada para equipes de linha viva de distribuição. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Para atender os requisitos de segurança necessários às equipes de linha viva, existe a necessidade de se criar este veículo conforme sugestão a seguir:

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VEÍCULO MODELO CUSTO

VEÍCULO ADAPTAÇÃO

CUSTO ADAPTAÇÃO

CUSTO TOTAL (R$)

Carroceria com armários para ferramentas

R$ 30.000

Equipamento hidráulico e cesta aérea isolada

dupla R$ 85.000 VEC14

CARGO F1517

R$ 140.459

Ferramentas e equipamentos

R$ 83.677

R$ 339.136

Para o cálculo do custo total horário, utilizaram-se os mesmos parâmetros do VEC08 do modelo de Empresa de Referência, obtendo-se R$ 35,46 / hora. Esta alteração resulta num impacto de R$ 13.243 no valor dos processos de O&M.

3.4.4. Indexação de Preços e Adaptação de Veículos Proposta ANEEL: O capítulo “III.3 – CUSTOS DE REFERÊNCIA”, parágrafo 140 da NT 352/2007-SRE/ANEEL, diz: “Todos os custos que serão apresentados estão referenciados a preços de Agosto de 2007”. Contudo, os valores apresentados no capitulo “III.3.4.2 – Veículos”, da “Tabela 10: Custo Anual de Veículos”, estão diretamente replicados na Empresa de Referência, sem serem corrigidos pela devida taxa de indexação. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A ENERGISA Nova Friburgo entende que se trata de erro de modelagem. Desta forma, é pleiteada a correção pelo IGPM verificado no período de agosto de 2007 a janeiro de 2008, o que resulta num acréscimo de R$ 16.557 no valor dos Materiais e Serviços da Empresa de Referência.


Estrutura Central R$ 1.304.767 R$ 1.307.187 R$ 2.420Processos de O&M R$ 1.155.658 R$ 1.165.779 R$ 10.121Processos Comerciais R$ 1.868.337 R$ 1.872.353 R$ 4.016TOTAL R$ 4.328.762 R$ 4.345.319 R$ 16.557

Atividades

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3.5. Telecomunicações Proposta ANEEL: O Regulador reconhece as anuidades dos investimentos em sistemas de telecomunicação e as manutenções associadas. Entretanto, não é considerado no modelo da Empresa de Referência o custo de tráfego no link de dados destinado a telecomunicação corporativa. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Os sistemas de telecomunicação corporativa são ativos reconhecidos na base de ativos e referem-se a equipamentos relacionados à conectividade, como roteadores, rack, switches, cabeamentos, fibras ópticas, etc. Contudo, os custos de tráfego relacionados a eles não estão reconhecidos na Empresa de Referência. Pode-se estimá-los pelo tipo de largura de banda ótima para cada empresa a partir de um volume mensal de utilização. Porém, como não há metodologia para a estimação da largura de banda ótima do link de dados dos sistemas de telecomunicação coorporativa, a ENERGISA Nova Friburgo pleiteia que seja reconhecido o custo de R$ 21.554, realizado em 2007 para o tráfego de dados dos sistemas de telecomunicação corporativa.

Atividades Aneel Pleito DiferençaCustos Adicionais R$ 0 R$ 21.554 R$ 21.554

3.6. Materiais de Tarefas

3.6.1. Incidência do ICMS Proposta ANEEL: Na Nota Técnica 352 / 2007, item “III.3.2.1 – Pesquisa”, o Regulador afirma:

“151. Os preços dos materiais foram coletados FOB (material retirado da fábrica), com todos os impostos inclusos (ICMS e IPI). Para aplicação no Modelo de ER, foi utilizado o preço com IPI e, adicionalmente, foi considerado o frete da região de destino.”

Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A ENERGISA Nova Friburgo entende que tal consideração trata-se de um esforço da ANEEL em incorporar os efeitos da compensação do ICMS prevista na Lei Complementar nº87, doravante Lei Kandir. Em vigor desde 13 de setembro de 1996, ela determina que:

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“Art. 20. Para a compensação a que se refere o artigo anterior, é assegurado ao sujeito passivo o direito de creditar-se do imposto anteriormente cobrado em operações de que tenha resultado à entrada de mercadoria, real ou simbólica, no estabelecimento, inclusive a destinada ao seu uso ou consumo ou ao ativo permanente, ou ao recebimento de serviços de transporte interestadual e intermunicipal ou de comunicação.”

No entanto, para a sua devida aplicação, deve-se considerar o disposto no art. 33 da mesma lei:

“Art. 33. Na aplicação do art. 20. Observar-se-á o seguinte: I – somente darão direito de crédito as mercadorias destinadas ao uso ou consumo do estabelecimento nele entradas a partir de 1º de janeiro de 2011; (Redação dada pela Lei Complementar nº 122, de 2006).”

Desta forma, verifica-se que o crédito de ICMS considerado no Modelo de ER só entrará em vigor em 2011, já no terceiro ano tarifário deste ciclo. Entende-se também que a data prevista no Inciso I do art. 33 está sujeita a postergações. Uma vez que a mesma já foi adiada em outras três ocasiões pelas Leis Complementares 92/1997, 99/1999 e 114/2002, que postergaram a entrada em vigor do art. 20 para 1º de janeiro de 2000, 1º de janeiro de 2003 e 1º de janeiro de 2007, respectivamente. Isto posto, a ENERGISA Nova Friburgo solicita a consideração do ICMS na formação do preço final dos materiais de tarefas. Tal alteração implica num acréscimo de R$154.052 nos processos comerciais e de O&M.


Processos de O&M R$ 1.155.658 R$ 1.308.535 R$ 152.877Processos Comerciais R$ 1.868.337 R$ 1.869.511 R$ 1.174TOTAL R$ 3.023.994 R$ 3.178.046 R$ 154.052

Atividades

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4. DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS

4.1. Estrutura de pessoal de sede central 4.1.1. Ouvidoria

Proposta ANEEL: O Regulador reconhece 1 (um) Ouvidor e 1 (um) Atendente de Ouvidoria para a estrutura funcional dos processos de Ouvidoria da Empresa de Referência. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A Ouvidoria é um serviço de atendimento à comunidade com atribuição de receber, encaminhar e acompanhar críticas, reclamações e sugestões dos consumidores. É um órgão, de natureza mediadora, sem caráter administrativo, deliberativo, executivo, judicativo, que exerce suas funções diretamente junto a Unidades e Órgãos para atingir seus fins. Ainda, tem como atribuição, elaborar um registro, classificar e detalhar o material recebido, encaminhando-o aos setores da empresa envolvidos, na busca de uma solução. A ENERGISA Nova Friburgo considera que, para um acompanhamento imparcial e eficiente das sugestões e críticas feitas pelos consumidores, é necessária uma estrutura de pessoal suficientemente capacitada e conseqüentemente melhor remunerada. pleiteia-se a troca de 1 (um) Ouvidor por 1 (um) Gerente de Ouvidoria, e de 1 (um) Atendente de Ouvidoria por 1 (um) Analista de Ouvidoria que tem remuneração equivalente ao analista comercial sênior. Isto implica em um valor adicional de R$ 204.187 na Empresa de Referência.


Estrutura Central R$ 10.310.016 R$ 1.304.767 R$ 10.507.967 R$ 1.311.003 R$ 197.951 R$ 6.236 R$ 204.187

PleitoAneel Diferença

4.1.2. Gerência de Regulação Proposta ANEEL: O Regulador reconhece na estrutura de pessoal da Empresa de Referência uma estrutura básica responsável pelo gerenciamento dos processos regulatórios composta de 1 (um) Analista de Assuntos Regulatórios, 2 (dois) Analistas de Tarifas, 2 (dois) Técnicos de Assuntos Regulatórios e 1 (um) Assistente Administrativo.

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Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A aplicação e administração da Regulação numa empresa não constituem tarefas simples. Exige conhecimento, planejamento e coordenação na orientação da Regulação, de forma a incorporar sua essência nos processos da empresa. Além disso, a interlocução e relacionamento com os órgãos reguladores devem ser realizados através de equipe experiente que possa absorver corretamente as orientações, que indague questões realmente relevantes e factíveis, atuando como filtro interno, com nível de análise e argumentação coerentes com esses fóruns. Sendo assim, é imprescindível a uma concessionária a existência de estrutura a nível estratégico-empresarial de Regulação. Esta área deve possuir poder de decisão, e desta forma, deve estar diretamente submetida à presidência da distribuidora. A ANEEL sinalizou ao mercado o reconhecimento deste tipo de estrutura ao considerar em todos os clusters de Organogramas Típicos áreas de regulação. No entanto, a ENERGISA Nova Friburgo ressalta que os atributos: área de concessão; número de consumidores; energia requerida; comprimento total de redes; número de transformadores instalados em poste e número de Subestações; utilizados para definir os clusters de organograma não caracterizam a estrutura da área regulatória. Desta forma, entende-se que a gerência prevista para o cluster 8, ao qual a ENERGISA Nova Friburgo pertence, não cobre adequadamente à demanda relacionada a área de regulação. Para fazer face à abrangência e ao nível de complexidade das atividades efetivamente exercidas por uma área de capital intelectual voltada à Regulação e às relações com os órgãos reguladores, entende-se que é necessária uma estrutura mínima organizada em uma Gerência de Regulação, cujo quadro de recursos humanos sugerido encontra-se abaixo:

Quantidade de Pessoal Cargo Categoria Salário

Mensal

1 Gerente de Assuntos Regulatórios

Gerente de Assuntos Regulatórios R$ 12.331

1 Analista de Tarifas Analista de Tarifas R$ 4.742

2 Analista de Mercado Analista de Assuntos Regulatórios R$ 2.737

1 Técnico de Assuntos Regulatórios

Técnico de Assuntos Regulatórios R$ 1.636

1 Assistente Administrativo

Assistente Administrativo R$ 1.195

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São funções da equipe delineada acima: o acompanhamento e avaliação das mudanças na legislação do setor que afetem às atividades técnicas e comerciais das distribuidoras a fim sugerir modificações ou ajustes quando pertinente; análise das normas legais vigentes; divulgação, interpretação e orientação quanto à implementação dos atos regulatórios; análise da execução dos programas estabelecidos pelo Regulador, como os Eficiência Energética, Universalização de Energia e o Luz Para Todos; acompanhamento da apuração dos indicadores de qualidade e continuidade do serviço; dentre outras. Assim, solicita-se o reconhecimento adicional do seguinte quadro: 1 (um) Gerente de Assuntos Regulatórios, 1 (um) Analista de Tarifas, 2 (dois) Analistas de Mercado, 1 (um) Técnico de Assuntos Regulatórios e 1 (um) Assistente Administrativo. Esta alteração representa um acréscimo nos custos da ER de R$ 178.858, sendo R$ 173.644 referentes à Pessoal e R$ 5.214 a Materiais e Serviços.




4.1.3. Gerência de Orçamento Proposta ANEEL: A ANEEL reconhece uma estrutura composta de 2 (dois) analista sênior e 3 (três) analista júnior, responsável pelo orçamento da Empresa. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A ENERGISA Nova Friburgo entende que para o planejamento financeiro, é necessário envolver diversas áreas da empresa e por isso é um processo que decorre de muitas atividades de suporte. Estas relações das quais depende desenvolvimento das atividades financeiras são especialmente complicadas nas empresas em crescimento, como é o caso da ENERGISA Nova Friburgo. Entre os anos civis de 2002 e 2006, a ENERGISA Nova Friburgo observou um crescimento médio anual de 14% em sua Receita Operacional Bruta, que passou de R$ 60,4 milhões para R$ 116,4 milhões, segundo o último Relatório Anual divulgado. O alto montante transacionado e a necessidade de executar os processos e atividades financeiras com baixa liberdade para erros demandam da ENERGISA Nova Friburgo uma

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equipe de planejamento financeiro robusta. Desta forma, entende-se que para adequar o modelo regulatório às práticas eficientes de mercado, é necessária a adição de 1 (um) analistas sênior e 1 (um) analistas júnior à área de orçamento. Isto implica em um valor adicional de R$ 195.378, na estrutura central da empresa de referência.



DiferençaAneel Pleito

4.1.4. Gerência de Manutenção Proposta ANEEL: Dentro da gerência de manutenção, a ANEEL reconhece 5 (cinco) engenheiros responsáveis pelo gerenciamento dos processos de manutenção em Baixa Tensão e 5 (cinco) para a Alta Tensão. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Dentro de um esforço contínuo para melhorar a qualidade dos serviços de fornecimento requeridos pela própria Agência Reguladora, a ENERGISA Nova Friburgo vem incrementando os investimentos em expansão e fortalecimento da rede nos últimos anos. Este esforço demanda consideração de pessoal além do dimensionado na Empresa de Referência. Desta forma, a ENERGISA Nova Friburgo solicita o acrescimento de 1 (um) Engenheiro de Média e Baixa Tensão Júnior e 1 (um) Engenheiro de Alta Tensão Júnior. Este pleito resulta num acréscimo de R$ 167.147 no valor da Gerência de Manutenção, sendo R$ 150.919 referentes a custos com Pessoal e R$ 16.228 a Materiais e Serviços.




4.1.5. Meio Ambiente Proposta ANEEL: O modelo de Empresa de Referência não contempla os custos operacionais recorrentes da estrutura montada pela ENERGISA Nova Friburgo para atendimento a questões relacionadas

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com o Meio Ambiente, bem como os custos com as obrigações legais e atividades operacionais correlacionadas com o referido tema. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A fim do cumprimento da legislação ambiental vigente e de suas próprias diretrizes ambientais, a ENERGISA Nova Friburgo considera que uma empresa entrante no mercado energético deveria apresentar uma estrutura de pessoal designada às questões ambientais. Dentre as tarefas desenvolvidas pela equipe de Meio Ambiente, encontram-se: traçado de diretrizes ambientais para contratos, fornecedores e prestadores de serviço; obtenção de licenciamentos e autorizações; desenvolvimento de compensações ambientais; gerenciamento de passivos e emissões; relacionamento com órgãos públicos e privados; monitoramento de ações judiciais e patrimoniais; execução de projetos de Pesquisa e Desenvolvimento; dentre outros. Para o planejamento e execução das tarefas hoje exigidas para gestão ambiental dos recursos e das particularidades da área de concessão, faz-se necessário manter uma equipe devidamente qualificada e habilitada para os trabalhos. A ENERGISA Nova Friburgo sugere uma equipe composta por:

Quantidade de Pessoal Cargo Categoria Salário

Mensal

1 Gerente de Meio Ambiente

Gerente de Assuntos Legais R$ 10.828,34

1 Engenheiro Florestal Engenheiro (*) R$ 4.268,45 1 Técnico Ambiental Técnico de Obras R$ 2.516

1 Auxiliar Administrativo

Auxiliar Administrativo R$ 634

Isto implica num acréscimo de R$ 495.722 na Estrutura Central, sendo R$ 458.172 relativos a gastos com Pessoal e R$ 37.549 a Materiais e Serviços. Além da estrutura de pessoal necessária, o correto dimensionamento dos custos das atividades ambientais depende da consideração dos gastos incorridos com programas ambientais e com obrigações legais relativas ao meio ambiente. Ressalta-se que estas demandas são contínuas e, portanto, seus custos são recorrentes. Assim, pede-se o

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reconhecimento das seguintes atividades e obrigações impostas à ENERGISA Nova Friburgo ao longo de 2007:

Atividade Quantidade Custo

- Desenvolvimento do Plano de Gerenciamento de Resíduos; 2 R$ 6.314,90- Atendimento às demandas do Ministério Público relativas ao dia-a-dia da distribuidora. - R$ 122.697,61

TOTAL R$ 129.012,51 Em resumo, para cobrir todos os gastos necessários à conformidade das normas impostas na área de concessão da ENERGISA Nova Friburgo, é pleiteado um total de R$ 624.734 na Empresa de Referência, conforme indicado nos quadros abaixo:

Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalEstrutura Central R$ 10.310.016 R$ 1.304.767 R$ 10.768.188 R$ 1.342.317 R$ 458.172 R$ 37.549 R$ 495.722Adicionais R$ 98.071 R$ 1.972.421 R$ 98.071 R$ 2.101.433 R$ 0 R$ 129.013 R$ 129.013TOTAL R$ 10.408.087 R$ 3.277.188 R$ 10.866.259 R$ 3.443.750 R$ 458.172 R$ 166.562 R$ 624.734

Atividades Aneel Pleito Diferença

4.2. Processos de O&M 4.2.1. Substituição de Poste em Redes de Baixa e Média Tensão

4.2.1.1. Inclusão de Postes Compartilhados Proposta ANEEL: Na modelagem proposta para os cálculos dos custos das tarefas de O&M, para as atividades de substituição de poste de madeira e substituição de poste com recomposição de passeio das redes de baixa tensão, o Regulador não incorporou os postes de BT que são compartilhados com MT. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: Entende-se que se trata de um erro do modelo e solicita a inclusão dos postes compartilhados com MT nos itens B.15, B.16, C.13 e C.14. Adicionalmente pede-se a correção da célula BA49 que se encontra sem a devida fórmula, fazendo com que o custo de pessoal seja desconsiderado nas atividades de substituição dos postes de madeira das redes de baixa tensão aérea multiplexada. Isto resulta num acréscimo de R$ 13.181 no valor reconhecido para os Processos de O&M, sendo R$ 5.646 relativos a Pessoal e R$ 7.535 a Materiais e Serviços.

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Processos de O&M R$ 761.765 R$ 1.155.658 R$ 767.410 R$ 1.163.193 R$ 5.646 R$ 7.535 R$ 13.181


4.2.2. Tarefas de Linha Viva 4.2.2.1. Substituição de Poste com Recomposição de Passeio

Proposta ANEEL: O item I.8 constante na aba “Tarefas de O&M” do modelo de Empresa de Referência não utiliza como input a quantidade de postes de concreto da Rede Aérea Nua de Média Tensão Urbana. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: Entende-se que se trata de um erro. Desta forma, é reivindicada a substituição da fórmula “='Dados Físicos'!BM$70+'Dados Físicos'!B$76+'Dados Físicos'!B$80” por “='Dados Físicos'!B$70+'Dados Físicos'!B$76+'Dados Físicos'!B$80” na célula AQ144. Esta correção acarreta num acréscimo de R$ 678 no custo dos Processos de O&M.


Processos de O&M R$ 761.765 R$ 1.155.658 R$ 762.157 R$ 1.155.944 R$ 392 R$ 286 R$ 678


4.2.3. Tempo médio de deslocamento Proposta ANEEL: A ANEEL reconhece, no modelo de Empresa de Referência, um tempo médio de deslocamento (TMD) igual a 10 minutos para áreas urbanas e de 30 minutos para áreas rurais. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A ENERGISA Nova Friburgo conta com uma área de concessão de 933 km e 88.000 clientes, dentre eles cerca de 8.000 são rurais. Apesar do menor número de clientes quando comparado a outras distribuidoras, a ENERGISA Nova Friburgo possui alta densidade de clientes por m2 e se encontra em uma região serrana com relevo característico por todo o município de Nova Friburgo. As características geográficas da cidade geraram uma distribuição urbana da população de forma concentrada e com malha viária pouco capilarizada, como pode ser visualizado na figura a seguir.

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As equipes de manutenção na ENERGISA Nova Friburgo possuem um histórico que contempla os tempos de deslocamento de todas as atividades de operação e manutenção na rede. A partir deste histórico verificou se que o TMD das equipes esta na ordem de 26min para as atividades urbanas e 44min para as manutenções rurais. Estes tempos refletem a realidade da empresa frente à dificuldade de deslocamento ocasionada pelo difícil relevo da cidade e pelo acesso restrito a áreas rurais. A ENERGISA Nova Friburgo entende que os tempos utilizados pela ANEEL não refletem uma possível condição de operação do sistema devido às dificuldades encontradas. Assim, de forma a adequar o modelo de Empresa de Referência para reproduzir a realidade da empresa frente a sua especificidade geográfica, a ENERGISA Nova Friburgo pleiteia a alteração do TDM urbano e rural, que gera um impacto de R$ 282.979, sendo R$177.107 referentes a pessoal e R$105.872 relativos a materiais e serviços, nos processos de O&M.


Processos de O&M R$ 761.765 R$ 1.155.658 R$ 938.871 R$ 1.261.530 R$ 177.107 R$ 105.872 R$ 282.979


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4.2.4. Equipes de Linha Viva

Proposta ANEEL: As tabelas abaixo resumem, respectivamente, a estrutura contida na ER reconhecida pela ANEEL para os serviços com a rede energizada e o custo anual modelado na ER para as atividades em Linha Viva:

TEMPO RURAL TEMPO URBANONº Horas/Ano Nº Horas/Ano RU + URB Qtde Nº PESSOAS

EQ5 15,445 11,214 26,659 0,015 0,046EQ6 184,002 125,685 309,688 0,180 0,718EQ7 0,847 0,000 0,847 0,000 0,003EQ8 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000Total 200,294 136,899 337,193 0,195 0,767

SOMAS DOS TEMPOS

Atividades

Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalProcessos de O&M R$ 761.765 R$ 1.155.658 R$ 733.221 R$ 1.114.984 R$ 28.544 R$ 40.673 R$ 69.217

Aneel Aneel Totalcom atividade em linha viva sem atividade em linha viva reconhecido para atividade em linha viva

Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Ao zerar as freqüências das atividades em linha viva, e então comparando os valores obtidos com os valores originais da Empresa de Referência, foi possível constatar que o Regulador reconhece apenas R$69.217 por ano para essas atividades. A ENERGISA Nova Friburgo considera este valor muito abaixo da realidade, pois é fruto de um método de cálculo que considera possível ter quantidades fracionárias de equipes, enquanto estes valores deveriam ser arredondados para cima. A distribuidora, ao analisar o modelo da ER, constatou que as equipes 5, 6, 7 e 8 são as responsáveis pela realização de atividades em linha viva. Contudo, são considerados valores inferiores a um para a quantidade dessas equipes, e mesmo o somatório desses valores é menor que um. A fim de sanar este contra-senso, pleiteia-se que seja dimensionada ao menos uma equipe do tipo 7, para a realização de todas as atividades em linha viva, considerando também os custos do veículo tipo 6, necessário para execução das atividades. Temos então o seguinte quadro dos custos anuais:

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Descrição R$/ ano

Equipe 7 R$ 225.464Veículo 6 R$ 91.027Materia/Tarefa em Linha Viva R$ 27.101Total R$ 343.593

Em face do exposto, a ENERGISA Nova Friburgo pleiteia o reconhecimento de R$274.375 referente aos custos com as atividades em linha viva.

Aneel Pleito DiferençaTotal

Atividade linha viva R$ 69.217 R$ 343.593 R$ 274.375

Atividades

4.3. Processos Comerciais

4.3.1. Tarefas comerciais 4.3.1.1. Tarefa de Alteração de carga

Proposta ANEEL: A ANEEL não reconhece a atividade de “alteração de carga” no cálculo dos custos das tarefas comerciais. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A tarefa “Alteração de carga”, que é inerente ao processo de distribuição de energia elétrica, não foi contemplada no modelo de P&A comerciais. Esse serviço é prestado quando o cliente solicita alteração de carga da unidade consumidora (aumento ou diminuição), podendo solicitar a alteração do local de instalação do padrão dentro da propriedade. Consiste em:

• Troca ou reposicionamento do ramal de serviço, quando necessário. • Troca das conexões junto à rede e ponto de entrega. • Troca do equipamento de medição, quando necessário • Abertura e fechamento de chave fusível do transformador, quando necessário.

Assim, adicionalmente a atividades contempladas no modelo de Empresa de Referência, sugere-se a adição da atividade de Alteração de Carga com os parâmetros sugeridos na tabela a seguir.

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Tarefa Tempo

(minutos) Equipe Veículo Freqüência

Alteração de Carga 50 EQ1 VEC10 1,03% Desta forma, utilizando o Modelo de Empresa de Referência para adicionar a respectiva atividade comercial, chega-se ao valor pleiteado de R$ 74.556.




4.3.2. Tarefas de faturamento 4.3.2.1. Leitura de medidores

Proposta ANEEL: Com relação às tarefas de leitura de medidores, o processo comercial na ER prevê 4 possibilidades, que são:

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

No caso da ENERGISA Nova Friburgo, foram definidos pela ANEEL os seguintes parâmetros:

• Para 50% dos consumidores urbanos são realizadas leituras sem coletor e para os 50% restantes são realizadas leituras com coletor e impressão simultânea.

• Na área rural considerou-se que são feitas leituras com coletor para todos os consumidores.

Quanto ao intervalo de faturamento, o Regulador considerou a realização apenas de leituras trimestrais para todos os clientes da classe rural localizados em áreas não urbanas. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Os parâmetros utilizados para a ENERGISA Nova Friburgo não condizem com a realidade da empresa. Atualmente, tanto para área de concessão urbana quanto rural, os leituristas realizam suas atividades equipados com coletores, sem a possibilidade de impressão on-site. Encontra-se em estudo a implementação da leitura com impressão de faturas. No entanto, para sua implantação, deve-se levar em conta: os elevados investimentos necessários;

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problemas com leitura e impressão durante chuvas e tempestades intensas, comuns na região; os custos com a adequação do Sistema Comercial; e o tempo necessário para inserir nas faturas impressas on-site todos os dados exigidos pelo Regulador. Cabe ressaltar que para estimar os parâmetros de leitura da Empresa de Referência, deve-se observar o parágrafo 70 do item “II.4 – O CONCEITO DO MODELO BRASILEIRO DE EMPRESA DE REFERÊNCIA” da NT 352 / 2007, que afirma: “70. Outra diferenciação do modelo brasileiro é sobre qual função de produção que se busca modelar. Neste quesito, diferentemente da abordagem teórica dos modelos normativos, a sua construção foi feita a partir dos parâmetros médios das empresas. (...)” Uma vez que a coleta com impressão se trata de tecnologia recente, sendo utilizada apenas em pequena escala pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica, deve-se entender que a consideração de 50% das leituras com coletor e impressão on-site para os clientes urbanos não é adequada. Da mesma forma, a modelagem de leitura trimestral para parte dos consumidores das áreas rurais não é prática comum entre empresas e não se justifica pelo porte da empresa. Adicionalmente, a ENERGISA Nova Friburgo entende que a realização de leituras mensais constitui em prática eficiente, e desta forma, deve ser considerada na modelagem de ER para todos os clientes. Portanto, para melhor adequação do modelo, solicita-se:

• Reconhecimento de 100% das leituras com coletor sem impressão para a totalidade dos consumidores; e

• Consideração do período de faturamento mensal para todos os clientes. Isto implica em um acréscimo de R$ 102.947 no custo dos Processos Comerciais, sendo R$ 88.745 relativos a Pessoal e R$ 14.202 a Materiais e Serviços

Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalProcessos Comerciais R$ 1.879.991 R$ 1.868.337 R$ 1.968.737 R$ 1.882.538 R$ 88.745 R$ 14.202 R$ 102.947

Atividades Aneel Pleito Diferença

30

4.3.3. Teleatendimento (call center)

Proposta ANEEL: O Regulador reconhece 17 (dezessete) atendentes de Call Center, determinados utilizando como métricas o INB de 80% para o ano de 2008, indisponibilidade do atendente de 13% e a quantidade de chamadas diárias igual a 0,625% dos clientes ativos. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: A indisponibilidade considerada na determinação da quantidade de atendentes não esta de acordo com a NR-17. Verifica-se de acordo com o modelo, na aba “teleatendimentovelho”, o período que o atendente não está disponível para o teleatendimento devido a refeições e pausas para descanso é de apenas 16,78 minutos por dia, conforme indicado na tabela a seguir.

Indisponibilidade Férias Indisponibilidade 13% 8% 5%

minutos indisp.-dia 29,99 16,78 horas indisp.-ano 120 67 dias indisp.-ano 20 11

carga horária (hs) 6 Diante desse fato, observa-se que não estão consideradas na Empresa de Referência as pausas previstas na NR-17 e consolidação das leis do trabalho (CLT). A seguir é transcrito o trecho do Anexo I da NR-17, referente ao trabalho em teleatendimento/ telemarketing:

“5. ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO 5.3. O tempo de trabalho em efetiva atividade de teleatendimento/ telemarketing é de, no máximo, 06 (seis) horas diárias, nele incluídas as pausas, sem prejuízo da remuneração. ... 5.3.2. Para o cálculo do tempo efetivo em atividade de teleatendimento/ telemarketing devem ser computados os períodos em que o operador encontra-se no posto de trabalho, os intervalos entre os ciclos laborais e os deslocamentos para solução de questões relacionadas ao trabalho.

31

5.4. Para prevenir sobrecarga psíquica, muscular estática de pescoço, ombros, dorso e membros superiores, as empresas devem permitir a fruição de pausas de descanso e intervalos para repouso e alimentação aos trabalhadores. 5.4.1. As pausas deverão ser concedidas: a) fora do posto de trabalho; b) em 02 (dois) períodos de 10 (dez) minutos contínuos; c) após os primeiros e antes dos últimos 60 (sessenta) minutos de trabalho em atividade de teleatendimento/ telemarketing. 5.4.1.1. A instituição de pausas não prejudica o direito ao intervalo obrigatório para repouso e alimentação previsto no §1° do Artigo 71 da CLT. 5.4.2. O intervalo para repouso e alimentação para a atividade de teleatendimento/ telemarketing deve ser de 20 (vinte) minutos.”

Portanto, para o cumprimento da Norma, é necessário que sejam consideradas duas pausas de 10 minutos cada (item 5.4.1.b) e um intervalo para repouso e alimentação de 20 minutos (item 5.4.2). Dessa forma é necessária a substituição do percentual de 4,66% utilizado por 11,11% relativo aos 40 minutos diários que o atendente não é produtivo. Assim, considerando as férias, já corretamente reconhecidas, e a quantidade de horas diárias efetivamente produtivas, entende-se que o percentual total de indisponibilidade a ser utilizado no modelo de cálculo é de 19,44%.

Indisponibilidade Férias Indisponibilidade 19,44% 8,33% 11,11%

minutos indisp.-dia 29,99 40,00 horas indisp.-ano 120 160 dias indisp.-ano 20 27

carga horária (hs) 6 Utilizando os princípios de dimensionamento de Erlang, com as métricas utilizadas pelo regulador de tempo médio de atendimento e INB de 80% para o ano de 2008 com a indisponibilidade de acordo com o anexo I da norma NR-17, determina-se a quantidade de PA´s. Após isto realiza-se a otimização das escalas para obter a quantidade ótima de atendentes. Com estes parâmetros chegou-se aos seguintes resultados:

Resultados Quantidade de Atendentes 19

INB% HMM 80% Iab% HMM 4%

32

% Lig. em fila no HMM 6% Tempo Médio de Resposta no

HMM(sec) 3

Tempo médio de espera para as chamadas que não foram

atendidas imediatamente no HMM (sec)

52

Portanto, solicita-se o reconhecimento adicional de 2 (dois) atendentes de Call Center para atender as metas estabelecidas pelo regulador e cumprindo a NR-17. O custo adicional na ER é de R$ 53.693.




4.3.4. Supervisão de Tarefas Comerciais e de Faturamento Proposta ANEEL: No dimensionamento das equipes de Faturamento e Tarefas Comerciais, não são considerados cargos de supervisão dos leituristas, atendentes e eletricistas. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: Entende-se que há a necessidade alocar, junto à estrutura central da Empresa de Referência, supervisores para as Tarefas Comerciais e de Faturamento, devido à quantidade de colaboradores designados à execução dessas tarefas, e a necessidade da garantia de observância das normas legais e específicas do setor elétrico (segurança do trabalho, prazos regulatórios), além da necessidade de executar tarefas como: distribuição de almoxarifados, distribuição e baixa dos serviços executados, gestão dos prazos, entre outras. Sugere-se adotar 1 (um) supervisor a cada 10 (dez) funcionários. Para as tarefas comerciais, o modelo calcula 26 funcionários, desta forma teremos um total de 3 supervisores. Já para as atividades de faturamento, temos 31 leituristas, logo, teremos um total de 3 supervisores. Utilizando a estrutura de salários da Empresa de Referência temos que os 6 supervisores podem ser classificados como Analistas Comerciais Plenos.

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Assim, pleiteia-se o valor de R$ 596.683, sendo R$543.054 para pessoal e R$53.629 referentes a materiais e serviços.




4.3.5. Produtividade das equipes de inspeção e regularização de perdas Proposta ANEEL: O modelo de Empresa de Referência sugerido pelo Regulador dimensiona a quantidade de equipes de manutenção do nível de perdas com base na produtividade diária de 15 regularizações ou inspeções por equipe, sem explicitar o tempo de deslocamento das duplas. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Atividades de inspeção e regularização de perdas, assim como as demais tarefas que envolvam destacamento de eletricistas, requerem um tempo de deslocamento das equipes. Particularmente, os P&A’s relacionados à manutenção e ao combate às perdas demandam das duplas um tempo considerável na abordagem ao cliente, que muitas vezes oferece resistência a atuação das equipes. Estes dois fatores tornam o tempo total de execução das atividades ligadas à manutenção do nível de perdas eventualmente longo, e suas produtividades baixas. Considerando-se uma carga de 7,5 horas ao dia para cada equipe, obtém-se apenas meia-hora para a equipe deslocar-se até o cliente, abordá-lo, verificar as instalações e lavrar o TOI, na ocorrência de irregularidade. Este tempo torna-se especialmente crítico em inspeções ou regularizações em áreas de difícil acesso ou para a descoberta de fraudes mais sofisticadas. Desta forma, solicita-se a revisão destas produtividades. A fim de contemplar a realidade da empresa, pleiteia-se o reconhecimento do tempo médio real de 56 minutos por atividade no ano de 2007. A consideração deste parâmetro altera a produtividade diária para aproximadamente 8,65 inspeções ou regularizações por equipe. O impacto desta alteração é de R$ 81.200 nos processos comerciais, sendo R$ 63.483 relativos a Pessoal e R$ 17.717 a Materiais e Serviços.

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4.4. Custos adicionais 4.4.1. Exames periódicos

Proposta ANEEL: Conforme descrito no item VII, do parágrafo 318, do capitulo “III.5 – Tratamento dos Custos Adicionais” da NT nº 352 / 2007, o Regulador reconhece um custo de R$70,00 por empregado, para um total de 259 funcionários considerados, implicando em um custo total de R$18.130 ao ano com exames médicos periódicos. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: A Norma Reguladora n° 07, aprovada pela Portaria do Ministério do Trabalho nº 3.214, impões a realização de exames médicos periódicos, de acordo com cada atividade, conforme definido no Programa de Controle Médico e de Saúde Ocupacional – PCMSO. O intuito da norma é garantir a existência de um rigoroso controle da empresa sobre os agentes de risco a fim de preservar a saúde dos funcionários. A ENERGISA Nova Friburgo, ao se enquadrar no grau de risco 03 referente às atividades do setor elétrico, executa medidas de prevenção de doenças e acidentes de trabalho, necessárias ao cumprimento da NR n°7. Desta forma, além dos procedimentos básicos, estão previstos para todos os funcionários da companhia a realização de exames específicos como: eletrocardiograma; raio-x do tórax; espirometria; ultra-sonografia pélvica e do abdômen; teste ergométrico; dentre outros. Para o cumprimento das exigências mencionadas e os exames detalhados, a ENERGISA Nova Friburgo considera que o custo de R$ 70,00 por funcionário não reflete a realidade enfrentada por uma empresa entrante na sua área de concessão, uma vez que cobriria apenas 56,45% dos gastos com exames. O custo de mercado, ponderado pela composição média de sexo e faixa etária na empresa, é de R$ 124,00 por empregado ao ano. Esta diferença se faz pois no município de Nova Friburgo não há um número considerável de laboratórios capazes de realizar tais exames, acarretando uma elevação dos custos devido a pouca oferta desses serviços. Adicionalmente, foi identificado que a quantidade de funcionários utilizada no cálculo do custo dos exames periódicos apresentada na modelagem da ER (259 funcionários) não

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contempla a totalidade do quadro de funcionários. Não foram considerados 2 funcionários do faturamento plurimensal rural. Portanto, é pleiteado que o Regulador reconsidere os custos aplicados para o item Exames Médicos Periódicos, alterando o custo unitário de R$ 70,00 para R$ 124,00 e utilizando a quantidade total de 261 funcionários. O pleito implica em um acréscimo do custo adicional em R$ 14.234.


Custos Adicionais R$ 1.972.421 R$ 1.986.655 R$ 14.234

Atividades

4.4.2. Publicações Legais Proposta ANEEL: Em sua proposta de Empresa de Referência, a ANEEL reconhece um custo anual de R$ 100.000 com publicações legais. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: As Publicações Legais são uma exigência do mercado e do Regulador para divulgar atos e fatos societários provenientes das deliberações das reuniões do conselho de administração, as assembléias gerais – extraordinárias e ordinárias – via aviso aos acionistas e publicação do balanço do exercício social, além de divulgar tomadas de preços, de ações cíveis e trabalhistas, licitações e comunicação prévia de interrupção do fornecimento de energia elétrica, conforme preceitos legais da CVM e da ANEEL. A ENERGISA Nova Friburgo considera de fundamental importância sua consideração no modelo de Empresa de Referência, uma vez que tratam-se de exigências do mercado e do Órgão Regulador comunicar e divulgar medidas e procedimentos junto a seus clientes e acionistas. Os custos com Publicações Legais ao longo de 2007 somaram R$ 227.195. Desta forma, propõe-se a substituição na Empresa de Referência do valor de R$ 100.000 pelos gastos reais. O impacto desta alteração nos custos adicionais é dada pela tabela a seguir.

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Aneel Pleito Diferença Atividades

Mat e Serv Mat e Serv Total

Adicionais R$ 1.972.421

R$ 2.099.616 R$ 127.195

4.5. Custos não reconhecidos

4.5.1. SE móvel Proposta ANEEL: As atividades consideradas nas Tarefas de O&M referem-se somente a manutenção e modificação da Subestação Móvel. Os custos para pôr e retirar de operação o ativo não são considerados no modelo de ER. Estes custos não estão sendo calculados no modelo, pois não foi reconhecida nem uma SE Móvel para a distribuidora. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: A ENERGISA Nova Friburgo entende ser necessário o reconhecimento dos gatos com SE Móvel, tanto os custos de manutenção e modificação, quanto os custos referentes às tarefas de colocação e retirada de operação da SE móvel. A SE móvel objetiva fornecer energia em situações:

• Emergências e temporárias, substituindo as subestações com problemas técnicos; • Que exijam a realização de manutenções preventivas em equipamentos de

subestações, especialmente em transformadores de potência, que não possam ser desligados sem representar interrupção de carga; e

• De ampliações e reformas de subestações. Assim, para a realização de serviços de ampliação de subestações, manutenção preventiva em comutadores de derivação sob carga, retirada de vazamentos e pintura em transformadores de potência, ampliações de barramentos em subestações, troca de TAP e manutenções preventivas, a ENERGISA Nova Friburgo pleiteia o reconhecimento dos custos operacionais associados ao deslocamento, instalação montagem e operação da Subestação Móvel, a exemplo do que foi feito para as outras distribuidoras que já passaram pelo atual ciclo de Revisões Tarifárias. A ENERGISA Nova Friburgo solicita o

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reconhecimento de uma SE móvel 69 / 13,8 kV e 10MVA, totalizando um adicional de R$ 179.375 na Empresa de Referência.

Item ANEEL PLEITO DIFERENÇA SE Móvel R$ 0 R$ 179.375 R$ 179.375

4.5.2. Medição de fronteira

Proposta ANEEL: O Regulador reconhece nos processos de O&M a atividade de calibração e aferição de medidores de fronteira, sendo o seu custo anual de R$ 112,88. Considerações e proposta da ENERGISA Nova Friburgo: A modelagem proposta da ER não esta contemplando todas as atividades e, conseqüentemente, todos os custos relacionados a medições de fronteira. A partir da reestruturação do setor elétrico brasileiro, promovida pela Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998, e com a publicação do Decreto Nº 2.655, de 2 de julho de 1998, criou-se a necessidade de implantar um Sistema de Medição de Faturamento, doravante SMF. Esta demanda deu-se conforme a Resolução nº 281, de 01 de outubro de 1999, que definiu como responsabilidade do concessionário ou permissionário a implantação e operação do SMF. Existem na ENERGISA Nova Friburgo 4 pontos de medição de fronteira. As atividades relacionadas, além da calibração e aferição dos medidores reconhecida pelo regulador, são:

Monitoramento dos links de dados; Qualidade e tratamento dos dados para exportação e fechamento de carga; Monitoramento do software de aquisição; Balanço Energético das medições; Demandas referentes à CCEE e ONS.

Para realizar a gestão, operação e manutenção do SMF é necessário que na ER seja considerada uma estrutura de pessoal exclusiva para estas demandas. Esta estrutura estaria ligada a Gerência Comercial da Diretoria Técnica e Comercial, e é constituída por 1 (um) engenheiro de medição sênior dedicado integralmente a estudos de engenharia de

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medição e à instalação, leitura e operação do SMF. Isto resulta num acréscimo de R$ 122.768 à ER, sendo R$ 113.614 relativos aos custos com Pessoal e R$9.154 a Materiais e Serviços. Adicionalmente, também devem ser considerados os custos operacionais adicionais relacionados a comunicações, licenças de software e custos com outsourcing. Para a estrutura que a ENERGISA Nova Friburgo possui de SMF e que a ER estaria exposta, estes custos seriam de R$ 73.137 ao ano. Portanto, pleiteia-se o custo adicional de R$ 195.905 referentes às atividades de gestão operação e manutenção do SMF na ER.


Estrutura Central R$ 10.310.016 R$ 1.304.767 R$ 10.423.630 R$ 1.313.921 R$ 113.614 R$ 9.154 R$ 122.768Custos Adicionais R$ 98.071 R$ 1.972.421 R$ 98.071 R$ 2.045.558 R$ 0 R$ 73.137 R$ 73.137TOTAL R$ 10.408.087 R$ 3.277.188 R$ 10.521.701 R$ 3.359.479 R$ 113.614 R$ 82.291 R$ 195.905


4.5.3. Sistemas de Informática Proposta ANEEL: O Regulador desconsidera os custos de investimento em software e hardware para os sistemas GIS, SCADA e de Call Center. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: Independente do porte das distribuidoras, a ENERGISA Nova Friburgo considera os sistemas mencionados acima fundamentais para:

• Uma gestão eficiente da empresa. • Uma operação e manutenção eficiente dos ativos da distribuidora. • Atender às atuais metas de qualidade. • Fornecer informações solicitadas pelo Regulador.

Na descrição dos sistemas transcritas da Nota Técnica 352/2007 observa-se a necessidade e importância de cada um dos sistemas:

“O sistema GIS é um sistema de hardware, software e procedimentos desenhados para suportar a captura, gestão, manipulação, análise, modelagem e visualização de dados cartográficos para resolver as questões de planejamento e gestão.

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O sistema SCADA (Supervisiory Control and Data Acquisition) – é um sistema de aquisição de dados e controle de supervisão, proporcionando comunicação com os dispositivos de campo e controlando processos de forma automática, permitindo informações e gestão do processo produtivo. Teleatendimento – sistema desenhado para controle de atendimentos realizados por intermédio de central telefônica franqueada ao consumidor”

A ENERGISA Nova Friburgo solicita que sejam reconhecidos os seguintes montantes de investimentos para cada um dos sistemas:

Software HardwareGIS R$ 427.225 R$ 125.000

SCADA R$ 930.000 R$ 268.000Teleatendimento R$ 273.751 R$ 85.000

É reivindicada a inserção desses valores na ER, acarretando um incremento de R$1.201.434 à ER.


Sistemas de informática R$ 2.278.904 R$ 3.480.338 R$ 1.201.434

Atividades

4.5.4. Custos de referência da Área Administrativa para pessoal de Teleatendimento

Proposta ANEEL: O Regulador desconsidera os custos de limpeza, manutenção, água, eletricidade e comunicação para o pessoal da Central de Teleatendimento. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: A ENERGISA Nova Friburgo entende que os custos de limpeza, manutenção, água e eletricidade devem ser considerados para todo pessoal do teleatendimento, enquanto que as despesas de comunicação devem ser computadas para os cargos superiores aos dos atendentes.

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Assim, pleiteia-se o reconhecimento na forma de adicional de R$ 20.362, calculado aplicando os valores constantes da tabela 5 da NT 352/2007-SRE/ANEEL a cada uma das funções da Central de Teleatendimento.


Estrutura Central R$ 1.972.421 R$ 1.992.783 R$ 20.362

Atividades

4.5.1. Estacionamento dos Veículos dos Processos Comerciais e de O&M Proposta ANEEL: Em sua proposta de ER, o Regulador contempla um espaço para estacionamento dos automóveis da Estrutura Central conforme os critérios definidos no item “III.3.4.1 – Edificações e Móveis” da Nota Técnica nº 352/2007. Entretanto, não é considerada área relativa aos veículos dos processos de O&M e comerciais. Considerações e proposta ENERGISA Nova Friburgo: O correto dimensionamento dos custos com alocação de área de estacionamento deve levar em conta também o espaço para os veículos comerciais e de O&M, uma vez que estes retornam às suas bases operacionais após a execução dos serviços programados. De fato, dos 51 veículos da Empresa de Referência, apenas os 8 possuemcustos com estacionamento reconhecidos, conforme tabela a seguir:

SETORES DA EMPRESA Veículos

PRESIDÊNCIA 1

OUVIDORIA 1 DIRETORIA FINANCEIRA, RECURSOS HUMANOS E ADMINISTRATIVA 2

ESTRUTURA CENTRAL

DIRETORIA TÉCNICA COMERCIAL 4

ESTRUTURA REGIONAL GERÊNCIAS REGIONAIS - PROCESSOS E ATIVIDADES DE

O&M PROCESSOS E ATIVIDADES DE O&M 15

TAREFAS COMERCIAIS 11

TAREFAS DE FATURAMENTO2 15 PROCESSOS E ATIVIDADES COMERCIAIS

TAREFAS DE MANUTENÇÃO E COMBATE ÀS PERDAS 2

TOTAL 51

2 Destes, 11 são motos e os demais utilitários.

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Esta discrepância faz com que haja uma perda significativa neste item, incorrendo em um forte déficit de recursos operacionais. Desta forma, a ENERGISA Nova Friburgo pede o reconhecimento das despesas com estacionamento na forma de adicional, mediante a multiplicação dos seguintes parâmetros:

Fator ValorQtde. veículos 43

Área de movimentação 1,5Área de estacionamento (m²/veículo.mês) 12,5

Custo de estacionamento (R$/m².mês) R$ 10,00Meses ao ano 12

Total R$ 96.750

Veículos

Onde: A “Qtde. de veículos” é calculada somando-se o número de automóveis destacados para as tarefas comerciais, de O&M, faturamento e manutenção e combate às perdas; a “Área de Movimentação” refere-se ao espaço destinado à passagem de veículos dentro do estacionamento; a “Área de estacionamento (m2/veículo.mês)” e o “Custo do Estacionamento” são parâmetros definidos conforme o item “III.3.4.1 – Edificações e Móveis” da Nota Técnica nº 352/2007. Ressalta-se que a forma de cálculo utilizada para a anuidade com estacionamento é a mesma definida para a Estrutura Central. Desta forma, pleiteia-se o reconhecimento do custo adicional com Materiais e Serviços de R$ 96.750 referentes aos gastos anuais com estacionamento de veículos dos processos comerciais e de O&M.

Aneel Pleito Diferença Atividades Mat e Serv Mat e Serv Total

Adicionais R$ 1.972.421 R$ 2.069.171 R$ 96.750

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5. ANEXO I – QUADRO COM ATUALIZAÇÃO DOS CONSUMIDORES – ENERGISA NOVA FRIBURGO

Classe de Consumo A1-UAT A2-AT A3-AT A3a-MT A4-MT AS-BT B-BT TOTALResidencial - - - - - - 67.579 67.579

Monofásico - - - - - - 60.562 60.562 Bifásico - - - - - - 1.021 1.021

Trifásico - - - - - - 5.996 5.996 Industrial - - - 3 40 - 574 616

Monofásico - - - - - - 197 197 Bifásico - - - - - - 2 2

Trifásico - - - 3 40 - 375 418 Comercial - - - - 76 - 7.302 7.378

Monofásico - - - - - - 4.751 4.751 Bifásico - - - - - - 152 152

Trifásico - - - - 76 - 2.398 2.474 Rural - - - - 2 - 72 74

Monofásico - - - - - - 12 12 Bifásico - - - - 2 - 59 61

Trifásico - - - - - - - - Poder Público - - - - 16 - 224 240

Monofásico - - - - - - 94 94 Bifásico - - - - 16 - 128 144

Trifásico - - - - - - 2 2 Iluminação Pública - - - - - - 2 2 Serviço Público - - - - - - 53 53


Trifásico - - - - - - - - Consumo Próprio - - - - - - 16 16

Total - - - 3 134 - 75.822 75.959

Classe de Consumo A1-UAT A2-AT A3-AT A3a-MT A4-MT AS-BT B-BT TOTALResidencial - - - - 1 - 10.672 10.673

Monofásico - - - - - - 9.157 9.157 Bifásico - - - - - - 476 476

Trifásico - - - - 1 - 1.039 1.040 Industrial - - - - 9 - 49 58


Trifásico - - - - 9 - 34 43 Comercial - - - - 4 - 410 414


Trifásico - - - - 4 - 152 156 Rural - - - - 1 - 735 736


Trifásico - - - - 1 - 471 472 Poder Público - - - - 1 - 54 55


Trifásico - - - - 1 - 8 9 Iluminação Pública - - - - - - - - Serviço Público - - - - 1 - 7 8

Monofásico - - - - - - - - Bifásico - - - - - - - -

Trifásico - - - - 1 - 7 8 Consumo Próprio - - - - - - 5 5

Total - - - - 17 - 11.933 11.950

CONSUMIDORES ALOCADOS NO MEIO RURAL

DADOS DE CONSUMIDORESCONSUMIDORES ALOCADOS NO MEIO URBANO

Perdas de Energia

Esta manifestação objetiva contribuir com o aprimoramento do cálculo de perdas técnicas eficiente realizado pela SRD/ANEEL, no âmbito da 2ª Revisão Tarifária Periódica da ENERGISA Nova Friburgo – ENF (antiga CENF). Independente da contribuição que esta concessionária forneceu no âmbito da AP 052/2007 e do PRODIST, enfatizaremos, também, neste documento alguns aprimoramentos metodológicos a fim de contribuir com o cálculo das perdas técnicas eficiente realizado pela ANEEL. A contribuição será dividida em duas partes, quais sejam:

Na primeira parte será realizada contribuição ao cálculo realizado pela ANEEL. Na segunda parte enfatizaremos alguns pontos de aprimoramento da metodologia

utilizada pela ANEEL. O índice calculado inicialmente pela ANEEL resultou em 5,67% (sobre a energia injetada), conforme apresentado a seguir:

Descrição Energia (MWh/ano) Percentual Sobre Energia Total Injetada (%)

Energia Total Injetada 337.426 100,00%

Energia Total Mercado 306.894 90,95%

Perdas Totais 30.531 9,05%

Perdas Técnicas 19.126 5,67%

Perdas Não-Técnicas 11.405 3,38%

Descrição Energia Circulante no Segmento (MWh/ano)

Perda Técnica de Energia Circulante no Segmento

(MWh/ano)

Percentual de Perdas Técnicas Sobre Energia

Requerida (%)

Rede A2 17.743 89 0,03%

Rede A3 300.646 2.156 0,64%

Rede A3a 25.940 116 0,03%

Rede A4 301.989 4.315 1,28%

Rede B 206.503 1.229 0,36%

Ramais 206.818 593 0,18%

Medidores 206.818 1.199 0,36%

trafos A2-A4 17.653 161 0,05%

trafos A3-A3a 21.135 157 0,05%

trafos A3-A4 267.816 1.514 0,45%

trafos A3a-A4 4.432 19 0,01%

trafos A4-B 227.956 7.284 2,16%

trafos A3a-A3 22.345 294 0,09%

Perdas Técnicas 19.126 5,67%

1ª Parte: Contribuições ao cálculo realizado pela SRD/ANEEL Na verdade encontramos dois pontos de aprimoramento no cálculo da ANEEL:

• Perdas no segmento rede AT: observamos que o cálculo efetuado pela ANEEL contemplou apenas as perdas técnicas de energia referentes as linhas de A2 e A3 indicadas na tabela 1. Entretanto, ressaltamos que esse cálculo, em nossa avaliação, deveria contemplar, também, o volume de perdas referentes aos Demais Equipamentos uma vez que os valores indicado nesta rubrica refere-se a todos os equipamentos conectados nas linhas de A2 e A3 que também acarretam perdas, excluindo-se os transformadores de subestações atendidas em A2/A4, A3/A3a, A3/A4, A3a/A4, além da transformação reversa em A3a/A3. Ressalta-se que o cálculo de perdas técnicas relativas a esses transformadores é tratado especificamente a partir dos dados informados na tabela 6 ("Transformadores AT/MT"). Portanto, as perdas técnicas totais fornecidas pela CENF relativas aos segmentos de rede A2 e A3, desconsiderando-se as perdas diversas nestes segmentos, totalizam, respectivamente, 93,49 MWh/ano (correspondente a soma de 84,99 MWh/ano de perdas relativas as linhas e 8,50 MWh/ano de perdas relativas aos demais equipamentos) e 2.258,74 MWh/ano (correspondente a soma de 84,99 MWh/ano de perdas relativas as linhas e 8,50 MWh/ano de perdas relativas aos demais equipamentos).

O incremento em função deste ajuste é de 212 MWh, passando a perda técnica de 19.126 MWh (cálculo efetuado inicialmente pela ANEEL) para 19.338 MWh (5,73%). Adicionalmente, apresentamos a Tabela 1 originalmente enviada para a ANEEL:

Linhas Demais Equipamentos Linhas Demais EquipamentosUnidade MW MW MWh/ano MWh/ano

A1A2 0,0128 0,0013 84,99 8,50A3 0,3763 0,0376 2.053,40 205,34

Total 2.138,39 213,84

Nível de Tensão Perdas de demanda Perdas de energia

Tabela 1: Perdas nas linhas AT.

• Perdas nos transformadores de distribuição: Observamos que o procedimento utilizado pela ANEEL no tocante à adoção dos valores nominais efetivamente utilizados de perdas no ferro e no cobre de cada transformador contemplou duas referências distintas, sendo escolhido sempre o menor: os valores encaminhados pela CENF na tabela 7 (Transformadores MT/BT) do arquivo de dados para cálculo de perdas; e os valores padronizados na Norma ABNT NBR 5440/1999. Avaliamos que este procedimento merece algumas reflexões por pelo menos 2 aspectos:

Os valores padronizados na Norma ABNT NBR 5440/1999 podem não ser compatíveis para os transformadores em operação na CENF com data de fabricação anterior ao da edição da referida norma (1999), uma vez que à época as exigências quanto aos valores nominais de perdas no ferro e no cobre reportavam-se a outra referência, qual seja, a Norma ABNT NBR 5440 / 1987, onde os valores de perdas nominais no ferro dos transformadores eram superiores aos da Norma atual e que, segundo o procedimento adotado, não serão utilizados;

O procedimento adotado pela ANEEL pode conduzir, para um mesmo transformador, à utilização combinada de perdas no cobre e ferro de duas referências eventualmente distintas, por exemplo, para um mesmo transformador pode-se utilizar a perda nominal no ferro padronizada pela Norma ABNT NBR 5440/1999 e a perda nominal no cobre fornecida pela CENF.

Desta forma, sugerimos que a ANEEL padronize uma referência única para o cálculo de perdas, no qual, sob a ótica exposta, poderia ser, para todos os transformadores de distribuição da CENF contemplados, a adoção dos valores de perdas nominais no ferro e no cobre indicados na Norma ABNT NBR 5440/1999. O incremento em função do ajuste na perda dos transformadores de distribuição, adotando-se os valores padronizados de perdas nominais no cobre e no ferro indicados na Norma ABNT NBR 5440/1999, é de 155 MWh (0,05%), passando a perda técnica de 19.338 MWh (item anterior) para 19.493 MWh (5,78%). Por sua vez, o ajuste na perda no cobre, é de 21 MWh (0,01%), passando a perda técnica de 19.493 MWh (item anterior) para 19.514 MWh (5,78%).

2ª Parte: Contribuição para o aprimoramento da metodologia utilizada pela ANEEL Nesta parte indicaremos algumas premissas, a fim de contribuir com o cálculo das perdas técnicas eficientes efetuadas pela ANEEL. O modelo de cálculo utilizado pela ANEEL embora bem fundamentada e conceitualmente adequada para a finalidade a que se destina, encerra uma série de premissas de otimização, notadamente, nos segmentos que envolvem as redes de média e baixa tensão, o que se traduz na avaliação de sistemas de distribuição idealizados. Entretanto, tais premissas tendem a determinar um volume de perdas técnicas inferior ao efetivamente calculado, uma vez que parte significativa das redes reais pode, na prática, distanciar-se do modelo adotado. Neste contexto, avalia-se que sejam cabíveis alguns ajustamentos no modelo que propiciem uma aproximação mais condizente com a realidade das empresas, sem, contudo, comprometer qualquer aspecto conceitual no modelo estabelecido pelo órgão regulador. Dentre as particularidades, destacamos a importância de consideração de:

o Valor percentual de referência atribuído ao fator de ajuste das perdas diversas aplicadas aos segmentos do sistema de distribuição;

o Fatores de ajuste vinculados aos aspectos de assimetria e desequilíbrio da carga atendida no segmento de baixa tensão;

o Valores de referência adotados pela ANEEL relativo a perda por elemento medidor, o que tem influência relevante na determinação de perdas técnicas do segmento medidores de energia;

o Valores de referência adotados para os parâmetros perda nominal em vazio e perda nominal total relativo aos transformadores de distribuição;

o Fator de potência na rede de baixa tensão.

Referência Bibliográficas [1] ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, “Perdas Técnicas nas Instalações de Distribuição – Descrição Detalhada da Metodologia”, Nota Técnica No 0035, Superintendência de Regulação da Distribuição, Junho/2007. [2] Méffe, A. – “Metodologia para Cálculo de Perdas Técnicas por Segmento do Sistema de Distribuição”. Dissertação de Mestrado, Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2001. [3] Méffe, A. – “Cálculo de Perdas Técnicas em Sistemas de Distribuição – Modelos Adequáveis às Características do Sistema e à Disponibilidade de Informações”. Tese de Doutorado, Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2007.

Remuneração e Reintegração do Ativo

Em relação a base de remuneração, a contribuição enfatiza as metodologias empregadas, não fazendo juízo de valores. A empresa gostaria de realçar, especialmente, a disciplina de expurgo dos ativos já totalmente depreciados (AIS 100% depreciado) quando do cálculo da quota de reintegração, na medida que não entende o seu fundamento. Na proposta apresentada pela ANEEL à ENF, foi expurgado montante de R$7,4 milhões como ativo já totalmente depreciado. A ENF discorda desta medida devido a natureza da medida ser contrária a eficiência empregada pelo regime “Price Cap”. Da forma que vem sendo aplicada esta medida (de expurgo dos ativos já totalmente depreciados da base de cálculo da quota de reintegração) a ANEEL se encontra no caminho inverso da regulação pelo regime Price Cap. Caso a ANEEL persista em aplicar a regra inicialmente empregada (retirar os ativos 100% depreciados da base de cálculo da quota de reintegração) deverá observar dois fatos:

Expurgar, no mesmo montante % das Obrigações Especiais. Levar em conta o investimento em renovação destes ativos já no cálculo do Fator X

(este item será melhor explicado no apêndice relativo ao Investimento). Adicionalmente, a ENF ressalta o efeito, também importante, causado pela forma de cálculo da quota de reintegração por parte da ANEEL: A quota de reintegração regulatória compõe o cálculo das tarifas e, portanto, afeta a geração de receitas. Sempre que essa quota for superior à depreciação e amortização contábeis, haverá uma despesa com impostos (Imposto de Renda e Contribuição Social sobre Lucro) maior do que o patamar reconhecido pelo regulador. Este efeito fiscal impede a plena recuperação do capital investido pelos acionistas da concessionária. Neste caso, sugere-se que o cálculo da parcela B contemple, além das parcelas de custos operacionais eficientes, remuneração dos investimentos e quota de reintegração regulatória, uma parcela

correspondente ao Imposto de Renda e CSSL incidentes sobre a diferença entre a Depreciação Regulatória e a Depreciação Contábil, conforme ilustrado abaixo:

Parcela B = (Custos Operacionais + Remuneração do Capital + Reintegração Regulatória) + (34% /(1-34%) * (Reintegração Regulatória – Depreciação Contábil))

Por fim, a ENF observa que dado a aplicação do desconto das Obrigações Especiais, pela ANEEL, quando do cálculo do déficit do Programa Luz para Todos, a cada evento tarifário, faz com que as Obrigações Especiais relativas a este programa já estivessem depreciadas desde sua imobilização. Sendo assim, não seria razoável o expurgo da totalidade (sem depreciar) destas Obrigações no momento da 2ª Revisão Tarifária, quando da homologação da base de remuneração. Portanto, quando da homologação do laudo a ANEEL haverá de observar este efeito.

Fator X

1

1 FATOR X

Conforme a NT 088/2008 da ANEEL para a 2ª RTP da ENF, o Fator X, a ser aplicado nos reajustes tarifários anuais, será determinado em função dos componentes Xe (valor único para o período tarifário) e Xa (calculado em cada reajuste tarifário) de acordo com a metodologia vigente estabelecida pela Resolução ANEEL nº 234/2006 e com aprimoramentos contidos na Nota Técnica nº 350/2007 – SRE/ANEEL, integrante da Audiência Pública nº ANEEL 052/2007.

1.1 Componente Xe

Proposta da ANEEL

Entre os aprimoramentos propostos na NT 350/2007, encontram-se o conceito de Índice de Produtividade e a modelagem da relação I/D (investimentos por depreciação).

No cálculo do Fator Xe, o índice de produtividade é utilizado para estimar o crescimento dos custos operacionais. Para tanto os custos operacionais são projetados utilizando-se a taxa de crescimento de clientes e a produtividade média esperada (R$/cliente), devendo-se assim determinar qual o ganho de produtividade médio esperado (g). Utilizando uma regressão linear, observa-se que, o ganho médio das empresas, no período de 2004 a 2006, foi de 2,71% ao ano.

Uma vez conhecido o ganho médio de produtividade das empresas, propôs-se a utilização de um índice de produtividade de - 1,35%, de modo a compartilhar com os consumidores 50% dos ganhos de produtividade esperados, para casos onde a relação I/D esteja dentro da média observada das empresas do setor, que se situa na faixa entre 80% e 120%.

Por fim, a ANEEL utiliza a referida relação I/D para a aplicação dos ganhos de produtividade de modo a reduzir a expansão dos custos operacionais. Porém, para que possa definir os ganhos de produtividades de qualquer empresa do setor, estabeleceu 3 faixas provenientes da resultante da relação I/D e 3 índices de ganhos de produtividades respectivos, conforme demonstrado abaixo:

o acima de 120%: os ganhos de produtividade de até 2,0% a.a.

o entre 80% e 120%: ganhos de produtividade de 1,35% a.a.

2

o abaixo de 80%: ganhos de produtividade de até 0,67% a.a.

Considerações da ENF

1.2 Contribuições às metodologias da Nota Técnica nº 350/2007

A seguir, são destacados alguns pontos da metodológica da NT nº 350/07 que precisam de aprimoramento antes de sua aplicação, a saber:

1.2.1 Conceito do Índice de Produtividade

Ao estimar os ganhos de produtividade a partir da evolução da relação insumo/produto (com dados reais para PMS por unidade consumidora) ao longo do tempo, a ANEEL está capturando as três fontes de produtividade: técnica, de escala e tecnológica. Esta abordagem da produtividade total é, contudo, inconsistente com o conceito de Empresa de Referência (ER) e sua aplicação na RTP.

Eficiência Técnica

A parcela de ganhos de produtividade técnica é capturada na RTP através do reconhecimento de custos eficientes (médios da indústria) da Empresa de Referência - ER. Sendo assim, as concessionárias estariam, a princípio, no seu patamar de eficiência técnica. Logo, ao empregar o índice de produtividade média na redução futura dos custos operacionais, a ANEEL está exigindo implicitamente um ajuste de custos, devido a ineficiência técnica passada, que já foi realizado quando da concepção da ER para o concessionário. Estar-se-ia, assim, através do índice de produtividade, retirando duplamente ganhos de produtividade técnica que foram considerados na ER.

Eficiência Tecnológica

A distribuição de energia elétrica não é caracterizada por ganhos elevados de eficiência advindos de inovações tecnológicas. A atividade de distribuição é caracterizada por um ritmo de inovação tecnológica lento, longo prazo de maturação dos investimentos que são de caráter específico. Dentro desse contexto, os ganhos de eficiência tecnológica

3

são relativamente pequenos, particularmente no período de 4 ou 5 anos, ou seja, entre no período entre RTPs.

A maior parcela destes ganhos tecnológicos no curto prazo decorre de investimentos em ativos não elétricos como acontece quando da adoção de novas tecnologias de informação. Porém, não se encontra na ER nem na BRR o reconhecimento dos investimentos necessários para adoção destas novas tecnologias. Assim sendo, aponta-se conceitualmente para uma fonte de ganhos de produtividade que depende essencialmente de investimentos não reconhecidos.

Eficiência de Escala

Com os ganhos de produtividade técnica sendo capturados na ER estabelecida pelo Regulador para o Ano-Teste e de inovação tecnológica pequenos e incertos, são os ganhos de escala que respondem por parcela significativa dos ganhos médios de produtividade de indústria. Estes ganhos de escala variam, entretanto, para cada empresa de acordo com a dimensão do seu mercado atual e seu potencial de crescimento. Desta forma, é inapropriada a adoção de um patamar de ganho de produtividade desassociado do potencial de aumento da escala das distintas empresas.

Adicionalmente, destaca-se que a ANEEL estima os ganhos de produtividade utilizando uma análise parcial dos insumos, ao considerar apenas o custo operacional. Este procedimento é, no entanto, uma abstração teórica, pois os dados de custos reais refletem ganhos de produtividade advindos da interação entre os dois insumos (custos operacionais e investimentos). Assim, ao realizar uma análise parcial, a ANEEL produz um índice de produtividade com risco de viés, dado que existe um grau de substituição entre os insumos (custos operacionais e investimentos), ou seja, as empresas podem reduzir os custos operacionais com aumentos de investimentos.

Os dados reais de custos operacionais e investimentos refletem práticas empresariais distintas no que se refere à aquisição ou aluguel dos bens, que podem enviesar a magnitude do custo operacional quando considerado separadamente. A utilização do índice de produtividade parcial baseado apenas nos custos operacionais implica em distorções (para mais ou menos) no cálculo dos ganhos de produtividade. Esta

4

distorção levaria a um super dimensionamento dos ganhos de produtividade obtidos nos casos de empresas que estejam incorrendo em gastos de capital elevados e simultaneamente poupando em termos de custos operacionais. Conseqüentemente, o índice proposto PMS/Unidades consumidoras cairia mais do que aquele calculado a partir dos custos totais (OPEX e CAPEX), que reflete os ganhos totais de produtividade que a empresa estaria realmente auferindo.

Aplicação da Relação I/D

A definição da relação I/D e sua implantação de acordo com a Nota Técnica nº 350/2007 são, entretanto, permeados por inconsistências e indefinições. O estabelecimento dos intervalos selecionados da relação I/D para alocar os ganhos de produtividade não é justificado pela ANEEL e poderá conduzir a distorções adicionais nos índices de produtividade das diferentes empresas.

Existe uma indefinição quanto ao período de investimento e depreciação que deve ser utilizado para o cálculo do I/D.

Entendemos que no cálculo da Depreciação (D) deve ser considerada, também, a amortização das Obrigações Especiais. Ao retratarem reposição futura da infra-estrutura, as amortizações das OEs devem ser incluídas no cálculo da depreciação.

No item IV.5.2 da Nota Técnica nº 350/2007, a ANEEL apresentou valores discretos para o índice de produtividade das empresas, entretanto o texto sugere que os valores são contínuos, sendo os índices 0,67% e 2,0% valores mínimo e máximo respectivamente que o IP pode assumir. A NT não define, no entanto, como evoluem os índices de produtividade dentro destes intervalos.

A ANEEL considera como premissa uma relação positiva entre Investimento/Depreciação e os ganhos de produtividade (queda de PMS/UC). Esta premissa não é, entretanto, sempre válida dado que os investimentos podem crescer, além da depreciação, sem que isto implique em fortes ganhos de produtividade. Um exemplo disto seriam investimentos em programas de eletrificação nas áreas rurais os quais, em função da dispersão dos novos consumidores ligados, teriam um custo

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operacional crescente por unidade consumidora. Depreende-se daí que a simples aplicação da relação I/D poderá conduzir a distorções com a imposição de ganhos de produtividade irrealizáveis.

Reprodução do Modelo de Regressão para Aferição do Índice de Produtividade

Reproduziu-se o modelo ANEEL, pressupondo que a série do ANEXO II da Nota Técnica corresponda ao Ln (PMS/UC). Foi obtido um parâmetro semelhante ao divulgado pela ANEEL como correspondente ao índice médio de ganho de produtividade. Verifica-se, no entanto, que o índice é estatisticamente não significativo. Ainda, conforme verificado através da estatística Durbin-Watson, que dista significantemente do valor 2, o termo de erro apresenta um comportamento sistemático, ou seja, existem outras variáveis explicativas que não foram consideradas. Em suma, a variável tempo não explica a produtividade conforme medida pela ANEEL e o coeficiente encontrado não tem amparo estatístico.

Tabela - Resultados da Simulação da Regressão entre Produtividade e Tempo

N ota Técnica - Fator X AN EEL44 empresas / 124 casos 44 empresas / 124 casos

y= 5.2729-0.0272x y= 5.2999-0.0271x (47.6881) (-0.5268)

As estat íst icas do modeloR2 = 0.002269 não foram disponibilizadasD urbin-W atson= 0.4025Ganho médio= 2.72% Ganho médio= 2.71%

Abaixo dos parâmetros est imados no modelo estão apresentados os valores obtidos para a estat íst ica t

Base de D ados

M odelo Estimado

Estat íst icas do M odelo

1.2.2 Tratamento da Quota de Reintegração

No cálculo do Fator Xe, a base de cálculo dos tributos (Imposto de Renda e Contribuição Social sobre Lucro) continua a considerar a quota de reintegração regulatória e não o seu valor contábil. A diferença entre estes valores resulta em uma inconsistência entre a despesa com impostos reconhecida no cálculo do Fator Xe e aquela efetivamente incorrida pelas empresas. Sempre que essa quota for superior à depreciação contábil,

6

haverá uma despesa com impostos maior do que o patamar reconhecido pelo regulador. Este efeito fiscal impede a plena recuperação do capital investido pelos acionistas da concessionária.

Para correção desta distorção, basta a ANEEL ajustar a despesa com IR e CSSL de acordo com a diferença entre quota de reintegração a depreciação contábil, multiplicada pela soma das alíquotas dos impostos, e insere esse resultado no fluxo de despesas.

1.3 Componente Xa

Proposta da ANEEL

Com o objetivo de buscar um indexador alternativo ao Índice Geral de Preços de Mercado – IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas, para reajustar os custos com mão-de-obra, integrantes da Parcela B das distribuidoras de energia elétrica, a Resolução CNPE nº 01/2003 estabeleceu as diretrizes para a introdução do componente Xa no cálculo do Fator X, nos seguintes termos:

“Art. 1º Estabelecer que a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, mantido o critério de reajuste contratual da Parcela B da receita da concessionária de distribuição de energia elétrica pela variação do IGP-M ± X, defina metodologia de cálculo dos valores de ‘X’ a serem aplicados nos reajustes tarifários anuais, considerando, para o componente mão-de-obra da ‘parcela B’, índice que reflita o valor da mão-de-obra do setor formal da economia.”

Considerando que não compete ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, nem à ANEEL ou a qualquer outro órgão administrativo, a elaboração de política tarifária, a qual deverá se apresentar sob a forma de lei, conforme determina o inciso III do parágrafo único do art. 175 da Constituição Federal, a referida Resolução seria inválida.

O Xa é mais um componente a distorcer o caráter original do Fator X, uma vez que o mesmo não se baseia em nenhum parâmetro de medição de produtividade e eficiência, mas somente visa medir a evolução nominal de uma variável, no caso, a o valor da mão-de-obra empregada. Dessa forma, emprega-se na remuneração da concessionária um indicador composto, em sua grande parte, de variáveis de caráter diverso e distante do que anteriormente se pretendia.

7

Considerações e Propostas da ENF

Considerando que o componente Xa não reflete ganhos de produtividade, e dada à ilegitimidade da Resolução CNPE, solicita-se que a ANEEL elimine-o do cálculo do Fator X.

Investimentos

1

1. Alteração da regra de investimentos em reposição

A ANEEL na proposta apresentada para a ENF de reposicionamento tarifário expurgou montante de R$ 7.392 mil (estoque dos bens 100% depreciados no momento da 2ª Revisão Tarifária) como ativos já totalmente depreciados. A ENF não entende esta medida devido ao fato de ser contrária à busca da eficiência, intrínseca ao regime “Price Cap”. Ao adotar esta medida (de expurgo dos ativos já totalmente depreciados da base de cálculo da quota de reintegração) a ANEEL se encontra no caminho inverso da regulação pelo regime Price Cap: quando expurga estes ativos, o Regulador dá o sinal para as empresas reporem os equipamentos, tão logo atinjam o final da sua vida útil contábil, mesmo que ainda reste vida útil econômica. Esta sinalização, por sua vez, tende a aumentar as tarifas para o consumidor no médio e longo prazos. Outro impacto imediato se dá no Fator X. Ou seja, ao expurgar estes ativos da base de cálculo da reintegração do ativo, a lógica de investimento em reposição das empresas se altera. O investimento em renovação, a partir do 2º Ciclo, será a reposição total dos ativos cuja vida útil contábil é expirada. Portanto, a equação de renovação a partir do 2º Ciclo é:

Investimentos em reposição

Antes do 2º Ciclo

=Ativos cuja vida útil econômica expirou e também a vida útil

contábil

Ativos cuja vida útil econômica expirou

antes do final da vida útil contábil

+Investimentos em reposição

Antes do 2º Ciclo

=Ativos cuja vida útil econômica expirou e também a vida útil

contábil



+

Após o 2º Ciclo

Investimentos em reposição =

Ativos cuja vida útil contábil expirou,

independentemente se apresenta, ainda, vida

útil econômica



+ Estoque de ativos totalmente depreciados

no momento da 2ªRevisão Tarifária

+

Após o 2º Ciclo

Investimentos em reposição =

Ativos cuja vida útil contábil expirou,

independentemente se apresenta, ainda, vida

útil econômica



+ Estoque de ativos totalmente depreciados

no momento da 2ªRevisão Tarifária

+

2

Ocorrerá, nesta linha, aumento do investimento em reposição em função da alteração da regra. A nova regra (expurgo dos bens já totalmente depreciados) não gera incentivo de manutenção dos ativos 100% depreciados no parque de ativos existentes na concessão, já que a empresa eficiente é penalizada. A ENF, em função desta medida, considerou como investimento em reposição a renovação dos seus ativos (já depreciados – estoque - e a depreciar) ao longo dos anos de 2008 à 2012.

2. Análise dos Investimentos Para fins de análise dos investimentos que comporão o cálculo do Fator Xe, analisaremos somente os investimentos com recursos próprios (são aqueles investimentos oriundos de recursos desembolsados pela distribuidora). Primeiramente, antes de passar à análise, procederemos à correção dos valores históricos á uma mesma data. Como os investimentos constantes no PDD se encontram com valores referentes ao mês de outubro de 2007, utilizarmos esta data como base de análise. A seguir apresentamos, graficamente, a comparação entre o investimento histórico e projetado.

3

Figura 1- Investimentos próprios da ENF (BT/MT e AT) de 2002 à 2012

Investimentos Totais (2002-2012) - em R$M e moeda de outubro de 2007

6.867

5.496

3.386

2.5623.204

5.886

4.743

9.928

6.458

3.996

12.024

4.567

7.430

Investimentos Expansão / Melhorias / Part. Terc.; 4.344

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Os investimentos planejados são maiores do que o observado historicamente em virtude do montante considerado com os investimentos em renovação. Pelo já citado anteriormente, os investimentos em renovação, antes do 2º Ciclo de Revisões Tarifárias, respeitava o final da vida útil econômica dos ativos. A alteração de regra, neste 2º Ciclo, de expurgo dos ativos já totalmente depreciados desincentiva as empresas manterem ativos com vida útil exaurida em seu inventário. A lógica de investimentos em renovação, por conseqüência, alterou entre o 1º e 2º Ciclo de Revisão Tarifária. A reposição, a partir de agora, respeitará o final da vida útil contábil. Uma vez finalizada a vida contábil do ativo, a empresa deve proceder à troca do equipamento. O investimento em reposição, por sua vez, apresenta média projetada de R$ 3.086 mil. Esta média é afetada pelo investimento em reposição no 1º ano (2008), que inclui tanto o ativo a depreciar em 2008, quanto o estoque já descontado no momento da Revisão Tarifária (de R$ 7.392 mil).

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Na Figura 2 abaixo, é aberto o valor dos investimentos projetados da ENF pelo ano tarifário e comparado ao histórico em ano gregoriano.

Figura 2- Investimentos próprios da ENF (BT/MT e AT) de 2002 à mai/12

Investimentos Totais (2002-2012) - em R$M e moeda de outubro de 2007

6.867

5.496

3.386

2.562

3.204

5.886

4.432

8.482

6.467

8.990

7.093

4.567

Investimentos Expansão / Melhorias / Part. Terc.; 4.517

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 jun/08-mai/09 jun/09-mai/10 jun/10-mai/11 jun/11-mai/12

3. Correção Monetária dos Investimentos Históricos e Planejados

Para comparação entre os montantes de investimentos históricos e planejados, é necessário que os valores estejam referidos a uma mesma data base. Os investimentos informados pela ENF estão denominados em moeda de outubro de 2007. Para fins de cálculo do componente Xe do Fator X, solicita-se que os investimentos sejam expressos na mesma moeda que os demais itens do fluxo de caixa, ou seja, em moeda de maio de 2008, data da revisão tarifária da concessionária.

5

4. Proposta Metodológica para Cálculo da Depreciação Econômica e dos Investimentos em Renovação.

A regulação vigente, aplicada pela ANEEL no 2º ciclo de Revisão Tarifária, desconta a totalidade dos ativos 100% depreciados contabilmente, para o cálculo da base de remuneração bruta e da quota de reintegração.

Em contrapartida da retirada dos ativos 100% depreciados da base de remuneração, a taxa de depreciação regulatória, definida como a razão entre a depreciação contábil e o valor de livro do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), aumentou em relação aquela estabelecida no 1º ciclo de RTP, uma vez que foram excluídos, do denominador, os ativos totalmente depreciados.

No entanto, a retirada dos ativos 100% depreciados trouxe inúmeras distorções resumidas a seguir.

Em primeiro lugar, como efeito direto da aplicação da regra pela ANEEL, tem-se um desincentivo a manutenção de ativos, além da sua vida contábil. Esta situação poderá fazer com que os investimentos em renovação sejam antecipados, para antes do final da vida útil econômica do ativo em consideração, o que onera os consumidores e vai contra o princípio da modicidade tarifária.

Pode-se, ainda, dizer que este tratamento regulatório é iníquo. Penaliza empresas que, com uma gestão eficiente, aumentam a vida útil econômica dos seus ativos além da vida contábil, mas que não recebem a devida recuperação do capital investido durante o prolongamento da vida do ativo. Por outro lado, aqueles que renovem ativos ao término da vida útil contábil, ou antes, sempre terão a recuperação do capital.

A aplicação desta regra contribui, também, para um ambiente regulatório híbrido, com aspectos de regulação por incentivo e de custo do serviço, com sinais contraditórios. Para definição dos custos operacionais, a ANEEL utiliza parâmetros de referência em consonância com a regulação por incentivo, enquanto para a definição da quota de reintegração e dos investimentos em renovação utiliza a vida útil alcançada por cada empresa, em linha com as práticas do regime de custo de serviço.

Dado a necessidade de se corrigir estas distorções, as quais penalizam as empresas mais eficientes na manutenção dos seus ativos e afrontam a modicidade tarifária, é fundamental a concepção de uma nova metodologia para a determinação de uma vida útil econômica de referência; que servirá de base para o cálculo da quota de reintegração e os investimentos em renovação por fim de vida util.

6

Antes do desenvolvimento da metodologia, é importante que a análise separe dois tipos de investimentos em renovação: aqueles referentes à renovação de um bem ao final de sua vida útil e aqueles relativos à substituição de um bem, antes do final de sua vida útil, devido a uma contingência (um poste batido por um automóvel, por exemplo). Nos itens que se seguem, avaliam-se ambos os casos.

a. Investimentos em Renovação ao Final da Vida Útil do Bem

Dentro da ótica da eficiência econômica, defini-se vida útil de um bem como o momento em que o valor presente dos benefícios de renová-lo por outro é maior que os custos incorridos por esta substituição. Sendo que os benefícios da renovação são decorrentes da redução nos gastos de manutenção pela aquisição do bem novo. Sendo assim, a definição dos custos operacionais de manutenção e a vida útil econômica de um bem estão univocamente correlacionadas.

A Tabela 9 ilustra este conceito de vida útil econômica através de dois fluxos que representam os valores presentes dos benefícios de renovação de um ativo existente e dos custos adicionais para aquisição de um ativo novo. Os benefícios da renovação referem-se aos gastos com manutenção poupados que se aproximam de zero no Ano 1, dado que a manutenção incorrida para o bem existente seria similar aquela para o bem novo. Nos anos subseqüentes, esse gasto cresceria devido ao desgaste natural do bem existente. O custo adicional de aquisição do ativo novo também cresce em decorrência do menor valor do bem existente ao longo do tempo. Com efeito, quando estas duas magnitudes se igualam têm-se um momento ótimo de renovação do bem. Na ilustração da Tabela 9, este momento ocorreria no Ano 5.

Tabela 9 – Ilustração dos Benefícios e Custos da Renovação de um Ativo

Valores Presentes Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5 Ano 6Benefício da Renovação do Ativo Existente (R$ milhões ) 0 2 4 9 19 39Custo de Aquisição do Ativo Novo (R$ milhões) 0 5 10 14 19 23

No modelo brasileiro de empresa de referência (ER), os custos operacionais de operação e manutenção estão, em teoria, dimensionados considerando a vida útil contábil dos ativos ( dado que esta é a única vida útil definida pelo regulador). Isto fica destacado no item 65 da seção II. 4 da Nota Técnica no 352/2007 que assinala:

“65. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais eficientes na revisão tarifária periódica constitui-se em um modelo que busca estabelecer parâmetros de eficiência de modo a determinar os custos associados à execução dos processos e atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, direção e

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administração, em condições que assegurem que a concessionária poderá obter os níveis de qualidade do serviço exigidos e que os ativos necessários manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda sua vida útil.”

Na seção III. 4.4.2 da Nota Técnica no 352/2007, que trata do tema dos Tempos e Freqüências de Execução de Processos de Operação e Manutenção, o item 252 indica que:

“252. Já com relação às freqüências de execução a analise foi realizada tarefa a tarefa e, sempre, associando ao ativo físico correlacionado. Muitas destas freqüências foram obtidas a partir da vida útil do ativo, .... . Outras freqüências foram obtidas com base no praticado atualmente pelas prestadoras de serviço”

Logo, a metodologia aqui proposta pressupõe que as vidas úteis econômica e os custos regulatórios de manutenção na ER sejam calculados de maneira consistente.

A partir da definição desta vida útil econômica de “referência”, seriam definidos a depreciação, a quota de reintegração e os investimentos de renovação dos ativos elétricos das concessionárias, ou seja, todos os parâmetros regulatórios que dela dependam.

Sendo assim, os custos de operação e manutenção, definidos na ER, forneceriam o sinal econômico adequado para determinar o momento ótimo de renovação dos ativos. Uma vez definidos estes, as empresas teriam reconhecidos os investimentos regulatórios em renovação função do término das vidas úteis regulatórias de seus ativos.

Assim, a metodologia proposta colocaria o cálculo dos custos operacionais e dos investimentos em renovação sob a mesma ótica da regulação de incentivos. A partir dos custos de manutenção e de vida útil econômica de referência, dar-se-ia incentivos para que as empresas buscassem práticas de gestão de ativos cada vez mais eficientes.

Aqueles que fossem bem-sucedidos, em manter seus ativos além da vida útil econômica de referência, seriam premiados ao receberem os recursos para o investimento em renovação antes do momento real de seu desembolso. Por outro lado, empresas, com práticas de manutenção pouco eficientes, seriam penalizadas ao terem que renovar ativos antes da vida útil econômica de referência e do reconhecimento dos investimentos em renovação pelo regulador.

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Esta busca pela melhor gestão dos ativos disseminaria pelo setor as melhores práticas de manutenção. Atingi-se, assim, a modicidade tarifária e ganhos duradouros para os consumidores.

b. Investimentos em Renovação para Substituição de Contingência

No caso dos investimentos para substituição de ativos em função de uma contingência, a nova metodologia estaria também baseada na ER dado que estão previsto em sua estrutura custos operacionais para a troca desses ativos. Sendo assim, a incidência destes custos regulatórios seria a base para o cálculo do montante de investimentos regulatórios em renovação que as empresas teriam reconhecidos para fazer frente à troca de ativos por contingência, os quais não chegaram ao final da sua vida útil.

c. Movimentações da Base de Remuneração

Para estimar a movimentações da base de remuneração, dever-se-ia proceder da seguinte maneira:

• Base de remuneração bruta: Em contrapartida as adições advindas dos investimentos regulatórios em renovação e substituição devem-se deduzir as respectivas baixas, estas serão menores que as adições correspondentes caso a renovação impliquem na aquisição de bens mais caros.

• Base de remuneração líquida: A renovação ou substituição de um ativo modifica o saldo da depreciação acumulada. Quando um ativo é dado de baixa da base bruta, deve-se, também, baixá-lo da sua depreciação acumulada correspondente.

• No caso dos ativos 100% depreciados, a redução da depreciação acumulada é igual ao valor da baixa da base bruta. No entanto, no caso de um ativo que foi substituído, por contingência, antes do fim de sua vida útil, a redução da depreciação acumulada será, na media, 50% do valor da baixa na base bruta.

d. Considerações Finais

Conforme foi demonstrado, a metodologia utilizada pela ANEEL para o cálculo da quota de reintegração cria sinais contrários à modicidade tarifaria e choca-se com os princípios da regulação por incentivo.

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A metodologia aqui proposta para a definição da vida útil econômica de referência e dos investimentos em renovação teria a vantagem de dar os incentivos corretos para busca da eficiência na manutenção dos ativos e de criar mais um mecanismo promotor da modicidade tarifária.

Esta vida útil econômica de referência e os custos operacionais de manutenção correlacionados seriam calculados de maneira consistente dentro do modelo da ER. A partir daí, seriam definidos a depreciação, a quota de reintegração e os investimentos de renovação dos ativos elétricos das concessionárias. No caso do investimento em renovação, decorrente da substituição de ativos por contingência (antes da vida útil), se propõe que seu cálculo seja baseado, também, na incidência dos custos operacionais definidos dentro do modelo da ER.

Reconhece-se que a proposta delineada requer um detalhamento criterioso dos seus conceitos, processos operacionais e da base de informação requerida para sua execução. Sem dúvida, sua aplicação deve ser precedida de amplo debate e estudos de casos para testar sua praticidade. Contudo, visando à adoção desta nova metodologia no 3º ciclo de Revisão Tarifária, é recomendado que os trabalhos de detalhamento sejam já iniciados.

Nova Friburgo, 05 de maio de 2008. Ref.: VPR/CENF-62 ...modelo da Empresa de Referência (ER)...

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