CENTRAIS ELÉTRICAS DE SANTA CATARINACELESC

CONTRIBUIÇÃO DA CELESCÀ AUDIÊNCIA PÚBLICA AP 023 /2.004SOBRE A PROPOSTA DA ANEEL DE

REVISÃO TARIFÁRIA

Florianópolis, 02 de julho de 2.004.

APRESENTAÇÃO

Dando prosseguimento ao processo de Revisão Tarifária Periódica, a CELESC expõepublicamente os seus comentários sobre a proposta de reposicionamento tarifário daSuperintendência de Regulação Econômica conforme a Nota Técnica nº 133/2004,disponibilizada para consulta pública em 08 de junho de 2004 e, doravante denominadaNT_ANEEL.

Neste sentido, o presente Documento é uma contribuição da CELESC à AudiênciaPublica AP 023/2004 a ser realizada em 08 de julho próximo e, está estruturado emquatro capítulos. Inicialmente, o capitulo I faz, em destaque, uma breve consideraçãosobre a questão da Base de Remuneração, elemento de suma importância no presentereposicionamento tarifário da CELESC. Em seguida, o capítulo II apresenta asjustificativas e ajustes necessários nos demais valores dos componentes formadores dacomposição da Receita Requerida. Finalmente, os capítulos III e IV tecem comentários

sobre, respectivamente, a metodologia e resultado para o Fator X e os componentestarifários financeiros externos à revisão tarifária.

É importante salientar que as contribuições aqui propostas visam assegurar que oresultado final do processo de Revisão Tarifária Periódica proporcione à CELESC a plenacondição do cumprimento de todos os objetivos legais e contratuais vinculados aonegócio de distribuição de energia elétrica através de uma operação econômica efinanceiramente equilibrada, aliada a prática de uma tarifa justa para o consumidor.

I – A QUESTÂO DA BASE DE REMUNERAÇÂO

Para o montante de investimentos a ser remunerado – base de remuneração – aCELESC está considerando o valor dos ativos necessários para prestar o serviço dedistribuição, nos termos da Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setembro de 2002 e daNota Técnica nº 178, de 2003. Para isto, a CELESC contratou consultoria especializadapara a realização de avaliação patrimonial com base nos fundamentos estabelecidos peloRegulador. Os trabalhos foram finalizados e encaminhados à ANEEL para suaaprovação, conforme correspondência de 14 de junho de 2004.

No momento, a CELESC não considera como adequada a Base de Remuneraçãolíquida, no valor de R$ 1.217.588.476, adotada provisoriamente pela NT_ANEEL,correspondente a 60% do custo histórico dos ativos, atualizado pelo IGP-M até julho /2004.

Cabe, no entanto, mencionar o forte impacto da base de remuneração no índice dereposicionamento tarifário. Sua adoção plena, ou seja, 100% do custo históricoatualizado dos ativos, elevaria o índice de reposicionamento tarifário de 5,62% para14,28%, mantidos todos os demais componentes da base tarifaria como proposto pelaNT_ANEEL.

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Neste sentido, considerando a não validação da avaliação patrimonial enviada a essaAgência, no presente processo de revisão tarifaria, a CELESC solicita a adoção de valorsuperior da base de remuneração arbitrada, sob pena do comprometimento dos recursosfinanceiros necessários para reposição dos ativos (depreciação), bem como osinvestimentos necessários para atendimento ao crescimento de mercado e melhoria dosindicadores técnicos de qualidade e segurança, exigidos pelo próprio regulador, além decriar falsa expectativa para o consumidor em relação ao índice real de reposicionamentotarifário, objeto central de toda a revisão tarifária.

Para melhor ilustrar a preocupação da CELESC é apresentado abaixo o quadro técnicocom o numero de conjuntos atendido pela CELESC e a quantidade de conjuntos violadosquanto às metas de continuidade do fornecimento, ocorrida no período de 2000 a 2003.

ANO 2000 2001 2002 2003QuantidadeConjuntos

260 260 260 260

ConjuntosViolados

16 40 70 110

% ConjuntosViolados

6,2 15,4 26,9 42,3

A preocupação da gestão se justifica pelas dificuldades de captação de recursos deterceiros para investimento. A CELESC durante o último período tarifário (1999 a 2004)foi fortemente restringida nas possibilidades de obtenção de recursos, haja vista, ocontrole do endividamento público impostos ao governo brasileiro.

Tal situação ainda não foi resolvida, pois até o presente momento as estatais do setorelétrico estão tendo enormes dificuldades em obter os recursos da CVA. Assim sendo, a CELESC entende ser justo o pleito de recursos a partir da base deremuneração regulatória destinada a investimento.

II - AJUSTE NO VALOR DA RECEITA REQUERIDA.

O valor da Receita Requerida apresentado na NT_ANEEL foi julgado como insuficientepara fins de equilíbrio econômico da concessão e atendimento às exigências regulatóriasde qualidade e segurança. Existe a necessidade de ajustes cuja justificativa éapresentada a seguir.

II.1 - COMPRA DE ENERGIA

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O custo de compra de energia da CELESC deve ser acrescido de R$ 18.363.715 porconta da Correção do percentual de perdas de energia em relação ao mercado devenda de 10,09% para 11,35%.

Na NT_ANEEL, a metodologia de cálculo da perda global utilizada pelo órgão reguladordesconsiderou a realidade da área de concessão da CELESC, atribuindo ao ano testeuma perda de distribuição, sem rede básica, em relação a energia total vendida de7,17%.

Considerando uma média aritmética dos percentuais de perdas de distribuição verificadasno sistema CELESC no período de 1999 a 2002, também sem as perdas de rede básica,obtém-se um percentual médio de 8,43%, conforme ilustra o Gráfico adiante.

Na média do período de 1999 a 2002, o valor de 8,43% apresenta coerência entre ohistórico de perdas da empresa e os investimentos feitos ao longo dos últimos ciclos,refletindo o cenário esperado para o ano teste com a expansão do sistema elétrico, noatendimento de novas cargas, sem investimentos específicos na redução das perdas dedistribuição.

Agregando as perdas na rede básica à perda de distribuição no percentual de 2,92%,obtém-se um percentual de 11,35% do mercado vendido contra os 10,09% apresentadospela ANEEL. A conseqüência do aumento das perdas é a redução das sobras de 175.579MWh no ano teste. A valoração das sobras conforme critério da NT_ANEEL, queestabelece o valor de R$ 104,59 / MWh, promove aumento na compra de energia de R$18.363.715.

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Perdas na Distribuição

7,00%

7,20%

7,40%

7,60%

7,80%

8,00%

8,20%

8,40%

8,60%

8,80%

9,00%

1999 2000 2001 2002

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5 -

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II.2 - EMPRESA DE REFERÊNCIA.

No intuito de avaliar a adequação dos custos operacionais constantes na NT_ANEEL, aCELESC adotará a mesma metodologia do Regulador, discordando, quando pertinente,de premissas de formação dos custos operacionais, o que não implica necessariamenteem concordância com os critérios e, principalmente, com a metodologia utilizada deEmpresa de Referência, porém fará sua manifestação para fins, único e exclusivo, darevisão tarifária periódica, ora em curso.

Resumidamente, o valor adicional dos custos operacionais necessários à “Empresa deReferência” na área de concessão da CELESC totaliza R$ 101.651.958 em relação àproposta da ANEEL, cujas bases comparativas são apresentadas nos sub itens a seguir.

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Correção do Número de Gerencias Regionais

A NT_ANEEL estabeleceu uma força de trabalho de 436 pessoas distribuída em 4Gerencias Regionais, o que não é suficiente para fiscalizar e controlar as atividadesComerciais e de Distribuição em seu âmbito territorial, garantindo um efetivo atendimentoaos clientes, uma efetiva gestão comercial, assim como a operação e a manutenção darede de forma eficiente. Tal restrição esta basicamente centrada às condiçõesgeográficas e à infra-estrutura viária existente no Estado.

A característica física do Estado assemelha-se a um trapézio alongado em sua dimensãotransversal, com um eixo aproximado de 570 km (leste-oeste), e com uma extensãocosteira de aproximadamente 400 km (norte-sul), medidos em linha reta. A extensãoviária ligando os extremos do Estado é bem maior. Paralelo à faixa litorânea existe umabarreira geográfica imponente composta pela serra do mar, presença marcante noEstado Catarinense, que o divide, tanto climaticamente quanto culturalmente.

O sistema elétrico também traz consigo esta profunda marca geográfica, pois na faixalitorânea do Estado há predominância da tensão de 15kV no sistema de média tensão, euma marcante presença da tensão de 69kV no sistema de Alta Tensão. Na região alta emais a oeste do Estado o sistema é caracterizado pela tensão de 25kV e 138kV, emmédia e alta tensões, respectivamente.

Também possui uma região de planalto serrana, região central do Estado, entre o oeste eo cume da Serra do Mar, com uma forte característica latifundiária, com vastas extensõesde terra e pouca infra-estrutura viária. As demais regiões, tanto litorânea, quanto o oestedo estado, caracterizam-se por regiões com minifúndios.

Outra característica marcante é a diversidade cultural, muito marcante pela diversidadeimposta pela colonização oriunda de diversos países, que provocou regionalismosacentuados, conforme a maior característica dessa ou daquela etnia.

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Pelas razões acima mencionadas a CELESC acredita ser inviável a concentração dostrabalhos em apenas 04 gerências regionais, como proposto na NT_ANEEL. Hoje aCELESC opera o sistema utilizando 16 gerencias regionais.

Neste sentido, a CELESC propõe como medida de otimização da execução dos serviços,de forma a racionalizar os custos, mas sem perder o nível de qualidade no atendimentoaos consumidores, qualidade esta cada vez mais exigida através das Resoluções024/2000 e 505/2001, que sejam dimensionadas 7 (sete) Gerências Regionais na ERCELESC, com acréscimo de mais 3 (três) na proposta original. Com isto, haveria umanecessidade de ampliação do quadro de pessoal de mais 327 pessoas gerando umaforça de trabalho total 763 pessoas. Considerando as mesmas premissas de valorização da função Gerência Regionaladotada na NT_ANEEL, a necesssidade de aumento de 03 Gerencias Regionais adicionao valor de R$ 19.386.537 de custos de Pessoal.

Por outro lado, esta força de trabalho adicional demandará custos relacionados a Aluguelde Escritórios, Comunicação, Informática, Transporte e Outros Gastos Gerais.Considerando as mesmas premissas do Regulador de formação dos custos vinculados aestes insumos, é necessário um ajuste de mais de R$ 6.194.764, totalizando, assim, umcusto total de R$ 25.581.306 por conta da adição de mais três Gerências Regionais naEmpresa de Referência do Regulador.

Correção do Número de Atendentes nos Escritórios Comerciais.

No âmbito das funções lotadas nos Escritórios Comerciais, os atendentes realizam oadentimento personalizado aos clientes nas diversas demandas de serviços vinculados aenergia eletrica. Nos 236 Escritorios Comerciais do Tipo 4, escritorio tipico instalado emmunicipios de até 28.000 habitantes, a NT_ANEEL dimensiona a necessidade de duaspessoas por escritório com demandas funcionais, a principio, sem qualquercomplementariedade, tais como Eletricistas e Atendentes.

Soma –se ainda, o fato da restrição imposta pela Norma Regulamentadora NR-10, doMinistério do Trabalho, por meio da qual a Delegacia Regional do Trabalho impõe quetodas as atividades em eletricidade deverão ser executadas por duas pessoas –Eletricista - treinadas e habilitadas, tanto em primeiros socorros como em procedimentostécnicos. Neste caso durante o tempo de deslocamento e execução dos serviços dos doiseletricistas lotados nos Escritorios Comerciais do Tipo 4 o escritório seria simplesmentefechado deixando de ofertar o atendimento à outros clientes. Obviamente, esta situaçãotem um impacto diferenciado em função do tamanho populacional do municipio.

Nestes aspectos, a CELESC sugere para 70 municipios com faixa populacional entre10.000 a 28.000 habitantes a lotação de atendentes, em função da elevada demanda deserviços junto aos clientes. Para os 166 outros escritórios comerciais com populaçãoabaixo de 10.000 habitantes permaneceria a proposta da NT_ANEEL.

Assim, a proposta da CELESC para os Escritórios Comerciais implica em um ajuste de 70postos de trabalho de atendentes adicionais, o que conduz a um custo adicional de

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pessoal de R$ 1.455.556. Registra-se que o ajuste proposto não pressupôs alteraçõesnas categorias salariais e /ou nos respectivos salários base considerados na NT_ANEEL.

Por outro lado, esta força de trabalho adicional demandará custos relacionados a Aluguelde Escritórios, Comunicação, Informática, e Outros Gastos Gerais. Considerando asmesmas premissas do Regulador de formação dos custos vinculados a estes insumos, énecessário um ajuste de mais de R$ 372.560, totalizando, assim, um custo total de R$1.828.116 por conta da adição de 70 atendentes nos Escritórios Comerciais do Tipo 4.

Correção do Custo de Tecnologia de Informação

A Empresa de referência proposta pela ANEEL demonstra parte das necessidades deinvestimentos necessários para ser uma empresa com excelência operacional,principalmente, nas soluções técnicas relacionadas aos Sistemas SCADA e GIS eServidores Centrais, conforme atesta a tabela adiante. Neste sentido, são feitasconsiderações de adequações nas suas concepções e valores.

NT_ANEELSISTEMAS Investimentos. (R$)Gestão de Distribuição 3.943.150SCADA 19.715.752GIS 10.094.465Sistema Catografico/Mini Scada -Sistema Gestão Comercial 11.671.725Sistema Adm e Finanças 11.040.821Hardware Sistemas Centrais 8.201.753Software Sistemas Centrais 4.416.328PC 8.042.252

Equipamento PC (unidade) 4.731Software PC (unidade) 947

Numero de PC's 1.416

TOTAL 77.126.247

A) SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition e Automação

Para controlar e supervisionar as 115 subestações e 12 UHE’s , são necessáriosinvestimentos em hardware, servidores de dados e aplicações, concentradores de dados,serviços de implementação, desenvolvimento, customizações, treinamento, infra-estruturade comunicação remota entre o COS e todas as subestações (contratação de serviçosem linhas privativas, fibras óticas, canais de comunicação). A Empresa de referência da

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ANEEL considerou a utilização de um sistema SCADA para supervisão e controle dosequipamentos das subestações e redes de distribuição que, pelo valor do seuinvestimento, cerca de R$ 19.715.752, não atende às necessidades da CELESC.

Para a CELESC, o sistema SCADA a ser utilizado por uma empresa de referência écomposto de um software que representa graficamente os equipamentos desubestações, usinas, equipamentos de manobras em redes de distribuição e linhas detransmissão, além de monitorar e supervisionar o sistema de telecomunicação de voz edados. Esse sistema, em conjunto com meios de comunicação de dados, atua em equipamentosde campo (Unidade Terminal Remota, relés digitais e transdutores) e permite asseguintes funções:

Informar o estado e as grandezas elétricas relacionadas aos equipamentos; Geração de alarmes nas situações de anormalidade nos estados dos equipamentos

ou em casos de transgressões de valores das grandezas elétricas; Execução de telecomando nos equipamentos, possibilitando manobras a distância

sem a necessidade de deslocamento de pessoal até as instalações; Geração de históricos de medições elétricas utilizadas nos cálculos para o

planejamento do sistema elétrico; Formação de histórico de eventos e ações operacionais; Formação de dados operacionais de equipamentos.

As funções desse sistema de automação permitem agilidade tanto nas manobras dasredes elétricas como no planejamento do sistema, fator esse indispensável à manutençãodos parâmetros previstos por lei e dos indicadores de qualidade e de performanceestabelecidos pelos Órgãos Reguladores.

Portanto, torna-se necessária a utilização do sistema SCADA em conjunto com os meiosde comunicações e demais equipamentos contemplados na automação das instalaçõeselétricas totalizando investimentos de R$ 35.228.178,00, ou seja, um incremento de R$15.512.426 em relação a proposta da NT_ ANEEL de R$ 19.715.752.

DescriçãoInvestimento

( R$)

Equipamentos de Automação (*) 31.815.000 Hardware SCADA 1.200.000Software SCADA 2.213.178

TOTAL 35.228.178

(*) Baseado em 127 URT´s ao custo de R$ 65.000, cada uma, e 589 conjuntos de URT´s com chaves desligadoras ao custo de R$ 40.000, cada uma.

B) GIS - Sistema de Informações Geo-Referenciadas

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A NT_ANEEL considerou o investimento de R$ 10.094.465 referente a um sistema “GIS”(Geographical Information System), que adicionado ao investimento de R$ 3.943.150relativo ao “Sistema de Gestão da Rede de Distribuição - SGD”, totaliza no conjunto R$14.037.165.

Para a CELESC, uma Empresa de referência deve possuir um SGD integrado com aferramenta GIS, com objetivo de otimizar o desempenho da rede elétrica, através de umgerenciamento integrado da mesma, de modo a fornecer serviços confiáveis aos clientes.A ferramenta GIS é indispensável para o gerenciamento e a obtenção dos indicadores dequalidade e de performance, monitorados pela ANEEL.

Em síntese, esse sistema computacional é modelado para representar graficamente arede elétrica de distribuição de energia com os seus componentes, subestaçõeselevadoras, subestações abaixadoras, postes, equipamentos de proteção, equipamentosde manobra, transformadores de distribuição e clientes conectados ao sistema.

O Sistema GIS, integrado ao SGD, deve possuir módulos que possibilitem o registro deocorrências do sistema elétrico, vinculação automática das ocorrências aosequipamentos de manobras, apoio nos estudos das manobras na rede otimizando-asatravés de algoritmos, realizar cálculos elétricos e apurar os indicadores conformeResolução ANEEL Nº 24, de 27 de janeiro de 2000. Por outro lado, independentementeda ferramenta GIS (hardware e software), são necessários também investimentos emlevantamentos cadastrais, mapeamentos geo-referenciados etc, cujos valores são deelevada monta.

Portando, a CELESC entende que o valor estipulado no RP_ANEEL para o sistema GISnão é suficiente para implantar um sistema da magnitude necessária para atender umaempresa do seu porte, apesar de considerar que o valor estipulado para o SGD estácoerente com a necessidade da ER_CELESC.

Nestes termos, no GIS é indispensável o investimento de R$ 27.152.000, ou seja, R$13.144.385 a mais que o previsto na NT_ANEEL.

Mapa Urbano Básico R$2.800.000,00

Mapa Rural R$3.800.000,00

Inventário de dados (cadastramento da rede de distribuição) R$6.500.000,00

Software básico (licenças de GIS, Oracle e CAD) R$5.000.000,00

Software (desenvolvimento de aplicativos para cadastro) R$3.752.000,00

Hardware para GIS (servidores, GPS, impressoras e plotters) R$5.300.000,00

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TOTALR$27.152.000,00

C) Software Sistemas Centrais

A ER ANEEL considerou o investimento de R$ 4.416.328 referente aos Softwares deSistemas Centrais. Para a CELESC, uma Empresa de referência deve possuir CorreioEletrônico com ferramentas de Colaboração; ferramentas Antivirus com gerenciamentoautomático de novas vacinas; gerenciador de arquivos com gerência de distribuição deaplicativos, controle de versões, perfil de usuário; software de gerência rede corporativa;além do software básico de escritório.

Portando, a CELESC entende que o valor estipulado no RP_ANEEL para os Software deSistemas Centrais não é suficiente para atender uma empresa do seu porte. Nestestermos, os Software de Sistemas Centrais é indispensável o investimento de R$5.650.000, ou seja, R$ 1.233.672 a mais que o previsto na NT_ANEEL.

Descrição Investimento(R$)

Licença Lotus Notes 480.000,00Licença Novell 900.000,00Licença Antivírus 120.000,00Licença Netview 100.000,00Licença Windows 1.465.000,00Licença Microsoft Office 2.160.000,00Outras Licenças 425.000,00

TOTAL 5.650.000,00

Tais investimentos no conjunto, SCADA, GIS e Servidores, exigem um acréscimo deinvestimentos de R$ 29.860.482, o que implica, se utilizadas as mesmas premissas deformação das anuidades de amortização, depreciação e manutenção do Regulador, ovalor adicional de custo operacional de R$ 5.533.147 de anuidades de amortização edepreciação.

Quanto a anuidade da manutenção a CELESC observa que no conceito do Regulador, asmanutenções sobre os hardwares de soluções técnicas de GIS e SCADA não estãosendo consideradas. A CELESC entende que estes ativos vinculados à meios decomunicações e outros equipamentos contemplados na automação das instalaçõeselétricas para o SCADA, aliados a necessidade permanente de atualização da basecadastral para o GIS implica em custos de manutenção. Tais custos poderiam serbalizados pela mesma taxa de 5% aplicados aos hardware de sistemas centraisconsiderado pelo Regulador.

Dentro deste conceito a anuidade de manutenção é de R$ 4.590.343 e se somado asanuidades de amortização e depreciação de R$ 5.533.147 promoveria a necessidade

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adicional de R$ 10.123.490 em termos do custo operacional da rubrica Tecnologia deInformação já reconhecida pelo NT_ANEEL.

Correção do Custo de Marketing

A NT_ANEEL não considera nos custos recursos suficientes para o cumprimento detodas as obrigações legais, que constam do Contrato de Concessão e Resoluções dopróprio órgão regulador que estabelece a necessidade de informar os usuários quantoaos riscos elétricos, utilização racional do uso da energia elétrica, publicação nosprincipais jornais das alterações nas Normas Técnicas, esclarecimentos quanto aosdireitos e deveres, informes sobre os serviços, acesso à concessionária, ouvidoria,projetos sociais e avisos antecipados das interrupções no fornecimento de energiaelétrica.Uma Empresa de Referencia deve atender a todas essas exigências de comunicação eMarketing, previstas nas regras do setor. Para tanto, considerando a atuação e oatendimento dispersos em 258 municípios diretamente e 25 municípios atendidosparcialmente, totalizando 1.903.752 consumidores no mês de abril 2004, necessita derecursos da ordem de R$ 6.000.000,00, ou seja, R$ 3,15 por cliente, a preços atuais.

Na NT_ANEEL, a despesa anual com marketing é de R$ 2.715.947, ou seja, R$ 1,45 porcliente. Portanto, é necessária uma correção na despesa anual com marketing epublicidade legal de R$ 3.284.053.

Correção do Custo do 0-800.

As despesas para atendimento das chamadas dos consumidores ao Call Center estãodiretamente relacionadas com da distância das localidades de origem das chamadas,traduzida em degraus tarifários, e do horário de atendimento. Assim, o valor médio porminuto de atendimento depende da distribuição da origem e do horário das chamadas.

Tomando como base o mês típico de abril de 2002, a distribuição das chamadas 0-800ao Call Center da CELESC, por degrau tarifário, apresenta os seguintes valorespercentuais:

TELEFONIA FIXA TELEFONIA MÓVELDEGRAU % DEGRAU %

1 4,83 VC1 49,052 22,96 VC2 50,043 43,35 VC3 0,914 3,99

Local 24,87

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Já a distribuição percentual por horário de atendimento apresenta os seguintes valores:

PERCENTUALHorário Telefonia Fixa Telefonia Móvel

Comercial 38,56 Normal / Local 24,87 Normal 22,63 77,81Reduzido 11,95 21,87Super Reduzido 0,59 Misto 1,6 0,32

Assim, considerando que na CELESC 84% da ligações provém de telefones fixos e 16%de telefones e aplicando-se as tarifas mostradas nas tabelas abaixo, o custo médio porminuto é de R$ 0,17875 para a telefonia fixa, e R$ 0,81247 para a telefonia móvel jáincluído os impostos e os descontos por volume de chamadas.

TELEFONIA FIXA

HorárioDegrau

Comercial (R$) Local Normal Reduzido

SuperReduzid

o

Misto

(R$) (R$) (R$) (R$) CR$)1 0,27442 0,1372 0,06857 0,0343 0,03432 0,38465 0,2287 0,1143 0,0571 0,05713 0,4455 0,2885 0,17149 0,0857 0,08574 0,50982 0,3325 0,22868 0,1143 0,1143

Local 0,08231

TELEFONIA MÓVEL

HorárioDegrau

NORMAL (R$) REDUZIDO MISTO(R$) (R$)

VC1 0,64 0,45 0,45VC1 1,3533 0,947 0,947VC1 1,5398 1,07476 1,0748

Na NT_ANEEL, as despesas com o 0-800 alcançam R$ 3.981.638 a partir de um volumede 28.022.335 minutos de chamadas por ano à tarifa média do minuto de R$ 0,142.

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Com base nos dados das faturas de abril de 2004, a contribuição das ligaçõesprovenientes de telefones fixos, tarifada como local (R$ 0,17875/minuto ) correspondeu a84% do total de minutos das faturas e 54% do custo. Já as ligações provenientes detelefones móveis (R$ 0,81247/minuto),as quais representam apenas 16% do volume deminutos, exercem um impacto de 46% no valor total das faturas em reais. O custoponderado por minuto das chamadas foi de R$ 0,280145, contra R$ 0,14 concedido naNT_ANEEL.

Assim, considerando as premissas de 3 atendimentos /ano / cliente e 5 minutos de tempode atendimento por cliente, conforme critério adotado pelo RP_ANEEL, tem-se umcusteio do 0-800 de R$ 7.850.323,00/ano, o que evidencia uma necessidade de umcusteio adicional anual com comunicação de Call Center de R$ 3.868.685.

Correção do Custo dos Sistemas de Comunicação

Como Infra-estrutura suporte à prestação de diversos serviços, uma empresa dereferencia atuando na área da CELESC, mantém em operação, 03 (três) grandessistemas de telecomunicações: a) OPLAT (Ondas Portadores em Linhas de Alta Tensão),b) VHF Fixo-Móvel para a Rede de Distribuição de Energia e, c) Sistema deTelecomunicações Digital de Dados. Na NT_ANEEL foram identificados apenas ossistemas de comunicação de Dados e VHF.

A CELESC possui um sistema OPLAT, também conhecido como “sistema Carrier”,implantado na maioria das subestações ao longo do estado de Santa Catarina, utilizando-se de suas linhas de energia de 69kV e 138kV, como meio de transmissão para os canaisde comunicação.

Instalado originalmente para atendimento tanto às necessidades de canalização de vozponto-a-ponto entre as subestações e o então Despacho de Carga (atuais Centro deOperação do Sistema e Centros de Operação de Área), quanto aos sistemas deteleproteção, o sistema Carrier vem sendo, ao longo dos anos, ampliado e melhorado,bem como, sofrido constante manutenção, de forma que, atualmente, atende a diversosserviços, dentre os quais destacam – se:

sistemas de teleproteção das linhas de transmissão de energia;

telessinalização de defeitos em subestações desassistidas e sem unidade remotado sistema SCADA, os quais são reportados ao COD à que tais subestações estãoassociadas;

telecomando para corte de carga de subestações (ECE -Esquema de Controle deEmergência);

SCADA: canais de dados entre subestações e COAs (Centro de Operação deÁrea), em área não atendidas pelo Sistema de Telecomunicações Digital ou, comocanais de back-up em áreas que sejam atendidas;

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ramais telefônicos em subestações, para comunicação de voz corporativa e comosuporte à operação do sistema elétrico.

Em várias regiões do estado de Santa Catarina o sistema Carrier mantém-se como oúnico meio de comunicação corporativo para atendimento aos serviços acima citados,razão pela qual o mesmo ainda é considerado como indispensável à operação daempresa. Cite - se como exemplos as regiões do Planalto Serrano, do Meio-Oeste e doAlto Vale do Itajaí, nas quais a implantação de, por exemplo, um sistema de comunicaçãoóptica, demandaria investimentos vultosos, o que consta de nosso planejamento, porém,com implantação paulatina no decorrer dos 04 (quatro) próximos anos.

Quanto aos investimentos associados ao Sistema OPLAT, observa –se o quadro adiante:

Descrição Investimento(R$)

BIRD - ano 1980 (valoresaproximados atualizados) 24.277.094,10

EMERGENCIAL - ano 1987 (valoresaproximados atualizados) 5.294.402,48

Contrato SADE - ano 1993 (valoresaproximados atualizados) 2.078.849,87

TOTAL 31.650.346,45

Considerando as premissas do WACC e vida útil de 17,06% e 20 anos, respectivamente,o valor das anuidades de amortização e depreciação é de R$ 4.282.292. Por outro lado,considera–se que o custo de manutenção deste ativo já está computado no sistema deTelecomunicações Digital de Dados. Neste sentido, a CELESC considera inadequado ovalor proposto pela NT_ANEEL de R$ 5.916.780, com custeio de sistemas decomunicação – VHF e Dados - sugerindo um incremento de R$ 4.282.292 nesse valor,por conta do Sistema OPLAT.

Correção do Custo de Escritórios.

Na NT_ANEEL, o custo com alugueis dos escritórios (ou amortização do investimento, sefor próprio) alcança R$ 4.554.606. Considerando as premissas do Regulador, deutilização de área de 10 m² por empregado abrigado e custo de R$ 22,84 por m², chega-se a 1.611 pessoas abrigadas, o que é incompatível com o dimensionamento do próprioRegulador de abrigar 2.001 pessoas, ou seja, todo o pessoal lotado nos escritórioscentral, regionais e comerciais.

Nestes aspectos, a correção do numero de pessoal abrigado, inclusive somando com 327pessoas vinculadas a mais três regionais e 70 pessoas relacionadas a função deatendentes, e mantidas as outras premissas, o custo com escritórios atinge R$6.779.381, o que evidencia a necessidade de ajuste de R$ 2.224.775 no ano-teste.

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Correção do Custo de Insumos e Outros Gastos

Este item corresponde aos gastos correntes com os serviços de: (i) “utilities” de água,eletricidade e gás, (II) “facility” tais como limpeza, segurança, mensageiro e manutençãopredial e de utilities – energia, ar condicionado etc – custeados como serviçoscontratados de terceiros, a preços de mercado e (iii) todas as despesas de escritório taiscomo papelaria e outras compras menores e de pessoal, viagens, deslocamentos eestadias, dentre outros. A NT_ ANEEL apresentou o custo com Insumos e Outros gastosno patamar de R$ 4.771.301, assim distribuído:

Custo de utilities .............................. R$ 1.044.509 Custo de Facilities .......................... R$ 522.254 Custo de Outros Gastos....................R$ 3.204.538

Quanto aos valores expostos, os custos de utilities e outros gastos, a CELESC osconsidera adequados. Entretanto, no tocante aos custos de facilities existe a necessidadede ajustes. Para se ter uma idéia, a CELESC gastou em 2003 com serviços de Facilities -limpeza e vigilância, dentre outros - o valor de R$ 9.690.197 contratados junto à terceiros,portanto, não considerados nas despesas realizadas com pessoal próprio. Tal valorrepresenta uma diferença de R$ 9.167.943 em relação a proposta do Regulador.

Neste aspecto, vale lembrar se a totalidade do custo de Facilities fosse exclusivamenterelacionado a Pessoal, a força de trabalho decorrente da dotação de R$ 522.254 derecursos proposto pela NT_ANEEL não passaria de 40 pessoas para execução de todastarefas.

Tal contingente é extremamente baixo considerando a existência de 01 Escritório Central,4 Escritórios Regionais, 38 Escritórios Comerciais de Porte ( os dos Tipos 1,2 e 3 ), alémde outras dependências de menor porte como 236 Escritórios Comerciais do tipo 4 e 46Depósitos e Almoxarifados. Ou seja, são 325 instalações físicas, e que associadas namédia de pelo menos a dois empregados para execução das atividades de Facilitiesresultaria na força de trabalho de 650 pessoas equivalente, na mesma base de salarial daEmpresa de Referencia, a R$ 8.424.000. Por outro lado, a CELESC considera que a utilização do critério de numero de pessoaspara a sua avaliação não é adequado. Normalmente, a base do custeio das Facilities é otamanho da área a ser servida em termo de limpeza, segurança, manutenção predial etc,tanto nos escritórios como em almoxarifados.

Assim, a CELESC entende ser necessário um acréscimo de R$ 9.167.943 emcomplemento ao valor reconhecido na NT_ANEEL com Insumos e Outros Gastos,vinculado ao aumento das despesas anuais com Facilities.

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Correção do Custo com Equi. Segurança e Ferramentas nos EscritóriosComerciais.

A NT_ANEEL considerou os eletricistas lotados nos escritórios comerciais como usuáriosde Equipamentos de Segurança e Ferramentas. Entretanto, entende a CELESC que avalorização dos custos vinculados a estes insumos não esta correta na medida que oRegulador não utilizou o mesmo princípio que norteou o estabelecimento deste custopara os usuários de Equipamentos de Segurança e Ferramentas lotados nos processos eatividades de O&M. Nestes, a participação de 25% dos custos com equipamentos deSegurança e Ferramentas foi aplicada sobre o custo total de Pessoal enquanto para osusuários dos escritórios comerciais foi aplicada sobre o salário de base dos eletricistas.

A tabela adiante apresenta comparativamente os custos com Equip. Segurança eFerramentas como propostos pelo Regulador e CELESC.

Agosto de 2.004 NT_ANEEL PP_CELESC Salário Mensal 1.125 1.125 Salário Annual 13.503 13.503 Outras Remunerações 6.684 6.684 Encargos e Provisões Legais 10.655 10.655 Capacitação 196 196 Custo Anual s/ EPI & Ferram. 31.038 31.038 EPI & Ferramentas 3.478 7.994

% Participação 25% (*) 25% (**) Numero de Eletricistas 352 352Custo c/ EPI & Ferram. 1.224.169 2.813.778 (*) Sobre Salário Anual(**) Sobre Custo Anual

Isto posto, fica evidente a necessidade de adicionar o valor de R$ 1.589.609 a titulo decusto com Equipamentos de Segurança e Ferramentas dos eletricistas lotados nosescritórios comerciais. Registra –se mais uma vez que o ajuste proposto em termofinanceiro, a preço de agosto de 2003, não pressupôs alterações nas categorias salariaise /ou nos respectivos salários base dos eletricistas considerados na NT_ANEEL.

Correção do Custo com Eng. Supervisão de Obras

Para o custo com Engenharia e Supervisão de Obras, o Regulador tem consideradocomo critério regulatório a aplicação de um percentual de 10% sobre os investimentosprevistos no ano teste. Na NT_ANEEL o valor alcançou R$ 4.505.532 tendo como baseum investimento inferido de R$ 45.055.320.

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A CELESC considera este valor extremamente baixo, não pela premissa da aplicação deum percentual de 10% sobre o investimento, mas pelo valor do investimento empregadopara o custeio do item. O próprio Regulador se utilizou, inclusive, de um valor deinvestimento de R$ 192.480.534, para o ano teste, e com valores superiores em outrosanos na determinação do componente Xe do Fator X.

Mesma admitindo que uma parte da engenharia já esteja internalizada nos investimentosna medida que alguns projetos estão na categoria turn – Key, a CELESC considera que:

- cerca de pelo menos 30% dos investimentos terão, além da Supervisão de Obras,participação da Engenharia da CELESC. Neste aspecto tem –se:

. R$ 192.480.534,00*0,3*0,1 = R$ 5.774.416- cerca de pelo menos 70% dos investimentos terão basicamente a atividade deSupervisão de Obras com gastos de 5% do valor dos investimentos. Neste aspecto tem –se:

. R$ 192.480.534,00*0,7*0,05 = R$ 6.736.819

Em resumo, a CELESC sugere ao Regulador considerar a base de investimentos docomponente Xe do Fator X, o que implica, dentro das demais premissas da CELESC, emvalor de custeio de R$ 12.511.235, ou seja, um ajuste de R$ 8.005.703 na rubricaEngenharia e Supervisão de Obras.

Correção do Custo com Crescimento de Base de Ativos

Na NT_ANEEL o custo de O&M foi definido com base de estrutura física de Subestações,Redes e Capacitores e Reguladores da área de concessão da CELESC. Entretanto, algunserros foram percebidos quais sejam:

As quantidades de MVA instalados e número de Subestações Abertas na Faixa de Tensãode 30 a 69 kV (DISTRIBUIÇÃO) AT apresentaram acréscimos consideráveis porque nosnúmeros apresentados anteriormente não estavam computadas as Subestações de tensãoprimária (Vp) 34,5 kV e secundária em média tensão (MT) – 13,8Kv ou 23,1 kV.

As Linhas Aéreas EAT (138 kV) bem como as Linhas Aéreas AT (30 a 69 Kv), tiveram seusquantitativos acrescidos significativamente em decorrência de que o número informadoconsiderava os circuitos duplos como circuitos simples, levando em conta tão somente asdistancias físicas entre as estruturas, mesmo que as mesmas estivessem suportando mais umaLT, ou seja, um outro circuito.

Nos itens Banco de Capacitores e Bancos de Reguladores de Tensão Série, não tinham sidoinformados os bancos instalados na SEs, razão do acréscimo na quantidade e na potência reativainstaladas.

Os demais itens foram atualizados conforme dados atuais existentes no sistema de distribuição daCelesc.

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O Quadro adiante apresenta as informações corretas de Redes e Subestações da CELESC. No geral sãoobservados acréscimos de:

17 subestações de 30 – 69 Kv1.639,04Km de redes – deste valor as Linhas de Transmissão representam 1.477,04Km

40 Bancos de Capacitores e Reguladores.

Utilizando os mesmos critérios do Regulador de valoração do custo de O&M destes ativos, a CELESC inferiu anecessidade de um adicional de R$ 1.576.775 vinculados aos ajustes de base de ativos

Informação de Redes e Subestações

CELESC Descrição Quantidade Quantidade

INST. URBANAS INST. RURAISFaixa de Tensão: >=230 kV (TRANSMISSÃO) --> UAT - -

Subestações Transformadoras - -MVA Instalados (Vp>=230 kV/ 138>=Vs>=30 kV) - -Número de Subestações Abertas - -Número de Subestações Abrigadas - -Número de Subestações Blindadas SF6 - -Número de Chaves Secionadoras - -Linhas - -Extensão Linhas Aéreas (km) - -Vão Médio Linhas Aéreas (metros) – Entre Estruturas/ Torres - -Extensão Linhas Subterrâneas (km) - -

Faixa de Tensão: 88 a 138 kV (DISTRIBUIÇÂO) --> EAT - -Subestações Transformadoras - -MVA Instalados (138>=Vp>=88 kV/ 138>Vs>=2.3 kV) 2703,47 -Número de Subestações Abertas 47 -Número de Subestações Abrigadas 1 -Número de Subestações Blindadas SF6 - -Número de Chaves Secionadoras - -Número de Religadores - -Linhas - -Extensão Linhas Aéreas (km) 959,8 1440Vão Médio Linhas Aéreas (metros) – Entre Estruturas/ Torres 100 250Extensão Linhas Subterrâneas (km) 5,93 -

Faixa de Tensão: 30 a 69 kV (DISTRIBUIÇÃO) --> AT - -Subestações Transformadoras - -MVA Instalados (69>=Vp>=30 kV/ 69>Vs>=2,3 kV) 1581,29 -Número de Subestações Abertas 60 -

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CELESC Número de Subestações Abrigadas - -Número de Chaves Secionadoras - -Número de Religadores/ Disjuntores - -Linhas - -Extensão Linhas Aéreas (km) 675,84 1013,4Vão Médio Linhas Aéreas (metros) – Entre Estruturas 100 250Extensão Linhas Subterrâneas (km) - -

Faixa de Tensão: 2,3 a 25 kV (DISTRIBUIÇÃO) --> MT - -Subestações Transformadoras - -MVA Instalados (25>=Vp>=2,3 kV/ 25>Vs>=2,3 kV) --> MT/MT 18,5 -Número de Subestações Abertas 7 -Número de Subestações Abrigadas - -Número de Religadores/ Disjuntores 4 -MVA Instalados (25>=Vp>=2,3 kV/ Vs<2,3 V) --> MT/BT 2.607,50 802,50Número de Transformadores 58005 60810Número de Chaves Fusíveis (Conjuntos) 88572 61757Redes - -Extensão Redes Aéreas Primárias (km) 20.096 43.178Vão Médio Redes Aéreas Primárias (metros) - Entre Postes 50 115Extensão Redes Subterrâneas Primárias (km) 24 -

Faixa de Tensão: <2,3 kV (DISTRIBUIÇÃO) --> BT - -Redes - -Extensão BT - RDA (km) 22.332 12.387Vão Médio BT - RDA (metros) - Entre Postes 37 75Extensão BT Subterrâneas (km) 28 -

BANCOS DE CAPACITORES - ->138 kV (MVAr Instalados) - ->138 kV (Número de Bancos) - -34......138 kV (MVAr Instalados) - -34......138 kV (Número de Bancos) - -2,3.......25 kV (MVAr Instalados) 967,5 -2,3.......25 kV (Número de Bancos) 1046 -

BANCOS DE REGULADORES DE TENSÃO SÉRIE - -34.......138 kV (Número de Bancos) 2 -2,3........25 kV (Número de Bancos) 80 120PONTOS DE ILUMINAÇÃOQuantidade de Pontos de Iluminação - -

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Correção dos Custos de O&M pelo efeito da Salinidade.

O Estado de Santa Catarina possuir uma longa extensão costeira, região onde sedesenvolve a atividade turística e portuária, o que causa um crescimento urbano intensonas proximidades da orla marítima.

O sistema elétrico da CELESC existente foi construído utilizando-se basicamente redesaéreas, e nestas regiões, devido a exposição salina, acentuada pela predominância deventos que vaporizam a névoa salina sobre as redes, provoca desligamentos sucessivos.Este fato exige uma rotina de lavação permanente dos isoladores para evitar o excessode desligamentos e a danificação de equipamentos e estruturas.

A rotina de atuação exige a lavação dos isoladores das áreas contaminadas a cada 15dias, pois a reincidência de ventos de forma periódica polui novamente o sistema elétrico.Temos aproximadamente 5.100 km de rede aérea de média e baixa tensão dentro daárea situada próxima da orla marítima sujeita a ação da salinidade.

Para atender a atual demanda de serviços de limpeza de isoladores, a CELESC dispõeshoje de 3 (três) equipes alocadas para este fim, em função da vasta faixa litorânea. Estasequipes são equipadas com um caminhão equipado com tanque de água e um robôlavador de redes, operado por um eletricista e um motorista operador de grua.

A NT_ANEEL indicou apenas uma equipe de lavação de isoladores, insuficiente para areal necessidade de operação e manutenção do sistema distribuidor da CELESC,portanto é necessário acrescer mais duas equipes, o que implicará num acréscimo depessoal e veículos de R$ 304.128.

Correção do Custo com Manutenção em Linha Viva

A CELESC não considera adequado o valor atribuído pelo Regulador para a Manutençãoem Linha Viva de R$ 7.721.174. Este valor basicamente estaria vinculado a existência de25 equipes de Linha Viva, número apenas necessário para atender cerca de 100.000 Kmde linhas BT e MT. Porém, é necessário adicionar as equipes em número de 8 (duasequipes para cada regional proposta) para trabalho em linhas e instalações de AT e EAT.

A CELESC possui 08 (oito) equipes de manutenção de linha viva que atuam em 4089 kmde linhas de 69 e 138 kV, distribuídas na área de concessão da CELESC, no estado deSanta Catarina, e em 115 subestações, envolvendo a manutenção de 20079equipamentos instalados.

A fim de poder atender às expectativas do mercado suprido, que necessita decontinuidade e qualidade no fornecimento de energia elétrica e aos índices estabelecidospelo poder concedente, estas equipes foram capacitadas, através de treinamento efornecimento de equipamentos /ferramentas, para executarem a manutenção em nas

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linhas e subestações, com a técnica de manutenção em linha viva, de modo a não haverinterrupção no fornecimento de energia elétrica decorrentes dos trabalhos demanutenção.Torna-se, portanto, imprescindível que nos custos operacionais da CELESC, sejamcomputados os custos para o funcionamento destas (08) oito equipes. É importantesalientar que o mercado de energia elétrica da CELESC é bastante diversificado,exigente, uniformemente distribuído ao longo de todo o território catarinense e que osníveis de qualidade estabelecidos pela ANEEL estão cada vez mais apertados, fato queimpõe a necessidade de ampliarmos ainda mais o número de equipes para realização damanutenção das redes sem ter que desligá-las.

Considerando um custo anual de R$ 300.000,00 para cada equipe tem –se um acréscimode R$ 2.400.000 em complemento ao valor reconhecido no RP_ ANEEL comManutenção em Linha Viva.

Correção do custo de Geração Própria de Energia Elétrica

A CELESC possui 12 (doze) usinas hidráulicas, conforme ilustra a tabela abaixo, as quaissão relacionadas suas respectivas potências e datas de início de operação e as principaiscaracterísticas técnicas.

Nome da Usina UF Município Inicio Operação Nº de unidades POTÊNCIA(kW)

Bracinho SC Schroeder 1931 / 52 2 15.000Caveiras SC Lages 1940 / 64 4 4,290Cedros SC Rio dos Cedros 1949 2 8.400Celso Ramos SC Faxinal dos Guedes 1963 / 64 2 5.400Garcia SC Angelina 1963 2 8.900Ivo Silveira SC Campos Novos 1967 1 2500Palmeiras SC Rio dos Cedros 1963 / 64 / 2000 2 24.400Pery SC Curitibanos 1965 / 1992 3 4400Piraí SC Joinville 1908/11/15/24/28 4 0.760Rio do Peixe SC Videira 1957 2 0.520Salto SC Blumenau 1914/15/29/39 4 6.300São Lourenço SC Mafra 1910 / 1941 2 0,420

As informações apresentadas a seguir, referem-se à geração de energia elétrica emMWh, no período de 1997 a 2003. Para o ano-teste, deverá ser considerada umageração própria de 407.590 MWh, que corresponde a média dos valores abaixo.

GeraçãoAno MWh/ano1997 423.7901998 393.6841999 404.5682000 373.5962001 497.992

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2002 420.0282003 339.483

O custo com geração de energia elétrica pode ser visualizado na tabela a seguir, ondeverifica-se que, para o ano-teste, o MWh gerado equivale a R$ 21,66/MWh tomando-secomo base as despesas de Pessoal e Material e Serviços, incorridas no ano de 2002 e2003, atualizadas pelo IGP-M.

ITEM 2002 2003 Média anualPMSO 9.936.676,13 7.722.087,75 8.829.381,94Valores atualizados pelo IGPM até Ago/2004

O custo de PMSO de R$ 21,66/MWh se justifica tendo em vista a data de início deoperação das usinas, onde a mais nova iniciou sua operação em 1967. Comoconseqüência têm-se máquinas em operação há quase 100 anos, o que implica numcusto de manutenção relativamente superior a média praticada no setor elétrico.

Outro fator que contribui para elevar a média do custo é o fato de que todas as usinassão PCHs, com potência variando de 24 a 0,42 MW, o que acarreta um elevado custo deoperação e manutenção por MW instalado elevado.

A CELESC entende que o custo de operação e manutenção para gerações próprias,calculadas em R$ 8.829.382 por ano, deve ser considerado no reposicionamento tarifário.A NT_ANEEL reconheceu apenas o valor de custo de R$ 5.280.654 com geração própriade energia elétrica. Portanto, é necessário considerar um acréscimo de R$ 3.548.728 emcomplemento ao valor já reconhecido na NT_ ANEEL com geração própria de energia.

Sistema de Medição – MAE

A ER_ANEEL não prevê os recursos necessários para o atendimento da ResoluçãoANEEL nº 433/2000, que regulamenta a operação comercial de empreendimentos degeração de energia elétrica. Para cumprimento dessa exigência da ANEEL, faz-senecessária a implantação de um sistema de medições de fronteira para um faturamentoadequado e correto das transferências energéticas.

Para a implementação do SMF, o custo do investimento é de R$ 6.950.000,00. Tambémnão está considerado o investimento para aquisição dos TCs e TPs para o sistema de

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medição de faturamento que é da ordem de R$ 6.000.000,00, totalizando R$ 12.950.000,cujo custo de amortização, depreciação e manutenção alcança R$ 2.399.635 comoilustrado abaixo.

ITEM R$

Anuidade Investimento 1.752.135

Investimento - Valor Total 12.

950.000 Vida útil média 20 Taxa de juros 17,06%

Anuidade manutenção 647.5

00 Taxa 5%

Anuidade de Operação

Total 2.399.6

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Indenização de Perdas e Danos

A ER ANEEL não prevê custos com indenização de perdas e danos. Uma ER emobediência ao Código de Defesa do Consumidor, ao Artigo 101 da Resolução 456 daANEEL e o descrito no Contrato de Concessão, que estabelece, em seu anexo III,Apêndice 4, um prazo máximo de 15 dias úteis para o pagamento, ao consumidor, devalores referentes à indenização por danos em aparelhos elétricos provocados porproblemas na rede da Concessionária, comprovados por análise técnica, necessitamanter em sua estrutura funcionários que dediquem tempo integral de sua jornada detrabalho para o atendimento de solicitações de ressarcimento de queima de aparelhos eoutros danos provocados, comprovadamente, por problemas na rede elétrica.

As ocorrências de Perdas e Danos, na sua maioria, são decorrentes de casos fortuitos eforças maiores, provocadas, normalmente, por fortes tempestades e ventos e incidênciasde descargas atmosféricas.

Ressalta-se ainda que a ANEEL, em diversas manifestações públicas, demonstrou-sefavorável ao ressarcimento aos clientes por problemas na rede, quando não se trate decasos de negligência.

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O Órgão Regulador realizou Audiência Pública no 029/2003, em 04/11/2003 sobre esteassunto e encontra-se, na forma de minuta, uma resolução para estabelecer critériospara ressarcimento, o que certamente vai provocar aumento nos casos de pedido deressarcimento por danos provocados por descargas atmosféricas, tendo em vista aexigência regulatória a ser implementada.

As indenizações pagas nos últimos 5 anos totalizaram os seguintes valores:

ANO VALOR (R$)2000 528.641,112001 883.697,432002 1.055.275,292003 1.821.458,432004 Orçado 1.400.000,00

Realizado até abril 2004 400.199,54

A CELESC solicita que a ANEEL considere esses custos anuais no montante de R$1.400.000 decorrentes de processos de pagamentos inerentes à indenização por perdase danos.

Conselho de Consumidores

Para organizar e manter em permanente funcionamento o Conselho de Consumidores,conforme determina a Clausula Segunda e Subcláusula 12º do contrato de concessão deuma ER, bem como o regimento interno disposto na Resolução ANEEL nº 138, de 10 demaio de 2000, conforme descrição abaixo, a ER ajustada solicita a inclusão dos referidoscustos na base de cálculo.

“CLÁUSULA SEGUNDA – CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO PÚBLICO DEDISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA”

Subcláusula Décima Segunda – Sem prejuízo do disposto na subcláusulaanterior a CONCESSIONÁRIA organizará e manterá em permanentefuncionamento o conselho de consumidores, integrado por representante dasdiversas classes de caráter consultivo e voltado para orientação, análise eavaliação do serviço e da qualidade do atendimento prestado pelaCONCESSIONÁRIA, bem como para formulação de sugestões e propostas demelhoria do serviço”.

A CELESC estima um custo anual de R$ 60.000 com Conselho de Consumidores quedeve ser considerado pelo Regulador.

Correção de custos com Encargos e Benefícios28

Na NT-ANEEL é dito textualmente que não foi considerada na formação dos custosoperacional despesa relacionada com os encargos de Verbas Rescisórias de pessoal egratificação adicional de férias à gratificação constitucional e o beneficio de Programa deParticipação de Resultados. A CELESC discorda de tais premissas pelas razõesalinhadas adiante que montam uma necessidade de recursos adicionais de R$15.006.720 a titulo de complementação de Encargos e Benefícios.

A) Verbas Rescisórias

O assunto diz respeito aos custos inevitáveis de verbas rescisórias, tanto pelo turnoverespontâneo, como o decorrente da natural renovação e substituição de profissionais noquadro de pessoal da Concessionária.

Não é possível imaginar uma organização empresarial, nos dias de hoje, que não tenhanecessidade de promover ajustes no seu quadro, mesmo que de forma ética erespeitosa com as pessoas, como é o caso da CELESC.

Na Empresa de Referência, principalmente, as adequações organizacionais decorrentesimplicarão obrigatoriamente em ajustes e rotatividade do quadro de pessoal, com asconseqüentes despesas rescisórias impostas pela legislação trabalhista e do FGTS.Caso contrário, a Empresa de Referência deveria prever níveis de crescimentosalarial muito maiores do que está proposto. Vale dizer que, do ponto de vistafinanceiro, o processo possibilita a manutenção dos níveis salariais da empresa nospadrões médios de mercado, equilibrando, dessa forma, o seu custo com pessoal. Sem oturnover haveria uma concentração exagerada de empregados, nos níveis mais altos databela salarial, o que por sua vez, acarretaria um desequilíbrio de custos.

Por outro lado, a rotatividade possibilita que os níveis de desempenho profissional e ascompetências requeridas para o quadro de pessoal sejam sempre renovadas.

Para uma ER atuando na área da CELESC estima –se um custo anual de R$ 3.384.961,cerca de 1,5% do custo total de pessoal. Isto representa um custo de verbas rescisóriaslegais e obrigatórias, inevitáveis não incluindo nesse montante nenhum tipo de Programade Desligamentos Incentivados (PDI ou PDV).

Assim sendo e considerando que a Empresa de Referência desenhada deve seaproximar de uma realidade possível de operação, é correto a inclusão de tais despesasnos seus custos de pessoal, posto que não se conhece nenhuma empresa que operecom rotatividade zero.

B) Gratificação de férias adicional à gratificação constitucional

Além da gratificação de férias de 1/3 prevista na Constituição Federal em seu artigo 7o

parágrafo XVII, a CELESC garante a todos os seus empregados uma gratificação quevaria conforme o nível salarial pagos por ocasião da concessão das férias. Talgratificação está prevista em acordo coletivo de trabalho.

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A CELESC solicita reconsideração deste item na composição da Receita Requerida novalor de R$ 3.014.022, por tratar-se de direito adquirido previsto em Acordo Coletivo deTrabalho.

C) Participação de Resultados – PPR

Outro custo que, no entender desta concessionária, merece ser considerado na Empresade Referência é o decorrente do Programa de Participação nos Resultados – PPR. Istoporque o PPR é um claro exemplo de busca de alternativas para reduzir custos emelhorar os níveis de eficiência da concessionária.

Basta lembrar que a negociação do PPR junto ao sindicato dos empregados tem sidoefetuada em um contexto de redução - parcelamento dos reajustes salariais pretendidospela categoria - ou seja, em troca de reajustes salariais inferiores, inclusive inferiores àinflação. Vale ressaltar que as concessionárias não apenas buscaram a alternativa decustos mais barata, mas também a mais eficiente para o serviço, na medida em que osresultados distribuídos pelo PPR não são meramente financeiros ou ligados àlucratividade do negócio, mas atrelados aos atendimentos das: metas de produtividade,aumento de receita e redução de acidentes do trabalho.

Em termos de negociação coletiva, pode-se afirmar que o PPR substitui e compensa aperda aquisitiva dos salários dos empregados, com vantagens fiscais para todas aspartes, além das vantagens relacionadas à produtividade, faturamento e índices de DECe FEC.

Na medida em que o PPR tem como objetivo o estímulo da produtividade ecomprometimento do funcionário com os objetivos da empresa (visto que a distribuiçãode resultados é efetuada de acordo com o cumprimento de metas previamenteestabelecidas), pode-se afirmar que se trata de um custo que contribui com a modicidadetarifária, típico de uma empresa eficiente e, portanto, passível de ser remunerado pormeio das tarifas de fornecimento.

Por fim, cabe lembrar que o PPR não consiste em mera liberalidade da empresa acercado destino de seu lucro, mas trata-se de custo com complemento de proventos defuncionários e investimento em eficiência, visto que é pago pela concessionária comoremuneração pelo atingimento das metas, ainda que a empresa, em seu balanço final,apresente resultado negativo.

No caso da CELESC, o custo da política de PPR, ainda não contemplado pelaNT_ANEEL, alcança para o ano-teste R$ 8.607.737, ou seja, 3,5% do custo total depessoal.

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II.3 TRIBUTOS

O valor dos tributos constante na NT_ANEEL é correspondente a soma das parcelasrelacionadas a PIS /COFINS e P&D e deve ser ajustado em função da aprovação departe ou todo dos itens anteriormente expostos que alteram a Receita Requerida. Alemdisto, cabem as seguintes observações:

PIS - A ANEEL considerou o percentual de PIS de 0,65% sobre a Receita bruta daConcessionária. Esse percentual encontra-se em desacordo com a Lei 10.637/2002, queestabelece o percentual de 1,65% sobre a referida Receita.

COFINS - A ANEEL considerou o percentual de COFINS de 3,00% sobre a Receita brutada Concessionária. Com a publicação da Lei no. 10.833, de 29 de dezembro de 2003, aContribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS teve sua alíquotatambém majorada para 7,6% passando a ter incidência não cumulativa a partir defevereiro de 2004.

A ANEEL não considerou o impacto causado pelas mudanças trazidas pelas referidasLeis.

CPMF - A Lei no. 9.311, de 24 de outubro de 1996, instituiu a Contribuição Provisóriasobre Movimentação ou Transmissão de Valores e de Créditos e Direitos de NaturezaFinanceira – CPMF e a Emenda Constitucional no. 42, de 19 de dezembro de 2003, veioprorrogar o prazo da cobrança do referido tributo. É uma exigência legal a que sãosubmetidas todas as pessoas físicas e jurídicas do país, na movimentação de seusrecursos através da aplicação de uma alíquota de 0,38%.

A NT_ANEEL também não considerou o custo deste tributo no cômputo da Parcela Bpara o cálculo da Revisão Tarifária da CELESC.

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DESCRIÇÃO

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III – FATOR X – METODOLOGIA E RESULTADO

O Fator X proposto pela ANEEL é constituído pelos seguintes componentes:

X = XE + XC + XA

XE: tem a finalidade de capturar integralmente para o consumidor os ganhos de escala(devido ao aumento de mercado da concessionária), considerando em um fluxo de caixadescontado;

XC: adicional de penalidade ou mitigação do “Fator X” conforme resultado daconcessionária no Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC);

XA: acrescentado devido à Resolução CNPE nº 01/2003, deverá capturar a diferença, naParcela B, entre variação do IGP-M e variação do índice de remuneração da mão de obraformal;

As seguintes considerações devem ser feitas sobre esses componentes:

“XE”: o Regulador deveria considerar o compartilhamento dos ganhos de escala entre aconcessionária e os consumidores – pois a regulação por incentivos pressupõe o direitode a concessionária se apropriar pelo menos de parte dos ganhos de eficiência eprodutividade.

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“XC”: várias razões justificam rever a decisão de sua utilização, pois o IASC é critériosubjetivo e aleatório da qualidade do atendimento, em desfavor dos critérios objetivos eregulatórios já existentes no Contrato de Concessão; inexistente previsão contratualquanto à inclusão desse componente no Fator X; caráter punitivo representa um desvioem relação ao escopo da Revisão Tarifária Periódica;

“XA”: também se justifica rever sua aplicação, pois foi acrescentado por resolução doCNPE; não se baseia em nenhum parâmetro de medição de produtividade e eficiência(relação entre insumo e produto), mas reflete somente evolução nominal de uma variável(mão de obra), cujos resultados em termos de eficiência de gestão devem pertencer àdistribuidora; há inobservância do Contrato de Concessão, ao segmentar custo daParcela B para alterar o indexador previsto para correção (troca do IGP-M por outroíndice).

PROCEDIMENTOS DE CALCULO DO COMPONENTE XE

A determinação do componente de produtividade XE do Fator X, mediante o método doFluxo de Caixa Descontado (FCD), visa assegurar que o crescimento do mercado devendas da concessionária durante o segundo período tarifário não altere a condição deequilíbrio econômico-financeiro definida no atual reposicionamento.

Na NT_ANEEL, o procedimento associado ao FCD para a CELESC determinou o XE de0,51%. Entretanto, foram observados aspectos relevantes da estruturação do seualgoritmo, com impactos significativos no valor do XE, quais sejam:

Crescimento de Clientes e Mercado

As projeções de mercado de venda de energia e novos consumidores realizadas pelaANEEL foram baseadas, respectivamente, nas taxas esperadas de crescimento doProduto Interno Bruto e da População na área de concessão, a partir de um modeloeconométrico clássico de regressão linear (método dos Mínimos Quadrados comum)utilizando informações históricas das quantidades de vendas e clientes, desagregadospor categoria de consumo (Residencial, Comercial, Industrial, Rural e Outros) para operíodo 1997 – 2002. As duas tabelas adiante apresentam as visões do Regulador eCELESC sobre a questão da base de crescimento de clientes e mercado

NT_ANEEL

Taxa de Crescimento 2003/2004 2004/2005 2005/2006 2006/2007

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NT_ANEEL - No. Clientes 100,00% 102,00% 102,00% 102,00%

NT_ANEEL - MercadoMWh 100,00% 106,50% 106,72% 106,94%

PP_CELESC

Taxa de Crescimento 2003/2004 2004/2005 2005/2006 2006/2007

CELESC - No. Clientes 100,00% 103,3% 103,2% 103,1%

CELESC - Mercado MWh 100,00% 105,0% 105,10% 105,20%

Estas projeções da CELESC das taxas de crescimento, tanto do mercado como donumero de clientes, foram consolidadas nos Sistemas de Informações de Mercado para oPlanejamento do setor Elétrico – Simples – ELETROBRAS, período 2004 a 2013. Nestesentido, os dados da PP_CELESC mostram a necessidade de ajustes nas referidas taxassugeridas pela NT_ANEEL.

Programa de Investimentos

A CELESC entende que os investimentos futuros devem ser considerados como adiçãono Imobilizado em Serviço. Na proposta do Regulador, os investimentos previstos deserem realizados pela CELESC, não só no ano-teste, mas em todo o período entre asrevisões tarifárias, visando à adequação e crescimento dos ativos elétricos atuais, foramestabelecidos dentro do calculo do componente XE, conforme tabela abaixo

Investimentos – R$ 2004/2005 2005/2006 2006/2007 2007/2008NT_ANEEL 192.480.534 253.213.466 271.037.908 178.190.975

Registra –se que tais valores apresentados deverão sofrer ajustes por parte do Reguladorna medida que o valor dos ativos imobilizados em serviço seja alterado por conta doresultado da Resolução 493 comentada no item I desta Contribuição.

Por outro lado, a CELESC, na elaboração do programa de investimentos previstos para operíodo de Agosto de 2004 a julho de 2008, procurou identificar e informar à ANEEL todaa necessidade dos investimentos, independentemente da existência de recursos para suarealização através das parcelas provenientes da Quota de Reintegração e daRemuneração Bruta do Capital, ambas componentes da tarifa de energia elétrica.

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Em termos, dos investimentos considerados no calculo do componente “XE” do FATOR X,ou seja, somente aqueles vinculados à adequação e crescimento dos ativos elétricosatuais, tem –se a seguinte projeção:

InvestimentoR$ 2004/2005 2005/2006 2006/2007 2007/2008

CELESC Valor Total 292.753.287 309.841.061 256.434.710 223.457.953

A comparação entre as projeções ilustra uma expressiva divergência na valorização dosinvestimentos, ao longo de toda projeção. No entendimento da CELESC os investimentosprojetados pela NT_ANEEL não estão alinhados, para o atendimento do crescimento demercado e de melhoria de qualidade e segurança exigidos pelo próprio Regulador, emparte pelo sub dimensionamento da Base de remuneração estabelecida pelaNT_ANEEL. Neste sentido, é importante salientar a necessidade de ajustes no Programa deInvestimentos e Projeção de Mercado entre as revisões tarifárias da CELESC, visando oestabelecimento do componente “XE” mais realista, de modo a manter o equilíbrioeconômico – financeiro do negócio, após o presente reposicionamento tarifário.

Finalmente cabe destacar que os recursos destinados ao Programa Nacional deUniversalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica não estão contemplados nosinvestimentos referidos acima por ambas as partes, Regulador e CELESC. Tais recursos,segundo a Resolução Normativa nº 46, de 10 de março de 2004, terão origens nadestinação dos recursos constantes da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.

Valor do componente “XE”

As alterações do valor da Parcela B proposta pela CELESC na presente Contribuição, seaprovada em parte ou no todo, impõe necessariamente o recalculo do componente XE,conforme intenção já manifestada pela ANEEL, que o fará por ocasião da fixação final doseu índice reposicionamento tarifário e neste sentido, torna–se difícil para a CELESCanalisar a proposta de um XE de 0,51%.

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IX – COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃOTARIFÁRIA

O valor da tarifa de fornecimento de energia elétrica encerra um conceito de custoeconômico. Entretanto, como decorrência de política de Governo para o setor elétricosurgem custos que não estão contemplados na base tarifária, não fazem parte da tarifaeconômica, pois se referem a valores pagos pela empresa entre os períodos de 12meses subseqüentes aos reajustes ou revisões tarifárias. Como os itens listados a seguir:

Dentro deste conceito, a CELESC sugere que faça em complemento a Revisão tarifáriaem curso os seguintes componentes financeiros:

CVA – periodo 2002 - 2003, no valor estimado de R$ 154.000.000

CVA – periodo 2003 - 2004, no valor estimado de R$ 50.000.000

compensação financeira, resultante da desconcatenação do período de janeirode 2003 a julho de 2003, no valor de R$ 3.512.948, conforme Despacho nº 657,ANEEL, de 23 de setembro de 2003.

Contratação de empresa para atender a Resolução 493 R$ 560.000,00

Contratação de empresa para efetuar campanha de medidas R$ 250.000,00

Despesas com Furacão Catarina (Anexo, relatório técnico) R$ 12.000.000,0045

Custo na ordem de R$ 150.000.000,00 impactando no caixa da Celesc, tendoem vista o descompasso de datas, entre a data de reajuste contratual –IRT e adescontração da energia dos contratos iniciais, períodos Janeiro/03 – julho/03 ejaneiro/04 – julho/04, conforme prescreve Lei no.9648-97.

A CELESC, entende que a não consideração dos itens acima, neste momento daRevisão tarifária em curso, implica em não reestabelecer o equilibrio econômico-financeiro do contrato de concessão, ou seja, não alcançando o objetivo maior doprocesso da Revisão Tarifária Periódica.

ANEXO: Ocorrência do dia 27 de março de 2.004 – Furacão Catarina.

Conforme noticiado na mídia nacional, no dia 27 de março de 2004, a partir das 15 horas,o fenômeno denominado Furacão Catarina adentrou o território catarinense, provocandono sistema elétrico de distribuição interrupções em diversos municípios do sul do Estado.

O fenômeno permaneceu atuando ativamente até às 04 horas do dia 28 de março, deforma ininterrupta, com a velocidade de ventos de até 150 km/h, permanecendo essesventos durante todo o dia 28 de março.

Houve interrupções de estradas devido à queda de árvores nas pistas, fato que tambémdificultou o acesso a diversos municípios atingidos.

Desde o dia 26 de março, a CELESC atuando preventivamente, já sob procedimento deemergência, mobilizou uma grande força tarefa, com apoio de outras unidades deRegionais e empreiteiras contratadas, deslocando-as para a região, a fim de fazer frenteao provável evento noticiado pelas autoridades meteorológicas, fato este que acabouacontecendo.

Atuaram aproximadamente 400 profissionais da CELESC e terceirizados, formandodiversas equipes, para reconstrução do sistema elétrico, afetados pela lamentávelcatástrofe.

Até o presente momento, os danos identificados já atingiram mais de 1.000 postesdanificados, 200 transformadores de distribuição, 8 toneladas de cabos a serem

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substituídos, três estruturas de LT 69KV, milhares de ramais de ligação e padrões deentrada distribuídos, sendo que muitos dos trabalhos ainda encontram-se emandamento.

O valor estimado para recuperação total é de R$ 12.000.000,00 (Doze milhões dereais), sujeito a revisões já que como foi citado, anteriormente, os trabalhos derecuperação e manutenção encontram-se ainda em andamento.

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