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ENERGISA BORBOREMA
2ª REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
CONTRIBUIÇÃO À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 064/2008 DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL
Dezembro de 2008
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO ___________________________________________________________________________________________ 2
2. O CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO EM AUDIÊNCIA PÚBLICA ________________________________________ 3
3. MERCADO DO ANO-TESTE_________________________________________________________________________________ 6
4. PROJEÇÕES DE MERCADO PARA O CÁLCULO DO FATOR X_______________________________________________________ 9
5. MIGRAÇÃO ENTRE MODALIDADES TARIFÁRIAS _______________________________________________________________ 11
6. CUSTOS OPERACIONAIS DA EMPRESA DE REFERÊNCIA _________________________________________________________12
7. DADOS DE ATIVOS E DE CONSUMIDORES ____________________________________________________________________ 13
8. ESPECIFICIDADES DA ÁREA DE CONCESSÃO E TRABALHOS DESENVOLVIDOS_______________________________________14
9. PROGRAMA LUZ PARA TODOS - PLPT ________________________________________________________________________14
10. CVA E ITENS FINANCEIROS ________________________________________________________________________________14
11. INVESTIMENTOS _________________________________________________________________________________________ 15
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1. INTRODUÇÃO
Atendendo aos prazos previstos no Aviso de Audiência Pública nº 064/20008, a ENERGISA Borborema - EBO vem apresentar suas contribuições em prol do aprimoramento do processo da sua segunda Revisão Tarifária Periódica com vistas à obtenção de tarifas compatíveis com a cobertura dos custos operacionais eficientes – para um dado nível de qualidade do serviço – e com uma remuneração justa e adequada sobre investimentos realizados com prudência.
A presente manifestação se pautou nas informações disponibilizadas pela ANEEL em seu sítio na internet, especialmente aquelas constantes da Nota Técnica nº 345/2008-SRE/ANEEL, de 12 de novembro de 2008.
Entretanto, em data posterior, 25 de novembro de 2008, foi publicada a Resolução Normativa nº 338, que alterou a Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006, que estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
Acompanhando o novo diploma legal foram divulgadas pela ANEEL novas versões para as Notas Técnicas da Audiência Pública nº 052/2007 - que objetivava obter subsídios e informações adicionais para os aprimoramentos da Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006 - relativas à Empresa de Referência, Fator X, Perdas Não Técnicas e Base de Remuneração Regulatória.
Em função das datas dos eventos, ressaltamos que a proposta colocada pela ANEEL em Audiência Pública não logrou incorporar todas as adequações metodológicas homologadas por meio da REN nº 338/2008, dificultando, tanto para a ANEEL, quanto para a concessionária, a discussão plena do processo. Neste sentido, a presente contribuição em muitos dos seus pontos se fará não sobre os termos da Nota Técnica nº 345/2008-SRE/ANEEL, mas sim sobre o desenho metodológico final apontado pela REN nº 338/2008.
A EBO gostaria, em face do contexto em que se dá a presente contribuição, de ressalvar a necessidade de uma nova instância para manifestação por parte da distribuidora, acerca dos resultados do cálculo revisional, tão logo seja conhecida a íntegra das alterações praticadas pelo Regulador sobre o material em Audiência Pública e seu impacto para o equilíbrio da concessão, no bojo do rito estabelecido pela recente Resolução ANEEL nº 342, de 02 de dezembro de 2008.
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2. O CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO EM AUDIÊNCIA PÚBLICA
No item 185 da NT 345/2008 foi apresentado um cálculo de reposicionamento tarifário para a ENERGISA Borborema de 1,23%.
Na obtenção desse índice foi preponderante a consideração, por parte da ANEEL, da saída de um grande consumidor industrial (Coteminas) do mercado projetado para o Ano Teste, dado existir autorização concedida por meio da Portaria MME nº 11/2007, de 19 de março de 2007, para a conexão desse consumidor à Rede Básica (estando o processo em tramitação na ANEEL e com parecer favorável do Operador Nacional do Sistema – ONS).
Entretanto, é necessário destacar que a retirada do consumidor do mercado projetado, no cálculo do reposicionamento, não se fez acompanhar da necessária concatenação com os demais itens de receita da Parcela A, como a Rede Básica, Encargos de Conexão e Encargos Setoriais (CCC, CDE, Proinfa, entre outros).
Esta sobre-valoração da Parcela A, na proposta de reposicionamento colocada em Audiência Pública, acabou por estancar a Parcela B necessária da EBO, principalmente os custos operacionais.
Na figura seguinte destacamos o corte de Parcela B observado na presente Revisão Tarifária é da ordem de 23%.
Figura 1: Redução da Parcela B da EBO entre o 1º e o 2º Ciclo de Revisões Tarifárias
100%
77%
Parcela B antes da 2ª RT Parcela B proposta
Redução de 23%
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Observa-se que este corte de 23% é em muito influenciado pelo corte praticado nos custos operacionais da concessionária, como ilustrado na figura a seguir:
Figura 2: Redução do Custo Operacional Eficiente da EBO entre o 1º e o 2º Ciclo de Revisões Tarifárias
100%
74%
Custo Operacional antes da 2ª RT Custo Operacional proposto
Os custos operacionais responsabilizam com 80% da Parcela B da EBO, por isso a redução da Parcela B, de 23%, é em muito influenciada pela redução dos custos operacionais regulatórios.
A fim de se ilustrar melhor a redução dos custos operacionais eficientes, apresentamos a seguir comparação entre o custo operacional ora reconhecido no presente processo de Revisão Tarifária em relação a diversos custos operacionais, inclusive o custo reconhecido no 1º Ciclo de Revisões a valores históricos.
Tabela 1: Redução do Custo Operacional Eficiente da EBO entre o 1º e o 2º Ciclo de Revisões Tarifárias
Custos(R$ Mil)
Delta (R$ Mil)
% em relação ao valor proposto para a 2ª RTDescrição
Custo Proposto para a 2ªRT
26.492
Custo 1ª RT Valores do 1º Ciclo (sem correção monetária)
27.303 811 76%
74%
Custo 1ª RT corrigido pela índice de atualização da
Parcela B33.330 6.837 93%
Custo 1ª RT corrigido IPCA
32.635 6.143 91%
Custo 1ª RT corrigido IGP-M
34.298 7.806 96%
Custo refletido na tarifa hoje (antes da 2ª RT)
35.871 9.379 100%
84%
102%
105%
110%
81%
100%
Custos(R$ Mil)
Delta (R$ Mil)
% em relação ao valor proposto para a 2ª RTDescrição
Custo Proposto para a 2ªRT
26.492
Custo 1ª RT Valores do 1º Ciclo (sem correção monetária)
27.303 811 76%
74%
Custo 1ª RT corrigido pela índice de atualização da
Parcela B33.330 6.837 93%
Custo 1ª RT corrigido IPCA
32.635 6.143 91%
Custo 1ª RT corrigido IGP-M
34.298 7.806 96%
Custo refletido na tarifa hoje (antes da 2ª RT)
35.871 9.379 100%
84%
102%
105%
110%
81%
100%
Redução de 26%
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Observa-se que o custo considerado na presente proposta de reposicionamento tarifário (R$ 26.492 mil) é inferior, até mesmo, ao custo reconhecido pela ANEEL quando do 1º Ciclo de Revisões Tarifárias (R$ 27.303 mil).
Se simplesmente corrigirmos o custo do 1º ciclo de revisões tarifárias pelo IPCA (R$32.635 mil), o custo ora proposto é inferior em 19%.
Portanto, a Empresa de Referência desenhada para a ENERGISA Borborema indicou custos operacionais incompatíveis com o desempenho das atividades da concessionária na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, principalmente com a melhoria da qualidade relativa ao DEC e ao FEC a serem exigidas no próximo ciclo revisional.
Já em relação ao mercado, para fins da definição do resultado final da 2ª Revisão Tarifária Periódica da ENERGISA Borborema, entendemos ser imprescindível a observação pela ANEEL da correta concatenação entre o mercado considerado no Ano-Teste e os custos associados a esse mercado (formadores da Receita Requerida da distribuidora). Também em caso da utilização de mecanismos de tracking account, como abordaremos mais à frente, esse critério não pode ser dispensado.
Outro aspecto envolvendo a retirada da Coteminas do mercado, que influenciou o cálculo do reposicionamento tarifário colocado em Audiência Pública, de maneira indevida na nossa percepção, foram as Perdas Técnicas adotadas pela ANEEL no Balanço Energético.
A perda técnica da ENERGISA Borborema foi calculada em 4,19%, segundo estudo conduzido pela SRD/ANEEL:
TABELA 2: CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS PELA SRD/ANEEL PARA O PERÍODO BASE JUN/07 A MAI/08
Descrição Montantes (MWh/ano) Sobre Energia Injetada Energia Total Injetada 768.144 100%
Perdas Técnicas 32.206 4,19%
Tal estudo foi utilizado pela SRE/ANEEL, na definição das perdas técnicas a serem levadas para o cálculo do índice de reposicionamento, da seguinte forma:
TABELA 3: APLICAÇÃO DAS PERDAS TÉCNICAS PELA SRE/ANEEL PARA O PERÍODO DO ANO TESTE
Descrição Montantes (MWh/ano) Sobre Energia Injetada Energia Total Injetada 544.072 100%
Perdas Técnicas 22.813 4,19%
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É possível observar que, embora tenhamos uma grande redução da Energia Injetada (de 768 GWh para 544 GWh), em função da retirada da Coteminas do mercado, o percentual de perdas técnicas não foi ajustado. Cumpre lembrar que um consumidor atendido no nível de tensão A3 e bem próximo à Rede Básica, como é o caso, imputa ao sistema de distribuição um baixo índice dessas perdas.
Os 22.813 MWh levados à planilha de cálculo, portanto, são claramente insuficientes frente o histórico da distribuidora e refletem, tão somente, a diferença entre o mercado utilizado na apuração das perdas percentuais (considerando a carga do consumidor Coteminas, tanto na parte cativa, quanto na parte livre) no período pré-revisão e o mercado do Ano Teste (sem consideração do consumidor Coteminas, tanto na parte cativa, quanto na parte livre) sobre o qual foram aplicadas as perdas percentuais.
No item 58 da NT 345/2008 a SRE/ANEEL explica que para as perdas técnicas foi observado o nível histórico de perdas em relação à Energia Injetada, calculada em 4,19% segundo estudo conduzido pela SRD/ANEEL. O texto é complementado com a informação de que a SRD/ANEEL desenvolverá estudo a fim de precisar o índice de perdas técnicas considerando a saída da Coteminas.
A ENERGISA Borborema espera que a definição e a aplicação do índice de perdas técnicas da distribuidora se dêem com a correta observação de bases similares tanto para o mercado de referência quanto para o mercado de apuração.
3. MERCADO DO ANO-TESTE
A região da Borborema possui alto grau de industrialização, com a presença de importantes grupos industriais brasileiros. Entretanto, considerando as plantas em operação, temos que o consumidor Coteminas responde, sozinho, por 66% do consumo da classe industrial (cativo+livre), o que representa 37% do consumo total na área de concessão.
Já o consumidor Alpargatas responde individualmente por 13% do consumo da classe industrial (cativo+livre), o que representa 7% do consumo total na área de concessão.
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GRÁFICO 1: PARTICIPAÇÃO NO CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (MWh) DA CLASSE INDUSTRIAL
GRÁFICO 2: PARTICIPAÇÃO NO CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (MWh) NA ÁREA DE CONCESSÃO
Diferentemente do risco de mercado, natural da atividade, essa expressiva participação individual de clientes no mercado total da distribuidora promove, no nosso entendimento, um novo enfoque para a questão do equilíbrio das relações de consumo, enquadrada pelas atribuições da ANEEL, estabelecidas nos Arts. 2º e 3º da Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
Por essa razão é grande a preocupação por parte da ENERGISA Borborema quanto à correta representação desses consumidores no seu mercado do Ano-Teste.
Coteminas 37%
Alpargatas 7%
Demais Consumidores 55%
Coteminas 66%
Alpargatas 13%
Demais Consumidores Industriais 20%
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Nas projeções de mercado realizadas pela ENERGISA Borborema para o período de fevereiro de 2009 a janeiro de 2013, encaminhadas para a ANEEL em agosto de 2008 no âmbito do informe dos dados iniciais, foram consideradas as seguintes premissas no que tange a esses consumidores:
a) Coteminas - em 29 de julho de 2008, a Coteminas solicitou - à Superintendência de Concessões e Autorizações de Transmissão e Distribuição, SCT/ANEEL - a emissão de ato autorizativo para conexão a Rede Básica. Ressalte-se que a Coteminas já cumpriu junto ao Operador Nacional do Sistema – ONS e a Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia – MME todos os trâmites para a conexão à Rede Básica. Em função desse processo, o consumidor não mais está considerado como integrante do mercado da concessionária ENERGISA Borborema. É concebível - até a data da homologação do reposicionamento tarifário em foco - que o cliente venha a requisitar a permanência de alguma parcela de sua carga na condição de consumidor cativo ou de consumidor livre. A mitigação dos efeitos potencialmente danosos ao equilíbrio econômico-financeiro da ENERGISA Borborema decorrentes de uma migração posterior (à Rede Básica) da parcela eventualmente remanescente nesse evento tarifário (como livre ou cativo) pode ser efetuada em conta financeira do tipo “tracking account”. Em resumo, quaisquer eventuais ajustes sempre poderão ser compensados em uma conta financeira do tipo aqui sugerido e
b) Alpargatas – embora atualmente no nível de tensão A4 (13,8 kV) foi informado no mercado cativo no nível de tensão A3.
Tal raciocínio vale também para o consumidor Alpargatas dada a sinalização produzida pelos resultados da Campanha de Medidas para as tarifas de referência do A4. A expectativa é que com a nova responsabilidade dos consumidores do A4, na formação do que seria o horário de ponta da distribuidora, tal consumidor leve a efeito suas pretensões, já comunicadas a ENERGISA Borborema, de migrar para o 69 kV em busca de uma menor tarifa pelo uso do sistema de distribuição.
A utilização de um mecanismo financeiro do tipo “tracking account” vale também para um consumidor, como a Alpargatas na área de concessão da ENERGISA Borborema, dada a sinalização produzida pelos resultados da Campanha de Medidas para as tarifas de referência do A4. A expectativa é que - com a nova responsabilidade dos consumidores do A4, na formação do que seria o horário de ponta da distribuidora - tal consumidor leve a efeito suas pretensões (de resto, já comunicadas à ENERGISA Borborema) de migrar para o fornecimento em 69 kV em busca de uma menor tarifa pelo uso do sistema de distribuição. Aponta-se, nesse sentido, a necessidade de adoção de procedimento específico para o tratamento da Alpargatas no mercado da ENERGISA
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Expectativas para o PIB - Banco Central (%)
4,8
4,0 4,1 4,2 4,3
5,6
2,4
3,94,3 4,3
2008 2009 2010 2011 2012
1/7/2008 19/12/2008
Expectativas para a Produção Industrial - Banco Central
(%)5,5
4,6 4,74,4 4,5
5,2
2,5
4,2 4,4 4,5
2008 2009 2010 2011 2012
1/7/2008 19/12/2008
Borborema, idêntico àquele aqui sugerido para mitigar os impactos potenciais relativos à Coteminas.
4. PROJEÇÕES DE MERCADO PARA O CÁLCULO DO FATOR X
Nos últimos seis meses o cenário econômico alterou-se de forma rápida. A crise do mercado de crédito imobiliário americano, particularmente dos títulos subprime, se refletiu rapidamente em todo o mercado financeiro internacional.
As expectativas sobre a Economia Mundial e as repercussões da crise financeira sobre a economia real, levaram a maioria dos analistas reverem suas previsões para os próximos anos. As previsões de um crescimento da economia brasileira em 2009, que em julho giravam em torno de 4%, passaram para 2,4% em dezembro, segundo os dados do Relatório Focus do Banco Central. Da mesma forma as expectativas sobre a produção industrial para 2009 foram revistas de 4,6% para 2,5%.
GRÁFICO 3: EXPECTATIVAS PARA O PIB E A PRODUÇÃO INDUSTRIAL DO BRASIL
A ENERGISA Borborema também reviu as suas expectativas para 2009-2012. O cenário no qual foram construídas as previsões encaminhadas para a ANEEL acreditava-se em uma desaceleração forte, porém breve da economia americana, sem repercussões maiores sobre a economia brasileira. O aperto de liquidez observado no mercado de crédito nas semanas que se seguiram a quebra do
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Lehman Brothers, mostrou que os reflexos sobre a economia brasileira estavam sendo subdimensionados. A tabela abaixo apresenta um comparativo entre as expectativas da ENERGISA Borborema para a economia em julho de 2008 e em dezembro de 2008:
TABELA 4: CENÁRIOS ECONÔMICOS CONSIDERADOS PARA FINS DE PROJEÇÃO
Perspectivas para Economia em Jul/08 Perspectivas para Economia em Dez/08
• Desaceleração moderada da economia America no 2° semestre de 2008, tornando-se mais aguda no biênio 2010-2011;
• Repercussão moderada sobre a economia dos mercados emergentes;
• Tendência de apreciação do dólar; • Continuidade do financiamento de médio e
longo prazo das empresas brasileiras, aliada ao ingresso de capitais de curto e longo prazo atraídos pelo diferencial de juros e pelo potencial de valorização dos ativos brasileiros, deverá manter positivo o fluxo de dólares para o país;
• Elevação do nível de investimento da economia nos últimos anos abre espaço para uma ampliação do potencial de crescimento do PIB brasileiro;
• Inflação doméstica segue sobre controle, dentro das metas do Banco Central;
• Banco Central segue reduzindo a taxa Selic; • Desaceleração do Consumo das Famílias.
• Desaceleração global mais aguda e prolongada; • Mercado financeiro internacional continua sob
forte stress; • Possível onda de concordatas atinge grandes
empresas, disseminando desconfiança; • Redução de demanda global e aperto de liquidez
internacional dificultam o financiamento de déficit em transações correntes do Brasil;
• Real pressionado por mais tempo e com maior intensidade;
• Maior aperto monetário a fim de evitar um descolamento excessivo da inflação em relação às metas;
• Selic mantém-se em patamares mais elevados; • Redução da demanda internacional,
particularmente de commodities; • Dificuldades de crédito externo levariam a uma
contração do crédito no mercado interno e a uma queda da demanda doméstica e do investimento.
2008 2009 2010 2011 2012
PIB (preços de mercado) 4,9 2,2 3,1 3,8 4,7
Taxa de câmbio - final de período 2,10 1,98 1,96 2,07 2,05
Selic - final de período 15,00 13,75 12,00 11,00 9,25
IPCA 6,7 5,3 3,9 3,9 3,8
2008 2009 2010 2011 2012
PIB (preços de mercado) 4,6 3,7 2,8 2,9 5,3
Taxa de câmbio - dez 1,60 1,55 1,61 1,53 1,64
Selic - dez 13,75 11,50 10,50 8,25 8,00
IPCA 5,5 4,1 4,2 4,0 3,7
A menor demanda por Bens e Serviços deve levar a uma redução do consumo da indústria local (particularmente nos setores mais voltados para o mercado externo – situação dos setores Têxtil e de Calçados da região) e em um segundo momento a uma redução do emprego e da renda, o refletindo sobre o consumo das classes Residencial e Comercial.
Dado descompasso temporal entre a redução da demanda por bens e serviços, queda na renda e redução do consumo de energia, a expectativa da ENERGISA Borborema é que os efeitos da crise se
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tornem mais perceptíveis a partir de 2010. Dessa forma optamos, inicialmente, por não alterar o mercado previsto para o Ano Teste.
A tabela a seguir apresenta o novo mercado proposto pela Energisa e que solicitamos seja considerado pela ANEEL para fins dessa Revisão Tarifária:
TABELA 5: MERCADO SEM COTEMINAS – PREVISÕES DE DEZEMBRO/2008
MWh % MWh % MWh % MWh % MWh % MWh %fev/08 - jan/09 160.515 141.920 92.644 17.883 52.887 465.849 fev/09 - jan/10 167.251 4,2 149.158 5,1 96.324 4,0 19.286 7,8 54.645 3,3 486.663 4,5fev/10 - jan/11 171.600 2,6 152.134 2,0 98.081 1,8 19.483 1,0 56.291 3,0 497.589 2,2fev/11 - jan/12 177.483 3,4 158.375 4,1 102.774 4,8 20.500 5,2 57.755 2,6 516.887 3,9fev/12 - jan/13 183.585 3,4 165.036 4,2 107.801 4,9 21.673 5,7 59.164 2,4 537.260 3,9
Média 2009-2013 3,4 3,8 3,9 4,9 2,8 3,6
Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total
Entretanto, considerando a evolução dos fatos e os prazos associados à Revisão Tarifária da ENERGISA Borborema, gostaríamos de ressalvar a possibilidade de ajuste tempestivo do mercado do Ano Teste de forma a compatibilizar eventos recentes na área de concessão às projeções de consumo esperado.
5. MIGRAÇÃO ENTRE MODALIDADES TARIFÁRIAS
A ENERGISA Borborema aguarda o envio pela SRE/ANEEL do Ofício comunicando as alterações a serem promovidas na estrutura tarifária e a disponibilização de prévia de nova tabela tarifária para realizar os ajustes necessários no mercado do Ano Teste para considerar a estimativa de migração de consumidores entre modalidades tarifárias.
Tão logo essas informações sejam enviadas a distribuidora processaremos o novo GTF para envio a ANEEL.
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6. CUSTOS OPERACIONAIS DA EMPRESA DE REFERÊNCIA
A Empresa de Referência desenhada para a ENERGISA Borborema indicou custos operacionais em muito distante dos necessários ao desempenho das atividades da concessionária na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme já dito acima.
Tal constatação estabelece um contraponto à previsão regulatória constante na Resolução ANEEL nº 338, de 25 de novembro de 2008, que a abordagem adotada para o cálculo dos custos operacionais eficientes 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 administração, em condições que assegurem a concessionária a obtenção dos níveis de qualidade do serviço exigidos e que os ativos necessários manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda sua vida útil.
O ANEXO I – CUSTOS OPERACIONAIS DA EMPRESA DE REFERÊNCIA apresenta um pertinente diagnóstico de melhorias que devem ser processadas no modelo de reconhecimento de custos, onde se destacam informações sobre as condições específicas do meio físico, social, econômico, geográfico e técnico em que as atividades e processos da concessionária estão inseridos, garantindo a construção de uma base de dados auxiliar ao enfoque metodológico da Empresa de Referência.
Além disso, é forçoso ressaltar que o montante concedido a título de custos operacionais até o momento representa ruptura radical com aquele concedido quando do 1º ciclo de Revisões Tarifárias. De fato, o montante concedido provisoriamente é mesmo inferior ao valor nominal concedido há 4 anos atrás. Repetimos: o valor provisório para 2009 é inferior EM VALORES NOMINAIS ao valor concedido para 2005!!! Decididamente, não há, ao longo desse período, nenhuma inflexão de ordem tecnológica que venha a explicar tamanho salto de produtividade, o que nos leva a crer que ou bem a concessionária foi a protagonista do maior fenômeno de produtividade da história industrial recente no Brasil e na América Latina ou bem o dimensionamento dos custos operacionais para o Ano Teste foi mesmo objeto de equívoco conceitual ou de cálculo, o que merece ser revisado.
Isso porque não se trata de fazer o mesmo com menores valores nominais do que aqueles de 4 anos atrás (ou seja, gastar menos e sem depreciação monetária... durante 4 anos!!!). Trata-se mesmo de fazer mais, muito mais!! Veja-se, a esse respeito, a obrigação em cumprir, no mínimo, uma trajetória de qualidade do serviço com acentuada melhoria!!!
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Nesse documento, inclusive, processamos outra abordagem voltada para a construção de custos eficientes: um detalhado estudo de benchmarking que ratifica o entendimento que o custo operacional ora proposto pela ANEEL para a EBO é inferior ao nível de máxima eficiência observada no mercado, fato este que nos leva a afirmar que os custos regulatórios propostos não apresentam nenhuma coerência com as práticas do setor.
A ENERGISA Borborema solicita a ANEEL que, com base no ANEXO I – CUSTOS OPERACIONAIS DA EMPRESA DE REFERÊNCIA - proceda ao ajustamento da Empresa de Referência.
7. DADOS DE ATIVOS E DE CONSUMIDORES
O ANEXO II – DADOS DE ATIVOS E CONSUMIDORES atualiza versão anterior encaminhada para a ANEEL, complementando e retificando, quando necessário, valores informados a partir de uma dada padronização estipulada pela Agência. Notadamente chamamos atenção para a necessária correção realizada nos dados de ativos quando presente a métrica exclusivo/compartilhado.
Outrossim, informamos para a referência novembro de 2008 que:
a) o número de unidades consumidoras classificadas na subclasse residencial baixa renda localizadas no meio rural é de 9.445 consumidores.
b) o número de unidades consumidoras faturadas em cada um dos municípios da área de concessão é:
Município Qtd.
clientes CAMPINA GRANDE 125.873LAGOA SECA 7.658QUEIMADAS 12.878FAGUNDES 3.640BOA VISTA 2.074MASSARANDUBA 3.674RIACHAO DO BACAMARTE 9TOTAL 155.806
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8. ESPECIFICIDADES DA ÁREA DE CONCESSÃO E TRABALHOS DESENVOLVIDOS
Objetivando favorecer o entendimento acerca das variáveis envolvidas na realização dos trabalhos da distribuidora na área de concessão colocamos no ANEXO III – INFORMAÇÕES SOBRE A CONCESSÃO um conjunto de imagens e dados ilustrando as dificuldades vivenciadas pelas equipes em campo e as respostas dadas pela empresa para continuar evoluindo no atendimento de seus clientes.
9. PROGRAMA LUZ PARA TODOS - PLPT
Através de envio a SRE/ANEEL, na mesma data da contribuição, encaminhamos a documentação final necessária ao cálculo do ativo regulatório do Programa Luz para Todos - PLPT, em adendo atualizado ao material já enviado, por ocasião da remessa dos dados iniciais da EBO, em agosto de 2008 e da manifestação, em outubro de 2008.
10. CVA E ITENS FINANCEIROS
Considerando o disposto no art. 4º da Portaria Interministerial nº 25, de 24 de janeiro de 2002, e o art. 4º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, bem como regulamentação pertinente, os montantes da Conta de Compensação de Valores de Itens da Parcela “A” – CVA RTE e Itens Financeiros deverão ser repassados às tarifas de energia elétrica das concessionárias de distribuição nos processos de reajuste e/ou revisão tarifária.
Por intermédio do Ofício Circular nº 1.500, de 23 de julho de 2007, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL determinou que os referidos montantes pleiteados pela distribuidora, para fins de repasse tarifário, fossem apresentados conforme planilhas padrão e obrigatoriamente auditados, na sua integridade e totalidade, por auditores independentes registrados na Comissão de Valores Mobiliários – CVM.
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A ENERGISA Borborema já passou pela auditoria independente no período de 24 a 28 de novembro de 2008 e os resultados devem ser repassados à Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL no início do mês de janeiro de 2009, conforme cronograma estipulado no Manual de Orientação dos Trabalhos de Auditoria, daquela Superintendência.
11. INVESTIMENTOS
Em agosto de 2008 a ENERGISA Borborema encaminhou para a SRE/ANEEL os dados iniciais relativos à 2ª Revisão Tarifária, oportunidade em que nossas projeções de investimentos no sistema de distribuição para o próximo ciclo tarifário foram informadas ao Regulador.
Em 25 de novembro de 2008 foi publicada a Resolução Normativa nº 338, que alterou a Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006, que estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, notadamente a considera.
No contexto da nova resolução foi divulgada a Nota Técnica nº 352/2008–SRE/ANEEL, de 21 de novembro de 2008, com o aperfeiçoamento da Metodologia de Cálculo do Fator X. Como alteração, tivemos a incorporação de um mecanismo que incentiva a empresa a realizar e declarar suas melhores projeções de investimentos (mecanismo de comparação dos investimentos previstos aos valores realizados).
Estabelece ainda o diploma legal que o parâmetro de Investimento será definido pela distribuidora, desde que sejam observadas as condições de Fator X não negativo, impacto tarifário adequado e distribuição uniforme no período. Com esse objetivo encaminhamos nessa contribuição o ANEXO IV – INVESTIMENTOS PARA O PRÓXIMO CICLO REVISIONAL.
Como o reconhecimento regulatório de perdas e custos operacionais – assim como a exigência quanto à consecução de uma trajetória de qualidade do serviço – encontram-se diretamente relacionados com as inversões projetadas pela distribuidora para o próximo ciclo revisional, a ENERGISA Borborema gostaria de ressalvar a possibilidade de ter que ajustar os investimentos ora encaminhados, de forma tempestiva à publicação dos resultados finais da 2ª Revisão Tarifária Periódica pela ANEEL, caso identifique a necessidade de adequar seu plano de obras as demais sinalizações emanadas pelo ente Regulador no âmbito desse processo.
ANEXO I
ENERGISA BORBOREMA – EBO: CUSTOS OPERACIONAIS DA EMPRESA DE REFERÊNCIA
Dezembro de 2008
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1. INTRODUÇÃO.................................................................................................................... 4
1.1. CARACTERIZAÇÃO DA ÁREA DE CONCESSÃO................................................................................ 4
1.2. EVOLUÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS REGULATÓRIOS............................................................ 7 1.2.1. Benchmarking da ENERGISA Borborema......................................................................................... 9
2. DIMENSIONAMENTOS .................................................................................................11
2.1. CLIENTES E ATIVOS FÍSICOS ....................................................................................................... 11
2.2. ESTRUTURA CENTRAL................................................................................................................ 11 2.2.1. Diagnóstico da Proposta ANEEL .................................................................................................... 11 2.2.2. Ganhos de Holding ........................................................................................................................ 37 2.2.3. Considerações Finais sobre a Estrutura Central ............................................................................ 38
2.3. PROCESSOS DE O&M................................................................................................................. 39 2.3.1. Turno Ininterrupto de Revezamento para tarefas corretivas ....................................................... 39 2.3.2. Atendimento a Chamadas Improcedentes.................................................................................... 41
2.4. TELEATENDIMENTO .................................................................................................................. 43 2.4.1. Dimensionamento do Quadro de Atendentes .............................................................................. 43 2.4.2. Atendimento a Deficientes Auditivos............................................................................................ 46 2.4.3. Custo do Atendimento Eletrônico ................................................................................................. 47
3. PARÂMETROS DO MODELO........................................................................................49
3.1. SISTEMAS DE INFORMÁTICA ..................................................................................................... 49 3.1.1. Vida Útil e Manutenção dos Sistemas ........................................................................................... 49 3.1.2. Cálculo do Custo de Manutenção dos Sistemas de Telecomunicação da Operação .................... 50
3.2. TAREFAS DE O&M..................................................................................................................... 51 3.2.1. Tarefas em Linha Viva.................................................................................................................... 51
3.3. PROCESSOS COMERCIAIS .......................................................................................................... 54 3.3.1. Produtividade das Tarefas de Combate às Perdas ........................................................................ 54 3.3.2. Faturamento.................................................................................................................................. 57 3.3.3. Teleatendimento ........................................................................................................................... 61
3.4. PARÂMETROS GERAIS DO MODELO........................................................................................... 62 3.4.1. Custos com Lavagem de Uniformes .............................................................................................. 62
4. CUSTOS ADICIONAIS ....................................................................................................62
4.1. ITENS NÃO CONTEMPLADOS ..................................................................................................... 62 4.1.1. Retirada de “samambaia” ............................................................................................................. 62 4.1.2. Gastos com Motoatendimento ..................................................................................................... 65 4.1.3. Depósitos de Terceiros .................................................................................................................. 66 4.1.4. Campanha de Medidas e Laudo de Avaliações ............................................................................. 67
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4.1.5. Gestão de ativos de uso prolongado............................................................................................. 67 4.1.6. Estrutura de meio ambiente ......................................................................................................... 68
4.2. ITENS SUBDIMENSIONADOS...................................................................................................... 69 4.2.1. Laboratórios de Ensaios ................................................................................................................ 69 4.2.2. Manutenção de Equipamentos em Oficinas ................................................................................. 70
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1. INTRODUÇÃO
1.1. CARACTERIZAÇÃO DA ÁREA DE CONCESSÃO
A ENERGISA Borborema atende atualmente cerca de 154 mil consumidores, distribuídos em seis dos 223 municípios paraibanos, perfazendo uma área total de 1.985 km2. Com PIB em torno de R$ 2,5 bilhões (15% do PIB da Paraíba) e população de aproximadamente 468 mil habitantes.
Criada pela Lei Municipal nº 61, de 08 de setembro de 1966, a Companhia de Eletricidade da Borborema teve em 1970 sua área ampliada com a inclusão dos municípios de Boa Vista, Massaranduba, Lagoa Seca, Queimadas e Fagundes. Em 1997 a empresa teve sua razão social alterada, passando a ser denominada Companhia Energética da Borborema – CELB.
Figura 1 - ÁREA DE CONCESSÃO
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Em novembro de 1999, a empresa foi adquirida em leilão público pelo então Sistema Cataguazes-Leopoldina (atual Grupo Energisa). Em 2007, o Sistema Cataguazes-Leopoldina se transformou no Grupo Energisa e a CELB em ENERGISA Borborema – EBO.
A região da Borborema guarda características bastante similares ao Nordeste. O consumo residencial médio é bastante baixo (98,7 kWh/Mês em 2007), sendo 47,4% dos clientes classificados como Baixa Renda, dos quais 87% com consumo inferior a 80 kWh/mês.
Por outro lado, a região possui alto grau de industrialização, com a presença de importantes grupos industriais brasileiros, como a Coteminas e São Paulo Alpargatas. Esse setor é responsável por mais da metade do consumo total de energia da região.
A classe residencial responde por 83,6% dos clientes, os consumidores rurais comerciais representam 8,1% e os comerciais 7,2%. A participação do consumidor Baixa Renda no mercado faturado da classe residencial é alta em relação a outras distribuidoras, sendo da ordem de 31,2% (ou de 8,7%, quando analisada a carga total da distribuidora).
As características sócio-econômicas complexas da região favorecem o recrudescimento das perdas não técnicas e impõem desafios as distribuidoras em seus processos operacionais. O IDH paraibano medido pelo IBGE no Censo 2000 é o quarto menor da região nordeste. Na área de concessão da ENERGISA Borborema ele é reflexo, em grande parte, da existência de invasões e loteamentos clandestinos.
Há que ressaltar também as dificuldades encontradas em alguns bairros de Campina Grande, quando da realização de ações envolvendo o atendimento comercial e o combate às perdas de energia nessas áreas.
Parte importante do suprimento a EBO é garantido pelo sistema elétrico da CHESF, composto por:
LT 230 kV Goianinha/Campina Grande II - 230 kV;
LT 69 kV Pau Ferro/Campina Grande II (2 circuitos);
LT 69 kV Angelim II/Campina Grande II;
LT 69 kV Tacaimbó/Campina Grande II (2 circuitos) e
SE Campina Grande II 230/69 kV - 300 MVA.
Há, também, três pontos de entrega em 13,8 kV da CHESF para a ENERGISA Borborema, quais sejam:
SE Campina Grande II – 30 MVA;
SE Campina Grande I – 35 MVA e
Bela Vista – 25 MVA.
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Além destes, existe outro ponto de entrega em 13,8 kV, da ENERGISA Paraíba para a ENERGISA Borborema, na SE Boa Vista – 5 MVA.
A demanda máxima coincidente da ENERGISA Borborema foi de 113,8 MW em dezembro de 2007. O atendimento da EBO a Coteminas no 69 kV, principal usuário do sistema de distribuição, é feito através subestação particular.
Já o sistema elétrico de Alta Tensão, de propriedade da ENERGISA Borborema, é caracterizado pelos seguintes parâmetros:
Tabela 1 - CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE AT DA EBO
DENSIDADE DE CARGA (KW/KM )
EXTENSÃO DA REDE DE ALTA TENSÃO (KM)
NÚMERO DE SUBESTAÇÕES 69/13,8KV
POTÊNCIA INSTALADA EM SUBESTAÇÕES (MVA)
57,4 3,2 2 25
O referido sistema é radial, composto de 02 linhas em 69 kV, com distância total de 3,2 km, indicadas no quadro abaixo:
Tabela 2 - LTS DO SISTEMA EBO
LINHAS DE TRANSMISSÃO 69 kV
SIGLA DA LT QUANT.
ESTRUTURAS EXTENSÃO DA LT
(KM) BITOLA DO CONDUTOR
ANO DE OPERAÇÃO
CAMPINA GRANDE II – EMBRATEX
CGD/EBT 34 2,2 477
MCM/ACSR 1995
DERIVAÇÃO CATOLÉ – CATOLÉ
DER CTL/CTL 21 1,0 636
MCM/ACSR 1997
A ENERGISA Borborema possui ainda em seu sistema de distribuição, na tensão de 13,8kV, 27 (vinte e sete) alimentadores na capital e 76 (setenta e seis) alimentadores no interior.
As principais dificuldades associadas à operação do sistema de distribuição dizem respeito a:
Problemas de acesso em algumas regiões por apresentarem geografia montanhosa;
Na área de concessão da ENERGISA Borborema encontram-se regiões com terrenos rochosos, causando dificuldades em construções de redes;
Incidência de temporais no período de ocorrência de chuvas, causando atraso na construção das obras e nos atendimentos emergenciais e comerciais e
Dificuldade de ação em determinadas áreas na região de Campina Grande, quando da realização de ações de combate às perdas ou atendimento comercial.
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Em algumas regiões da área de concessão da ENERGISA Borborema é encontrado um relevo acidentado, com significativas variações de altitude, fato este que do ponto de vista de construção de redes dificultam sobremaneira a implantação das estruturas e de acesso das viaturas. O tipo de solo bastante é rochoso, caracterizando-se como um grande obstáculo para a implantação das linhas e redes elétricas, pois em várias situações há a necessidade de utilização de explosivos e condições específicas de implantação, necessitando adotar equipes altamente especializadas.
Outro fator adverso a ser considerado é o da alta resistividade do solo encontrada nesse tipo de terreno, refletindo em custos maiores para um perfeito dimensionamento do sistema de aterramento, a fim de se prover a adequada proteção a todos os usuários e as instalações.
Em 2007 a ENERGISA Borborema sofreu por seis vezes desligamentos em subestações que a atendem, devido a causas alheias a sua responsabilidade. Destes desligamentos, quatro reportaram à responsabilidade da supridora (CHESF) e duas devido à atuação do ERAC (Esquema Regional de Alívio de Carga), quando de sua atuação sobre a subestação de Boa Vista.
Além disso, neste período todas as três subestações da CHESF, que são responsáveis pela maior parte do suprimento do sistema da ENERGISA Borborema, atuaram sem religamento automático, o que acarretava em um número de desligamento de alimentadores muito acima do normal e em deslocamentos desnecessários de equipes de plantão para atendimento.
Com isso, os grandes blocos de carga com fornecimento interrompido indevidamente foram fator agravante para elevar o indicador de continuidade da empresa, prejudicando injustamente sua imagem junto aos seus consumidores.
1.2. EVOLUÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS REGULATÓRIOS
A Empresa de Referência (ER) proposta pela ANEEL para a Audiência Pública nº 064/2008 não considerou em sua totalidade os custos operacionais necessários ao desenvolvimento de forma eficiente das atividades da concessionária na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica.
No arquivo disponibilizado referente à ER da 2ª RTP da ENERGISA Borborema, a ANEEL reconhece para a concessionária um montante de R$ 26,5 milhões (preços de fevereiro de 2009) de custos operacionais vigentes para o ano teste.
A Tabela 3, a seguir, apresenta uma análise comparativa entre os custos operacionais
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reconhecidos na tarifa do primeiro ciclo e a proposta do Regulador de Empresa de Referência para a 2ª Revisão Tarifária, colocada em Audiência Pública.
Tabela 3 - COMPARATIVO DOS CUSTOS OPERACIONAIS REGULATÓRIOS
DESCRIÇÃO CUSTOS (R$ MIL) DELTA (R$ MIL) % EM RELAÇÃO AO VALOR PROPOSTO PARA A 2ª RTP
Custo proposto para a 2ª RTP 26.492 - 74% 81%
Custo 1ª RTP a valores do 1º Ciclo (sem correção)
27.303 811 76% 84%
Custo 1ª RTP corrigido IPCA 32.635 6.143 91% 100%
Custo 1ª RTP corrigido pelo índice de atualização da Parcela B
33.330 6.837 93% 102%
Custo 1ª RTP corrigido IGPM 34.298 7.806 96% 105%
Custo 1ª RTP refletido na tarifa hoje (antes 2ª RTP)
35.871 9.379 100% 110%
Pela comparação é possível observar que a atual proposta representa uma redução de 19% em relação aos valores homologados para o 1º ciclo, corrigidos pelo IPCA. Note-se que para as redes de BT e MT verificou-se um aumento da extensão de 11,6% e 17,6% respectivamente, enquanto o número de consumidores atendidos pela ENERGISA Borborema cresceu 27,7% no mesmo período.
Se considerado o custo operacional refletido nas tarifas atuais da ENERGISA Borborema a redução propugnada pelo Regulador é ainda mais expressiva, da ordem de 26%.
Tabela 4 - EVOLUÇÃO DO Nº DE CLIENTES, EXTENSÃO DA REDE E DIMENSÃO DO MERCADO
Indicador 1ª RTP (2004) 2ª RTP (2008) Variação Número de Clientes 120.288 153.642 27,7%
Extensão da Rede BT (km) 2.452 2.737 11,6% Extensão da Rede MT (km) 1.667 1.961 17,6%
Os custos operacionais reconhecidos pela ANEEL tampouco são compatíveis com os patamares eficientes estimados no estudo de benchmarking como também conduzem a índices de produtividade dos funcionários que divergem consideravelmente daqueles auferidos para empresas similares à ENERGISA Borborema, levando a empresa a um perigoso quadro de subdimensionamento de custos com conseqüentes riscos de deterioração da qualidade do serviço prestado, em um momento em que as demandas regulatórias são mais evidentes.
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1.2.1. Benchmarking da ENERGISA Borborema
Para promover uma prestação de serviço ao menor custo para o consumidor e uma remuneração adequada para as empresas, o regulador deve dispor de instrumentos que identifiquem os custos operacionais eficientes das mesmas.
No regime de regulação por incentivos, o regulador procura estimular o ganho de produtividade das empresas a partir do estabelecimento de níveis de custos operacionais eficientes a serem reconhecidos e incorporados à tarifa. Uma das metodologias para a determinação destes custos é o benchmarking.
No benchmarking, os custos eficientes resultam de referências reais construídas com base na observação das boas práticas da indústria.
O benchmarking consiste no levantamento dos custos operacionais das empresas e das variáveis que determinam esses custos, tais como: extensão de rede, número de clientes, dispersão de mercado, qualidade do serviço e outros. A partir do mapeamento dos dados reais das empresas são simulados modelos econométricos que correlacionam os custos com seus determinantes (variáveis explicativas características das empresas), gerando as funções de custos eficientes.
Os custos eficientes podem ser classificados como: custos médios e custos de fronteira. O Gráfico 1 apresenta o posicionamento das empresas em relação à curva de custo eficiente médio e à curva de custo eficiente de fronteira.
Gráfico 1 – CUSTOS EFICIENTES MÉDIOS E DE FRONTEIRA
Fronteira de Eficiência
Custos Médios doMercado
Determinantes de Custos
Fronteira
de Custos Eficientes
Custos Totais (R$)
***
**
*
*
*
Posicionamento dos custos da
empresas
*
****
* *** Fronteira de
Eficiência
Custos Médios doMercado
Determinantes de Custos
Fronteira
de Custos Eficientes
Custos Totais (R$)
***
**
*
*
*
Posicionamento dos custos da
empresas
*
****
* ***
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A função que dá origem à curva de custo eficiente médio pode ser estimada por Mínimos Quadrados Ordinários (MQO). Este método é baseado na minimização da soma dos quadrados dos desvios entre o valor estimado e o observado.
Por sua vez, a função que determina a curva de custos eficientes de fronteira pode ser estimada a partir da Análise de Fronteiras Estocásticas (SFA). Este método é baseado em análise de regressão por Máxima-Verossimilhança, e sua aplicação parte da definição de uma distribuição de probabilidade para o termo de erro da regressão. No caso da SFA, o termo de erro apresenta dois componentes: ineficiência e distúrbio aleatório.
Os valores estimados através do método de MQO refletem os custos da empresa se ela atingisse a eficiência média do mercado, enquanto as estimativas relacionadas com a SFA refletem os custos que a empresa teria se ela se comportasse como as empresas mais eficientes da amostra.
O detalhamento da metodologia utilizada já foi objeto de encaminhamento e apresentação para a SRE/ANEEL pela ENERGISA Borborema e com base nos modelos obtidos foram estimados os custos operacionais eficientes da distribuidora, utilizando-se os valores observados até 2007. Para que os mesmos pudessem ser comparados com os custos propostos pela ANEEL, os custos operacionais eficientes da EBO foram projetados, com base nos seus determinantes, para 2009 e convertidos a moeda de fevereiro deste mesmo ano.
A componente Pessoal foi ajustada monetariamente pelo IPCA, enquanto para os itens: Material, Serviços e Outros sem Provisões, utilizou-se a correção baseada no IGP-M. Com base nos modelos obtidos foram calculados os custo operacionais eficientes da EBO para fevereiro de 2009 e apresentados na Tabela 5:
Tabela 5 – CUSTOS EFICIENTES ESTIMADOS (FEVEREIRO DE 2009)
Custo Eficiente
MQO 41.832
SFA 36.211
Dentro da lógica econômica da regulação por incentivo, o custo operacional regulatório deveria ser compatível com o custo médio observado para as empresas do setor (MQO - R$ 41,8 milhões).
A adoção deste custo estimula a eficiência por meio da premiação das empresas com desempenho superior à média e impulsiona aquelas com desempenho inferior a buscarem às melhores práticas. Este procedimento garante, também, que os custos operacionais regulatórios sejam consistentes com a rentabilidade média expressa no WACC. Ou seja, para
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que os custos operacionais regulatórios sejam consistentes com a rentabilidade média do WACC, eles devem ser aqueles equivalentes com o patamar médio de eficiência do setor e não aquele da empresa com eficiência máxima.
No caso da EBO, o custo operacional de R$ 26,5 milhões proposto pela ANEEL é inferior ao nível de máxima eficiência observada no mercado (SFA – R$ 36,2 milhões). Desta maneira, estabeleceu-se um patamar de custos, que não apenas foge da lógica da regulação por incentivo ao ser inferior ao patamar médio de eficiência, como também exige um desempenho não encontrado nem se os custos da EBO fossem o da empresa com máxima eficiência.
2. DIMENSIONAMENTOS
2.1. CLIENTES E ATIVOS FÍSICOS
O ANEXO II – DADOS DE ATIVOS E CONSUMIDORES atualiza versão anterior encaminhada para a ANEEL, complementando e retificando, quando necessário, valores informados a partir de uma dada padronização estipulada pela Agência. Notadamente chamamos atenção para a necessária correção realizada nos dados de ativos quando presente a métrica exclusivo/compartilhado. A rodada do modelo com a adequação dos dados de ativos e consumidores implica em ajustes de R$ 319,2 mil na Empresa de Referência.
Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalEstrutura Central R$ 10.945.097 R$ 1.508.686 R$ 10.974.657 R$ 1.519.780 R$ 29.560 R$ 11.093 R$ 40.653Processos de O&M R$ 1.897.184 R$ 1.806.565 R$ 1.930.381 R$ 1.818.328 R$ 33.197 R$ 11.763 R$ 44.961Processos Comerciais R$ 3.963.491 R$ 3.213.179 R$ 4.132.803 R$ 3.277.460 R$ 169.311 R$ 64.281 R$ 233.592TOTAL R$ 16.805.772 R$ 6.528.431 R$ 17.037.841 R$ 6.615.568 R$ 232.069 R$ 87.137 R$ 319.206
AtividadesAneel Pleito Diferença
2.2. ESTRUTURA CENTRAL
2.2.1. Diagnóstico da Proposta ANEEL
A Empresa de Referência é uma empresa virtual de distribuição de energia elétrica que, em teoria, presta o serviço de forma eficiente nas mesmas condições e ambiente em que a empresa real desenvolve suas atividades. Para cumprir com todos os processos inerentes às atividades próprias do negócio, a Empresa de Referência deve possuir uma estrutura central
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compatível com o porte da companhia e com as particularidades da área de concessão.
Com base em seis atributos1, a ANEEL definiu 9 clusters de Organogramas Típicos para as 64 concessionárias de distribuição brasileiras. A ENERGISA Borborema foi alocada no cluster 7, juntamente com as distribuidoras Caiuá, Santa Cruz, Nacional, Bragantina, Vale do Paranapanema e Eletroacre.
A Tabela 6 mostra o número de funcionários dimensionados pela ANEEL para a Estrutura Central da ENERGISA Borborema e de outras 5 empresas do mesmo cluster. Da mesma forma que a análise dos custos operacionais regulatórios mostrou um preocupante sinal de redução.
A Estrutura Central proposta mostra-se inconsistente com aquelas definidas para o 1º ciclo e outras empresas semelhantes. Foram escolhidas para uma análise comparativa essas distribuidoras, por serem as únicas do cluster a utilizarem o novo modelo de Empresa de Referência no atual ciclo de revisões tarifárias.
Tabela 6 – NÚMERO DE FUNCIONÁRIOS NA ESTRUTURA CENTRAL POR CONCESSIONÁRIA2
ESTRUTURA CENTRAL EBO
(1ª RTP) EBO
(2ª RTP) CAIUÁ
(2ª RTP) CNEE
(2ª RTP) EEB
(2ª RTP) EEVP
(2ª RTP)
CONSELHO 10 5 9 9 9 9
PRESIDÊNCIA 14 19 20 20 20 20
OUVIDORIA 2 2 2 2 2 2 DIRETORIA FINANCEIRA, RH E
ADMINISTRATIVA 48 44 50 46 42 53
DIRETORIA TÉCNICA E COMERCIAL
81 59 86 88 90 99
TOTAL DE FUNCIONÁRIOS 155 129 167 165 163 183
Observa-se que a queda de pessoal foi mais expressiva:
na Diretoria Técnica e Comercial, que passou de 81 para 59 funcionários, com uma redução de 22 empregados (27%);
no Conselho Administrativo, em que houve redução de 10 para 5 recursos (50%).
Outras estruturas também sofreram reduções. A Diretoria Financeira, Recursos Humanos e Administrativa sofreu redução de 4 funcionários (8%), passando de 48 para 44. A presidência sofreu acréscimo aparente de 5 recursos. Porém, se excluída a área regulatória – não
1 Área de concessão, número de consumidores, energia requerida, comprimento total de redes, número de transformadores instalados em poste e número de subestações. 2 Excluídos pessoal de call center da estrutura do 1º ciclo e os vigias de subestação do 2º ciclo.
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devidamente contemplada na revisão passada – o acréscimo é de apenas 1 funcionário.
Ao compararmos os 129 funcionários reconhecidos pela ANEEL para a sede central da ENERGISA Borborema no 2º ciclo tarifário com as quantidades definidas para as outras distribuidoras do cluster 7, o sub-dimensionamento se mantém.
Do ponto de vista operativo, a proposta conduz a uma situação crítica de eficiência. Isso fica demonstrado quando se observa a evolução do indicador quantidade de consumidores por empregado variável3 no Gráfico 2.
Gráfico 2 – QUANT. DE CONSUMIDORES POR EMPREGADO VARIÁVEL NA ESTRUTURA CENTRAL
664776
1.410
1.270
889
0
300
600
900
1200
1500
NACIONAL BRAGANTINA VALEPARANAPANEMA
BORBOREMA CAIUÁ
Consum
idores / empregado variável
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
Milhõe
s
Consum
idores
Consumidores Consumidores/Estrutura Central
Este sub-dimensionamento, ainda que provisório, impõe uma eficiência até então não cobrada de nenhuma das concessionárias do cluster 7 de Organogramas Típicos. O risco associado a ele é a condução a um quadro de gradual deterioração da qualidade dos serviços prestados pela ENERGISA Borborema já no curto prazo.
Cabe mencionar que embora tratada juntamente com tais distribuidoras em um mesmo cluster a ENERGISA Borborema possui especificidades que a distingue em relação às outras, como por exemplo, as condições sócio-econômicas da área de concessão.
Diante do exposto, a concessionária pleiteará mudanças no quadro de pessoal proposto pelo Regulador para sua sede, visando reverter a condição de sub-dimensionamento verificada. A ENERGISA Borborema entende que sua proposta de Estrutura Central é condizente com o porte da empresa e as particularidades da área de concessão, conforme ficará demonstrado a seguir.
3 Postos de trabalho que variam de acordo com o mercado atendido, a sua extensão geográfica e a quantidade de redes nos níveis de distribuição e substransmissão.
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2.2.1.1. Conselho de Administração
O Conselho de Administração, formado pelos representantes dos acionistas, conforme o disposto na Lei 6.404/76 das Sociedades Anônimas e nos Estatutos Sociais, é o órgão máximo de administração e representação da Companhia. Basicamente, o Conselho Fiscal e de Administração é um órgão de supervisão e controle, que encomenda a gestão ordinária dos negócios da Companhia aos órgãos executivos e à equipe de direção.
No caso particular da ENERGISA Borborema, o estatuto define que o Conselho de Administração seja formado por 8 (oito) conselheiros titulares com mandato de 2 anos cada.
Assim, considerando a estrutura para o Conselho de Administração definido no estatuto da ENERGISA Borborema, pleiteia-se o reconhecimento de 3 (três) conselheiros administrativos adicionais para a Empresa de Referência. Cabe citar que o modelo proposto para a audiência pública não contempla a necessidade de uma secretária executiva para apoio das funções do Conselho de Administração. Por ser uma função essencial ao funcionamento do conselho conforme previsto no estatuto é pleiteada também a consideração de 1 (uma) secretária de diretoria. A nova estrutura pleiteada é sintetizada na tabela abaixo.
Tabela 7: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
UNIDADE CONSELHO CONSELHEIRO 8
CONSELHO SECRETÁRIA 1
2.2.1.2. Presidência
É a área competente pela gestão da concessão. São de sua responsabilidade as tarefas de Direção, Estratégia e Controle, delegadas entre as seguintes áreas:
Auditoria;
Assessoria Jurídica;
Controle Estratégico de Gestão;
Assessoria de Comunicação;
Assessoria de Mercado e Tarifas.
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Auditoria Interna
A Auditoria Interna é uma atividade de avaliação independente e de assessoramento da administração voltada para o exame e avaliação da adequação, eficiência e eficácia dos sistemas de controle. Também deve tratar da qualidade do desempenho das áreas em relação às atribuições e aos planos, metas, objetivos e políticas definidos para as mesmas.
Sua ação deve se estender por todos os processos existentes na entidade. Para tanto, o departamento de Auditoria Interna deve estar vinculado ao nível mais alto da organização, permitir-lhe o desempenho de suas responsabilidades com abrangência e independência.
A Auditoria Interna tem por missão básica, assessorar a Administração no desempenho de suas funções e responsabilidades, através do exame da:
Adequação e eficácia dos controles;
Integridade e confiabilidade das informações e registros e dos sistemas estabelecidos para assegurar a observância das políticas, metas, planos, procedimentos, leis, normas e regulamentos e da sua efetiva utilização;
Eficiência, eficácia e economicidade do desempenho e da utilização dos recursos; dos procedimentos e métodos para salvaguarda dos ativos e a comprovação de sua existência, assim como a exatidão dos ativos e passivos e
Compatibilidade das operações e programas com os objetivos, planos e meios de execução estabelecidos.
A ENERGISA Borborema entende que um corpo de funcionários composto de apenas um auditor Junior e um assistente administrativo é insuficiente – tanto em quantidade quanto em qualificação – para o adequado cumprimento de suas funções e responsabilidades. Dessa forma, é pleiteada a inclusão à estrutura de mais: 1 (um) auditor pleno, 1 (um) auditor Junior e 1 (um) assistente administrativo.
Tabela 8: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DE AUDITORIA INTERNA
UNIDADE PRESIDÊNCIA
GERENTE 1 AUDITOR PLENO 1 AUDITOR JUNIOR 2
AUDITORIA INTERNA
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 2
Auditoria Externa
A Auditoria Externa é um exame cuidadoso e sistemático das atividades desenvolvidas em
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determinada empresa ou setor, cujo objetivo é averiguar se elas estão de acordo com a legislação e regulamentação vigentes, se as disposições planejadas previamente foram implementadas com eficácia e se estão adequadas aos objetivos. Sua principal característica é a independência e imparcialidade exigida dos auditores.
Um exemplo da necessidade da realização dessas atividades é a Resolução ANEEL nº24, de 27 de janeiro de 2000, no artigo 4°, parágrafo 5°, referente aos indicadores de continuidade de distribuição de energia elétrica, que estabelece:
“Até 31 de dezembro de 2007, a concessionária de distribuição deverá certificar o processo de coleta dos dados e de apuração dos indicadores individuais e coletivos estabelecidos nesta Resolução, com base nas normas da Organização Internacional para Normalização (International Organization for Standardization) ISO 9000”.
Este processo de certificação inclui a realização de auditorias externas de certificação ou recertificação periódicas. Além do custo de contratação da auditoria, é necessário agregar outros custos, como a emissão de certificados e pagamento de taxas de acreditação.
É necessário também cumprir os regulamentos vigentes às empresas de capital aberto com base nas normas e disposições expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM, incluindo a Instrução CVM 469/08, e legislação específica aplicável às concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, estabelecidas pela ANEEL, preponderantemente o Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica.
Lembre-se ainda que por intermédio do Ofício Circular nº 1.500, de 23 de julho de 2007, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira –SFF/ANEEL determinou que os montantes de CVA e itens financeiros pleiteados pela distribuidora, para fins de repasse tarifário, fossem apresentados conforme planilhas padrão e obrigatoriamente auditados, na sua integridade e totalidade, por auditores independentes registrados na Comissão de Valores Mobiliários – CVM.
Portanto, anualmente a distribuidora terá que contratar auditoria externa específica para a validação da CVA e dos itens financeiros a serem levados para o cálculo dos reajustes e revisões tarifárias.
O valor sugerido de R$ 30.000 ao ano para gastos com auditoria externa está muito abaixo da realidade encontrada pelas concessionárias de energia elétrica. Os valores atuais de mercado são da ordem de R$ 200 homem/hora. Esse montante – se comparado ao valor reconhecido pela ANEEL na proposta de ER – resulta em 150 horas de trabalho. O tempo dimensionado é insuficiente para a verificação dos diversos processos das empresas de energia elétrica.
A ENERGISA Borborema pleiteia a substituição do montante de R$ 30.000 para R$ 120.000 ao ano objetivando a cobertura de todos os serviços relacionados à auditoria externa. O valor
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pleiteado é coerente com o verificado para outras distribuidoras de capital aberto e porte semelhante.
Assessoria Jurídica
É de entendimento do Regulador que a Assessoria Jurídica inclui as funções de assessoramento em matéria de contratos e conflitos, assuntos trabalhistas, acidentes, questões de caráter regulatório, e no relacionamento com os clientes. No que tange ao último ponto, a principal demanda da área refere-se ao ajuizamento de ações de cobrança sobre clientes inadimplentes.
Dada a forte correlação existente entre perdas comerciais e inadimplência, empresas em áreas de concessão com grande propensão ao surgimento de perdas são aquelas que encontram maiores dificuldades na cobrança de inadimplentes. O não dimensionamento de departamentos jurídicos para as questões de perdas e arrecadação resulta em problemas de cobrança e nas respostas a consumidores inconformados com processos oriundos de fraude.
Segundo a Tabela 3 publicada na NT nº 342/2008-SRE/ANEEL a área de concessão da ENERGISA Borborema encontra-se na 10ª posição em termos de complexidade no combate às perdas num ranking formado por 64 empresas. Quando comparada apenas às distribuidoras do cluster 7 de Organogramas Típicos que já passaram pelo atual ciclo de revisões tarifárias, a ENERGISA Borborema mostra-se bem mais complexa, dadas as posições das outras concessionárias: Caiuá (49ª), Vale do Paranapanema (52ª), Bragantina (53ª) e Nacional (54ª).
Em virtude disso, a ENERGISA Borborema considera o quadro de colaboradores da área jurídica dimensionado pela ANEEL insuficiente para tratar de uma área de concessão tão complexa como a do município de Campina Grande e entorno. Prova da complexidade é a existência de 800 processos ativos perante os Juizados Especiais Cíveis do Consumidor e junto a Varas Cíveis e Trabalhistas. Dessa forma, há a necessidade de corpo técnico suficiente para atendimento a toda a demanda e para o comparecimento em audiências marcadas simultaneamente. Pleiteia-se, assim, a inclusão de 1 (um) advogado júnior e 1 (um) auxiliar administrativo.
Tabela 9: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DE ASSESSORIA JURÍDICA
UNIDADE PRESIDÊNCIA
GERENTE 1
ADVOGADO PLENO 2
ADVOGADO JUNIOR 3 ASSESSORIA JURÍDICA
AUXILIAR ADMINISTRATIVO 2
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Controle Estratégico de Gestão e Assessoria de Comunicação
A Assessoria de Comunicação é responsável por toda comunicação interna e externa da empresa. Com o intuito de reforçar sua política permanente de conscientização dos colaboradores, clientes e da comunidade, a área vem desenvolvendo campanhas permanentes sobre os prejuízos e riscos decorrentes de fraudes, o uso racional da eletricidade, os direitos e os deveres dos consumidores de energia elétrica. Dentre as principais ações da área, vale citar:
O informativo Energia Positiva Paraíba, distribuído trimestralmente desde 2005 a todos os consumidores junto às faturas;
Os anúncios semanais no jornal O Domingo;
As campanhas publicitárias sobre os danos que as fraudes, desvios e ligações clandestinas causam ao estado, consumidor, à qualidade do fornecimento e à segurança da população em diversos meios de comunicação;
A participação na Semana Nacional de Segurança, promovida pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, abordando os riscos oferecidos pelas fraudes e ligações clandestinas.
Já o Controle Estratégico de Gestão é responsável por suprir as necessidades de informações dos gestores da organização. Cabe à área o planejamento da gestão da empresa através da identificação dos processos e sub-processos, a fim de alocar os esforços de cada gerência da melhor forma.
Em sua proposta de Empresa de Referência, o regulador dimensionou uma estrutura compartilhada entre as duas áreas composta apenas de 1 (um) analista e 1 (um) assistente. Diante do claro subdimensionamento do pessoal previsto, a ENERGISA Borborema pleiteia a inclusão mais 2 (dois) analistas e 1 (um) assistente administrativo para a devida realização de todos os processos e atividades demandados pelas duas áreas, conforme mostrado na tabela abaixo:
Tabela 10: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DAS ÁREAS DE COMUNICAÇÃO SOCIAL, CONTROLE ESTRATÉGICO E GESTÃO
UNIDADE PRESIDÊNCIA GERENTE 1
ANALISTA DE COMUNICAÇÃO 2 ASSISTENTE DE COMUNICAÇÃO 1
ASSESSORIA DE CONTROLE ESTRATÉGICO, GESTÃO E COMUNICAÇÃO SOCIAL
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 1
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Assessoria de Mercado e Tarifas
Trata-se da área responsável pelas atividades diretamente relacionadas ao poder concedente, aos Órgãos Reguladores local e federal, às associações de classe, ao Operador Nacional do Sistema - ONS, ao conselho de consumidores, ao atendimento das questões associadas aos contratos dos clientes e às relações com autoridades da área de concessão da ENERGISA Borborema. A aplicação e administração da Regulação não constituem tarefas simples. Dentre as funções delegadas à área, cabe citar:
Acompanhamento dos processos em curso na Agência de Regulação do Estado da Paraíba – ARPB – e na Diretoria da ANEEL;
Avaliação das mudanças na legislação do setor que afetam às atividades técnicas e comerciais das distribuidoras a fim de sugerir modificações ou ajustes quando pertinentes;
Análise das normas e dos procedimentos internos de forma a adequá-los a legislação vigente;
Divulgação, interpretação e orientação quanto à implementação dos atos regulatórios;
Análise e execução dos programas estabelecidos pelo Regulador, como os de Eficiência Energética, Universalização de Energia e o Luz Para Todos;
Acompanhamento da apuração dos indicadores de qualidade e continuidade do serviço;
Coordenação das atividades do Conselho de Consumidores;
Representação da empresa junto aos reguladores federal e estadual e a outros órgãos institucionais no desenvolvimento dos processos de reajuste e revisão tarifária e
Coordenação das atividades da empresa referentes às fiscalizações executadas pelos órgãos reguladores, providenciando a documentação exigida.
Deve-se ressaltar que a complexidade e o volume das tarefas realizadas pela área pouco dependem do porte da empresa, estando mais relacionadas às demandas dos órgãos reguladores, que se fazem cada vez mais constantes. Prova disso é são as constantes fiscalizações empreendidas pela ARPB, que ao longo de 2008 fiscalizou: os índices DEC e FEC; os Programas de Universalização, Baixa Renda, P&D e de Eficiência Energética; além de realizar inspeções técnicas e comerciais periódicas.
Um levantamento do histórico de fiscalizações realizadas e que demandaram a participação da distribuidora permite identificar a realização de 1,3 fiscalizações por mês.
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Não raro, as inspeções ultrapassam 2 semanas cada, podendo durar mais de um mês no caso das periódicas. Elas demandam da área regulatória da empresa: preparação e crítica de toda a documentação solicitada pela agência, acompanhamento das entrevistas realizadas com colaboradores da empresa, mapeamento e correção dos riscos envolvidos e a supervisão das ações necessárias para a correção das não conformidades e determinações levantadas pelo Órgão Regulador.
Dessa forma, os atributos: área de concessão, número de consumidores, energia requerida, comprimento total de redes, número de transformadores instalados em postes e quantidade de subestações – utilizados para definir os clusters de organogramas típicos – não são suficientes para caracterizar as demandas da área regulatória. Entende-se, portanto, que a gerência dimensionada para a Empresa de Referência não é adequada para a ENERGISA Borborema.
A área regulatória de qualquer empresa deve ser formada por equipe experiente e qualificada, capaz de incorporar a essência da Regulação nos processos da empresa. Além disso, cabe ao pessoal da área absorver corretamente às orientações dos órgãos reguladores e indagar questões realmente relevantes e factíveis, atuando assim como filtro interno, com nível de análise e argumentação coerentes com os interlocutores.
Para fazer face à abrangência e ao nível de complexidade das atividades realmente exercidas por uma área de capital intelectual voltada à Regulação e às relações com os órgãos reguladores, pleiteia-se uma estrutura mínima para a gerência composta pelo quadro a seguir:
Tabela 11: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA A ASSESSORIA DE MERCADOS E TARIFAS
UNIDADE PRESIDÊNCIA CATEGORIA DE SALÁRIO GERENTE 1 GERENTE DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS
ANALISTA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS
2 ANALISTA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS
ANALISTA DE TARIFAS 2 ANALISTA DE TARIFAS TÉCNICO DE ASSUNTOS
REGULATÓRIOS 2 TÉCNICO DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS
ASSESSORIA DE MERCADO E TARIFAS
AUXILIAR ADMINISTRATIVO 2 AUXILIAR ADMINISTRATIVO
2.2.1.3. Diretoria Financeira, Recursos Humanos e Administrativa
Reúne as funções usuais das áreas contábil, financeira, tarifária, além de se encarregar da gestão dos recursos humanos, dos sistemas de informática e da logística de suprimentos da empresa. Seus processos e atividades estão divididos entre as seguintes áreas:
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Gerência Administrativa;
Gerência de Suprimentos;
Gerência de Tecnologia da Informação e Telecomunicações;
Gerência de Recursos Humanos;
Gerência de Contabilidade, Tesouraria e Planejamento Econômico-Financeiro e
Gerência de Orçamento.
Gerência Administrativa
A Gerência Administrativa deve apoiar a gestão da distribuidora, incorporando as diretrizes do controle estratégico ao dia-a-dia da companhia. A responsabilidade de absorver e internalizar na cultura da empresa as decisões empresariais demanda qualificação dos funcionários envolvidos.
Já havia sido identificado na manifestação preliminar encaminhada à ANEEL que, a despeito da necessidade de senioridade na área, o Regulador não considerou nenhum profissional sênior na área administrativa. Tal posicionamento por parte da Agência persistiu com o agravante que a proposta para a audiência pública não contempla a possibilidade de existência de nenhum recurso sênior na gerência.
O porte da empresa e a complexidade dos processos e atividades administrativos justificam a existência de profissionais sênior ou, ao menos, plenos. Prova disso é o reconhecimento dessas funções pela ANEEL para todas as empresas do mesmo cluster de Organogramas Típicos que passaram pelo atual ciclo de revisões tarifárias, conforme mostrado na Tabela 12.
Tabela 12: ESTRUTURA DA GERÊNCIA ADMINISTRATIVA DE EMPRESAS DO CLUSTER 7 DE ORGANOGRAMAS
UNIDADE DIRETORIA FINANCEIRA, RECURSOS HUMANOS E
ADMINISTRATIVA CAIUÁ CNEE EEB EEVP
GERENTE 1 1 1 1
ANALISTA FINANCEIRO SÊNIOR 1 1 1 1
ANALISTA FINANCEIRO PLENO 1 1 1 1
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 1 1 1 2
GERÊNCIA ADMINISTRATIVA
SEGURANÇA 2 2 1 2
Diante da impossibilidade de se alocar um profissional sênior à estrutura proposta pela ANEEL, a ENERGISA Borborema pleiteia o reconhecimento de 2 (dois) analistas financeiros
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plenos. Esta contraproposta, resumida na Tabela 13, proporciona à empresa um mix mínimo de senioridade exigido para atendimento das demandas da distribuidora e de todo natural em qualquer ramo de atividade com complexidade similar a do setor elétrico.
Tabela 13: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DA GERÊNCIA ADMINISTRATIVA
UNIDADE DIRETORIA FINANCEIRA, RECURSOS HUMANOS E ADMINISTRATIVA
GERENTE 1
ANALISTA FINANCEIRO PLENO 2
ANALISTA FINANCEIRO JÚNIOR 2
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 1
GERÊNCIA ADMINISTRATIVA
SEGURANÇA 2
Gerência de Suprimentos
De acordo com o entendimento do Órgão Regulador, cabe à Gerência de Suprimentos a gestão dos processos de compras e dos bens da empresa. Seriam funções da área o gerenciamento das compras e contratações, dos almoxarifados e a administração dos bens para mantê-los em boas condições.
Para a execução das tarefas associadas às compras e contratações, a ANEEL reconheceu 1 (um) analista de orçamento júnior. Entendemos que o volume de tarefas e a complexidade das mesmas demanda o reconhecimento de 1 (um) analista de orçamento pleno.
São funções dos analistas: coordenar as entregas, recepções e inventários; realizar o planejamento logístico; acompanhar o orçamento mensal da gerência; analisar os consumos, estoques médios e demais indicadores da área; além de coordenar a equipe na ausência do gerente.
Adicionalmente, a ENERGISA Borborema julga insuficiente o dimensionamento de apenas 1 (um) almoxarife para dar cabo a recepção e separação de materiais de estoque e específicos, a emissão de notas fiscais e a operação dos diversos sistemas da área4, necessários para que uma adequada gestão de ativos seja alcançada. Seria necessário um total de 3 (três) almoxarifes para lidar com todo o almoxarifado da empresa, que durante o ano de 2008 contou com um estoque médio de R$ 868 mil e supriu mensalmente às demais áreas da empresa com R$ 395 mil mensais em insumos.
Segue quadro resumo das necessidades de pessoal identificadas para essa gerência:
4 São eles: SISUP (Sistema de Suprimento), SIAGO (Sistema de Gerenciamento de Obras), SIMEC (Sistema de Controle de Medidores), SICEC (Sistema de Controle de Estoque Central) e SIENF (Sistema de Emissão de Notas Fiscais).
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Tabela 14: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DA GERÊNCIA DE SUPRIMENTOS
UNIDADE DIRETORIA FINANCEIRA, RECURSOS HUMANOS E
ADMINISTRATIVA
GERENTE 1 ALMOXARIFE 3
ESPECIALISTA EM COMPRA 1 ANALISTA DE ORÇAMENTO PLENO 1 ANALISTA DE ORÇAMENTO JÚNIOR 1
GERÊNCIA DE SUPRIMENTOS
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 1
Gerência de Tecnologia da Informação, Telecomunicações
Trata-se da área responsável por definir, implementar e gerir os sistemas de informática da empresa. Suas funções englobam a gestão de softwares e hardwares, o desenvolvimento de sistemas e a integração dos dados entre diversos escritórios da empresa.
Para a execução das tarefas a ANEEL reconheceu uma gerência composta de: 1 (um) gerente, 2 (dois) analistas de sistemas júnior, 2 (dois) analistas de infra-estrutura júnior, 1 (um) assistente administrativo e 2 (dois) técnicos de informática.
Esse quadro, ressalta-se, é inconsistente com o entendimento do próprio regulador exposto no item “III.8 – RESUMO DAS PRINCIPAIS ALTERAÇÕES EM RELAÇÃO À PROPOSTA SUBMETIDA À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 052/2007” conforme segue:
“f) Sistemas: (iii) Custos de manutenção: Os custos com customização e manutenção dos
sistemas de informática, aí incluídos os pacotes com atualizações de softwares e renovação de licenças, estavam contemplados nas taxas de manutenção sugeridas pela consultoria (18% para software e 10% para hardware). Porém, como também são previstos os recursos de manutenção de sistemas dentro da estrutura central, o entendimento é que se deve considerar uma taxa média de 15% tanto para software como para hardware” (grifo nosso).
Se os recursos de TI da estrutura central estão associados primordialmente à manutenção dos sistemas computacionais da empresa, o dimensionamento do quadro de pessoal da gerência deve guardar relação com os clusters dos sistemas de informática.
No entanto, foi verificado que a equipe dimensionada para a ENERGISA Borborema é menor e menos qualificada do que as previstas para outras empresas que se encaixam nos mesmos clusters de Organogramas Típicos e de Sistemas, conforme mostrado nas Tabelas 15 e 16.
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Tabela 15: ESTRUTURA DA GERÊNCIA DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO, TELECOMUNICAÇÕES PARA EMPRESAS DO CLUSTER 7 DE ORGANOGRAMAS
UNIDADE DIRETORIA FINANCEIRA, RECURSOS HUMANOS E ADMINISTRATIVA
EBO CAIUÁ EEVP
GERENTE 1 1 1 ANALISTA DE SISTEMAS SÊNIOR - 1 2 ANALISTA DE SISTEMAS PLENO 0 1 1 ANALISTA DE SISTEMAS JÚNIOR 2 - -
ANALISTA DE INFRA-ESTRUTURA SÊNIOR - 2 2 ANALISTA DE INFRA-ESTRUTURA PLENO 0 2 1 ANALISTA DE INFRA-ESTRUTURA JÚNIOR 2 - -
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 1 1 1
GERÊNCIA DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO, TELECOMUNICAÇÕES
TÉCNICO DE INFORMÁTICA 2 2 2 TOTAL DE FUNCIONÁRIOS 8 10 10
Tabela 16: CLUSTERS DE SISTEMAS DE INFORMÁTICA DO CLUSTER 7 DE ORGANOGRAMAS
SUBGRUPO SISTEMA EBO CAIUÁ EEVP
S1 GIS, SCADA, GESTÃO OPERACIONAL 6 6 6
S2 GESTÃO COMERCIAL 7 7 7
S3 SISTEMAS ADMINISTRATIVOS 5 5 5
S4 CALL CENTER 3 3 3
Em virtude disso, a ENERGISA Borborema considera o quadro de colaboradores dimensionado pela ANEEL insuficiente. Pleiteia-se, assim, a inclusão de 1 (um) analista de sistemas pleno e 2 (dois) analistas de infra-estrutura pleno, a fim de sanar os problemas de quantidade e senioridade identificados. A seguir quadro resumo da contraproposta da ENERGISA Borborema:
Tabela 17: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DA GERÊNCIA DE SUPRIMENTOS
UNIDADE DIRETORIA FINANCEIRA, RECURSOS
HUMANOS E ADMINISTRATIVA GERENTE 1
ANALISTA DE SISTEMAS PLENO 1 ANALISTA DE SISTEMAS JÚNIOR 2
ANALISTA DE INFRA-ESTRUTURA PLENO 2 ANALISTA DE INFRA-ESTRUTURA JÚNIOR 2
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 1
GERÊNCIA DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO, TELECOMUNICAÇÕES
TÉCNICO DE INFORMÁTICA 2
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Gerências de Orçamento, Contabilidade e Planejamento Econômico-Financeiro
Essas gerências são encarregadas das funções delegadas à área financeira: contabilidade, captação de recursos, planejamento financeiro, gestão financeira, orçamento, controle do endividamento da companhia, pagamentos a fornecedores, pagamentos de salários, liquidação e pagamento de impostos, dentre outras.
Essas tarefas envolvem diversas áreas da companhia. Assim, as atividades desenvolvidas pela área financeira são especialmente complexas em empresas em crescimento, como é o caso da ENERGISA Borborema. Entre os anos civis de 2003 e 2007, a concessionária observou um crescimento médio anual de 17,7% em sua Receita Operacional Bruta, que passou de R$ 89 milhões para R$ 171 milhões, segundo dados divulgados em seus Relatórios Anuais.
O alto montante transacionado e a necessidade de executar os processos e atividades financeiras com baixa liberdade de erros demandam da ENERGISA Borborema uma equipe robusta na área financeira. Dessa forma, entende-se que para adequar o modelo regulatório às práticas eficientes de mercado é necessária a adição de mais 1 (um) analista financeiro pleno, 1 (um) analista de orçamento sênior, 1 (um) analista de orçamento pleno, 1 (um) analista de orçamento júnior e 1 (um) assistente administrativo.
Tabela 18: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA GERÊNCIAS DE ORÇAMENTO, CONTABILIDADE E PLANEJAMENTO ECONÔMICO-FINANCEIRO
UNIDADE DIRETORIA FINANCEIRA, RECURSOS
HUMANOS E ADMINISTRATIVA GERENTE 1
ANALISTA DE CONTABILIDADE PLENO 1 ANALISTA DE CONTABILIDADE JÚNIOR 2
ANALISTA FINANCEIRO PLENO 1 ANALISTA FINANCEIRO JÚNIOR 2
GERÊNCIA CONTABILIDADE, TESOURARIA, PLANEJAMENTO ECONÔMICO E
FINANCEIRO
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 2 GERENTE 1
ANALISTA DE ORÇAMENTO SÊNIOR 1 ANALISTA DE ORÇAMENTO PLENO 2 ANALISTA DE ORÇAMENTO JÚNIOR 3
GERÊNCIA DE ORÇAMENTO
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 2
2.2.1.4. Diretoria Técnica e Comercial
Compreende o Planejamento Técnico, Engenharia e Operação do Sistema, além de todas as
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atividades relativas ao controle e supervisão da gestão comercial, atendimento ao cliente e serviço técnico-comercial. Seus processos e atividades estão divididos entre as seguintes gerências:
Gerência de Operação;
Gerência de Manutenção e
Gerência de Gestão Comercial, Atendimento a Clientes, Perdas e Medição.
Gerência de Operação
É a área responsável por controlar a operação do sistema elétrico, registrando e acompanhando seu comportamento. Cabe à gerência também a realização das previsões do desempenho da rede no médio e longo prazos e a operação dos sistemas GIS e SCADA.
A discussão que ora se estabelece, acerca do reconhecimento de custos de operação e manutenção eficientes, não poderia se dar a margem dos parâmetros de qualidade de serviço que o Regulador estabelece para a área de concessão em estudo. Entretanto, o que se observa na prática é um descasamento entre a definição dos custos operacionais para a Empresa de Referência e o estabelecimento das metas de continuidade que serão exigidas da distribuidora durante o próximo ciclo tarifário.
O assunto ganhou especial relevância a partir deste ano, quando observamos para as distribuidoras que têm passado por revisão tarifária a definição por parte da ANEEL de uma trajetória drástica de melhoria dos indicadores de continuidade para os conjuntos elétricos, como resultado da aplicação do modelo ANABENCH. No caso da ENERGISA Borborema, a discussão sobre a relação entre metas de qualidade e reconhecimento tarifário é especialmente importante dada a grande redução de custos operacionais regulatórios prevista para os próximos anos.
A fim de adequar a Empresa de Referência às expectativas de melhoria de qualidade que serão impostas e também a procedimentos legais e características do mercado de distribuição não observados, a concessionária apresenta aqui uma contraproposta para a Gerência de Operação.
Juntam-se a esse fato as alterações em curso no setor elétrico que privilegiarão o ressarcimento direto ao consumidor por problemas associados à qualidade dos serviços prestados, o que aumentará as exigências de controle e acompanhamento das ocorrências.
Primeiramente, no que tange ao dimensionamento do corpo de pessoal deve ser observada a legislação trabalhista brasileira. O artigo 7º, XIV, da Constituição Federal
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dispõe expressamente que é de 6 horas diárias a jornada de trabalho em “turnos ininterrupto de revezamento5”.
É o caso dos técnicos de operação, que trabalham em 4 turnos diários com 2 técnicos cada. Além disso, para o dimensionamento do quadro de técnicos devem-se considerar as folgas legais, 1 a cada 4 turnos, e os períodos de férias de cada um dos técnicos de operação. Feitas essas ponderações, a ENERGISA Borborema pleiteia o reconhecimento de 12 (doze) técnicos de operação.
Também não se mostra adequada a proposta da ANEEL para o quadro de operadores de subestação. Apesar de atualmente a distribuidora contar com suas 2 subestações telecomandadas, o fato de uma SE estar automatizada não elimina a necessidade de operação no campo.
Quando operadas de modo programado, subestações automatizadas necessitam de equipe de operadores capacitada para realizar manobras de configuração do sistema necessárias às atividades de manutenção. Já em casos de contingências, equipes de operadores são necessárias para manobrar o sistema e minimizar os efeitos das ocorrências na qualidade do produto e do serviço.
Dessa maneira, a ENERGISA Borborema solicita o reconhecimento de 2 (dois) operadores de subestação que, dentre outras tarefas, realizarão o atendimento as ocorrências, inspeções periódicas, manobras de chaves e controlarão a entrega das SE’s para as equipes de manutenção.
Deve ser ressaltado que a supervisão das equipes de eletricistas de operação e manutenção não está sendo considerada na proposta de Empresa de Referência. Para estas funções, a ENERGISA Borborema entende ser necessário um total de 3 (três) engenheiros de operação júnior, parametrização condizente com a que foi proposta pelo regulador para uma Gerência Regional pequena.
Além deles, é necessária a consideração de mais 1 (um) engenheiro, totalizando 4 (quatro) engenheiros de operação júnior. São de responsabilidade deles: a análise de manobras, o atendimento a ocorrências de grande porte (como abalroamento e cabos partidos), o gerenciamento de crises, o controle das equipes e a administração da frota de veículos.
Diante do exposto, a ENERGISA Borborema apresenta na tabela a seguir sua contraproposta para a Gerência de Operação.
5 O turno ininterrupto de revezamento previsto no inciso XIV do artigo 7º da Constituição Federal só se caracteriza quando estão presentes a natureza ininterrupta da atividade e a obediência a horários de trabalho alternados em turnos diurnos e noturnos de forma contínua.
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Tabela 19: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DA GERÊNCIA DE OPERAÇÃO
UNIDADE DIRETORIA TÉCNICA E COMERCIAL GERENTE 1
ENGENHEIRO DE OPERAÇÃO PLENO 1
ENGENHEIRO DE OPERAÇÃO JÚNIOR 4
TÉCNICO DE OPERAÇÃO 12
OPERADOR DE SUBESTAÇÃO 2
GERÊNCIA DE OPERAÇÃO
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 2
Gerência de Manutenção
Inclui as funções de planejamento do sistema elétrico, além de projetos, obras e o controle da manutenção. A área deve manter o registro estatístico das falhas dos equipamentos, gerenciar a programação das revisões e manutenções periódicas e controlar o estoque de peças de reposição. Da mesma forma que na Gerência de Operação, aqui cabe destacar a questão do reconhecimento tarifário vis-à-vis as metas de qualidade estipuladas pelo regulador.
Por um lado, as tarifas aplicadas pela ENERGISA Borborema no 1º período tarifário permitiram à distribuidora gastar durante os anos de 2006 e 2007 mais de R$ 12 milhões (moeda corrente) na conta de Distribuição, conforme consta do banco de dados enviado à ANEEL para a presente revisão de tarifas.
Por outro, a consideração por parte da ANEEL de apenas R$ 7,3 milhões anuais (moeda de julho de 2008) distribuídos entre as Gerências de manutenção, operação, as atividades de O&M e os custos adicionais associados diretamente ao serviço técnico de distribuição6 mostram-se inconsistentes com os novos padrões de qualidade estipulados pelo próprio regulador e com o próprio histórico de melhoria da qualidade verificado durante o 1º período tarifário da distribuidora.
A Tabela 20 mostra uma estimativa das metas DEC e FEC que serão aplicadas para a ENERGISA Borborema feita a partir da observação dos mesmos parâmetros utilizados pela ANEEL para as concessionárias que já passaram pelo processo de fixação dos indicadores. Adotando como alvo o 2º decil das famílias, projetamos qual seria a evolução das metas de qualidade para a empresa para o período 2010-2013.
6 São eles: Crescimento de Processos e Atividades de O&M, Engenharia e Supervisão de Obras e Manutenção de Equipamentos em Oficinas.
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Tabela 20: METAS DE QUALIDADE ATUAIS E PROJETADAS
Valores Metas 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Metas (DEC) 21,30 20,35 20,24 18,95 17,90 DEC
Vo 2009 Segundo Decil 16,57 14,44 13,07 11,88
Metas (FEC) 23,84 21,57 20,57 19,27 18,21 FEC
Vo 2009 Segundo Decil 15,83 14,25 11,92 10,58
Pela tabela acima é possível observar que para o período 2006-2009 a velocidade de melhoria da continuidade dos serviços implica em decréscimos anuais da ordem de -4,19% para o DEC e de -5,48% para o FEC. Já os novos parâmetros a serem exigidos pelo Regulador nos apontam um expressivo incremento na velocidade de melhoria dos indicadores de continuidade, com os decréscimos anuais passando para -10,49% para o DEC e -12,57% para o FEC!
Portanto, são esperadas para o próximo ciclo tarifário exigências muito mais severas para a ENERGISA Borborema no que tange a observação da qualidade dos serviços e tal aspecto não pode ficar sem a adequada consideração por parte do regulador – no momento da homologação dos custos da Empresa de Referência – e da concessionária no seu dia-a-dia.
Tanto que atualmente a distribuidora conta com uma estrutura específica para o gerenciamento da qualidade do serviço. É de responsabilidade da área medir e apurar os indicadores de qualidade do sistema de distribuição, bem como estabelecer metas internas, prazos e ações para atingir aos índices de continuidade estipulados e implementar programas para controle da qualidade. Por serem estas atividades estratégicas, é pleiteado o reconhecimento de 1 (um) engenheiro de manutenção pleno (MT e BT), 2 (dois) engenheiros de manutenção júnior (MT e BT) e 2 (dois) técnicos de medição responsáveis apenas para o gerenciamento da qualidade do serviço.
Há também de ser considerada a necessidade de programação das ações de manutenção preventiva, que precisam ser priorizadas em função de sua urgência, do impacto nos indicadores DEC e FEC e nas penalidades por descontinuidade do serviço. No caso da ENERGISA Borborema estas atividades programadas são de especial importância, por se tratar de uma distribuidora que, apesar de possuir ativos com depreciação acima do mercado, vem reduzindo os índices DEC e FEC e atingindo às metas estipuladas desde 2005. Tal política está associada à correta gestão dos ativos, o que evita a realização de investimentos desnecessários e contribui com a modicidade tarifária
Dessa forma, para a programação da manutenção, o acompanhamento das tarefas em campo e a emissão de relatórios de desempenho, a ENERGISA Borborema pleiteia o reconhecimento de 10 (dez) técnicos de distribuição júnior. Passarão por eles todo o controle das manutenções em redes em baixa tensão, média tensão, iluminação pública e
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poda de árvores e limpeza de redes de distribuição7. Adicionalmente, deve ser considerada a necessidade de 4 (quatro) assistentes administrativos para apoiá-los no controle de pontos das equipes e na requisição e devolução de materiais de campo.
A Tabela 21 resume a contraproposta da distribuidora para a Gerência de Manutenção. Ela expressa tanto a realidade da empresa quanto o reconhecimento tarifário que a concessionária espera ter a fim de ser atendida a Cláusula 5ª do seu Contrato de Concessão, condicionada pelo posicionamento do Regulador, que estabelece a seguinte obrigação:
“I - fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, nos pontos de entrega definidos nas normas dos serviços, pelas tarifas homologadas pela ANEEL, nas condições estabelecidas nos respectivos contratos de fornecimento e nos níveis de qualidade e continuidade estipulados na legislação, nas normas específicas e no Anexo III deste Contrato” (grifos nossos).
Tabela 21: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DA GERÊNCIA DE MANUTENÇÃO
UNIDADE DIRETORIA TÉCNICA E COMERCIAL GERENTE 1
ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO SÊNIOR (MT E BT) 2 ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO PLENO AT 1
ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO PLENO (MT E BT) 3 ENGENHEIRO DE MANUTENÇÃO JÚNIOR (MT E BT) 3
TÉCNICO DE MEDIÇÃO 3 TÉCNICO DE DISTRIBUIÇÃO JÚNIOR 10
GERÊNCIA DE MANUTENÇÃO
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 4
Gerência de Gestão Comercial, Atendimento a Clientes, Perdas e Medição
Concentra todas as atividades relativas ao planejamento e controle da gestão comercial, do ciclo comercial regular – medição e faturamento de clientes, cobrança e arrecadação de faturas, execução de serviços técnicos comerciais e controle das perdas não técnicas – e do atendimento a clientes. São subordinados também à área a central de atendimento telefônico (call center) e o laboratório de medidores.
Não se pode realizar o dimensionamento desta gerência da Empresa de Referência na área de concessão da ENERGISA Borborema sem o conhecimento prévio das dificuldades e soluções encontradas pela distribuidora real. Assim, serão explicadas nos próximos itens as
7 O tópico sobre limpeza de rede de distribuição será tratado mais detalhadamente no ponto “4.1 ITENS NÃO CONTEMPLADOS”.
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particularidades da empresa que justificam uma gerência comercial mais robusta que a prevista pela ANEEL.
Faturamento
Conforme mencionado, a área de concessão da ENERGISA Borborema apresenta consumo residencial médio bastante reduzido, com 47% dos consumidores classificados como baixa renda, além de grande complexidade no que tange ao controle das perdas não técnicas e da inadimplência, fruto das condições sócio-econômicas locais. A manutenção da arrecadação e das perdas comerciais em bons níveis numa região tão complexa quanto Campina Grande e entorno, depende principalmente da boa gestão de todo o ciclo comercial, a começar pela área de faturamento.
Como principal fator complicador para o faturamento, pode-se citar a existência de padrões de entrada internos em 85% das unidades consumidoras (UC’s) do Grupo B. Essa situação é resultado direto dos procedimentos e da normatização técnica adotados para a ligação das unidades ao longo dos anos em que a empresa ficou sob gestão pública. Além de impossibilitar o acesso direto para leitura de consumo, esse padrão construtivo favorece o aparecimento de perdas não técnicas.
As unidades consumidoras internas também implicam em maior tempo de atendimento a ocorrências envolvendo o ramal de serviço, por estarem os pontaletes, em muitas das situações, situados no meio do telhado das residências.
As soluções para esses obstáculos passam obrigatoriamente pela externalização dos padrões de medição, o que não pode ser exigido ao consumidor na maioria das situações ou arcado pela distribuidora. No que tange à área de faturamento, a medida adotada foi a adoção do padrão de CPREDE em unidades consumidoras reincidentes em caso de fraude, praças, semáforos e outdoor’s. Atualmente, a ENERGISA Borborema conta com mais de 13 mil caixas de CPREDE.
A manutenção dessas instalações, que estão sujeitas à ação do tempo e de vandalismo, é de responsabilidade da área de faturamento da empresa. Ela consiste na limpeza do visor da caixa que acondiciona a medição; desobstrução de objetos que impedem a visualização da leitura pelo leiturista do solo (como galhos de árvores, placas de publicidade, faixas, etc.); recolocação e reposicionamento da caixa; e substituição de componentes como lentes, eletrodutos e tampas. Ela é feita por 2 (duas) equipes que pela Norma Regulamentadora nº 10 devem ser compostas por 2 (dois) eletricistas cada.
Além da manutenção das caixas de CPREDE, que duram em média 0,5 (meia) hora cada, são funções das mesmas equipes:
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Notificação de UC’s com impedimento de leitura – uma vez que 54% dos padrões de entrada são internos, deve-se notificar constantemente os consumidores que impedem o acesso de leituristas para coleta de leitura. São notificadas em torno de 250 unidades por mês;
Coleta de leituras de clientes do Grupo A – uma vez que estas possuem medições em cubículos ou subestações e, portanto, demandam processo de leitura diferenciado;
Retirada de equipamentos de medição e de ramais de ligação de cerca de 15 unidades desligadas por mês. Estas UC’s são abandonadas pelos clientes e a retirada dos equipamentos e ramais evita riscos a terceiros.
Além da presença ostensiva em campo, feita pelas equipes de leituristas e pelos eletricistas lotados no faturamento, o bom funcionamento do faturamento depende do contínuo processo de melhoria dos procedimentos internos, o que demanda supervisão e pessoal de back-office.
Atualmente a ENERGISA Borborema conta com 3 (três) assistentes administrativos exclusivos para o faturamento que realizam atividades de: carregamento e descarregamento de coletores com leituras de medidores; digitação dos documentos de confirmação de leitura de UC’s com consumo fora da média; acompanhamento e separação de documentos a serem entregues aos consumidores; acertos cadastrais que impactam na leitura, como ajuste de roteiro e localização de unidade consumidora; separação das faturas de energia para entrega aos consumidores; e acompanhamento da telemedição de clientes do Grupo B.
Supervisionando o trabalho destes, dos leituristas e dos eletricistas, ainda existe 1 (um) supervisor, cujas funções incluem: os controles de material do expediente, da freqüência dos leituristas, dos fardamentos e EPI’s; a administração da frota de veículos; e a distribuição de tarefas para os leituristas e eletricistas. Deve-se se ressaltar que a quantidade de supervisores na área de faturamento é condizente com a que foi proposta pelo regulador para uma Gerência Regional pequena.
Ainda existe a necessidade a necessidade de consideração de 1 (um) analista comercial pleno, que deve zelar pela melhoria dos procedimentos internos. São ainda funções do cargo: a análise de contas a serem refaturadas e o acompanhamento de indicadores de desempenho de leitura.
Dessa forma, é pleiteado pela ENERGISA Borborema o reconhecimento do seguinte quadro na estrutura central da Empresa de Referência exclusivo para a área de faturamento:
4 (quatro) técnicos de medição para compor com o quadro de eletricistas alocados no faturamento;
3 (três) assistentes administrativos para o back-office das atividades de leitura; e
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2 (dois) analistas comerciais plenos para função de supervisão – a qual não se encontra contemplada para empresas do porte da ENERGISA Borborema neste modelo de Empresa de Referência – e controle dos processos internos.
Arrecadação e Cobrança
No que tange aos processos e atividades de arrecadação e cobrança, devem ser observados principalmente os fatores sócio-econômicos da área de concessão e a correlação entre inadimplência e perdas não-técnicas. Quanto ao primeiro ponto, cabe lembrar algumas informações, como:
O PIB per capita de em 2005 de R$ 5,3 mil na região da Borborema, abaixo da média do Nordeste de R$ 5,5 mil;
A penetração do programa Bolsa Família que beneficia 31% das famílias da região, acima da média nacional de 19%;
O peso dos consumidores classificados como Baixa Renda, representando 47,4% do número total de consumidores.
A precariedade das condições sócio-econômicas da região foi de certa forma capturada no ranking da Tabela 3 da Nota Técnica nº 342/2008-SRE/ANEEL, que se utilizou das variáveis violência, desigualdade, informalidade e infra-estrutura.
No que se refere à correlação existente entre inadimplência e perdas não-técnicas, é comum que clientes que tiveram o fornecimento de eletricidade cortado devido à falta de pagamento recorram ao furto de energia. De forma análoga, clientes regularizados a partir de ações de combate às perdas costumam tornarem-se inadimplentes.
Uma vez que as políticas de combate às perdas não-técnicas da ENERGISA Borborema têm tido êxito, é de se esperar que a pressão sobre a área de arrecadação e cobrança aumente. O atendimento a esta demanda depende do dimensionamento de recursos suficientes para estes processos.
A Figura 2 mostra a régua de cobrança utilizada pela ENERGISA Borborema na tentativa de receber as faturas emitidas. De todas as ações tomadas pela concessionária, deve ser realçado que algumas delas não estão contempladas pela ANEEL no modelo de Empresa de Referência.
No entanto, a experiência da distribuidora mostra que elas são necessárias para se obter bons índices de arrecadação.
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Figura 2: RÉGUA DE COBRANÇA DA ENERGISA BORBOREMA
Suspensão do fornecimento Reaviso fatura
Suspensão do fornecimento
Reaviso antecipado
COBRANÇA JUDICIAL
SPCSERASA
REAVISOCobrança reaviso
antecipado
Cobrança reaviso fatura
COBRANÇA TERCEIRIZADA
PROTESTO GRUPO A E H
4º dia Reaviso
antecipado
Vencimento Da 1ª conta
22º dia Reaviso fatura
10º dia
38º dia 41º dia 60º dia 90º dia 180º dia21º dia
24º dia
RECORTERECORTE
28º dia
46º dia
Dentre as ações não modeladas e que têm surtido efeito na redução da idade das dívidas dos clientes, devem ser ressaltadas:
O envio de reavisos antecipados para os 5.000 consumidores mais importantes da ENERGISA Borborema. Com efetividade de 50%, constitui numa ação com baixo custo que evita ações mais enérgicas;
A cobrança pré-corte (também chamada de motoatendimento) feita a partir do 21º e do 38º dias após o vencimento. Trata-se de ação de visita e negociação a consumidores inadimplentes por parte de 8 motociclistas da empresa. Diariamente, cada negociador visita 45 clientes. Em caso da negociação não ter sido bem sucedida, o mesmo funcionário volta à unidade consumidora no dia seguinte. Apenas nos 30% dos casos em que a visita não surte efeito são feitos cortes de energia.
O planejamento e controle destas e demais ações de cobrança demanda pessoal de back-office e supervisão que não estão devidamente considerados dentro da Gerência de Gestão Comercial, Atendimento a Clientes, Perdas e Medição. Dessa forma, a ENERGISA Borborema pleiteia a seguinte equipe para executar exclusivamente os processos e atividades de arrecadação e cobrança8:
4 (quatro) analistas comerciais plenos, dois quais: 2 (dois) para função de supervisão – não contemplada pela ANEEL para empresas do porte da ENERGISA Borborema – das equipes de corte e negociação; e 2 (dois) responsáveis pela coordenação dos serviços de negativação de clientes nos órgãos de proteção ao crédito e de cobrança terceirizada;
2 (dois) analistas comerciais júnior, dos quais: 1 (um) para geração de listas de reaviso antecipado, visita e corte; e 1 (um) para execução dos protestos e cobranças judiciais de unidades consumidoras, além da negativação de clientes.
8 Os valores relativos ao motoatendimento estão apresentados mais à frente.
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2 (dois) assistentes comerciais para distribuição dos serviços às equipes e auxílio das funções acima.
Perdas e Medição
É objetivo da área acompanhar o comportamento dos parâmetros que medem a eficiência da gestão de medição e realizar previsões de desempenho desses parâmetros no médio e longo prazos. Em particular, são os responsáveis por operar da medição e por planejar e coordenar as ações de combate às perdas não-técnicas.
As perdas não técnicas da ENERGISA Borborema decresceram ao longo de todo o 1º ciclo de revisões tarifárias como conseqüência dos esforços da área. Dentre eles, cabe ressaltar a criação do Centro de Operação da Medição (COM) e do Centro de Inteligência de Combate às Perdas (CICOP).
O COM é responsável por gerir o sistema de telemedição, telesupervisão de clientes do Grupo A e de medição de fronteira. Sua ênfase é a prevenção do surgimento de perdas não técnicas. São atividades dos funcionários do centro: realizar o balanço energético; enviar dados e acompanhar chamados à CCEE; gerir e monitorar os sistemas de telemedição; faturar unidades consumidoras telemedidas; e a parametrização de medidores.
O CICOP apóia a gestão das perdas não técnicas produzindo informações de forma rápida e precisa para subsidiar o processo de tomada de decisão. Atualmente a área trabalha com um sistema de Business Intelligence (BI) que, cruzando bancos de dados dos vários sistemas existentes, identifica clientes de acordo com a probabilidade de ter irregularidades e com o potencial de energia a ser agregada ao mercado após sua regularização.
Está prevista ainda para esse ano a implantação de uma nova plataforma de BI para identificar a melhor relação custo versus benefício dos investimentos e despesas na prevenção e no combate às perdas não técnicas.
A estrutura central da ENERGISA Borborema conta ainda com colaboradores lotados no Departamento de Gestão de Perdas (DEGP), responsável pela implementação do plano da companhia de redução de perdas comerciais. São funções do contingente operacional da área: coordenar a execução das atividades de fiscalização, regularização, suprimento e logística; e dar suporte ao departamento, compilando, acompanhando e analisando dados de perdas e ações.
O DEGP também dá suporte ao Projeto Comunidades, que atua no âmbito do Programa de Eficiência Energética em áreas carentes com grande incidência de perdas. Entre 2005 e 2007, o Projeto Comunidades beneficiou cerca de 17.600 famílias, com o apoio operacional do DEGP.
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Diante do exposto, fica claro o subdimensionamento da área, ainda que na proposta para a Audiência Pública o regulador tenha considerado parcialmente o pleito feito pela concessionária. Dessa forma, a ENERGISA Borborema reforça e complementa o pedido, identificando a necessidade dos seguintes recursos para a área de Perdas e Medição:
1 (um) analista comercial júnior responsável por enviar dados para a CEEE, acompanhar os chamados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica e por coordenar o faturamento de unidades telemedidas;
6 (seis) analistas de perdas responsáveis por: coordenar atividades de suprimento, logística e novas tecnologias para apoiar as ações de combate às perdas comerciais; desenvolver atividades de suporte ao DEGM, compilando e analisando dados de perdas e ações realizadas; acompanhar a execução dos projetos de perdas via metodologia do PMO; e apoiar a equipe do Projeto Comunidades.
2 (dois) técnicos de medição para: realização do balanço energético em BT – através da medição dos transformadores de distribuição – e em MT; monitorar os sistemas de telemedição de unidades do Grupo A e faturar UC’s telemedidas.
7 (sete) assistentes administrativos para geração das listas de UC’s a serem fiscalizadas a partir do cruzamento de dados pelo programa de BI. Anualmente são realizadas mais de 12 mil inspeções a partir dos resultados do software. Também são funções destes assistentes apropriar os custos das atividades desenvolvidas para combate às perdas e dar suporte às rotinas administrativas da área e
3 (três) engenheiros de medição cujas funções são: dar suporte ao gerenciamento do plano de redução de perdas comerciais da ENERGISA Borborema; coordenar a execução das atividades de fiscalização e regularização em unidades consumidoras dos grupos A e B; apoiar e acompanhar as ações de combate às perdas comerciais via metodologia do PMO; gerir os sistemas de alarmes, ativos das unidades consumidoras telemedidas do Grupo A; coordenar a manutenção do sistema de telemedição dessas mesmas UC’s e do sistema de medição de fronteira e supervisionar o trabalho das equipes de controle de perdas não-técnicas.
Considerações finais sobre a Gerência
O resumo da contraproposta para a Gerência de Gestão Comercial, Atendimento a Clientes, Perdas e Medição é apresentada a seguir. É de entendimento da ENERGISA Borborema que se trata do dimensionamento mais eficiente, dadas os desafios impostos pelas características de mercado da área de concessão.
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Tabela 22: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA ESTRUTURA DA GERÊNCIA DE GESTÃO COMERCIAL, ATENDIMENTO A CLIENTES, PERDAS E MEDIÇÃO
UNIDADE DIRETORIA TÉCNICA E COMERCIAL GERENTE 1
ANALISTA COMERCIAL PLENO 6 ANALISTA COMERCIAL JÚNIOR 3
ANALISTA DE ATENDIMENTO A CLIENTES9 2 ASSISTENTE COMERCIAL 2
ANALISTA DE PERDAS 6 TÉCNICO DE MEDIÇÃO 6
ASSISTENTE ADMINISTRATIVO 10
GERÊNCIA GESTÃO COMERCIAL (FATURAMENTO E ARRECADAÇÃO), ATENDIMENTOS A CLIENTES, PERDAS E MEDIÇÃO
ENGENHEIRO DE MEDIÇÃO 3
2.2.2. Ganhos de Holding
A ENERGISA discorda do compartilhamento dos ganhos de holding sugerido pela ANEEL, tendo em vista que esta medida tem caráter não isonômico e fere o princípio básico do contrato de concessão, que é a própria unicidade da concessão.
Vale lembrar que em ocasiões recentes, alguns dos Diretores da ANEEL, analisaram a questão da sinergia de grupo, conforme os votos do Diretor José Guilherme Senna, relator do processo de revisão tarifária da Bandeirante, e da Diretora Joísa Campanher Saraiva, relatora do processo de revisão tarifária da CPFL-Piratininga, optando por não visualizar a empresa como componente de uma holding, conforme segue:
“Com relação a esse pleito, o modelo de ER parte do pressuposto de que a concessionária é organizada de forma a cumprir todos os processos inerentes às atividades próprias do negócio e uma estrutura que sustente o funcionamento da empresa compatível com o atendimento aos requisitos do contrato de concessão e demais normas regulatórias. Portanto, o modelo de ER não visualiza a empresa como componente de uma holding”10.
A fim de enfatizar um pouco mais esta questão, a ANEEL aprovou na reunião da Diretoria Colegiada, no dia 21 de outubro de 2008, a revisão da Resolução ANEEL nº22/1999 referente à proposta de nova Resolução Normativa que dispõe sobre os controles prévios e a posteriori dos atos e negócios jurídicos entre partes relacionadas no âmbito do setor elétrico.
9 Não foram abordados os P&A’s de Atendimento a Clientes por se tratarem basicamente de funções de acompanhamento de call center, o qual será tratado de forma separada nesta manifestação. 10 Voto do Diretor José Guilherme Senna, relator do processo de revisão tarifária da Bandeirante, frente a pleito da ANACE de consideração dos ganhos de escala e eficiência que a concessionária obtém por operar dentro do grupo Energias do Brasil; e voto da Diretora Joísa Campanher Saraiva, relatora do processo de revisão tarifária da CPFL Piratininga, frente a pleito da ABRACE de consideração dos ganhos da concessionária por operar em holding.
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Na proposta aprovada, o artigo 27 estabelece:
“Art. 27 Os contratos de compartilhamento envolvendo gastos administrativos, anuídos em caráter excepcional em razão da segregação de atividades estabelecida pela Lei º 10.848, de 2004, doravante não serão mais admitidos, preservando-se assim a perfeita individualidade da concessão/permissão.” (grifo nosso).
2.2.3. Considerações Finais sobre a Estrutura Central
O Gráfico 3 exibe a comparação entre o número de consumidores das concessionárias contra o indicador de consumidores por empregados variáveis da Estrutura Central. Para a ENERGISA Borborema são apresentados tanto os valores da proposta da ANEEL para a Audiência Pública quanto os pleiteados nesta contraproposta.
Gráfico 3 – QUANTIDADE DE CONSUMIDORES POR EMPREGADO VARIÁVEL NA ESTRUTURA CENTRAL
664776
1.410
1.270
889 931
0
300
600
900
1200
1500
NACIONAL BRAGANTINA VALE PARANAPANEMA BORBOREMA(PROPOSTA AP)
BORBOREMA(CONTRAPROPOSTA)
CAIUÁ
Consum
idores / empregado variável
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
Milhõe
s
Consum
idores
Consumidores Consumidores/Estrutura Central
Verifica-se que a proposta da ENERGISA Borborema elimina as disparidades verificadas entre empresas semelhantes na proposta feita pelo Regulador. Dessa forma, além de considerar as particularidades da área de concessão, a contraproposta feita pela empresa situa-se dentro de um intervalo razoável condizente com os parâmetros médios do cluster e com a pesquisa de benchmarking.
O resumo dos valores associados aos pleitos para a Estrutura Central, considerando todos os ajustes de dimensionamento indicados pela ENERGISA Borborema é o que segue:
Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalEstrutura Central R$ 10.945.097 R$ 1.508.686 R$ 15.275.734 R$ 2.170.456 R$ 4.330.637 R$ 661.770 R$ 4.992.407Ganhos de holding ‐R$ 688.960 R$ 7.908 R$ 0 R$ 0 R$ 688.960 ‐R$ 7.908 R$ 681.052TOTAL R$ 10.256.137 R$ 1.516.595 R$ 15.275.734 R$ 2.170.456 R$ 5.019.597 R$ 653.862 R$ 5.673.459
AtividadesAneel Pleito Diferença
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2.3. PROCESSOS DE O&M
2.3.1. Turno Ininterrupto de Revezamento para tarefas corretivas
O artigo 7º, XIV, da Constituição Federal caracteriza como “turno ininterrupto de revezamento” trabalhos cuja natureza ininterrupta da atividade seja essencial e cujos horários de trabalho sejam alternados de forma contínua. É o caso dos funcionários responsáveis pela realização de manutenções corretivas, ou seja, aquelas reparações que derivam principalmente das quebras de equipamentos por envelhecimento, por acidentes ou aleatórias.
O mesmo artigo dispõe expressamente que é de seis horas diárias a jornada de trabalho em turnos ininterruptos de revezamento. Diante da interpretação do artigo, a ENERGISA Borborema considera inadequada a consideração de 7,5 horas de trabalho por jornada para todos os funcionários de Operação e Manutenção, conforme consta do modelo de Empresa de Referência.
Dessa forma, faz-se aqui uma nova proposta de dimensionamento para as tarefas de O&M corretivas considerando a jornada estabelecida na Lei. Ela consiste no dimensionamento de 11 novas equipes de eletricistas e auxiliares – com jornadas de 6 horas de trabalho diárias – para a realização de tarefas de Operação e Manutenção corretivas antes feitas por pessoal que trabalhava 7,5 horas por dia. A proposta de alteração é mostrada na tabela abaixo.
Tabela 23: CONTRAPROPOSTA DA EBO PARA AS EQUIPES DE MANUTENÇÃO CORRETIVA
EQUIPE MODELADA PELA ANEEL
EQUIPE PROPOSTA PELA EBO
EQ1 EQ17
EQ2 EQ18
EQ3 EQ19
EQ4 EQ20
EQ5 EQ21
EQ6 EQ22
EQ7 EQ23
EQ8 EQ24
EQ11 EQ25
EQ12 EQ26
EQ13 EQ27
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A composição de cada nova equipe é a mesma da anterior correspondente. Por exemplo, a EQ 17 será formada por 2 eletricistas assim como a EQ1, uma vez que ambas realizam as mesmas tarefas. Mudam apenas os custos horários das equipes, já que se tratam de regimes de trabalho diferenciados.
Tabela 24: COMPOSIÇÕES E REMUNERAÇÕES DAS EQUIPES DE MANUTENÇÃO CORRETIVA
COMPOSIÇÃO DA EQUIPE
Profissional>>>>> ELETRICISTA ELETRICISTA LINHA VIVA
AJUDANTE DE ELETRICISTA
CUSTOS POR HORA
EQUIPES Custo Unitário
(R$/Hora) 34,19 40,92 24,64
Mão de Obra
Custo EPI + EPC
CUSTO EQUIPE
Quantidade 2 EQ17
Custo Total (R$/Hora) 68,4 0,0 0,0 68,37 3,98 72,35
Quantidade 3
EQ18 Custo Total (R$/Hora)
102,6 0,0 0,0 102,56 7,27 109,83
Quantidade 4 EQ19
Custo Total (R$/Hora) 136,7 0,0 0,0 136,75 9,54 146,29
Quantidade 5 EQ20
Custo Total (R$/Hora) 170,9 0,0 0,0 170,93 11,92 182,85
Quantidade 3 EQ21
Custo Total (R$/Hora) 0,0 122,7 0,0 122,75 6,14 128,89
Quantidade 4 EQ22
Custo Total (R$/Hora) 0,0 163,7 0,0 163,66 8,05 171,71
Quantidade 6 EQ23
Custo Total (R$/Hora) 0,0 245,5 0,0 245,50 15,10 260,60
Quantidade 9 EQ24
Custo Total (R$/Hora) 0,0 368,2 0,0 368,24 17,66 385,91
Quantidade 2 1 EQ25
Custo Total (R$/Hora) 68,4 0,0 24,6 93,01 5,45 98,46
Quantidade 3 1 EQ26
Custo Total (R$/Hora) 102,6 0,0 24,6 127,20 7,11 134,31
Quantidade 4 2 EQ27
Custo Total (R$/Hora) 136,7 0,0 49,3 186,02 10,44 196,47
A estimação dos custos de homem-hora foi feita observando parágrafo 148, item “III.3.1.1 – Pesquisa Salarial” da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL que afirma:
“145. Dentre os aprimoramentos do Modelo de Empresa de Referência (...) estava a realização de ampla pesquisa salarial. A pesquisa salarial contou com a presença de todas as Distribuidoras de Energia Elétrica, além de Geradoras e/ou Transmissoras, bem como empresas prestadoras de serviços de energia elétrica e de outros ramos de atividades”. (grifo nosso).
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Pela interpretação da Nota Técnica entende-se que na pesquisa foram observadas diferentes jornadas de trabalho – inclusive a de 6 horas diárias. Dessa forma, os salários da pesquisa são aplicáveis à nova pesquisa. Deve-se apenas recalcular os custos horários com base no turno de 6 horas. A Tabela 24 mostra a composição, os valores do homem-hora e os gastos com equipamentos de proteção calculados para as novas equipes.
A substituição das equipes designadas para tarefas corretivas pelas acima resulta num acréscimo de R$ 318.077 no valor da Empresa de Referência, considerados aí os ajustes para acomodação das novas equipes e os maiores custos com exames periódicos e menores aprendizes. Os impactos em item da ER são mostrados abaixo.
Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalProcessos de O&M R$ 1.897.184 R$ 1.806.565 R$ 2.202.980 R$ 1.809.893 R$ 305.796 R$ 3.328 R$ 309.124Adicionais ‐R$ 612.433 R$ 406.590 ‐R$ 609.681 R$ 412.791 R$ 2.752 R$ 6.201 R$ 8.953TOTAL R$ 1.284.751 R$ 2.213.155 R$ 1.593.299 R$ 2.222.684 R$ 308.548 R$ 9.529 R$ 318.077
Pleito DiferençaAtividades
Aneel
2.3.2. Atendimento a Chamadas Improcedentes
O dimensionamento das atividades da Empresa de Referência leva em consideração a efetividade de todas as ações realizadas pelas equipes da distribuidora em suas jornadas diárias de trabalho. Na prática, entretanto, a realidade encontrada pelos profissionais da empresa não pode estar isenta da ocorrência de situações em que o deslocamento das equipes é motivado por chamadas improcedentes.
As chamadas são categorizadas como improcedentes quando a equipe de reparação chega ao local e o atendimento não pode ser realizado por motivos tais como:
a unidade consumidora não apresenta irregularidades, como supôs o cliente;
o problema está no disjuntor ou dentro da instalação do consumidor (o atendimento por parte da concessionária não pode, nesse caso, ser realizado) ou
o local do atendimento encontra-se fechado.
Na Tabela 25 são apresentadas as principais ocorrências categorizadas como improcedentes e no Gráfico 4 a distribuição das principais ocorrências.
Tabela 25: TIPO DE CHAMADAS IMPROCEDENTES
Ocorrências Quantidade %
UC NORMAL 1.467 15,4%
DEFEITO INTERNO 985 10,3%
CASA FECHADA 620 6,5%
DISJUNTOR DESARMADO 405 4,2%
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Gráfico 4 – DISTRIBUIÇÃO DE OCORRÊNCIAS POR TIPO
36%
35%
29%
Improcedente Ramal de Serviço Outros
As chamadas improcedentes, que chegam a responder no histórico da distribuidora, por 36% do total de chamadas, geram um deslocamento das equipes até a casa do consumidor e não são gerenciáveis. Porém, nos dimensionamentos da Empresa de Referência esse é um fator a ser considerado.
Para estimar o impacto das chamadas improcedentes na ER, foram determinadas a quantidade de deslocamentos urbanos e rurais previstos nas tarefas emergenciais na Empresa de Referência e foram acrescentadas em 1,56=(1/64%) por equipe e veículo. Na Tabela 26 são apresentados os custos adicionais de equipes e veículos por chamadas improcedentes11.
Tabela 26: CUSTO ADICIONAL DAS EQUIPES E VEÍCULOS POR CHAMADAS IMPROCEDENTES
Urbano Rural Urbano Rural
EQ1 1.149,7 152,0 R$ 58 R$ 66.548 R$ 8.798 R$ 75.346
EQ2 5,9 0,0 R$ 88 R$ 521 R$ 0 R$ 521
EQ11 450,4 48,2 R$ 79 R$ 35.511 R$ 3.797 R$ 39.308
EQ12 22,0 3,7 R$ 108 R$ 2.367 R$ 393 R$ 2.759
VEC1 311,0 51,6 R$ 12 R$ 3.605 R$ 598 R$ 4.202
VEC2 844,6 100,4 R$ 20 R$ 16.536 R$ 1.966 R$ 18.502
VEC3 472,4 51,8 R$ 36 R$ 17.172 R$ 1.883 R$ 19.055
Total R$ 142.259 R$ 17.435 R$ 159.694
TotalEquipes / VeículosHoras
Custo/HoraCusto
11 Análise do pleito de forma isolada. Com a atualização do turno ininterrupto os valores totais passam de R$ 159,7 mil para R$ 189,1 mil.
- 43 -
Dessa forma, pleiteia-se o reconhecimento de R$ 159.694 para a cobertura dos custos das chamadas improcedentes.
2.4. TELEATENDIMENTO
2.4.1. Dimensionamento do Quadro de Atendentes
A Portaria nº 2.014 do Ministério da Justiça, de 13 de outubro de 2008, regulamentou o tempo máximo de espera pelo consumidor para o atendimento humano e o período de funcionamento das centrais de teleatendimento. Para o setor elétrico, a Portaria definiu:
“Art. 1º O tempo máximo para o contato direto com o atendente, quando essa opção for selecionada pelo consumidor, será de até 60 (sessenta) segundos, ressalvadas as hipóteses especificadas nesta Portaria
...
§2º Nos serviços de energia elétrica, o tempo máximo para contato direto com o atendente somente poderá ultrapassar o estabelecido no caput, nos casos de atendimentos emergenciais de abrangência sistêmica, assim considerados aqueles que, por sua própria natureza, impliquem a interrupção do fornecimento de energia elétrica a um grande número de consumidores, ocasionando elevada concentração de chamadas, nos termos de regulação setorial.”
Em 25 de novembro de 2008 foi emitida a Nota Técnica nº 036/2008-SRC/ANEEL que trata da revisão da Resolução nº 057/2004. Juntamente com ela, foi emitida uma minuta da resolução em questão atualizada, com aprimoramentos no que tange ao estabelecimento de dias típicos, à apuração de indicadores e à adequação à Portaria nº 2.014.
A partir de 1º de dezembro deste ano, passou a vigorar as determinações da Portaria nº 2.014. O principal impacto das mudanças estabelecidas pelo documento para o setor elétrico refere-se ao tempo de espera para atendimento humano (nível de serviço12). O cumprimento da portaria exige custos maiores das concessionárias de energia e que, no caso da ENERGISA Borborema, impactarão principalmente os custos operacionais do 2º período tarifário.
A partir do ano de 2009 também devem entrar em vigor as mudanças na Resolução nº057/2004. A atual proposta, que consta da Nota Técnica nº 036/2008-SRC/ANEEL,
12 INS – Índice de Nível de Serviço, definido como a razão entre o total de chamadas atendidas num tempo pré-estabelecido e o total de chamadas recebidas.
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estabelece mudanças no cálculo do Índice de Abandono – Iab13 – e do Índice de Serviço – INS. Com relação ao último indicador, foi estabelecido para todas as concessionárias que a partir de 2009, 85% das chamadas devem ser atendidas em até 30 segundos e 100% em até 1 minuto.
Para medir o impacto das novas determinações, construiu-se um modelo que reproduz a metodologia de dimensionamento para o teleatendimento utilizada na Empresa de Referência e explicada no Anexo XII da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL. Este modelo é dividido em dois módulos.
No primeiro, são estimadas as quantidades de Posições de Atendimento – PA’s – mínimas para atender à demanda de ligações da Empresa de Referência. A partir da curva de chamadas típica do modelo de ER, mostrada no Gráfico 5, do tempo médio de atendimento de 188s e do INS exigido, é calculada a quantidade de Posições de Atendimento necessária na hora de maior demanda.
Gráfico 5 – CURVA DE CHAMADAS TÍPICA ADOTADA PELA ANEEL
‐
20
40
60
80
100
120
Qua
ntidad
e de
Cha
mad
as
Cabe ressaltar que a quantidade de PA’s mínima é aquela que seja suficiente para alcançar os níveis de serviço 85/30 e 100/60 simultaneamente. Isto é, a central de teleatendimento deve ser dimensionada de acordo com o INS que resulte na maior quantidade de Posições de Atendimento.
13 Iab – Índice de Abandono, definido como a razão entre o total de chamadas abandonadas em tempo superior a 30 segundos e a soma entre o total de chamadas atendidas e o total de chamadas abandonadas em tempo superior a 30 segundos. Estabeleceu-se que o Iab será de 4% a partir de 2009 para todas as concessionárias.
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No segundo módulo, são determinadas as escalas ótimas dos atendentes. A determinação dos turnos consiste basicamente num problema de programação inteira de minimização do número de atendentes levando-se em conta os PA’s dimensionados no primeiro módulo. O resultado obtido deve considerar o nível de indisponibilidade de 20% previsto na NR-17 e o turno de 6h diárias previsto no modelo de ER.
Definidas as escalas, é possível saber a quantidade de atendentes disponíveis em cada horário e, portanto, se os parâmetros definidos na NT nº 036/2008-SRC/ANEEL, no Decreto nº 6.523/2008 e na Portaria nº 2.014/2008 estão sendo atendidos. O Gráfico 6 mostra o número de atendentes trabalhando a cada hora de acordo com a metodologia junto com o INS, o Iab, o ICO e a quantidade de chamadas correspondentes.
Gráfico 6 – CURVA DE CHAMADAS TÍPICA ADOTADA PELA ANEEL
5 54 4 4 4
13 13
16
1819 19
1516
15 1514
15
98
7
5 54
0
20
40
60
80
100
120
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Atendentes Chamadas INS%
A adequação da quantidade de PA’s mínima calculada no primeiro módulo aos turnos dos atendentes e às disposições da NR-17 demanda um total de 19 Posições de Atendimento, conforme mostrado acima.
A escala ótima, obtida a partir do algoritmo de Programação Inteira, demanda um total de 42 atendentes.
Diante das obrigações legais e regulatórias que a ENERGISA Borborema irá enfrentar no próximo período tarifário, é pleiteado o reconhecimento da seguinte estrutura para o call center:
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Tabela 27: PROPOSTA DA EBO PARA ADEQUAÇÃO DA ESTRUTURA DE TELEATENDIMENTO ÀS MUDANÇAS NO SERVIÇO DE ATENDIMENTO AO CONSUMIDOR
Dimensionamento do Call Center
Posições de Atendimento 19
Atendentes 6h 42
Supervisores 2
Back-Offices 2
Monitoria 1
Tráfego 0
Treinamento 0
Líder 1
Estrutura de
Pessoal
Gerente 1
Cabe lembrar que o quadro de atendentes e o número de PA’s foi calculado utilizando os conceitos de dimensionamento de Erlang e um algoritmo de otimização. Já o back-office do teleatendimento foi calculado de acordo com a parametrização já existente no modelo de Empresa de Referência.
2.4.2. Atendimento a Deficientes Auditivos
Em 1º de agosto de 2008 foi publicado o Decreto nº 6.523, de 31 de julho de 2008, que regulamentou a Lei nº 8.078, de 11 de setembro de 1990, fixando normas sobre o Serviço de Atendimento ao Consumidor – SAC. No que se refere à acessibilidade do serviço, o art. 6º estabelece: “Art. 6º O acesso das pessoas com deficiência auditiva ou de fala será garantido pelo SAC, em caráter preferencial, facultado à empresa atribuir número telefônico específico para este fim”.
Em conformidade com o Decreto, a ENERGISA Borborema está implantando uma solução para atendimento a deficientes auditivos. Trata-se de uma Central de Atendimento ao Surdo (CAS).
Com este investimento, o cliente com deficiência auditiva – utilizando-se de um Telefone para Surdos (TS) – aciona à CAS, onde será atendido por um atendente especialmente treinado para esta tarefa. O atendente obtém a informação requisitada e repassa as respostas ao TS, onde o surdo poderá lê-las.
O custo do investimento por PA levantado é R$ 18.500. A fim de adequar corretamente este custo à metodologia da ER, o valor deve ser anualizado de acordo com os critérios definidos na NT nº 343/2008. O valor anual do investimento é calculado em regime, com depreciação linear e com remuneração sobre 50% do custo de compra. O resultado é mostrado a seguir:
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Tabela 28: CÁLCULO DA ANUIDADE DO INVESTIMENTO EM CAS
Item Investimento Vida Útil WACC Custo Anual
CAS - Central de Atendimento para Surdos R$ 18.500 5 15,08% R$ 5.095
Deve ser considerada também a necessidade de capacitação da equipe para este tipo de atendimento. Ela inclui um treinamento para operação do módulo terminal (software) e outro para tratamento do cliente surdo. Este último aborda temas culturais referentes às formas de expressão, à gramática diferenciada, dentre outros temas. Este curso deve ser ministrado ao quadro de atendentes e de supervisores. Aplicando a parametrização de treinamento da Empresa de Referência (1,5% sobre o salário nominal) ao quadro definido na
tabelaTabela resulta num custo com capacitação de R$ 11.793.
Dessa forma, é pleiteado o reconhecimento do investimento em uma CAS e na capacitação de todo o quadro de call-center, podendo o mesmo se dar na forma de um custo adicional, uma vez que não é modelável na atual proposta de Empresa de Referência.
2.4.3. Custo do Atendimento Eletrônico
O modelo de Empresa de Referência não considera o tempo de atendimento da Unidade de Resposta Audível – URA – para o cálculo do custo com chamadas.
O Anexo XI da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL dispõe que o Tempo Médio de Atendimento – TMA – “é o tempo médio gasto pelo atendente no atendimento das chamadas durante determinado período”. O modelo de Empresa de Referência utiliza apenas este TMA para valoração do cálculo das chamadas, ignorando o atendimento eletrônico prévio da chamada.
Para a correta estimação dos custos incorridos com chamadas telefônicas, cabe relembrar o processo de atendimento de uma chamada conforme descrito na Figura 3 da Nota Técnica no 036/2008-SRC/ANEEL, a qual se encontra replicada abaixo. Após atingir os troncos do call center, a ligação é primeiramente atendida por uma Unidade de Resposta Audível – URA – para então ser encaminhada pelo Distribuidor Automático de Chamadas – DAC – para atendimento humano.
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Figura 3: PROCESSO DE RECEBIMENTO DE CHAMADAS DESCRITO NA NT NO 036/2008
Dessa forma, a ENERGISA Borborema pleiteia que o custo do atendimento considere também o tempo gasto pela URA. Em outras palavras, é solicitado que para a valoração das chamadas seja utilizado o Tempo de Atendimento, definido no Anexo XI da Nota Técnica no 343/2008-SRE/ANEEL com o “tempo, em segundos, apurado entre o início do contato do solicitante com o atendente ou com a Unidade de Resposta Audível – URA – até a desconexão da chamada por iniciativa do solicitante”.
Sugere-se a substituição dos 188 segundos reconhecidos atualmente por 233 segundos, cuja composição é dada a seguir na Tabela 29. Para estimar o Tempo de Atendimento Eletrônico foi observado no Parágrafo 79 da Nota Técnica no 036/2008, que propõe
“aumentar o tempo decorrido entre o recebimento da chamada e o anúncio da opção de espera para atendimento por atendente (...) para 45 segundos. A experiência tem demonstrado que, em 30 segundos, não raro há dificuldade de entendimento por parte do solicitante, devido à incompatibilidade entre a velocidade com que são expostas as opções de acesso ao atendimento e a assimilação da mensagem por parte do solicitante. Portanto, o acréscimo de 15 segundos visa adequar esse procedimento”.
Tabela 29: COMPOSIÇÃO DO TEMPO DE ATENDIMENTO PARA VALORAÇÃO DAS CHAMADAS
Composição do Tempo de Atendimento (+) Tempo de Atendimento Eletrônico 45 s
(+) Tempo Médio de Atendimento 188 s
Tempo de Atendimento 233 s
Os pleitos da ENERGISA Borborema relacionados ao Teleatendimento estão resumidos a seguir:
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Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalProcessos Comerciais R$ 3.963.491 R$ 3.213.179 R$ 4.699.069 R$ 3.422.427 R$ 735.578 R$ 209.247 R$ 944.825Atendimento a Deficientes Auditivos R$ 0 R$ 0 R$ 11.793 R$ 5.095 R$ 11.793 R$ 5.095 R$ 16.888TOTAL R$ 3.963.491 R$ 3.213.179 R$ 4.710.863 R$ 3.427.522 R$ 747.371 R$ 214.342 R$ 961.714
AtividadesAneel Pleito Diferença
3. PARÂMETROS DO MODELO
3.1. SISTEMAS DE INFORMÁTICA
3.1.1. Vida Útil e Manutenção dos Sistemas
O ANEEL considera para todos os sistemas da Empresa de Referência uma vida útil de 10 anos e uma taxa de manutenção anual de 15%.
No cálculo da anuidade dos sistemas, exposto na NT 343/2008, o Regulador duplicou a vida útil econômica dos sistemas de informática para 10 anos e diminuiu a taxa de manutenção dos sistemas de 18% para 15%. Estes valores, da forma como são considerados na Empresa de Referência, não refletem a legislação vigente, a prática contábil e a realidade de mercado.
Cabe lembrar que a Portaria nº 815, de 30 de novembro de 1994, que determinou aos concessionários do serviço público de energia elétrica a atualização e manutenção do cadastro da propriedade em função do serviço concedido, estabeleceu para a vida útil contábil do software o período de 5 anos. Da mesma forma, a Legislação do Imposto de Renda considera que os softwares de informática são bens amortizáveis quando as taxas anuais atingem até 20% do valor do produto.
Diante do exposto acima, em conformidade com a Portaria nº 815 e com a Legislação do Imposto de Renda, é pleiteada a alteração da vida útil dos sistemas de 10 para 5 anos no modelo de Empresa de Referência.
Caso o regulador mantenha o entendimento exposto no Anexo XII da NT 343/2008, de que as taxas de manutenção incluem pacotes com atualizações de softwares que prolongam a vida útil dos grandes sistemas corporativos, a ENERGISA Borborema pleiteia a alteração do percentual de 15% para 19,6% sobre o investimento total dos sistemas.
A SAP14 – líder mundial em sistemas de informática – adota uma estratégia de manutenção conhecida como 5+1+2. Esta prática considera que, apesar da vida útil do sistema finalizar após 5 anos, ela pode ser estendida em até 3 anos através de taxas de manutenção crescentes para facilitar a implantação do novo sistema, conforme tabela abaixo.
14 http://www.sap.com/about/press/press.epx?pressid=2932
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Tabela 30: ESTRATÉGIA DE MANUTENÇÃO DE SISTEMAS 5+1+2
Ano Taxa de Manutenção sobre
investimento
1º ao 5º 17% a.a.
6º 19% a.a.
7º e 8º 23% a.a.
No caso da adoção do critério de 10 anos, a adoção das taxas previstas pela SAP resultaria numa taxa média de 19,6% caso para o 9º e o 10º anos fossem considerados também um custo de manutenção de 23% a.a.
Diante do exposto acima, caso o Regulador mantenha a vida útil de 10 anos, é pleiteado que a taxa de manutenção anual seja alterada de 15% para 19,6% do investimento total do sistema do modelo de ER.
3.1.2. Cálculo do Custo de Manutenção dos Sistemas de Telecomunicação da Operação
Nos parágrafos 215 e 216 da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL, é exposto que: “215. Por fim, resta calcular os custos de O&M dos Sistemas de Telecomunicações de Operação. Para isso foram considerados multiplicadores para os sistemas de informática do Subgrupo S1, considerando que este envolve sistemas relacionados com a operação de redes. 216. Cabe ressaltar que foram respeitados os clusters de formação do subgrupo S1, bem como a relação entre investimento e manutenção observada em outros sistemas.” (grifo nosso)
No modelo da Empresa de Referência, é utilizado na célula “H62” da planilha “Gastos Sistemas Computacionais” o valor 2,1693 correspondente à relação grifada acima.
A análise da planilha “Gastos Sistemas Computacionais” mostra que 2,1693 é na realidade à razão entre os custos totais dos sistemas do cluster S1 e os custos de manutenção dos mesmos. A fim de adequar o cálculo ao explícito na Nota Técnica, a ENERGISA Borborema solicita a correção da fórmula na célula “H62” de “=F61*12/(2,1693)” para “=F61*12/(1,1693)”. Vale ressaltar que 1,1693 corresponde à razão entre investimentos e manutenção citada no parágrafo 216.
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Em relação aos pleitos encaminhados nesse subitem temos as seguintes totalizações:
a) Vida útil dos sistemas (5 anos) + Correção dos custos com telecomunicações da operação:
ANEEL Pleito Diferença Atividades
Mat e Serv Mat e Serv Total Sistemas R$ 2.114.597 R$ 2.833.292 R$ 718.696
b) Taxa de manutenção (19,6%) + Correção dos custos com telecomunicações da operação:
ANEEL Pleito Diferença Atividades
Mat e Serv Mat e Serv Total Sistemas R$ 2.114.597 R$ 2.496.408 R$ 381.811
3.2. TAREFAS DE O&M
3.2.1. Tarefas em Linha Viva
3.2.1.1. Custos com materiais
O Modelo de ER da NT nº 343/2008-SRE/ANEEL não prevê custos de materiais para execução das tarefas.
Entende-se que se trata de erro da nova proposta do modelo, uma vez que estes custos estavam previstos na versão da NT 352/2007 e que a maioria das atividades em linha viva tratam-se de intervenções corretivas que necessitam da utilização de materiais. Isso posto, solicita-se a inclusão dos materiais necessários às tarefas I.3 a I.9 da mesma maneira como era feito com o modelo proposto na NT 352/2007. O impacto dessa correção nos Processos de O&M da ENERGISA Borborema é de R$ 157.936 na conta de Materiais e Serviços.
3.2.1.2. Freqüência de execução das atividades em Linha Viva
No capítulo “III.4 – DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS”, “Tabela 22 – Proporção de
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tarefas executadas em Linha Viva no meio urbano” da NT 343/2008-SRE/ANEEL, o regulador categoriza a ENERGISA Borborema dentro do grupo com freqüência de 20% para as tarefas em linha viva.
O parágrafo 273 da mesma NT explica que o cálculo da freqüência das tarefas de Linha Viva deve levar em consideração “a densidade de consumidores e mercado e, principalmente, os níveis de qualidade exigidos (aqui considerado o DEC por estar mais relacionado às práticas de operação e manutenção)”.
A análise das metas DEC para 200715 mostra que a ENERGISA Borborema apresenta valores bastante semelhantes a empresas classificadas no grupo com freqüência de 30% e superior a distribuidoras do cluster de 20%. Com relação ao atributo densidade de consumidores, a ENERGISA Borborema possui número próximo a distribuidoras dos dois grupos. A densidade de mercado verificada, porém, é bastante superior a média. A Tabela 31 compara a ENERGISA Borborema às empresas com freqüências de 20% e 30%.
Tabela 31: COMPARAÇÃO DE ATRIBUTOS DOS CLUSTERS DE LINHA VIVA ENTRE EMPRESAS
Freq. LV ‐ 30% Freq. L V ‐ 20%
VARIÁVEIS DE CLUSTERIZAÇÃO EBO ENERGISA
SE COSERN CELESC
CELTINS COELBA
DENSIDADE CONSUMIDORES (Consumidores / km²) 77 30 18 25 1,3 7
DENSIDADE MERCADO (MWh / Consumidor) 3,72 3,51 3,54 6,48 2,94 2,71
DEC (Meta 2007) 20,24 18,89 21,16 21,06 47,21 26,13
Os parâmetros da ENERGISA Borborema e de outras empresas do cluster de freqüência de 30% mostram grande semelhança, principalmente o nível de qualidade exigido. Por essa razão, se entende que há fortes indícios de que a ENERGISA Borborema não se encontra classificada corretamente.
Para determinar o grupo onde ENERGISA Borborema deveria ter sido alocada, tentou-se reproduzir a clusterização feita pela ANEEL. Para tanto, calculou-se a distancia euclidiana entre a empresa e os centróides de cada cluster considerando essas mesmas variáveis16. Concluiu-se que a empresa deveria ter sido alocada junto ao grupo de 30%, uma vez que é este é o cluster em que a distância entre seu centróide e o ponto que representa a ENERGISA Borborema é mínima, conforme observado a seguir.
15 Informações obtidas do site da ANEEL 16 As informações utilizadas correspondem ao ano 2007 e foram obtidas do site da ANEEL e do banco de dados do ANABENCH.
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Tabela 32: DISTÂNCIA EUCLIDIANA ENTRE A EBO E OS CENTRÓIDES, CONSIDERANDO AS METAS
PARA O DEC 2007 Dens Cons/Área CMM(MWh)/Área Meta DEC 2007 Centróide cluster 20% sem EBO ‐0,145 ‐0,137 0,239 EBO 0,010 ‐0,180 ‐0,155 Distância Euclidiana Cluster 20% Cluster 30% Cluster 40% Cluster 50% Cluster 60%
EBO 0,591 0,543 0,612 0,998 8,164
No entanto, como os custos operacionais definidos na Empresa de Referência – e em particular nas atividades de linha viva – devem levar em consideração as metas de qualidade exigidas da empresa durante o ciclo tarifário, o mais correto seria utilizar o valor de DEC a ser definido pela SRD conforme projeções para os próximos anos. Uma boa aproximação da meta pode ser obtida rodando o ANABENCH com o banco de dados utilizado para as empresas que tiveram revisão em 2008, considerando como ponto de partida (V0) a meta do ano 2009 e como alvo (V8) o segundo decil, cujos resultados encontram-se no Gráfico 7.
Gráfico 7 – TRAJETÓRIA DE METAS DEC ESTIMADA PARA 2013
21,3 20,4 20,2 19,017,9
16,614,4
13,111,9
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Metas (DEC) Metas (DEC) Estimadas
DEC
O novo cálculo, desta vez considerando as metas de DEC projetadas para 2013, mostra que a ENERGISA Borborema deveria ter sido alocada no cluster com freqüência de 50%, conforme segue.
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Tabela 33: DISTÂNCIA EUCLIDIANA ENTRE A EBO E OS CENTRÓIDES, CONSIDERANDO AS METAS
PARA O DEC 2013 Dens Cons/area CMM(MWh)/area Meta DEC 2007 Centróide cluster 20% sem EBO ‐0,145 ‐0,137 0,246 EBO 0,010 ‐0,180 ‐0,588 Distância Euclidiana Cluster 20% Cluster 30% Cluster 40% Cluster 50% Cluster 60%
EBO 1,031 0,835 0,661 0,558 7,721
Diante do demonstrado, a ENERGISA Borborema solicita sua reclassificação para o grupo com freqüência de 50% de tarefas em linha viva, uma vez que este é o percentual que contempla as exigentes metas de qualidade que a empresa enfrentará neste próximo ciclo tarifário.
Os pleitos relativos à Linha Viva representam o seguinte ajuste nos valores finais da Empresa de Referência:
Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Total
Processos de O&M R$ 1.897.184 R$ 1.806.565 R$ 1.931.798 R$ 2.054.358 R$ 34.614 R$ 247.793 R$ 282.407
DiferençaAtividades
Aneel Pleito
3.3. PROCESSOS COMERCIAIS
3.3.1. Produtividade das Tarefas de Combate às Perdas
Ao considerar produtividades de 9 regularizações/dia e 17 inspeções/dia por equipe, a ANEEL não considerou as dificuldades encontradas pela concessionária no combate às perdas, aspecto já demonstrado anteriormente em documento técnico enviado pela EBO juntamente com os dados iniciais da 2ª Revisão Tarifária.
A tabelas a seguir mostra as médias históricas de regularizações e inspeções realizadas pela ENERGISA Borborema. Essas ações são realizadas por 6 equipes de inspeção – 4 próprias e 2 terceirizadas – e 3 equipes de regularização.
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Tabela 34: QUANTIDADE DE INSPEÇÕES E REGULARIZAÇÕES REALIZADAS PELA ENERGISA BORBOREMA
2005 2006 2007
Número de Inspeções MÉDIA ANUAL
Grupo A 722 500 376 533
Grupo B 8.178 12.559 12.482 11.073
TOTAL 8.900 13.059 12.858 11.606
2004 2005 2006 2007
Número de Regularizações de UC's Clandestinas MÉDIA ANUAL
2.064 838 915 639 1.114
De forma semelhante, a ANEEL considera na proposta de Empresa de Referência uma média anual de 1.873 regularizações e 9.365 inspeções. No entanto, avalia que para a realização de todas as ações são necessárias menos de 4 equipes. Essa diferença se dá em virtude de produtividades diárias por equipe bastante diferentes entre a realidade e o modelo.
A ENERGISA Borborema ressalta que as produtividades propostas pelo Regulador são demasiadamente altas, inviáveis de se alcançar numa área com a complexidade da ENERGISA Borborema. Dentre os fatores que impactam essa variável, é importante frisar que:
Para a seleção dos alvos a serem fiscalizados é utilizada uma ferramenta computacional que seleciona as unidades consumidoras com base na probabilidade de serem fraudadoras e no potencial de retorno da regularização. O software vem se mostrando bastante eficiente no combate às perdas, aumentando em muito a efetividade de inspeção e o volume de energia recuperado. No entanto a escolha das melhores unidades consumidoras a serem fiscalizadas implica em problemas logísticos, pois dificilmente essas UC’s estarão suficientemente próximas para se atingir as produtividades requisitadas pela ANEEL.
Em função de um padrão adotado antigamente na concessão, um grande número de unidades consumidoras é atendido por um ramal de serviço conhecido como rabo de lagartixa, que permite a derivação de um único ramal para várias residências mas dificulta a identificação do que é fraude de energia para o que é apenas um tipo de ligação de padrão de energia.
Da mesma forma que a concessionária aprimora suas práticas, os fraudadores também o fazem. É comum na área de concessão da ENERGISA Borborema a existência de “jacarés” – irregularidades realizadas com ganchos que podem ser imediatamente desfeitas pelo consumidor irregular. A identificação dessas e outras fraudes elaboradas, demanda das equipes bastante tempo para abordar o cliente,
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verificar as instalações e, em caso da ocorrência de irregularidade, lavrar o Termo de Ocorrência.
Através de levantamentos em campo, foi identificado que 85% das unidades consumidoras do Grupo B possuem medição localizada no interior de seus domicílios. Esse cenário é fruto dos procedimentos de ligação realizados durante os anos de gestão pública. Em distribuidoras com esse tipo de clientes a abordagem é dificultada, longa e nem sempre surte resultados, uma vez que em muitas oportunidades os fiscais não conseguem entrar nas residências.
O alto nível de reincidência – estimado em 25% – das unidades consumidoras fraudadoras demanda da distribuidora ações específicas que impeçam este tipo de ação por parte dos clientes. Dentre elas, devem ser citadas a instalação de caixas de CPRede, e a blindagem de transformadores e de ramais com instalação do DLCB17. Essas ações de regularização são por vezes demoradas, não sendo possível realizar nos 20 minutos previstos no modelo de Empresa de Referência.
Pelas produtividades sugeridas é possível inferir qual o ritmo de trabalho a ser observado por um eletricista na execução de suas tarefas, caso queira atingir o padrão de eficiência entendido como razoável pelo regulador, bem como o risco adicional imputado para a sua segurança. Considere-se adicionalmente o tipo de atendimento que estaria apto a prestar ao consumidor que espera receber dele informações ou esclarecimentos sobre os trabalhos que são realizados em sua unidade consumidora.
Cumpre salientar que o Contrato de Concessão coloca para a concessionária a obrigação de empregar - na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica - materiais, equipamentos, instalações e métodos operativos que, atendidas as normas técnicas brasileiras, garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e modicidade das tarifas.
Tabela 35: PARÂMETROS DAS EQUIPES: REAIS VS. DO MODELO DE ER AJUSTADO
Energisa Borborema Empresa de Referência
Quantidade 11.606 9.365
Nº de Equipes 6,0 6,55 INSPEÇÕES
Produtividade 4 4
Quantidade 1.114 1.873
Nº de Equipes 3 2,13 REGULARIZAÇÕES
Produtividade 6,5 6,5
17 Dispositivo de Lacre para o Compartilhamento de Bornes do medidor – DLCB.
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Atribuir tempo insuficiente para a realização das atividades comerciais vai de encontro à previsão das responsabilidades da distribuidora no Contrato de Concessão e, portanto, a ENERGISA Borborema pleiteia o reconhecimento das produtividades reais. A tabela anterior mostra as novas quantidades de equipes calculadas pela substituição desses parâmetros.
3.3.2. Faturamento
3.3.2.1. Análise de viabilidade da leitura com coletor e impressão
Em novembro de 2007 a ENERGISA Borborema concluiu um estudo sobre a viabilidade da impressão on-site em sua área de concessão. Nele foram construídos e analisados cenários distintos com o objetivo de avaliar todas as possibilidades de implementação do sistema de leitura e impressão simultânea, com conseqüente redução dos custos operacionais. Para cada um dos cenários foi calculado o VPL do investimento, segregado em áreas rurais e em áreas urbanas. Os VPL’s obtidos em todas as simulações foram negativos, dados os fatores a seguir:
Os maiores ganhos percebidos pelas empresas que implantaram ou pretendem implantar o sistema estão associados à internalização das atividades de entrega, uma vez que os custos com o correio representam atualmente mais de 50% do custo final da fatura. No entanto, como a ENERGISA Borborema conta com um quadro próprio de funcionários de leituristas estes ganhos não são aplicáveis à EBO;
Nas áreas urbanas, a queda de produtividade de leitura estimada com a implementação da impressão on-site foi de aproximadamente 50%. Tal queda não possibilita a redução no quadro de pessoal de faturamento. Mesmo se levada em conta uma possível redução de pessoal, a rentabilidade do projeto permaneceria negativa e
Os ganhos financeiros advindos da antecipação da cobrança não são suficientes para viabilizar a coleta com impressão tanto em meio urbano quanto rural.
Deve ser mencionado que as cotações dos acessórios para permitir a impressão on-site são em dólar. Segundo levantamento de preços feito em dezembro deste ano, o custo de aquisição de uma impressora térmica e seus acessórios – um carregador de bateria, uma capa de nylon, suporte para bobina e o módulo para comunicação sem fio – chega a US$ 1,416.00, conforme consta do APÊNDICE A – COTAÇÃO DE EQUIPAMENTOS a esse documento.
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Dado o atual cenário de instabilidade do câmbio, a aquisição dessas impressoras é inviável. Diante do exposto, a ENERGISA Borborema faz as seguintes considerações sobre as premissas de faturamento adotadas no modelo de Empresa de Referência.
3.3.2.2. Adequação dos parâmetros de leitura
Com relação às tarefas de leitura de medidores, o processo comercial na Empresa prevê 4 possibilidades. São elas:
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 Borborema foram definidos os seguintes parâmetros:
No meio urbano, considerou-se que metade dos clientes tem leitura com coletor sem impressão. Na outra metade seria realizada impressão on-site.
Na área rural, foi considerado que são feitas leituras com coletor para todos os consumidores.
Com relação aos custos com coletores, a ANEEL adota os seguintes valores:
R$ 900,00 para o equipamento sem os acessórios de impressão;
R$ 1.420,00 para o coletor juntamente com a impressora.
Os custos acima são encontrados nas células “D223” e “E223” da planilha “Custos EPC-EPI” do modelo de Empresa de Referência.
Conforme mencionado, os parâmetros utilizados na ER não condizem com a realidade da empresa e não são viáveis de serem adotados no curto e médio prazo, uma vez que:
Os percentuais de leitura definidos pelo regulador, se aplicados à empresa real, implicam em custos maiores que os incorridos atualmente;
Os preços reais da impressora térmica e seus acessórios são significativamente maiores que os considerados na Empresa de Referência.
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Ainda com relação aos parâmetros do modelo de ER, devem ser feitas duas observações:
Mesmo no caso da leitura com coletor sem impressão, os custos considerados pela ANEEL – R$ 900,00 por equipamento – são bastante inferiores aos pesquisados – US$ 1,763.00 por equipamento – conforme é mostrado no APÊNDICE A.
As anuidades de R$ 157.860,00 para hardware e R$ 53.672,00 para o software de gestão comercial consideradas na Empresa de Referência não cobrem todas as customizações necessárias no sistema.
Adicionalmente, a parametrização feita pela ANEEL não levou em consideração a complexidade sócio-econômica da área de concessão. É fundamental para a manutenção das perdas não técnicas em patamares baixos o envolvimento de toda a área comercial no seu combate.
Ciente disso, a ENERGISA Borborema possui 3 fiscais que realizam regularmente atividades de pré-inspeção em unidades consumidoras do Grupo B.
É função desses profissionais visitar UC’s para fins de análise do padrão de medição. Caso seja identificada alguma anomalia em algum cliente, os pré-inspetores indicam aquele consumidor para inspeção.
Diante do exposto, são pleiteadas as seguintes alterações nos parâmetros da Empresa de Referência:
Substituição dos percentuais de leitura adotados pela ANEEL em áreas urbana para 85% com coletor (sem impressão) e 15% com coletor e inspeção. A empresa entende ser esse o mix correto por ser aquele possível da distribuidora atingir com as anuidades do sistema de gestão comercial reconhecidas e por perfazer o total de 3 pré-inspetores existentes atualmente na companhia;
A consideração dos custos de R$ 3.526 por coletor sem impressão e R$ 6.358 por coletor com impressora. Eles correspondem aos valores em dólar levantados junto ao mercado – US$ 1,763 e US$ 3,17918 respectivamente – convertidos em reais a partir de uma cotação aproximada de R$ 2,00/ US$.
Estas alterações impactam em R$ 207.714 os custos no faturamento, dos quais R$ 201.582 relativos a Pessoal e R$ 51.754 a Materiais e Serviços.
A Tabela 36 e a Tabela 37 resumem as mudanças pleiteadas.
18 Referente ao custo do PDA (US$ 1.763) juntamente com a impressora (US$ 1.416).
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Tabela 36: PERCENTUAIS DE LEITURA PLEITEADOS
% de Consumidores Atendidos Pelo Tipo de Atividade Urbano Rural Leitura sem Coletor 0% 0% Leitura com Coletor 85% 100% Leitura com Coletor e Inspeção 15% 0% Leitura com Coletor e Impressão 0% 0%
Tabela 37: CUSTO DOS EQUIPAMENTOS PLEITEADO
Descrição Coletor s/ Impressão Coletor + Impressão Custo Equipamento (R$) R$ 3.526,00 R$ 6.358,00 Vida útil (anos) 2 2 Taxa 15,08% 15,08% Manutenção 5% 5%
3.3.2.3. Periodicidade de Leitura
Com base na quantidade de consumidores classificados como de baixa renda, a ANEEL dimensionou a necessidade de realização de leituras mensais em apenas 41% dos clientes rurais.
A Empresa de Referência é instrumento para dimensionar os custos operacionais com base em parâmetros médios de mercado, conforme deve ser observado no parágrafo 70 do item “II.4 – O CONCEITO DO MODELO BRASILEIRO DE EMPRESA DE REFÊRENCIA” da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL:
“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. (...)”
Neste sentido, é importante frisar que a leitura trimestral para boa parte dos consumidores das áreas rurais não é prática comum no setor elétrico, a menos que dificuldades de acesso aos clientes a justifiquem. Esta afirmação ganha mais força se for levado em conta a pequena extensão territorial da ENERGISA Borborema.
Adicionalmente, o combate eficiente às perdas não técnicas demanda constantemente a coleta de informações sobre o consumo e outros indícios de fraudes no menor período possível. Uma boa fonte de obtenção desses dados é através dos leituristas que visitam mensalmente as unidades consumidoras. Tanto que todas as unidades consumidoras da
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ENERGISA Borborema são lidas mensalmente e as anotações dos leituristas utilizadas como inputs para o software de Business Intelligence do Centro de Inteligência de Combate às Perdas (CICOP).
3.3.3. Teleatendimento
3.3.3.1. Mix de ligações
Em sua proposta de Empresa de Referência para a ENERGISA Borborema, a ANEEL considera o seguinte mix de ligações:
Tabela 38: MIX DE LIGAÇÕES RECEBIDAS PROPOSTO PELA ANEEL
% de Ligações Fixo 60% Móvel 40%
O percentual de ligações fixo/celular é particular a cada área de concessão, não sendo gerenciável pela empresa. No caso da Central de Teleatendimento que atende às ligações da ENERGISA Borborema, o mix de chamadas recebidas em 2007 foi o seguinte:
Tabela 39: MIX DE LIGAÇÕES RECEBIDAS PELA CENTRAL DE ATENDIMENTO
% de Ligações
Fixo 49,1% Móvel 50,9%
Dessa forma, a ENERGISA Borborema pleiteia o reconhecimento dos percentuais reais incorridos pela empresa.
O conjunto de pleitos ora encaminhados, relativos aos Processos Comerciais na Empresa de Referência da ENERGISA Borborema, totalizam os seguintes valores:
Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv TotalTarefas Comerciais R$ 1.797.557 R$ 313.333 R$ 2.296.798 R$ 379.370 R$ 499.241 R$ 66.036 R$ 565.278Faturamento R$ 1.122.533 R$ 2.364.859 R$ 1.488.986 R$ 2.452.027 R$ 366.453 R$ 87.168 R$ 453.621Teleatendimento R$ 1.043.402 R$ 534.987 R$ 1.043.402 R$ 603.597 R$ 0 R$ 68.610 R$ 68.610TOTAL R$ 3.963.491 R$ 3.213.179 R$ 4.829.186 R$ 3.434.994 R$ 865.694 R$ 221.814 R$ 1.087.509
AtividadesAneel Pleito Diferença
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3.4. PARÂMETROS GERAIS DO MODELO
3.4.1. Custos com Lavagem de Uniformes
O modelo de Empresa de Referência não contabiliza corretamente o custo com higienização de uniformes na planilha “Custos EPC-EPI”.
No parágrafo 219 da folha 45 da NT 343/2008, a ANEEL considera que “estão previstas nos custos das equipes, as higienizações dos uniformes dos eletricistas”. Para calcular esses gastos, ela considera “240 lavagens de uniforme por ano, ao custo unitário de R$ 4,40”.
A análise da planilha “Custos EPC-EPI” revela que o resultado da célula “D246” – com o custo total de lavagem por vestimenta ao ano – não é usado no modelo. Ao invés disso, para o cálculo dos gastos com vestimenta é utilizada a célula “J217”, que prevê um dispêndio anual unitário de apenas R$ 359,86 com “Vestimenta (Uniformes) + Higienização”. Dessa forma, é pleiteada a correção da fórmula na célula “J217” de “=(I217+E217)” para “=(I217+E217+D246)”. O impacto desta alteração no modelo de Empresa de Referência é mostrado abaixo.
ANEEL Pleito Diferença
Atividades Pessoal Pessoal Total
Processos de O&M R$ 1.897.184 R$ 1.978.506 R$ 81.322
Processos Comerciais R$ 3.963.491 R$ 4.014.179 R$ 50.688
TOTAL R$ 5.860.675 R$ 5.992.686 R$ 132.010
4. CUSTOS ADICIONAIS
4.1. ITENS NÃO CONTEMPLADOS
4.1.1. Retirada de “samambaia”
Algumas especificidades da área de concessão da ENERGISA Borborema não foram consideradas na proposta de Empresa de Referência. Uma delas refere-se à determinação da Agência de Regulação do Estado da Paraíba (ARPB) para que a ENERGISA Borborema retire de toda rede de distribuição o vegetal conhecido como “samambaia”.
Em função de fiscalização feita na ENERGISA Borborema, o órgão regulador estadual emitiu
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a seguinte notificação:
“Constatação (C.15) – Manutenção da Distribuição
Na fiscalização realizada, em visita aos municípios, verificou-se a existência de fungos na rede de Baixa Tensão, principalmente nos municípios de Fagundes e Boa Vista.
Não-Conformidade (N.8)
A concessionária não está cumprindo o disposto na subcláusula primeira da cláusula segunda do Contrato de Concessão nº 008/2000 ANEEL/CELB.” (grifo nosso)
“Prazo para Regularização: 15 dias.
Determinação (D.8)
A Concessionária deverá proceder a manutenção da rede de distribuição, com a limpeza dos fungos, comunicando a esta Agência a conclusão dos serviços.
Prazo para Cumprimento: 30 dias.”
O fungo em questão se trata do vegetal – constantemente confundido com um líquen – Tillandsia usneoides¸ também conhecido como “samambaia”, “barba-de-velho” ou “musgo espanhol”. As plantas do gênero são comuns nas Américas e costumam crescer sobre outras espécies vegetais, telhados e linhas aéreas.
Segundo consta da subcláusula primeira da cláusula segunda do Contrato de Concessão nº 008/2000 ANEEL/CELB citada na notificação da ARPB, “A CONCESSIONÁRIA obriga-se a adotar (...) tecnologia adequada e a empregar materiais, equipamentos, instalações e métodos operativos que, atendidas as normas técnicas brasileiras, garantam níveis de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e modicidade das tarifas” (grifo nosso).
A empresa entende que a existência dessa espécie vegetal não interfere na qualidade, eficiência ou segurança do serviço. No entanto, dada a determinação da ARPB, a ENERGISA Borborema deve inspecionar a rede com freqüência maior que a normal a procura de focos de “samambaia” para removê-los. A tarefa de remoção do vegetal envolve as seguintes etapas:
1. Desligamento da rede;
2. Teste de ausência de tensão;
3. Realização de aterramento e sinalização;
4. Posicionamento do veículo para retirada da vegetação;
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5. Limpeza manual com apoio de escova com cedas de aço e trapo umedecido em óleo diesel e
6. Recolhimento da vegetação retirada.
A obrigação regulatória de realizar essa tarefa esbarra na falta de cobertura desses custos nas tarifas. A ENERGISA Borborema ressalta que a não existência de uma contrapartida tarifária pode afetar negativamente os níveis de regularidade, continuidade e eficiência do serviço, uma vez que as equipes que realizam a remoção são as mesmas responsáveis por outras tarefas de O&M. A fim de sanar o problema, a ENERGISA pleiteia o reconhecimento de um custo adicional de limpeza de rede de distribuição, estimado segundo os critérios de cálculo dos custos de Operação e Manutenção da Empresa de Referência. A seguir encontram-se as premissas adotadas para o dimensionamento:
Locais de aparecimento de “samambaia”: em toda a extensão da rede de baixa tensão nua;
Tipo de tarefa: modificação, por ser uma atividade periódica de acondicionamento das instalações com caráter preventivo;
Equipe para remoção: EQ11, composta de 2 (dois) eletricistas e 1 (um) ajudante. Trata-se da mesma equipe utilizada para tarefas de poda de árvores;
Veículo utilizado: VEC3, o mesmo utilizado na poda de árvores;
Freqüência de execução da tarefa: 0,2 vezes ao ano, para conter o surgimento de novos focos de “samambaia”.
A Tabela 40 mostra os inputs para o cálculo dos custos de retirada do vegetal sobre o total de redes aéreas nuas e multiplexadas de baixa tensão:
Tabela 40: PARÂMETROS UTILIZADOS PARA ESTIMAR O CUSTO COM RETIRADA DE SAMAMBAIA DA REDE BT
Tipo de
Intervenção Tarefa
Tempo (minutos)
Equipe Veículo Freqüência
Modificação Limpeza da Rede de Distribuição 360 EQ11 VEC3 0,2
A ENERGISA Borborema entende que o custo deve ser reconhecido na forma de um adicional, por se tratar de uma especificidade da área de concessão imposta pelo regulador local.
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Pleito Atividades
Pessoal Mat e Serv Total Retirada de "samambaia" R$ 223.124 R$ 106.679 R$ 329.803
4.1.2. Gastos com Motoatendimento
A ANEEL considera suficientes os custos com cortes de energia, emissão de faturas, cobranças impressas, e outros documentos para manter em patamares baixos a inadimplência em uma empresa na área de concessão da ENERGISA Borborema.
A proposta de Empresa de Referência não captura adequadamente o impacto das particularidades de cada área de concessão nas quantidades e nos tipos de ações tomadas contra a inadimplência. Tanto que o percentual de outros documentos sobre o total de faturas é o mesmo para todas as concessionárias, independente das dificuldades enfrentadas no processo de arrecadação.
Para as tarefas comerciais, a ANEEL definiu clusters com freqüências distintas. Para tanto, primeiro agruparam-se as empresas em 3 grupos distintos de complexidade sócio-econômica. Depois, atribuiu-se a cada cluster freqüências médias de execução de cada uma das tarefas comerciais reconhecidas no modelo de Empresa de Referência, estimadas com base nos dados históricos das concessionárias. Para o caso da ENERGISA Borborema, atribuiu-se uma freqüência de execução de cortes de 15,90%, o que resulta num volume estimado de 24.418 cortes ao ano.
No entanto, deve ser ressaltado que as freqüências obtidas estão poluídas por ações contra a inadimplência não consideradas no modelo de Empresa de Referência. No caso da ENERGISA Borborema, a quantidade real de visitas de corte executadas só é próxima à considerada pelo regulador graças à existência da ação prévia de motoatendimento.
Conforme explicado anteriormente, o motoatendimento consiste em visitas às unidades consumidoras nos dois dias anteriores ao corte a fim de negociar os débitos com clientes. Atualmente, a empresa conta com 8 colaboradores que realizam cerca de 45 visitas diárias cada. Apenas nos casos de negociações mal sucedidas, que correspondem a apenas 30% do total de visitas, são feitos cortes de energia.
Essa política tem contribuído para evitar mais milhares de cortes e religações por ano, mantendo a ENERGISA Borborema próximo ao patamar estimado pela ANEEL. Isto é mostrado na Tabela 41.
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Tabela 41: QUANTIDADE DE ATIVIDADES FEITAS PELOS NEGOCIADORES E PELOS ELETRICISTAS COMERCIAIS
Atividades Nº Visitas Efetiva/Ano Negociações 158.40019
Cortes e Religações 29.700
Isso posto, a ENERGISA Borborema pleiteia o reconhecimento da atividade de motoatendimento na forma de um custo adicional. Considerando o custo unitário de R$ 1,50 por visita, é pleiteado o reconhecimento dos seguintes valores:
Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Pessoal Mat e Serv Total
Adicionais ‐R$ 612.433 R$ 406.590 ‐R$ 409.733 R$ 441.490 R$ 202.700 R$ 34.900 R$ 237.600
Pleito DiferençaAtividades
Aneel
É necessário destacar que o serviço de motoatendimento também é uma forma de melhorar o relacionamento com o consumidor da ENERGISA Borborema, à medida que permite ao mesmo receber um serviço diferenciado e uma nova chance de regularizar sua situação comercial frente à empresa antes da ação de corte.
4.1.3. Depósitos de Terceiros
A ANEEL não reconhece os custos associados a depósitos de terceiros no modelo da Empresa de Referência.
A metodologia de cálculo de custos operacionais definida na Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL não considera os gastos com depósitos próprios da empresa, uma vez que a remuneração desses ativos já está contemplada na Base de Remuneração Regulatória (BRR).
No entanto, a ENERGISA Borborema, assim como outras distribuidoras, conta com depósitos alugados, cujos custos não estão contabilizados no presente ciclo de revisões tarifárias.
Dessa forma, pleiteia-se o reconhecimento dos custos reais de R$ 44.400 com depósitos alugados na forma de custo adicional. O valor é coerente com o esperado para o porte da ENERGISA Borborema.
19 Considera a realização de quase 2 visitas a cada cliente, totalizando aproximadamente 86 visitas a cada 2 dias.
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4.1.4. Campanha de Medidas e Laudo de Avaliações
A ANEEL não reconhece os custos associados às Campanhas de Medidas e Laudos de Avaliações.
O artigo XI do parágrafo 358 da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL define que serão reconhecidos como um custo adicional os custos médios gastos pela concessionária na revisão periódica dividido pelo número de anos entre revisões.
Os custos gastos na campanha de medida e laudo de avaliação na atual RTP são apresentados na Tabela 42.
Tabela 42: CUSTOS GASTOS NA CAMPANHA DE MEDIDAS E LAUDO DE AVALIAÇÃO
RAF Total Campanha de medidas (R$) R$ 396.685,00 Laudo de avaliação (R$) R$ 211.652,20
Como o período entre revisões é de quatro anos, pleiteia-se o reconhecimento desses valores para garantir a remuneração da campanha de medidas e laudo de avaliação a ser conduzida ao longo do próximo período revisional.
4.1.5. Gestão de ativos de uso prolongado
A ANEEL não reconheceu os custos associados à gestão de ativos de uso prolongado no modelo da Empresa de Referência.
O artigo XII do parágrafo 358 da Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL define que é necessário que se reconheça um custo adicional de operação e manutenção corretiva para as empresas que têm uma proporção de ativos totalmente depreciados20 acima da média do setor de distribuição.
A ENERGISA Borborema tem uma proporção de ativos totalmente depreciados maior que a media do Brasil em 1,8 % conforme mostrado na Tabela 43.
20 Medida como a proporção de ativos totalmente depreciados com relação ao ativo imobilizado em serviço.
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Tabela 43: PROPORÇÃO DOS ATIVOS 100% DEPRECIADOS DA EBO
RAF TotalAtivo Imobilizado em Serviço em fev/09 (R$) 133.247.369 Bens 100% Depreciados em fev/09 (R$) 22.432.109
Proporção de Ativo 100% Depreciados (%) 16,8%Proporção Brasil de de Ativos 100% Depreciados (%) 15,0%Proporção Acima da Média Brasil (%) 1,83%
O artigo XII define que para a proporção de ativos totalmente depreciados que exceder a média do setor será considerado um adicional de 50% com relação ao custo de operação e manutenção corretiva.
No caso da ENERGISA Borborema, O custo total das tarefas corretivas é de R$ 2.582.870. Aplicando 1,83% dos ativos e o fator de 50% obtemos um custo para a gestão de ativos de uso prolongado de R$ 23.688.
Empresa de Referência Pessoal Material Total
Valor total do Custo de O&M Corretiva 1.224.595 1.357.274 2.581.870
Adicional Custo da Gestão de Ativos 100% depreciados 11.235 12.453 23.688
Dessa forma, pleiteia-se o reconhecimento de R$ 23.688 para a remuneração da gestão dos ativos 100% depreciados.
4.1.6. Estrutura de meio ambiente
O modelo de Empresa de Referência não contempla os custos operacionais para atendimento a questões ambientais para empresas dos clusters 7 a 9 de Organogramas Típicos.
No setor elétrico brasileiro, assim como em todas as áreas da sociedade, a questão ambiental não pode ser desvinculada das atividades de qualquer empresa, seja ela concessionária de geração, transmissão ou distribuição.
Especificamente no caso da ENERGISA Borborema, que se encontra situada numa área de transição entre a Mata Atlântica e a Caatinga, as obrigações relativas às questões ambientais não podem ser desconsideradas. Qualquer empresa que atue nesta área de concessão precisa de pessoal para realização das seguintes atividades:
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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 cumprimento dessas atividades de acordo com a legislação ambiental vigente, a ENERGISA Borborema pleiteia o reconhecimento dos custos da equipe da
44. Deve ser ressaltado que trata-se de estrutura reduzida frente à reconhecida para todas as empresas do cluster 6 de Organogramas Típicos.
Tabela 44: ESTRUTURA DA EQUIPE DE ATENDIMENTO A QUESTÕES AMBIENTAIS
UNIDADE DIRETORIA TÉCNICA CATEGORIA DE SALÁRIO
ENGENHEIRO DE MEIO AMBIENTE 1 ENGENHEIRO DE OPERAÇÃO JÚNIOR ÁREA AMBIENTAL TÉCNICO DE MEIO AMBIENTE 2 TÉCNICO DE DISTRIBUIÇÃO PLENO
A inclusão desses profissionais implica num acréscimo de R$ 270.200 nos custos da empresa, sendo R$ 217.962 com Pessoal e R$ 52.238 com Materiais e Serviços. Uma vez que esta estrutura não se encontra dentro do cluster 7 de organogramas, solicita-se o reconhecimento desse item como custo adicional.
4.2. ITENS SUBDIMENSIONADOS
4.2.1. Laboratórios de Ensaios
A proposta da Empresa de Referência para a Audiência Pública não contemplou os custos com laboratórios de ensaio em sua totalidade, reconhecendo apenas R$ 61.521 ao ano para as atividades relacionadas.
A ENERGISA Borborema entende que a proposta da ANEEL considera os custos de um laboratório para a realização de testes de rigidez elétrica, cor, PPM de água, densidade, fator
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de potência no óleo, tensão superficial, dentre outros. No entanto, não estão contemplados em nenhum item da Empresa de Referência os custos referentes ao laboratório de ensaio de medidores.
Atualmente a empresa conta com a estrutura do LABM, cujas atribuições incluem o serviço de manutenção e ensaios em medidores de energia elétrica, o controle de emissão de laudos periciais e a recepção e triagem de medidores retirados do campo. Entre janeiro de 2007 e novembro deste ano foram realizados manutenções e ensaios em 8.808 medidores, emitidos 1.154 laudos periciais e feita a triagem de mais de 25.000 medidores.
A alta incidência do surgimento de perdas não técnicas na área de concessão da ENERGISA Borborema justifica o reconhecimento dessa estrutura e de seus custos reais. Dessa forma a empresa pleiteia o reconhecimento dessa estrutura ao custo anual de R$ 362.700. Juntamente com os R$ 61.521 reconhecidos a título de ensaios em outros tipos de equipamento, o custo total com laboratórios de ensaios totaliza R$ 424.221.
ANEEL Pleito Diferença
Atividades Mat e Serv Mat e Serv Total
Laboratório de Ensaios R$ 61.521 R$ 424.221 R$ 362.700
4.2.2. Manutenção de Equipamentos em Oficinas
A proposta da Empresa de Referência para a Audiência Pública não contemplou os custos com manutenção de equipamentos em oficinas em sua totalidade, reconhecendo apenas R$ 79.912 ao ano para as atividades relacionadas.
Os serviços de manutenção de equipamentos em oficina compreendem a manutenção em transformadores, reguladores de tensão, equipamentos de disjunção e manobra (disjuntores, religadores e chaves de bancos de capacitores) e medidores.
Os custos da ENERGISA Borborema com a manutenção de equipamentos em oficina no último ano foram R$ 392.481, conforme descrito na Tabela 45. Deve-se destacar que o reparo de equipamentos em oficina é um serviço bastante utilizado, visto que apresenta vantagens como:
Redução de custos quando comparado à aquisição de um equipamento novo e
Diminuição do tempo para colocação dos equipamentos em operação se contrastado ao de um equipamento novo.
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Essas vantagens contribuem para garantir a qualidade, agilidade e segurança na distribuição de energia elétrica. Adicionalmente, a boa gestão dos equipamentos é instrumento importante para a postergação de investimentos, sendo benéfica a modicidade tarifária.
Tabela 45: CUSTOS INCORRIDOS COM A MANUTENÇÃO DE EQUIPAMENTOS EM OFICINA
ITEM SERVIÇO MEDIA
MENSAL V.UNIT. MÉDIO V. TOTAL /MÊS V.TOTAL /ANO
1 RECUPERAÇÃO DE TRANSFORMADOR 5 1.620,69 R$ 8.103 R$ 97.241
2 RECUPERAÇÃO DE CHAVES À OLEO 3 1.215,00 R$ 3.645 R$ 43.740
3 TRAFO DE DISTRIBUIÇÃO 12 1.620,69 R$ 19.583 R$ 235.000
4 REGULADOR DE TENSÃO 12,8 kV 0,5 2.750,00 R$ 1.375 R$ 16.500
Total R$ 392.481
Em virtude do exposto, a ENERGISA Borborema pleiteia a substituição do custo reconhecido de R$ 79.912 para R$ 392.481 ao ano.
ANEEL Pleito Diferença Atividades
Mat e Serv Mat e Serv Total Manutenção de equipamentos em oficinas R$ 79.912 R$ 392.481 R$ 312.570
Informática Ltda
Rua Euclydes da Cunha, 694-Laranjeiras-Serra/ES. Cep 29165-310 Tel/Fax:(27) 3328-5111 CGC. 00.577.839/0001-97 Insc. Est. 081.738.40-4 e-mail: [email protected]
1
APÊNDICE A
Serra/ES, 03 de Dezembro de 2008. Á ENERGISA A/C.: Sr. Cleyton Proposta comercial UPL 049 R08 Ref.: Cotação de Preços para Impressora Seiko modelo MPU 3445 e PDA Meazura MZ1000.
ITEM Preços CIF Brasil QTDE Valor Unitário Valor Total
1 Impressora Térmica Seiko modelo 112mm DPU 3445-20-A , com bateria Mobimax U$ 998,00
ACESSÓRIOS 2 Carregador de Bateria MPU 3445 com Display U$ 191,00 3 Capa de Nylon e suporte p/ bobina cor preta-Seiko P/DPU 3445 U$ 62,00
Sub total 01 U$ 1.251,00 4 Modulo sem fio de comunicação U$ 165,00
TOTAL 01 U$ 1.416,00
ITEM Preços CIF Brasil QTDE Valor Unitário Valor Total
1 PDA MEAZURA MZ1000 U$ 1.456,00
Sistema Operacional Palm OS versão 4.1.2, processador 33Mhz, Motorola
DragonBall-VZ, 16MB de SDRAM, Tela LCD FSTN(TDF) tons de cinza
160 x 160 pixels, Interfaces USB, serial, Infra Red, Bateria c/autonomia
1900mAh, dimensões 169,5mm x 94mm x39mm, Peso 430 gramas, alça para transporte, Protetor de tela, Cordão para caneta.
2 Placa MZIO para módulo de memória+ Cartão de memória Compact Flash 128MB U$ 142,00
Sub total 01 U$ 1.598,00 ACESSÓRIOS
3 Modulo sem fio de comunicação U$ 165,00 TOTAL 01 U$ 1.763,00
Informática Ltda
Rua Euclydes da Cunha, 694-Laranjeiras-Serra/ES. Cep 29165-310 Tel/Fax:(27) 3328-5111 CGC. 00.577.839/0001-97 Insc. Est. 081.738.40-4 e-mail: [email protected]
2
Condições Comerciais: Preços: Em reais .
Impostos: Incluso (ICMS 7%), exceto modulo sem fio. Frete: CIF. Validade da proposta: 5 dias podendo ser prorrogada com ajustes cambiais se
necessário. Prazo para entrega: 40 dias. Termos de pagamento: 28 DDL Garantia: 12 meses contra defeitos de fabricação. Faturamento: Equipamentos: Mobimax (SP) Modulo Sem fio: Uplevel (ES) Atenciosamente, Rubens Carlos Côrtes UPLEVEL INFORMÁTICA LTDA Diretor Comercial 27 3328-5111/9949-2019 E-Mail: [email protected] __________________________________ Representante POSITIVO INFORMATICA Representante Mobimax CISCO Partner SMB
QUANTIDADE QUANTIDADE
RURAL URBANO
Pontos de IluminaçãoQuantidade de pontos de iluminação 8.852,00 27.935,00
MediçãoQuantidade de Medidores de Fronteira 0,00 6,00
Quantidade de Medidores de ConsumidoresMonofásicos 21.910,00 122.363,00Bifásicos 2,00Trifásicos 1.396,00 10.335,00
RedesBaixa Tensão - Rede Aérea NuaExtensão Total Projeção no solo (km) (exclusivo BT) 1.331,93 619,11
Trifásicas 184,10 509,39Bifásicas 65,83 30,46Monofásicas 1.082,00 79,25
Extensão Total Projeção no solo (km) (Compartilhado MT) 109,51 179,42Trifásicas 31,13 163,35Bifásicas 11,09 3,19Monofásicas 67,29 12,88
Quantidade de Postes (exclusivo BT) 24.337,00 18.445,00Madeira 0,00 0,00
Rede Monofásica - -
Rede Bi + Trifásica - -
Concreto 24.337,00 18.445,00Rede Monofásica 19.493,00 2.183,00Rede Bi + Trifásica 4.844,00 16.262,00
Quantidade de Postes (compartilhado com MT) 3.457,00 6.412,00Madeira 0,00 0,00
Rede Monofásica - -
Rede Bi + Trifásica - -
Concreto 3.457,00 6.412,00Rede Monofásica 1.376,00 376,00Rede Bi + Trifásica 2.081,00 6.036,00
Baixa Tensão - Rede Aérea MultiplexadaExtensão Total Projeção no solo (km) (exclusivo BT) 206,67 205,85
Trifásicas 44,77 184,28Bifásicas 1,92 3,38Monofásicas 159,98 18,19
Extensão Total Projeção no solo (km) (Compartilhado MT) 31,94 70,42Trifásicas 14,16 67,30Bifásicas 0,28 0,12Monofásicas 17,51 3,00
Quantidade de Postes (exclusivo BT) 4.648,00 6.280,00Madeira 0,00 0,00
Rede Monofásica 0,00 0,00Rede Bi + Trifásica 0,00 0,00
Concreto 4.648,00 6.280,00Rede Monofásica 3.535,00 433,00Rede Bi + Trifásica 1.113,00 5.847,00
Quantidade de Postes (compartilhado com MT) 1.045,00 2.421,00Madeira 0,00 0,00
Rede Monofásica 0,00 0,00Rede Bi + Trifásica 0,00 0,00
Concreto 1.045,00 2.421,00Rede Monofásica 612,00 95,00Rede Bi + Trifásica 433,00 2.326,00
Baixa Tensão - Rede SubterrâneaExtensão Linhas Subterrâneas (km) 0,00 2,79Câmara para postos de inspeção e passagem 0,00 209,00Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede Aérea NuaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 740,50 395,27
Circuito Simples 740,50 395,27Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Postes 6.570,00 10.929,00Madeira 0,00 0,00Concreto 6.570,00 10.929,00
Circuito Simples 6.570,00 10.929,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) 105,01 1,20Quantidade de Postes 791,00 23,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 791,00 23,00
Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) 732,70 3,67Quantidade de Postes 5.565,00 53,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 5.565,00 53,00
Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede Aérea MultiplexadaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Postes 0,00 0,00Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00
Anexo II
DESCRIÇÃO
QUANTIDADE QUANTIDADEQuantidade de Postes 0,00 0,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00Quantidade de Postes 0,00 0,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede Aérea CompactaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,23 16,43
Circuito Simples 0,23 16,43Circuito Duplo 0,00 0,00
Quantidade de Postes 2,00 410,00Madeira 0,00 0,00Concreto 2,00 410,00
Circuito Simples 2,00 410,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Média Tensão de 1 kV até 25 kV - Rede SubterrâneaExtensão Linhas Subterrâneas (km) 0,00 0,46Câmara para postos de inspeção e passagem 0,00 10,00Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede Aérea NuaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Postes 0,00 0,00Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00Quantidade de Postes 0,00 0,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00Quantidade de Postes 0,00 0,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede Aérea MultiplexadaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Postes 0,00 0,00Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Extensão Total Redes Bifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00Quantidade de Postes 0,00 0,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Extensão Total Redes Monofásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00Quantidade de Postes 0,00 0,00
Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede Aérea CompactaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Postes 0,00 0,00Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV - Rede SubterrâneaExtensão Linhas Subterrâneas (km) 0,00 0,00Câmara para postos de inspeção e passagem 0,00 0,00Alta Tensão de 69 kV - Rede Aérea NuaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,00 3,21
Circuito Simples 0,00 3,21Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Postes 0,00 58,00Madeira 0,00 0,00Concreto 0,00 58,00
Circuito Simples 0,00 58,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Estruturas de Aço 0,00 0,00Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Alta Tensão de 69 kV - Rede SubterrâneaExtensão Linhas Subterrâneas (km)Câmara para postos de inspeção e passagemAlta Tensão acima de 69 kV e abaixo de 230 kV - Rede Aérea NuaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Postes de Concreto 0,00 0,00Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Estruturas de Aço 0,00 0,00Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Alta Tensão acima de 69 kV e abaixo de 230 kV - Rede SubterrâneaExtensão Linhas Subterrâneas (km)
QUANTIDADE QUANTIDADECâmara para postos de inspeção e passagemUltra Alta Tensão igual a 230 kV - Rede Aérea NuaExtensão Total Redes Trifásicas Projeção no solo (km) 0,00 0,00
Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Quantidade de Estruturas de Aço 0,00 0,00Circuito Simples 0,00 0,00Circuito Duplo ou Maior 0,00 0,00
Equipamentos de RedesMédia Tensão de 1 kV até 25 kVQuantidade de Transformadores Aéreos 2.023,00 1.425,00
Monofásico 1.200,00 9,00Bifásico 163,00 2,00Trifásico 660,00 1.414,00
Quantidade de Transformadores Subterrâneos ou Abrigados 0,00 10,00Monofásico 0,00 0,00Bifásico 0,00 0,00Trifásico 0,00 10,00
Quantidade de Chaves 5.604,00 7.205,00Fusível (Monofásica) 5.490,00 6.383,00Fusível Religadora de 3 estágios 0,00 0,00Faca (monofásica) 114,00 822,00SF6 0,00 0,00
Quantidade de Seccionalizadores 0,00 11,00Quantidade de Pára-Raios (inclusive os da saída dos alimentadores da SE) 2.512,00 2.081,00Quantidade de Religadores 1,00 7,00Quantidade de Reguladores de Tensão 0,00 3,00Quantidade de Capacitores (células capacitivas) 0,00 87,00Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kVQuantidade de Transformadores Aéreos 0,00 0,00
Monofásico 0,00 0,00Bifásico 0,00 0,00Trifásico 0,00 0,00
Quantidade de Transformadores Subterrâneos ou Abrigados 0,00 0,00Monofásico 0,00 0,00Bifásico 0,00 0,00Trifásico 0,00 0,00
Quantidade de Chaves 0,00 0,00Fusível (Monofásica) 0,00 0,00Fusível Religadora de 3 estágios 0,00 0,00Faca (monofásica) 0,00 0,00SF6 0,00 0,00
Quantidade de Seccionalizadores 0,00 0,00Quantidade de Pára-Raios (inclusive os da saída dos alimentadores da SE) 0,00 0,00Quantidade de Religadores 0,00 0,00Quantidade de Reguladores de Tensão 0,00 0,00Quantidade de Capacitores (células capacitivas) 0,00 0,00
Subestações Transformadoras de EnergiaAberta com maior nível de tensão abaixo de 69 kVQuantidade de Subestações 0,00 0,00Quantidade de Pára-Raio de Entrada 0,00 0,00Quantidade de Transformadores 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores até 15 kV 0,00 0,00Quantidade de Alimentadores 0,00 0,00Quantidade de Reguladores de Tensão 0,00 0,00Quantidade de TPs 0,00 0,00Quantidade de TCs 0,00 0,00Quantidade de Capacitores
Bancos de Capacitores 0,00 0,00Células Capacitivas 0,00 0,00
Aberta com maior nível de tensão igual a 69 kVQuantidade de Subestações 0,00 2,00Quantidade de Subestações com Isolação a SF6 0,00 0,00Quantidade de Pára-Raio de Entrada 0,00 4,00Quantidade de Transformadores 0,00 3,00
69 - 34,5 0,00 0,0069 - 15 0,00 3,0034,5 - 15 kV 0,00 0,00
Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV 0,00 15,00Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV 0,00 40,00Quantidade de Disjuntores de 69 kV 0,00 5,00Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores até 15 kV 0,00 1,00Quantidade de Alimentadores 0,00 11,00Quantidade de Reguladores de Tensão 0,00 0,00Quantidade de TPs 0,00 6,00Quantidade de TCs 0,00 5,00Quantidade de Capacitores
Bancos de Capacitores 0,00 3,00Células Capacitivas 0,00 72,00
Aberta com como maior nível de tensão abaixo de 230 kVQuantidade de Subestações 0,00 0,00Quantidade de Subestações com Isolação a SF6 0,00 0,00Quantidade de Pára-Raio de Entrada 0,00 0,00Quantidade de Transformadores 0,00 0,00
138 - 69 0,00 0,00
QUANTIDADE QUANTIDADE138 - 34,5 0,00 0,00138 - 15 0,00 0,0069 - 34,5 0,00 0,0069 - 15 0,00 0,0034,5 - 15 kV 0,00 0,00
Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 69 kV e abaixo de 230 kV 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores acima de 69 kV e abaixo de 230 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores até 15 kV 0,00 0,00Quantidade de Alimentadores 0,00 0,00Quantidade de Reguladores de Tensão 0,00 0,00Quantidade de TPs 0,00 0,00Quantidade de TCs 0,00 0,00Quantidade de Capacitores
Bancos de Capacitores 0,00 0,00Células Capacitivas 0,00 0,00
Aberta com maior nível de tensão igual a 230 kVQuantidade de Subestações 0,00 0,00Quantidade de Pára-Raio de Entrada 0,00 0,00Quantidade de Transformadores 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras de 230 kV 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 69 kV e abaixo de 230 kV 0,00 0,00Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores de 230 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores acima de 69 kV e abaixo de 230 kV 0,00 0,00Quantidade de Disjuntores de 69 kV 0,00 0,00Quantidade de Reguladores de Tensão 0,00 0,00Quantidade de TPs 0,00 0,00Quantidade de TCs 0,00 0,00Quantidade de Capacitores
Bancos de Capacitores 0,00 0,00Células Capacitivas 0,00 0,00
QUANTIDADE QUANTIDADESubestações Telecomandadas 0,00 2,00Subestações MóveisQuantidade de SubestaçõesQuantidade de Pára-Raio de EntradaQuantidade de TransformadoresQuantidade de Chaves SeccionadorasQuantidade de DisjuntoresQuantidade de TPsQuantidade de TCs
0,000,00
0,000,000,000,000,00
QUANTIDADE QUANTIDADESubestações Transformadoras de Energia - ABRIGADAS
Abrigada com maior nível de tensão abaixo de 69 kVQuantidade de SubestaçõesQuantidade de Pára-Raio de EntradaQuantidade de TransformadoresQuantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kVQuantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kVQuantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kVQuantidade de Disjuntores até 15 kVQuantidade de AlimentadoresQuantidade de Reguladores de TensãoQuantidade de TPsQuantidade de TCsQuantidade de Capacitores
Bancos de CapacitoresCélulas Capacitivas
Abrigada com maior nível de tensão igual a 69 kVQuantidade de SubestaçõesQuantidade de Subestações com Isolação a SF6Quantidade de Pára-Raio de EntradaQuantidade de Transformadores 0,00 0,00
69 - 34,569 - 1534,5 - 15 kV
Quantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kVQuantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kVQuantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kVQuantidade de Disjuntores de 69 kVQuantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kVQuantidade de Disjuntores até 15 kVQuantidade de AlimentadoresQuantidade de Reguladores de TensãoQuantidade de TPsQuantidade de TCsQuantidade de Capacitores
Bancos de CapacitoresCélulas Capacitivas
Abrigada com como maior nível de tensão abaixo de 230 kVQuantidade de SubestaçõesQuantidade de Subestações com Isolação a SF6Quantidade de Pára-Raio de EntradaQuantidade de Transformadores 0,00 0,00
138 - 69138 - 34,5138 - 1569 - 34,569 - 1534,5 - 15 kV
Quantidade de Chaves Seccionadoras acima de 69 kV e abaixo de 230 kVQuantidade de Chaves Seccionadoras de 69 kVQuantidade de Chaves Seccionadoras acima de 15 kV e abaixo de 69 kVQuantidade de Chaves Seccionadoras até 15 kVQuantidade de Disjuntores acima de 69 kV e abaixo de 230 kVQuantidade de Disjuntores de 69 kVQuantidade de Disjuntores acima de 15 kV e abaixo de 69 kVQuantidade de Disjuntores até 15 kVQuantidade de AlimentadoresQuantidade de Reguladores de TensãoQuantidade de TPsQuantidade de TCsQuantidade de Capacitores
Bancos de CapacitoresCélulas Capacitivas
Classe de Consumo A1-UAT A2-AT A3-AT A3a-MT A4-MT AS-BT B-BT TOTALResidencial - - - - - - 119.467 119.467
Monofásico 113.594 113.594 Bifásico 2 2 Trifásico 5.871 5.871
Industrial - - 1 - 96 - 367 464 Monofásico 55 55
Bifásico - Trifásico 1 96 312 409
Comercial - - - - 111 - 10.974 11.085 Monofásico 7.561 7.561
Bifásico - Trifásico 111 3.413 3.524
Rural - - - - - - 740 740 Monofásico 613 613
Bifásico - Trifásico 127 127
Poder Público - - - - 34 - 833 867 Monofásico 522 522
Bifásico - Trifásico 34 311 345
Iluminação Pública 37 37 Serviço Público - - - - 6 - 24 30
Monofásico 10 10 Bifásico - Trifásico 6 14 20
Consumo Próprio 1 8 9 Total - - 1 - 248 - 132.450 132.699
Anexo II
DADOS DE CONSUMIDORESCONSUMIDORES ALOCADOS NO MEIO URBANO
Classe de Consumo A1-UAT A2-AT A3-AT A3a-MT A4-MT AS-BT B-BT TOTALResidencial - - - - - - 10.826 10.826
Monofásico 10.604 10.604 Bifásico - Trifásico 222 222
Industrial - - - - 22 - 8 30 Monofásico 2 2
Bifásico - Trifásico 22 6 28
Comercial - - - - 2 - 301 303 Monofásico 239 239
Bifásico - Trifásico 2 62 64
Rural - - - - 1 - 11.807 11.808 Monofásico 10.770 10.770
Bifásico - Trifásico 1 1.037 1.038
Poder Público - - - - - - 318 318 Monofásico 290 290
Bifásico - Trifásico 28 28
Iluminação Pública 2 2 Serviço Público - - - - 10 - 9 19
Monofásico 5 5 Bifásico - Trifásico 10 4 14
Consumo Próprio 1 1 Total - - - - 35 - 23.272 23.307
CONSUMIDORES ALOCADOS NO MEIO RURAL
Classe de Consumo A1-UAT A2-AT A3-AT A3a-MT A4-MT AS-BT B-BT TOTALResidencial - - - - - - 130.293 130.293
Monofásico - - - - - - 124.198 Bifásico - - - - - - 2 Trifásico - - - - - - 6.093
Industrial - - 1 - 118 - 375 494
Monofásico - - - - - - 57 Bifásico - - - - - - - Trifásico - - 1 - 118 - 318
Comercial - - - - 113 - 11.275 11.388
Monofásico - - - - - - 7.800 Bifásico - - - - - - - Trifásico - - - - 113 - 3.475
Rural - - - - 1 - 12.547 12.548
Monofásico - - - - - - 11.383 Bifásico - - - - - - - Trifásico - - - - 1 - 1.164
Poder Público - - - - 34 - 1.151 1.185
Monofásico - - - - - - 812 Bifásico - - - - - - - Trifásico - - - - 34 - 339
Iluminação Pública - - - - - - 39 39 Serviço Público - - - - 16 - 33 49
Monofásico - - - - - - 15 Bifásico - - - - - - - Trifásico - - - - 16 - 18
Consumo Próprio - - - - 1 - 9 10 Total s/ IP e CP - - 1 - 282 - 155.674 155.957
Total Geral - - 1 - 283 - 155.722 156.006
TOTAL DE CONSUMIDORES DA ÁREA DE CONCESSÃO
ANEXO IIIINFORMAÇÕES SOBRE A CONCESSÃOCONTRIBUIÇÃO PARA A AP 064/2008 DA 2ª
RTP DA ENERGISA BORBOREMA
Padrões de medição externa em poste do tipo CPREDE: uso em unidades com fraude de energia reincidente
Uso de cabo concêntrico nas ligações novas em área com reincidência de perdas
Flagrantes da manutenção das caixas de medição tipo CPREDE por funcionário da ENERGISA: instalações envolvidas por árvores e caixas depredadas.
Samambaias: determinação do Regulador local para que a distribuidora retirasse o vegetal das redes
A empresa entende que a existência dessa espécie vegetal não interfere na qualidade, eficiência ou segurança do serviço, mas cumpre a determinação do Regulador local
Rabo de Lagartixa: a conexão de várias unidades consumidoras a partir do mesmo ramal de serviço
Medição interna em residências: outro exemplo de padrões antigos de atendimento que dificulta as ações operacionais da ENERGISA Borborema
Padrões internos em residências: o acesso ao pontalete é dificultado e envolve um demorado processo de retirada de telhas
Peças publicitárias voltadas para a orientação do mercado consumidor quanto a fraudes e segurança
Padrões de entrada reprovados pela distribuidora: desconhecimento das normas por parte dos consumidores implica em retrabalho para as equipes
Programa interativo disponibilizado no site da ENERGISA para orientar a instalação do padrão de entrada
O objetivo é reduzir o número de padrões de entrada reprovados e o retrabalho das equipes
Equipe própria de leituristas da ENERGISA Borborema
Envelhecimento das caixas de policarbonato pela ação do sol: fator dificultador à produtividade das equipes
Motoatendimento: pré‐corte melhorando o relacionamento da distribuidora com seus clientes
Dispositivo de Lacre para o Compartilhamento de Bornes do medidor – DLCB: combate às perdas na EBO
Equipamento de blindagem do acesso aos terminais do transformador
Medição totalizadora em transformador: outra ação desenvolvida pela EBO contra a fraude
Padrões de entrada populares: instalados pela EBO em programa de combate às perdas de energia
Consumidores atendidos por meio do padrão popular
Rede clandestina de energia puxada para atender residência no bairro Monte Santo
Tela do sistema de Business Intelligence para detecção de unidades fraudulentas
Imagens da recém construída Subestação Alto Branco: 10/12,5 MVA (com capacidade até 50 MVA)
ENERGISA BORBOREMA Anexo IV2ª REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAINVESTIMENTOS DA DISTRIBUIDORA PARA O PERÍODO REVISIONAL
Investimento ProjetadoDescrição PS Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Total
Renovação do sistema elétrico R$ 3.602.611 4.331.842 3.181.753 3.541.760 14.657.965 Expansão do sistema elétrico R$ 2.251.094 1.559.602 1.538.593 1.850.294 7.199.583 Melhoria do sistema elétrico R$ 2.105.279 2.076.157 3.871.177 1.413.334 9.465.947 Participação financeira da concessionária R$ 80.841 83.369 81.235 89.437 334.882 Total R$ 8.039.825 8.050.969 8.672.758 6.894.825 31.658.377
Investimento UniformeDescrição PS Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Total
Renovação do sistema elétrico R$ 3.664.491 3.664.491 3.664.491 3.664.491 14.657.965 Expansão do sistema elétrico R$ 1.799.896 1.799.896 1.799.896 1.799.896 7.199.583 Melhoria do sistema elétrico R$ 2.366.487 2.366.487 2.366.487 2.366.487 9.465.947 Participação financeira da concessionária R$ 83.721 83.721 83.721 83.721 334.882 Total R$ 7.914.594 7.914.594 7.914.594 7.914.594 31.658.377
