Relatório de Contribuições a AP no 016/2008 · o modelo de Empresa de Referência da referida Resolução. Posteriormente a ANEEL, em 21 de janeiro de 2008, por meio do Ofício

Relatório de Contribuições a AP no 016/2008

Informações Adicionais para o Aprimoramento da Segunda Revisão Tarifária Periódica

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Índice

1. MENSAGEM INICIAL .......................................................................................................................... 4 2. CONSIDERAÇÕES INICIAIS ............................................................................................................. 5 3. EVOLUÇÃO DA CONCESSÃO ENTRE A ASSINATURA DO CONTRATO DE CONCESSÃO E A SEGUNDA REVISÃO TARIFÁRIA .......................................................................... 6 4. ALGUMAS DAS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DA ÁREA DE CONCESSÃO DA COELBA ............................................................................................................................................................. 8 5. SEGUNDA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA COELBA ................................................ 16

5.1. PARCELA A ..................................................................................................................................... 16 5.1.1. Perdas Elétricas ...................................................................................................................... 17 5.1.2. Compra de Energia Elétrica ................................................................................................ 21

5.1.2.1. Montantes Contratados e Preços .............................................................................................. 21 5.1.2.1.1. Preço do Contrato Termoaçu ................................................................................................ 21 5.1.2.1.2. Preço do Contrato Termopernambuco ................................................................................ 22 5.1.2.1.3. Preço dos Contratos CCEAR – Produtos de Energia Nova (A-3) .................................. 23 5.1.2.1.4. Valoração das Sobras ............................................................................................................. 23

5.1.3. Encargos Tarifários Setoriais .............................................................................................. 25 5.1.4. Custo de Transporte de Energia Elétrica .......................................................................... 25

5.2. PARCELA B ..................................................................................................................................... 26 5.2.1. Base de Remuneração ........................................................................................................... 26 5.2.2. Quota de Reintegração .......................................................................................................... 27 5.2.3. Custos Operacionais .............................................................................................................. 28

5.2.3.1. Conjunto I – Inconsistências no Cálculo ................................................................................. 29 5.2.3.1.1. Erros de Planilha .................................................................................................................... 29 5.2.3.1.2. Supervisão de Pessoal de Atendimento Comercial e Supervisão do Pessoal Técnico Comercial 36 5.2.3.1.3. Tarefas de O&M ...................................................................................................................... 36 5.2.3.1.4. Atendimento Comercial ......................................................................................................... 46 5.2.3.1.5. Perdas não Técnicas ............................................................................................................... 50 5.2.3.1.6. Combate à Inadimplência ..................................................................................................... 53

5.2.3.2. Conjunto II – Aperfeiçoamentos dos Critérios e Parâmetros ............................................. 55 5.2.3.2.1. Estrutura Central e Empregados da Estrutura Central ................................................ 55 5.2.3.2.2. Estrutura e Empregados das Gerências Regionais ......................................................... 76 5.2.3.2.3. Consumidores Faturados e Consumidores Cadastrados ................................................ 78 5.2.3.2.4. Insumos e Outros Gastos Administrativos ........................................................................ 78 5.2.3.2.5. Aluguéis de Imóveis ............................................................................................................... 79 5.2.3.2.6. Aluguéis de Móveis ................................................................................................................. 79 5.2.3.2.7. Eletricidade, Água e Esgoto .................................................................................................. 80 5.2.3.2.8. Limpeza da Estrutura Central, Gerências Regionais, Teleatendimento e Atendimento Comercial .............................................................................................................................. 80 5.2.3.2.9. Sistemas de Informática ........................................................................................................ 80

5.2.3.2.9.1 Sistemas Centrais ............................................................................................................ 81 5.2.3.2.9.2 PC’s ...................................................................................................................................... 96 5.2.3.2.9.3 Sistemas de Comunicação............................................................................................... 96

5.2.3.2.10. Veículos para a Estrutura Central ................................................................................... 100 5.2.3.2.11. Áreas e Insumos do Pessoal de O&M .............................................................................. 101 5.2.3.2.12. Edição e Envio de Outros Documentos - Parâmetros ................................................... 101 5.2.3.2.13. Custos de Leitura de Medidores ....................................................................................... 103 5.2.3.2.14. Crédito de ICMS de Materiais de Despesa ..................................................................... 103 5.2.3.2.15. Crescimento do Processo Comercial e do Processo de O&M ....................................... 105 5.2.3.2.16. Exames Periódicos ............................................................................................................... 105

5.2.3.3. Conjunto III – Itens não Considerados .................................................................................. 107 5.2.3.3.1. Participação dos Empregados nos Lucros e Resultados – PLR ................................... 107 5.2.3.3.2. Verbas Rescisórias e de "Turn Over" ................................................................................ 108 5.2.3.3.3. Gestão Ambiental ................................................................................................................. 109 5.2.3.3.4. Conselho de Consumidores ................................................................................................. 110 5.2.3.3.5. Participação em Organismos Institucionais e Representativos .................................. 111

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5.2.3.3.6. Logística em Depósitos e Almoxarifados .......................................................................... 112 5.2.3.3.7. Sistemas Fotovoltaicos ........................................................................................................ 112 5.2.3.3.8. Indenização de Danos em Equipamentos Elétricos ....................................................... 114 5.2.3.3.9. Contencioso Cível .................................................................................................................. 115 5.2.3.3.10. Contencioso Trabalhista ..................................................................................................... 116

5.2.3.4. Custos Operacionais - Conclusão ............................................................................................ 117 6. FATOR X .............................................................................................................................................. 119

6.1. PLANO DE INVESTIMENTOS ....................................................................................................... 119 6.1.1. Introdução .............................................................................................................................. 119 6.1.2. Histórico dos Investimentos ............................................................................................... 120

6.1.2.1. Investimentos Realizados entre a Assinatura do Contrato de Concessão e a 1ª Revisão Tarifária Periódica .......................................................................................................................................... 120 6.1.2.2. Investimentos Realizados entre a 1ª e a 2ª Revisão Tarifária Periódica ........................ 125

6.1.3. Plano de Investimentos para o Período de 2008 a 2013 ............................................... 131 6.1.4. Avaliação dos Investimentos .............................................................................................. 133

6.1.4.1. Análise da Proposição Metodológica da ANEEL ................................................................. 133 6.1.4.1.1. Utilização de Valores Incorretos ........................................................................................ 133 6.1.4.1.2. Imposição de Ganhos de Produtividade Futura ............................................................. 136

6.1.4.1.2.1 Indicadores de Produtividade ...................................................................................... 136 6.1.4.1.2.2 Redução Acentuada no Custo Médio por Unidade de Demanda Agregada (R$/MW) 139

6.1.4.1.3. Inexistência de Avaliação de Possíveis Alterações Estruturais .................................. 143 6.1.4.2. Especificidades Estruturais do Programa De Investimentos ........................................... 144

6.1.4.2.1. Universalização Urbana ...................................................................................................... 144 6.1.4.2.1.1 Custo da Universalização Urbana .............................................................................. 146

6.1.4.2.2. Universalização Rural (Programa Luz para Todos) ...................................................... 151 6.1.5. Conclusão ............................................................................................................................... 155

7. COMPONENTES FINANCEIROS EXTERNOS À SEGUNDA REVISÃO TARIFÁRIA ... 160 7.1. CPMF ........................................................................................................................................... 160 7.2. P&D SOBRE COMPONENTES FINANCEIROS 2003-2006 ......................................................... 162 7.3. PIS/COFINS SOBRE COMPONENTES FINANCEIROS 2003-2005 .......................................... 164

8. SERVIÇO TAXADO ........................................................................................................................... 165 9. CONSIDERAÇÕES FINAIS ............................................................................................................ 166

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1. Mensagem Inicial

Este documento apresenta as contribuições da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba) para a Audiência Pública, AP n° 016/2008, que trata da proposta da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para a segunda revisão tarifária periódica da concessionária.

De acordo com o Planejamento Estratégico da ANEEL, a sua missão é “Proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre agentes e em benefício da sociedade”. Nesse sentido, a revisão tarifária se constitui em um mecanismo fundamental para o equilíbrio econômico e financeiro da Coelba. Ela é a oportunidade para o estabelecimento de uma receita compatível com as necessidades de um serviço de distribuição de energia elétrica que atende a 4.3 milhões de consumidores, localizados em uma área de 565 mil km2 (área equivalente a formada pelo conjunto dos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina e Paraná), operando e mantendo um sistema elétrico constituído por 180 mil km de redes elétricas e 273 subestações (138, 69 e 34 kV).

Assim, a Coelba acredita que as contribuições ora aportadas permitirão a ANEEL estabelecer uma receita requerida correta e adequada, cujo montante atenda, com equilíbrio, os seus interesses, de seus consumidores e do Estado Brasileiro, em benefício da perenidade dos serviços de distribuição no Estado da Bahia, com qualidade e segurança.

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2. Considerações Iniciais

Conforme dispõe o Contrato de Concessão de distribuição de energia elétrica n 010/97, assinado entre a União e a Coelba, em 08/08/97, a primeira revisão tarifária periódica da concessionária foi realizada em abril de 2003. O reposicionamento tarifário permaneceu provisório em 2003 e 2004, sendo seu valor definitivo estabelecido em abril de 2005, em função do processo de validação da base de remuneração.

A segunda revisão tarifária da Coelba será concluída em 22 de abril de 2008. Para a segunda revisão da Coelba foi estabelecido, conforme Despacho ANEEL nº 2.490, de 09/08/07 e Despacho n° 489, de 15/02/08, o seguinte cronograma:

• Expedição de Ofício ANEEL solicitando informações a Coelba em 13/08/07;

• Encaminhamento das informações pela Coelba em 11/10/07;

• Apresentação da proposta inicial por parte da ANEEL em 27/11/07 (prazo prorrogado pela ANEEL para o dia 29/11/07);

• Manifestação formal da Coelba sobre a proposta da ANEEL em 11/01/08 (prazo prorrogado pela ANEEL para o dia 15/01/08);

• Consulta pública via Internet em 28/02/08;

• Audiência Pública em Salvador – BA em 27/03/08; e

• Publicação do resultado da segunda revisão tarifária da Coelba em até 22/04/08.

Conforme cronograma, em 29/11/07, a ANEEL apresentou, formalmente, a sua proposta inicial para a segunda revisão tarifária periódica da Coelba, sobre a qual esta concessionária fez a sua manifestação em 15/01/08.

Em relação aos custos operacionais, a ANEEL apresentou a sua primeira proposta considerando a metodologia da Empresa de Referência tendo como modelo básico o estabelecido nos termos da Resolução n° 234, de 31 de outubro de 2006. Nesse contexto, a manifestação da Coelba, apresentada em 15/01/08, também considerou o modelo de Empresa de Referência da referida Resolução.

Posteriormente a ANEEL, em 21 de janeiro de 2008, por meio do Ofício n 27/2008, encaminhou à Coelba nova proposta de custos operacionais, agora adotando como modelo básico de Empresa de Referência aquele que está sendo submetido à Audiência Pública, AP n° 052/2007. Dessa forma, a Coelba apresentou, em 15/02/08, uma segunda manifestação sobre os custos operacionais propostos pela ANEEL.

Em 28/02/08 a ANEEL disponibilizou, na internet, a Nota Técnica n° 052/2008 – SRE/ANEEL, com o objetivo de colocar em Audiência Pública (AP n° 016/2008) a metodologia e os resultados da segunda revisão tarifária periódica da Coelba. A citada AP tem prazo de contribuições até 26/03/08, sendo que a AP presencial será realizada na cidade de Salvador em 27/03/08.

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Assim, neste documento a Coelba apresenta, formalmente, as suas contribuições para o aprimoramento das metodologias e resultados propostos pela ANEEL para a sua segunda revisão tarifária periódica, conforme conteúdo disponibilizado na Nota Técnica n° 052/2008 – SRE/ANEEL.

Antes de apresentar as suas contribuições, cabe abordar duas questões relevantes. A primeira refere-se a evolução da concessão da qual a Coelba é titular, com vistas a explicitar o trabalho desenvolvido pela concessionária desde a assinatura do Contrato de Concessão. Enquanto que a segunda visa ilustrar as principais características dessa concessão.

3. Evolução da Concessão entre a Assinatura do Contrato de Concessão e a Segunda Revisão Tarifária

A Bahia é o 5° estado brasileiro em extensão territorial e o 4° em população, com uma área maior que da França (543.965 km2, 60 milhões de habitantes) e maior que a área da Espanha (505.954 km2, 40 milhões de habitantes), sendo o estado brasileiro com a maior costa marítima (1.183 km) e uma extensão de leste para oeste de cerca de 1.000 km. O Estado da Bahia tem uma população de 14 milhões de habitantes, distribuída em 565 mil km2, ou seja, uma densidade média de 25 habitantes/km2, tendo uma maior densidade demográfica nas regiões litorâneas. Por outro lado, o estado da Bahia apresenta o 19° PIB per capita, ficando apenas a frente de 8 estados brasileiros (Rio Grande Norte, Pernambuco, Pará, Ceará, Paraíba, Alagoas, Maranhão e Piauí).

No entanto, algumas características da área de concessão da Coelba apresentaram evolução significativa no período entre a assinatura do contrato de concessão e a primeira revisão tarifária, bem com no período entre a primeira e a segunda revisão tarifária. Algumas dessas mudanças são decorrentes do processo natural de transformação socioeconômica do estado da Bahia, e outras são decorrentes da própria atuação da concessionária no sentido de ampliar o serviço de distribuição de energia elétrica e provê-lo com qualidade e segurança, tendo como referência os regulamentos da ANEEL.

A tabela a seguir apresenta uma síntese da evolução das principais características da área de concessão da Coelba, no período compreendido entre a primeira e a segunda revisão tarifária periódica, comparativamente ao período entre a primeira revisão e a assinatura do contrato de concessão.

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Tabela – Evolução das Principais Características da Concessão da Coelba

Item Contrato de

Concessão (1) 1ªRevisão 2ª Revisão

Número de Consumidores 2.372.662 3.285.109 4.196.662 Universalização (Municípios) 0 0 57 Consumidores B. Renda ‐ 1.696.593 2.327.212 Energia Vendida (MWh) 8.427.007 8952.077 10.603.970 Demanda Atendida (MW) 1.600 1.778 1.974 Consumo Médio (kWh/mês) 295,9 227,1 222,3 km de Rede 113.598 144.197 178.427 Número de Transformadores ‐ 84.445 119.669 Investimentos R$ mil (*) ‐ 2.367.263 2.777.986 DEC (**) 31,56 17,40 14,82 FEC (***) 15,74 12,00 7,76 Perdas Não Técnicas 9,11 ‐ 6,79

(1) Características da concessão na época da assinatura do contrato de concessão (*) Investimentos nos cinco anos anteriores ao evento (**) Duração Equivalente de Interrupção (***) Freqüência Equivalente de Interrupção

Desde a assinatura do contrato de concessão, em 1997, a concessionária incorporou 1.824.000 novos consumidores, o que significa um crescimento de 76,9% na base de clientes, sendo que no período entre a primeira e a segunda revisão, 5 anos, incorporou 911.553 novos consumidores, ou seja, um crescimento de 27,7% na base de clientes. Cabe ressaltar que a grande maioria desses clientes é classificada como de baixa renda, e localiza-se na área rural. O crescimento do número de consumidores baixa renda, no período entre revisões, foi de 630.619, que representa 70% dos novos consumidores. Embora a energia vendida tenha crescido 25,8%, desde a assinatura do contrato de concessão, o consumo médio por unidade consumidora caiu 24,81%, passando de 295,9 kWh/mês para 222,3 kWh/mês, refletindo a característica dos novos consumidores, como demonstram os dois gráficos a seguir com dados atualizados até dezembro de 2007.

Gráfico – Evolução da Venda de Energia (MWh) e do Número de Consumidores

Gráfico – Evolução do Consumo Médio em kWh/mês

8.4279.194 9.158

9.7788.807 8.952 9.418 9.746

10.261 10.604 11.279

2.373 2.563 2.689 2.908 3.128 3.285 3.495 3.653 3.844 4.040 4.269

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Mercado (GWh) Clientes (un x mil)

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Gráfico – Evolução do Consumo Médio (kWh/mês)

Por outro lado, a evolução da atuação da Coelba em sua área de concessão pode ser constatada por meio de alguns expressivos resultados. Inicialmente, a questão da universalização. Quando da realização da primeira revisão tarifária, em 2003, nenhum dos 415 municípios do estado da Bahia, atendidos pela Coelba, estava universalizado. Hoje, 57 já o são, inclusive a capital Salvador.

Desde a assinatura do contrato de concessão a Coelba construiu 64.829 km de rede elétrica, aproximadamente 1,6 vezes o perímetro do planeta terra, sendo que no período entre revisões, construiu 34.230 km de rede elétrica e instalou 35.224 transformadores. Reduziu as perdas não técnicas em sua área concessão de 9,11% para 6,79%. No que se refere à qualidade do serviço, a concessionária alcançou significativos resultados, reduzindo o DEC de 31,56, em 1997, para 17,4, em 2003, e para 14,82 horas, em 2007. O FEC foi reduzido de 15,74, em 1997, para 12,00, em 2003, e para 7,76 interrupções, em 2007. Tudo isto é reflexo de investimentos anuais médios de R$ 514 milhões. Cabe mencionar que nos últimos 10 anos a Coelba investiu R$ 5,1 bilhões nas suas atividades de distribuição, dando conseqüências às tarifas que recebe de seus consumidores. Tal ordem de investimentos significou, por exemplo, o aumento da rede de distribuição em 57%.

4. Algumas das Principais Características da Área de Concessão da Coelba

A área de concessão da Coelba apresenta algumas características paradoxais, de um lado é a 3ª em número de consumidores e a 5ª em extensão territorial, de outro lado é a 19ª em PIB per capita e 86,3% dos seus consumidores são residenciais, dos quais a maioria é classificada como de baixa renda, conforme demonstra o gráfico a seguir.

295,9 299,1 283,8 280,2

234,6 227,1 224,6 222,3 222,5 218,7 222,3

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

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Gráfico – Participação Percentual das Classes de Consumo

Na área de concessão da Coelba existem 415 municípios. Devido à grande extensão territorial da concessão, para efeito de atuação operacional, a Coelba divide o estado em 6 regiões, a saber: 1) Região Metropolitana, que engloba 10 municípios em torno de Salvador; 2) Região Central, que engloba 119 municípios; 3) Região Norte, que engloba 61 municípios; 4) Região Sul, que engloba 70 municípios; 5) Região Oeste, que engloba 55 municípios e 6) Região Sudoeste, que engloba 100 municípios.

A tabela e a figura a seguir demonstram a grande diversidade do Estado da Bahia, em termos de densidade de habitantes. Como pode ser constatado existe uma grande concentração na Região Metropolitana e uma densidade muito baixa nas Regiões como a Oeste e Norte.

Tabela – Localização Geográfica e Densidade de Consumidores por Região

Item Quantitativo(1) Extensão(2) Densidade(3) Metropolitana 3.350.523 3.339 1003 Central 3.334.739 85.825 39 Norte 1.641.643 128.269 13 Sul 2.035.772 54.642 37 Oeste 1.223.961 187.314 7 Sudoeste 2.363.508 105.303 22

(1) Referência: Censo Demográfico 2000 – IBGE, (2) Extensão: km2 e (3) Densidade: Consumidores/km2

Ano 2006 - Contratos Ativos

Outros1,5%Residencial

86,3%

Rural4,8%

Industrial0,5% Comercial

7,0%

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O gráfico a seguir apresenta um comparativo entre algumas das concessionárias de distribuição de energia elétrica no que se refere a quantidade de consumidores/km2. Constata-se que a Coelba possui uma baixa densidade de consumidores, da ordem de 6,5 consumidores/km2, abaixo até mesmo de outras concessionárias do Nordeste como a Energipe, Celpe, Cosern e Coelce, fato de eleva de forma significativa os seus custos operacionais.

(2006)(2006)

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Gráfico – Densidade Comparativa de Consumidores/km2

O PIB per capita da Bahia é de R$ 6.583,00 (fonte: IBGE 2005), ou seja, é o 19° PIB dos 27 estados da Federação, portanto apenas 8 estados possuem PIB per capita mais baixo. A taxa de escolaridade é superior a 80% até os 17 anos de idade, caindo para 37% na faixa de especialização técnica ou universitária. Como referência, 30% dos domicílios não tinham geladeira em 2005 (IBGE). Também como indicador de status social, 25% da população não tem abastecimento de água por rede e 50% não tem fossa ou saneamento. Todos estes indicadores mostram que uma parte significativa da população não atinge níveis de conforto socioeconômico mínimos, nos patamares atuais de referência. Em relação ao nível de renda, o PIB médio está alavancado por algumas atividades de grande valor agregado global, como é o exemplo das indústrias do Centro Industrial de Camaçari e do Pólo Petroquímico de Camaçari, mas que não têm incidência significativa para a população em geral.

313,1

132,0

35,025,9 24,9 21,2 16,3 15,8 15,7 15,2 11,8 10,4 6,5 1,9

-

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

LIG

HT

BAN

DEI

RAN

TE

CPFL

ENER

GIP

E

CELP

E

CELE

SC

COPE

L

SAEL

PA

COSE

RN

COEL

CE RGE

CEM

IG

COEL

BA

ENER

SUL

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Tabela – Aspectos Socioeconômicos Comparativos

Indicador Bahia (1) São Paulo(2)

Grau de Urbanização 66,30 94,25 Domicílios com Abasecimeno de Água 2.237.222 8.768.159 Domicílios com Acesso a Coleta de Esgotos 580.325 6.888.115 Taxa de Mortalidade Infantil 38,7/mil 17,4/mil Taxa de Analfabetismo 21,4% 5,0% Percentual com 1° Grau Completo 20,6% 37,0% Percentual com 2° Grau Completo 11,5% 20,6% Percentual com Nível Superior 3,6% 11,8% Porcentagem da População com Até 2 S.M. 89,5% 67,7% Renda Domiciliar Per Capita R$6.350 R$13.725 Renda Domiciliar Per Capita 40% Mais Pobres R$23 R$76 Proporção de Pessoas Pobres 38,6% 14,8% Proporção de Pessoas em Extrema Pobreza 36,3% 31,9%

(1) e (2) Fonte: IBGE – Pesquisa Nacional por Amostra Domiciliar de 2005

As diferenças observadas, por exemplo, entre a Bahia e São Paulo, nos aspectos de saúde, saneamento, instrução e renda, comprovam, por fatos, o baixo nível socioeconômico de grande parte da população atendida pela Coelba, conforme enfatizado nos parágrafos anteriores. Essa discrepância é, sem dúvida, uma especificidade que avoluma os desafios para a prestação do serviço de distribuição, com relação a semelhante atividade nas regiões mais desenvolvidas do País. O gráfico abaixo apresenta o comparativo entre o IDH – Índice de Desenvolvimento Humano dos estados onde se localiza cada concessionária mencionada.

Gráfico – Comparativo entre o IDH dos Estados onde se Localiza a Concessionária

0,822 0,820 0,820 0,814 0,807 0,787 0,778 0,773 0,7650,705 0,705 0,700 0,688

CEL

ESC

CPF

L

BA

ND

EIR

AN

TE

RG

E

LIG

HT

CO

PEL

ENER

SUL

CEM

IG

ESC

ELSA

CEL

PE

CO

SER

N

CO

ELC

E

CO

ELB

A

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Complementando os dados gerais expostos, é importante acrescentar algumas informações do mercado da concessionária. Um dos dados mais relevantes é a quantidade de consumidores classificados como baixa renda, aproximadamente 48% dos consumidores residenciais, com consumo médio de 52,65 kWh/mês, resultantes de uma baixa condição socioeconômica. Essa quantidade de consumidores representa uma população de aproximadamente quatro vezes este número, ou seja, 7 milhões de habitantes. Esses números podem ser considerados conservadores, já que não estão sendo computados os consumidores ligados irregularmente, que predominantemente, se concentram nesse segmento da população. A tabela a seguir apresenta o quantitativo das principais classes de consumo na área de concessão da Coelba.

Tabela – Principais Classes de Consumidores na Área de Concessão da Coelba

ITEM Quantitativo Consumo Consumo Médio

Total de Consumidores 4.184.374 7.470.646 223,17 Consumidores Residenciais 1.868.371 1.700.992 113,80 Consumidores Baixa Renda 1.755.480 978.986 69,71 Consumidores Industriais 20.234 1.416.241 8.749,14 Consumidores Comerciais 285.901 1.516.409 663,00 Consumidores Rurais 193.635 616.925 398,25 Demais Consumidores 60.753 1.241.093 2.553,57 Referência: Mês de Agosto/07, Consumo do período de Janeiro a Agosto/07 em MWh e Consumo médio em kWh/mês

O gráfico a seguir apresenta o comportamento do consumo médio mensal residencial e o consumo médio dos consumidores classificados como baixa renda a partir da implantação do PLPT, ambos em kWh/mês.

Gráfico – Comportamento do Consumo Residencial e Baixa Renda

112,0 116,5 113,9 112,6

89,183,9 87,6 87,3 88,7 87,5 90,9

56,153,251,350,0

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Residencial Convencional Residencial Baixa Renda

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Também é importante mencionar que 61% das perdas não-técnicas da Coelba estão na Região Metropolitana de Salvador. Nessa região existe uma questão social específica, com grandes áreas de favela, e atualmente com a particularidade de crescer verticalmente. Estas áreas desenvolvem um comportamento específico na conduta dos consumidores, como acontece em outras áreas metropolitanas, com população de níveis socioeconômicos muito baixos. Aqui o fenômeno começa por razões sociais, mas se transforma num problema cultural enraizado, que apresenta extraordinárias barreiras para a mudança.

A Figura a seguir apresenta as áreas onde a população tem rendimento menor que três salários mínimos por domicílio, o que dá uma idéia clara do contexto da área de Salvador.

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Figura – Renda por domicílio no município de Salvador

- áreas com rendimento menor que 3 salários mínimos por domicílio

Recente estudo realizado pela Fundação Getúlio Vargas (FGV), datado de 04/01/08, que analisa qualitativamente e comparativamente a performance socioeconômica da Bahia, no período de 1997/2006, apresenta, em síntese, entre outras, as seguintes conclusões:

“A renda per capita do estado, apesar de ter crescido mais do que a média nacional, em 2006 ainda mantinha-se em R$ 292,00 por habitante, substancialmente inferior aos R$ 489,00 verificados para o Brasil como um todo.

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Na área social, as taxas se pobreza e de indigência encontradas no Estado da Bahia ficaram consistentemente superiores às médias nacionais, e um pouco inferiores às da Região Nordeste. Apesar da diminuição destas diferenças a partir de 2003, elas ainda são significativas. O percentual de indivíduos pobres na Bahia é 50% superior à média nacional, e de indivíduos indigentes, 81,8% superior.

Os principais indicadores na área de educação mostram a Bahia em situação significativamente pior do que a média brasileira, e equivalente, ou ligeiramente superior, à média do Nordeste. Em 2006, a taxa de analfabetismo no Estado era de 18,6%, ante a média nacional de 10,4%, enquanto que a escolaridade média da população total era de 4,7 anos de estudo, ante 5,7 anos na média do País. Adicionalmente, a relação alunos/professor é significativamente inferior na Bahia do que nas médias do Nordeste e do Brasil.

É inegável que a universalização do acesso residencial à energia elétrica, objetivada no Programa Luz Para Todos, tem o potencial para representar um fator importante do desenvolvimento no meio rural do Estado da Bahia. No entanto, sem estar acompanhada de mecanismos geradores de renda familiar que possam anular o impacto orçamentário gerado por sua introdução, tampouco do acesso a fatores impulsionadores das economias municipais, que possam anular a transferência geográfica de renda, não parece factível que a energia elétrica , por si só, represente papel econômico positivo na região. Isto é corroborado pelas análises que demonstram que o crescimento do emprego, no período de 2000 a 2006, nos principais alvos do PLPT, foi 66,1% inferior à média nacional, e que o crescimento da massa salarial foi 28,1% inferior”.

Todos os relatos e indicadores aqui descritos mostram que uma parte significativa da população tem baixas condições socioeconômicas, um dos fatores que tem incidência direta na explicação dos níveis de inadimplência, fraude e ligações clandestinas, bem como pressionam os custos operacionais da concessionária.

5. Segunda Revisão Tarifária Periódica da Coelba

Em relação à proposta de revisão tarifária apresentada pela ANEEL, constante da Nota Técnica n° 052/2008 e submetida a presente Audiência Pública, a Coelba centralizará as suas contribuições nos temas mais relevantes e que entende necessitam ainda de aperfeiçoamentos, quer do ponto vista metodológico, quer do ponto de vista do cálculo efetuado, quer do ponto de vista da decisão adotada pela ANEEL.

5.1. Parcela A

A Parcela A é formada por Compra de Energia Elétrica, Encargos Tarifários Setoriais e Custo com Transporte de Energia Elétrica. A Compra de Energia Elétrica é calculada considerando os contratos de compra de energia elétrica da concessionária, os preços contratuais vigentes na data da revisão tarifária e os montantes definidos para o ano–teste, período de abril de 2008 a março de 2009. Para os Encargos Tarifários Setoriais são considerados os valores vigentes na data da revisão. Para o cálculo do Custo com Transporte de Energia Elétrica são

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considerados os contratos de transporte, as tarifas vigentes e os montantes a serem transportados previstos para o ano–teste, acrescidos a esses custos, os valores dos encargos calculados para os pontos de conexão onde a concessionária recebe a energia elétrica para atendimento de seu mercado.

5.1.1. Perdas Elétricas

Quando do envio das informações solicitadas pela ANEEL, a Coelba encaminhou dois relatórios que apresentam estudos aprofundados sobre a situação das perdas técnicas e das perdas não técnicas, em sua área de concessão. Esses relatórios “Perdas Técnicas de Energia Elétrica” e “Perdas não Técnicas de Energia Elétrica” fazem parte do processo revisional da Coelba. Cabe nesse contexto registrar o esforço desenvolvido pela Coelba no combate às perdas não técnicas, dadas as características socioeconômicas da sua área de concessão.

Esse esforço é reconhecido pela próprio Regulador ao mencionar na NT n° 52/2008 que: “Diante de todo exposto acima: do histórico de perdas de energia da concessionária; da busca de melhores práticas de combate às perdas técnicas e não técnicas; dos custos operacionais envolvidos; do plano anual de investimentos visando redução das perdas técnicas; e do reduzido nível de perdas não técnicas da concessionária considerando a analise comparativa realizada, em consonância com a proposta de metodologia colocada em Audiência Pública, entendemos que o nível global de perdas na distribuição proposto pela Coelba para o ano-teste não é elevado.”

As perdas não técnicas têm se mostrado parte integrante da atividade de distribuição de energia elétrica, haja vista o comportamento histórico e atual nas diversas concessões de distribuição no País. Elas representam perda de receita, custo adicional para os consumidores regulares e desgaste para a concessionária no relacionamento com seus clientes.

Nesse contexto, a eficiência para conseguir a redução dos patamares de perdas não técnicas torna-se a questão chave, tendo em vista que parte das perdas econômicas é financiada pelos consumidores, através da tarifa, ou pelos acionistas, através da remuneração. Essa eficiência é alcançada com o conhecimento do problema na própria concessão, que é resultado de um aprendizado progressivo baseado no ajuste permanente de planos de ação, focando sempre nas causas e regiões mais relevantes, e da constante medição dos resultados obtidos.

Em resumo, as ações de combate às perdas não-técnicas são planejadas e executadas levando em consideração os seguintes fatores:

• Conhecimento da concessão. As características socioeconômicas e culturais da concessão são fatores essenciais para o entendimento do problema.

• Medição das perdas não técnicas na concessão, com mapeamento geográfico. Isto implica na realização de balanços energéticos anuais por nível de tensão, onde se podem identificar os fluxos de energia, as perdas técnicas e não técnicas.

• Definição das ações para mitigação do problema. Com base no aprendizado permanente e nos resultados das análises das medições, torna-

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se possível definir programas e ações que englobam diversas linhas de ação: inspeções, execução de obras especiais em redes, aplicação de novas tecnologias nas áreas mais críticas, campanhas de conscientização e de eficientização energética dirigida aos consumidores, ações em parceria com o poder público, com a justiça e com a polícia;

• Quantificação do impacto econômico. Os programas e ações têm custos associados, despesas e investimentos, que têm que ser avaliados em função dos resultados esperados e do efeito nos resultados econômicos da concessionária. Essa avaliação é importante para realimentar as decisões futuras.

Desde 1999, a Coelba elabora, anualmente, o Plano de Redução de Perdas que engloba ações de vários departamentos. Esses planos são de caráter corretivo e/ou preventivo. As ações corretivas visam prospectar e regularizar irregularidades que gerem perdas e as ações preventivas ou estruturantes tem como finalidade bloquear o acesso à energia elétrica não medida e consolidar uma cultura que impeça o surgimento de novas irregularidades.

Os custos para execução desses planos, entre 2002 e 2007, estão descritos na tabela abaixo. Os valores históricos apresentados abaixo estão em moeda corrente.

Tabela – Resumo dos gastos com o Plano de Redução de Perdas Não-Técnicas entre 2002 e 2007

Item 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Investimentos (R$ milhão)

12,5 14,7 18,0 22,1 29,8 85,0

Despesas (R$ milhão) 14,8 13,6 13,9 14,3 17,5 16,3

As ações desenvolvidas e seus resultados são acompanhados mensalmente para que se possa avaliar a estratégia e o andamento dos planos de ação.

Na tabela a seguir, são demonstrados os resultados anuais alcançados.

Tabela – Resultados anuais de 2002 a 2007

Inspeções em consumidores

Ligações Clandestinas

Regularizadas

Realizadas Com perda Acerto MWh MWh

Ano % Recuperado Agregado

2002 8.268 61.817 17.162 28 96.285 27.730 2003 11.790 83.779 18.764 22 58.100 16.733 2004 11.969 81.819 21.550 26 53.387 15.375 2005 13.099 93.934 26.548 28 67.388 19.408 2006 14.866 82.106 27.425 33 90.384 26.031 2007 16.258 209.606 93.946 44 153.951 44.338 Total 76.250 613.061 205.395 519.495 149.615

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Nesse período, como pode ser visto na tabela acima, a Coelba não só vem sistematicamente ampliando seus esforços de regularização de ligações clandestinas e inspeção/detecção de irregularidades, mas também vem melhorando seus métodos, o que se reflete diretamente no crescimento do índice de acertos, que aumentou de 28% para 44%.

O combate às perdas não técnicas requer um esforço econômico na procura de um resultado que tem, em principio, um benefício esperado. O que ocorre habitualmente, entretanto, é que o benefício não recupera os recursos aplicados, ou seja, o esforço não é devidamente remunerado.

O fato conhecido da experiência na área de concessão da Coelba é que não haverá recuperação integral dos recursos aplicados para qualquer plano selecionado. Assim, fica o dilema de conhecer quanto diminuirão as perdas em função dos recursos que serão aplicados. A correlação entre recursos aplicados e resultados obtidos é particular de cada concessão e, para complicar, vai se alterando no decorrer do tempo. A conduta prudente da concessionária é testar permanentemente esta correlação, evitando entrar em níveis de recursos aplicados com recuperação claramente decrescente.

Do ponto de vista econômico, algumas ações específicas são deficitárias, questão que se explica por duas razões. Por um lado pela classe de consumidores de baixa condição sócio-econômica com baixo faturamento frente a custos de combate que não estão na mesma proporção. Por outro lado pelo fato de que o nível de perdas não técnicas está num patamar vinculado essencialmente a fraudadores persistentes, onde as regularizações são replicadas permanentemente por novas fraudes.

O impacto econômico do combate às perdas é negativo nos resultados da concessionária, dadas as características particulares da área de concessão. Isto tem como conseqüência a necessidade de extrema prudência nos recursos aplicados com esses objetivos e a consideração de recursos adicionais na tarifa para sustentação dos programas e ações de combate às perdas.

Os possíveis planos de combate às perdas que a concessionária pode adotar necessitam de uma compensação para o restabelecimento do equilíbrio econômico-financeiro. Esta compensação poderá ser incluída na tarifa, com pequeno impacto. Se comparados os montantes necessários para esta compensação com a receita da concessionária, rapidamente se visualiza que o impacto nas tarifas é marginal.

Cabe ressaltar que nesta análise realizada sob o ponto de vista da distribuidora, não estão incluídos outros impactos externos positivos na capacidade de geração e transmissão, questão que deve ser levada em consideração pela ANEEL.

Concluindo, a Coelba tem um histórico permanente de combate às perdas elétricas, notadamente as perdas não técnicas. A recuperação histórica de perdas não técnicas, não se refletiu em redução efetiva do índice de perdas, devido às novas fraudes. Ainda assim, esse esforço de recuperação foi responsável pela manutenção das perdas no mesmo patamar. A inexistência dessas ações implicaria, seguramente, em um crescimento constante das perdas que poderiam atingir montantes imprevisíveis.

Portanto, combater perdas não técnicas demanda recursos significativos, envolve condições culturais e socioeconômicas específicos da região da concessão e nem sempre leva à redução dos seus valores.

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Vale destacar que para o próximo período de 2008 a 2013 a Coelba vai continuar investindo em programas de combate as perdas não técnicas com aplicação de tecnologias de medição, blindagens, utilização de redes pré-reunidas, alem das ações de inspeção e prospecção das irregularidades.

A execução dos planos de combate as perdas não técnicas até 2013 exigirá da concessionária uma grande esforço para que se possa cumprir os níveis perdas não técnicas estabelecidos pelo órgão Regulador. Esse esforço deve-se sobre tudo, ao tamanho da área de concessão e aos fatores socioeconômicos desfavoráveis.

Em relação às perdas técnicas, cabe mencionar que quando do encaminhamento das informações à ANEEL, a Coelba não informou na tabela 2 a energia fornecida sem rede associada uma vez que havia interpretado de forma incorreta o termo "sem rede associada". O fato é que a Coelba atende uma variedade enorme de condomínios verticais e clientes rurais ligados logo após o transformador de distribuição. Assim, deveria ter sido informado o valor de 793.722 MWh como energia fornecida sem rede associada. Esta energia não transita na rede de baixa tensão. Cabe mencionar, que na tabela 9 das informações encaminhadas (circuitos BT) todos os transformadores da Coelba foram indicados, inclusive os que não possuem rede secundária. Portanto, a Coelba entende que o correto é desconsiderar a energia calculada correspondente a esses trafos que não têm rede secundária associada (ou seja, para as células da coluna "U" vinculadas ao comprimento total da rede secundária dos arquivos CircBT1de3.xls, CircBT2de3.xls e CircBT3de3.xls que apresentam valor igual a zero). No cálculo efetuado pela ANEEL, a energia calculada destes transformadores foi considerada na estimativa do fator de correção das perdas do segmento BT e, portanto, não deveria ter sido, uma vez que esta energia não transita pela rede de baixa tensão. Também cabe ressaltar que a fórmula usada para o cálculo das perdas nos ramais de ligação, da tabela 5, não está contemplando o número de condutores com circulação de corrente, que são 2 para ramais monofásicos e bifásicos e 3 para ramais trifásicos.

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5.1.2. Compra de Energia Elétrica

5.1.2.1. Montantes Contratados e Preços

Em relação à compra de energia apresentada pela ANEEL na proposta em Audiência Pública, verifica-se necessidade de ajustes nos seguintes itens:

• Preço do Contrato Termoaçu;

• Preço do Contrato Termopernambuco;

• Preço dos Contratos CCEAR – Produtos de Energia Nova (A-3); e

• Valoração das sobras.

Cabe ressaltar, que foram considerados para a atualização dos preços dos contratos, os índices econômicos já realizados até fevereiro de 2008, e aqueles estimados, apenas para o mês de março de 2008, conforme previsão da proposta ANEEL, os quais devem ainda ser substituídos pelos índices definitivos a serem publicados oportunamente.

5.1.2.1.1. Preço do Contrato Termoaçu

Na proposta apresentada pela ANEEL foram utilizados os seguintes valores de COMB (Valor do combustível Gás Natural segundo a Portaria Interministerial n° 234/2002):

COMB fev/03 mar/081,4576 1,1873

No entanto, conforme cálculos apresentados a seguir verifica-se os seguintes valores:

COMB fev/03 mar/088,7307 7,0906

Dessa forma, o preço de repasse da energia elétrica proveniente de, referente a abril de 2008, é de R$ 106,49/MWh, conforme se verifica na tabela abaixo:

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TERMOAÇU K1 31% K2 30% K3 39%

IGPM fev/03 283,51 IGPM mar/08(*) 382,24

IVC fev/03 3,5908 IVC mar/08(*) 1,7601 COMB fev/03 8,7307

COMB mar/08(*) 7,0906 Peo (MAR/03) 124,88 Pei (ABR/08) 106,49

Repasse 106,49 (*) Previstos índices de mar/08

5.1.2.1.2. Preço do Contrato Termopernambuco

Para o contrato com a Termopernambuco na proposta em Audiência Pública, foram utilizados valores estimados com base nos preços de 2007 e atualizados pela estimativa de variação do IGPM.

A seguir é apresentado o cálculo do repasse da Termopernambuco, conforme critérios do contrato e da Resolução n° 488/2002:

TERMOPERNAMBUCO K1 25% K2 41% K3 34%

IGPM fev/03 204,31 IGPM mar/08 382,24

IVC fev/03 2,3758 IVC mar/08 1,7601

COMB fev/03 5,9896 COMB mar/08 7,0906

VNo (JUL/2001) 91,0600 Peo (MAR/03) 104,719 VN (ABR/08) 109,6447Pei (ABR/08) 126,09

Repasse(1,115*VN) 122,25

Dessa forma, o preço de energia elétrica da Termopernambuco para repasse às tarifas, referente à abril de 2008, é de R$ 122,25/MWh.

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5.1.2.1.3. Preço dos Contratos CCEAR – Produtos de Energia Nova (A-3)

Foi verificado que para os contratos CCEAR relativos aos produtos de Energia Nova (A-3) com início em 2008 de fonte térmica, foram utilizados os preços originais dos leilões realizados em 2005 e 2006.

Conforme consta nos respectivos contratos, tais produtos têm seu reajuste concatenado com o reajuste de concessionária distribuidora, principalmente após o início de fornecimento, o que já ocorreu em jan/2008. Além disso, nos últimos meses de jan/08 e fev/08, tais contratos vem apresentando preços bem mais elevados em função da geração registrada e dos custos relativos à parcela variável.

Ressalta-se que o art. 39 do Decreto n° 5163/xx prevê o repasse integral dos custos incorridos com tais contratos:

“Art. 39. Para os produtos com início de suprimento previsto para os anos de 2008 e 2009, observado o disposto nos §§ 3o e 4o do art. 36, será integral o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração decorrentes exclusivamente dos leilões realizados em 2005 e 2006, não se aplicando o previsto nos incisos I e II do caput do art. 36 e no art. 40. (Redação dada pelo Decreto nº 5.911, de 2006)” (grifos nossos)

Diante do exposto, a Coelba solicita a atualização dos produtos de energia nova, considerando o preço original do leilão atualizado pelo IPCA de forma concatenada ao seu reajuste tarifário, bem como a consideração dos custos integrais incorridos mensalmente em função da parcela variável, nas apurações da CVA de Energia.

Produto dos Leilões

Preços originais dos leilões Preços atualizados

Preço R$ / MWh

Referência IPCA Atualização Atualização pelo IPCA mar/08

Preço atualizadoR$ / MWh

Energia Nova ‐ Termo ‐ Leilão Dez/05 ‐ 2008 ‐ 2022

132,26 jan/06 2.535,40 abr/08 2.770,87 144,54

Energia Nova ‐ Termo ‐ Leilão Dez/05 ‐ 2009 ‐ 2023

129,26 jan/06 2.535,40 abr/08 2.770,87 141,26

Energia Nova ‐ Termo ‐ Leilão Jun/06 ‐ 2009 ‐ 2023

132,39 jul/06 2.574,39 abr/08 2.770,87 142,49

* foi usado o IPCA de mar/08 de 2.770,87 conforme índices previstos pela ANEEL na AP

5.1.2.1.4. Valoração das Sobras

Foi verificado que na apuração final do custo de compra de energia foi utilizado para valorar as sobras o custo médio de todos os contratos CCEAR de R$ 75,00/MWh, incluindo os contratos de energia nova.

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Valoração das Sobras:

Despesa

( R$) Tarifa

(R$/MWh)Energia (MWh)

SOBRA 117.544.720,91 75,00 1.567.231

Composição:

Modalidades CCEAR Tarifa Média

(R$/MWh) Custo (R$) Energia (MWh)

CCEAR ‐ Leilão ‐ Energia Velha 72,11 821.505.896,56 11.392.573,45 CCEAR ‐ Leilão de Ajuste 138,85 13.669.050,98 98.444,73

CCEAR ‐ Geração Distribuída ‐ ‐ ‐ CCEAR ‐ Leilão ‐ Energia Nova 131,52 62.056.194,29 471.821,29

Total 75,00 897.231.141,83 11.962.839,47

Conforme a Resolução Normativa N° 255/2007 (item 63 da Nota Técnica n° 046/2007-SRE/ANEEL), as sobras são tratadas segundo uma ordem de priorização de contratos, na qual o primeiro tipo de contrato a ser considerado como sobra são os CCEARs de Energia Existente, como segue:

“62. Assim, será adotada a seguinte ordem de corte nos montantes de compra de energia, de forma a atingir o nível de cem por cento de contratação:

1° - CCEAR de Energia Velha

2° - Leilão de Ajustes

3° - Geração Distribuída

4° - CCEAR de Energia Nova

5° - Contratos Bilaterais”

Assim, considerando apenas os CCEARs de Energia Existente tem-se:

Nova Composição:

Tarifa Média

(R$/MWh) Custo (R$) Energia (MWh)

CCEAR ‐ Leilão ‐ Energia Velha 72,11 821.505.896,56 11.392.573,45

Nova Valoração das Sobras:

Despesa

( R$) Tarifa

(R$/MWh)Energia (MWh)

SOBRA 113.011.310,96 72,11 1.567.231

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Diante do exposto, e de forma a manter coerência com os procedimentos a serem utilizados na apuração da sobrecontratação, a Coelba solicita a utilização do custo médio dos contratos CCEARs de Energia Existente de R$ 72,11/MWh, para valorar as sobras na apuração do custo de compra de energia.

5.1.3. Encargos Tarifários Setoriais

Os Encargos Tarifários Setoriais relativos à Reserva Global de Reversão (RGR), Taxa de Fiscalização sobre Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) são concatenados com a data da revisão, ou seja, os novos valores passam a vigorar a partir do movimento tarifário em questão. Já os encargos como a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), e com Operador Nacional do Sistema (ONS), são estabelecidos para o ano civil.

Assim, os três primeiros encargos estão com valores estimados, portanto provisórios, e serão definidos em data compatível com o atual processo revisional. Os demais já foram estabelecidos para o exercício de 2008, por meio dos seguintes regulamentos:

• CCC - Resolução nº 616, de 26 de fevereiro de 2008

• CDE - Resolução Normativa nº 291, de 27 de novembro de 2007;

• PROINFA - Resolução Homologatória nº 567, de 27 de novembro de 2007; e

• ONS – Resolução Autorizativa n° 772, de 19 de dezembro de 2006. A tabela a seguir apresenta os valores para os citados encargos tarifários setoriais.

Assim, os Encargos RGR, TFSEE e P&D ainda serão atualizados na data da segunda revisão tarifária da Coelba. Cabe mencionar que a ANEEL na NT n° 52/2008 estabelece para a quota de CCC da Coelba o valor de R$ 106.639.385,76, entretanto a Resolução n° 616/2008 define para essa mesma quota o valor de R$ 104.067.595,55.

5.1.4. Custo de Transporte de Energia Elétrica

Os custos com o Transporte de Energia Elétrica são formados pelos custos relativos ao uso da Rede Básica de transmissão, cujos montantes demandados são valorados pelas tarifas nodais e tarifas de fronteiras, pelos custos de conexão relativos às instalações de conexão e pelos custos relativos ao uso de sistemas de distribuição de outras concessionárias, cujos montantes são valorados pelas tarifas de uso do sistema de distribuição.

No que se refere ao CUSD (Uso dos Sistemas de Distribuição), a Coelba constata uma diferença entre o seu valor apurado, de R$ 7.896.244,00, e o calculado pela ANEEL, de R$ 7.673.874,15.

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5.2. Parcela B

A Parcela B é composta por custos operacionais, inadimplência (receitas não recuperáveis), remuneração de capital e quota de reintegração. A Parcela B é onde efetivamente se processa a revisão tarifária periódica. Os custos operacionais e a inadimplência são determinados pelo Regulador, a partir das características próprias da concessão em análise e de parâmetros de eficiência, que devem ser consistentes com a regulação por preço, preconizada pela Lei n° 9.427/96, para a atividade de distribuição. Para apuração da remuneração do capital, é necessária a apuração da estrutura de capital, do custo do capital e da base de remuneração líquida de depreciação. Para apuração da quota de reintegração são necessárias, a taxa média de depreciação dos ativos de distribuição e a base de remuneração bruta.

5.2.1. Base de Remuneração

A ANEEL na Nota Técnica n° 052/2008 afirma: “considerando-se que a ANEEL ainda não dispõe do valor da base de remuneração da Coelba, nos termos da Resolução n° 234/06, para efeito da presente revisão adotou-se como referência, em caráter provisório, os valores estimados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF) para a base de remuneração provisória, conforme Memorando n° 670/2007-SFF/ANEEL, de 28 de novembro de 2007”. Assim, pelo Memo n° 670/2007, a SFF recomendou para a Superintendência de Regulação Econômica - SRE/ANEEL, a utilização dos seguintes valores, referenciados a outubro de 2007, para compor a proposta preliminar de revisão tarifária da ANEEL:

• Base de Remuneração Bruta provisória de R$ 5.447.983.847,29;

• Base de Remuneração Liquida provisória de R$ 2.317.635.205,03;

• Obrigações Especiais (OE) de R$ 1.422.992.934,05; e

• Taxa de Depreciação média de 4,56%.

Entretanto, o montante de investimento realizado a ser reconhecido na tarifa de energia elétrica da Coelba, ou seja, o valor da base de remuneração, é o valor dos ativos necessários para prestar o serviço de distribuição, nos termos da Resolução ANEEL nº 234, de 31 de outubro de 2006. Essa Resolução estabelece que para apurar a base de remuneração devem ser adotados na seqüência os seguintes procedimentos:

• a base de remuneração aprovada no primeiro ciclo de revisão tarifária deve ser blindada. Entende-se como base blindada os valores aprovados para o primeiro ciclo;

• da base blindada devem ser expurgadas as baixas ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária;

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• após a exclusão dessas baixas, ano a ano, os valores remanescentes devem ser atualizados pela aplicação do IGP-M;

• também deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, obtendo-se o valor da base de remuneração atualizada (1);

• as inclusões entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, desde que ainda em operação, são avaliadas utilizando-se a metodologia definida na Resolução n.º 234/2006 (2);

• os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração (item (1)) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária (item (2)).

Logo para estabelecer o valor da base de remuneração para o próximo período tarifário da Coelba, foi necessário avaliar a base incremental do último período tarifário por meio de empresa Avaliadora credenciada pela ANEEL. Nesse sentido, a Coelba encaminhou à ANEEL, em 22/01/08, o Laudo de Avaliação de sua base de remuneração, que encontra-se em processo de avaliação e validação por parte do Regulador.

Pela análise da Coelba, os valores apresentados preliminarmente pela ANEEL, estão inferiores aos valores apurados pelo Laudo de Avaliação. Essas diferenças decorrem do volume expressivo de adições ao Ativo Imobilizado em Serviço e Obrigações Especiais, entre a data de referência do Laudo de Avaliação, ou seja, 31/10/2007 e o último mês antes da revisão, onde tais informações serão consideradas para efeito da definição da base de remuneração da Coelba. Esse volume expressivo é resultado da expansão de redes e novas ligações rurais - Programa Luz para Todos, expansão de redes e novas ligações urbanas - Universalização e renovação de subestações e linhas de sub-transmissão.

Assim, o valor da base de remuneração constante dessa AP é provisório, sendo que o resultado definitivo será estabelecido após análise, pela ANEEL, do Laudo de Avaliação encaminhado pela Coelba.

A Coelba entende que fará jus a prazo adequado para pertinente análise e manifestação, caso venham existir diferenças entre os valores a serem definidos pela ANEEL para a base de remuneração e os valores constantes do Laudo de Avaliação encaminhado, pois considera que o Laudo apresentado reflete com correção os ativos disponibilizados para o serviço de distribuição em sua área de concessão.

5.2.2. Quota de Reintegração

Um aspecto que deve ser considerado na definição da quota de reintegração regulatória é o efeito fiscal da diferença entre a depreciação regulatória e a depreciação contábil.

Na medida em que a quota de reintegração regulatória compõe o cálculo das tarifas e, portanto, afeta a geração de receitas, sempre que essa quota for superior à depreciação e amortização contábeis, haverá um acréscimo de receita tributável sem

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contrapartida de despesa para efeito fiscal. Este efeito fiscal impede a plena recuperação do capital investido nos bens em serviço, pelos acionistas da Coelba.

Por conseguinte, para compensação deste efeito, a quota de reintegração regulatória necessita ser ajustada de acordo com a fórmula indicada abaixo:

Quota de Reintegração = Depr.Cont. + [(QRR – Depr.Cont.) / (1- IRPJ% – CSSL%)]

Onde:

Depr.Cont. = Depreciação calculada sobre os custos históricos originais;

QRR = Depreciação calculada sobre a Base de Remuneração Regulatória;

IRPJ% = alíquota de imposto de renda pessoa jurídica; e

CSSL% = alíquota de contribuição social sobre lucro.

Em conseqüência, também no cálculo do Fator Xe, o cálculo dos impostos sobre a renda também deverá ser efetuado considerando-se a depreciação a preços históricos.

Em virtude do exposto, a Coelba considera imprescindível, para a manutenção do equilíbrio econômico financeiro do seu contrato de concessão, que a ANEEL acresça à sua Receita Requerida, quantia equivalente ao ajuste relativo à diferença entre a depreciação regulatória e a contábil.

5.2.3. Custos Operacionais

A metodologia para cálculo dos custos operacionais foi estabelecida no Anexo I, da Resolução nº 234/06. Entretanto, a ANEEL, em 18/12/07, submeteu ao processo de Audiência Pública (AP n° 052/07) o novo modelo básico da Empresa de Referência (ER). A reunião presencial desta AP está prevista para 09/04/08, data a partir da qual a ANEEL iniciará as análises das contribuições para subsidiar seu processo decisório.

Embora o citado modelo esteja em processo de AP, a Coelba entende que, dada às características da concessão da qual é titular e a sua experiência como distribuidora de energia elétrica em uma área de 565.000 km2 , com mais de 4,3 milhões de clientes, pode ofertar à ANEEL importantes contribuições no sentido do aperfeiçoamento do modelo proposto. Ressalta-se, entretanto, que face à exigüidade dos prazos concedidos para as análises, tornou-se impossível uma exaustiva verificação de todos os itens que compõem os custos operacionais.

Com essas contribuições, a Coelba espera que os resultados alcançados sejam valores de custos operacionais corretos e adequados, em benefício da perenidade do serviço de distribuição de energia elétrica em sua concessão, com a qualidade e a segurança necessárias.

A análise dos custos operacionais propostos preliminarmente pela ANEEL será realizada e apresentada em 3 conjuntos distintos. O primeiro conjunto contempla itens onde a Coelba encontrou inconsistências nos cálculos constantes nas planilhas do modelo básico. O segundo conjunto contempla itens para os quais a Coelba propõe aperfeiçoamentos dos critérios e dos parâmetros utilizados para o cálculo dos seus valores. O terceiro conjunto contempla itens que não foram considerados

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no cálculo dos custos operacionais da Coelba. Os aprimoramentos propostos, com suas respectivas justificativas e argumentações, foram feitos considerando a segunda proposta preliminar de custos operacionais da ANEEL.

5.2.3.1. Conjunto I – Inconsistências no Cálculo

5.2.3.1.1. Erros de Planilha

Inicialmente cabe destacar que além dos itens que serão tratados neste conjunto, também é apresentado a seguir uma relação com 26 inconsistências detectadas na planilha do modelo básico da ER. Para cada inconsistência detectada é apresentado o seguinte detalhamento:

• Guia;

• Célula/Coluna/Linha;

• Onde se lê;

• Sugere-se;

• Observações.

Dessa forma, é necessário inicialmente a correção das seguintes inconsistências:

Item 1:

Guia: Dados Físicos.

Célula / Coluna / Linha : Não há.

Onde se lê: Não há.

Sugere-se: Criar linhas para introdução de parâmetros referentes à extensão (km) e a quantidade de câmaras para inspeção e passagem em Rede de Alta Tensão de 69 kV - Rede Subterrânea e criar as atividades de Operação e Manutenção destas redes.

Item: 2

Guia: Dados Físicos



Sugere-se: Criar linhas para introdução de parâmetros referentes à quantidade de postes de concreto em Rede de Ultra Alta Tensão igual a 230 kV - Rede Aérea Nua e criar atividades de Operação e Manutenção diferenciadas das estruturas metálicas.

Item: 3


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Célula / Coluna / Linha: Não há.


Sugere-se: Criar linhas para introdução de parâmetros referentes à quantidade de transformadores (mono, bi e trifásicos) abrigados em prédios em Equipamento de Rede de Média Tensão de 1 kV até 25 kV e criar atividades de Operação e Manutenção diferenciadas dos transformadores aéreos.

Item: 4


Célula / Coluna / Linha: Não há.


Sugere-se: Criar linhas para introdução de parâmetros referentes à quantidade de transformadores (mono, bi e trifásicos) abrigados em prédios em Equipamento de Rede de Média Tensão acima de 25 kV e abaixo de 69 kV e criar atividades de Operação e Manutenção diferenciadas dos transformadores aéreos.

Item : 5

Guia: Custo EPC-EPI

Célula / Coluna / Linha: Linhas 181 a 219. Coluna E

Onde se lê: Dnnn*(1+IGPM)

Sugere-se: Dnnn

Observações: Os preços dos EPC e EPI estão sendo atualizados duas vezes pelo IGPM 1: a primeira vez no preço Sem Impostos Atualizado (Coluna E) e a segunda no Preço Final (Coluna J).

Item : 6

Guia: Perdas Não Técnicas

Célula / Coluna / Linha: Cél. D55

Onde se lê: DataRevisao+2*366

Sugere-se: DataRevisao+1*366

Observações: Aparentemente se contou o ano bissexto duas vezes, o que faz o ano seguinte ao Ano Teste da COELBA aparecer como abr/10, quando o correto seria abr/09.

Item : 7

Guia : Tarefas de O&M

Célula / Coluna / Linha : Col. H

Onde se lê: CUSTOVEICULO (faixa definida como 'Custos de Veículo'!$D$8:$M$29)

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Sugere-se:CUSTOVEICULO (faixa definida como 'Custos de Veículo'!$D$8:$P$29)

Observações:Fórmula atual utiliza uma faixa definida como CUSTOVEICULO que está excluindo os veículos VEC 11, VEC12 e VEC13.

Item : 8

Guia : Tele atendimento

Célula / Coluna / Linha : Cél. M31

Onde se lê: 5%*$M$14*12

Sugere-se 5%*(a criar)*12

Observações:Fórmula atual utiliza como base para o cálculo dos Insumos, o valor total da remuneração COM encargos. O critério da ER prevê, para isso, o valor total da remuneração SEM encargos. Assim, é preciso criar uma tabela com as remunerações sem encargos.

Item : 9


Célula / Coluna / Linha : Cél's AQ457; AY457; AQ528; AY528; AQ615;

Onde se lê: AY615; AQ684 e AY684

Sugere-se Dados Físicos'!referidos ao Número de Subestações

Dados Físicos'!referidos ao Número de Transformadores

Observações:A Sílica Gel é utilizada, principalmente, nos transformadores de força.

Item : 10


Célula / Coluna / Linha : Cél's Mat 1 (K291; K310; K336; K353; K379; K395) e Mat 2 (N291; N310; N336; N353; N379; N395).

Onde se lê: 133 ou 134

Sugere-se "133" nas Cél's Mat 1 e "134" nas Cél's Mat 2.

Observações:"O modelo atual coloca, para a tarefa Substituir amortecedores de vibração, um AMORTECEDOR DE VIBRAÇÃO PREFORMADO (SVD-0103) para todas as redes e, apenas na Rede AT > 69 KV E < 230 KV LINHA VIVA, está também colocando um ESPAÇADOR DUPLO AMORTECEDOR PREFORMADO (AGSD-2250).O correto seria utilizar, para essa atividade, os dois materiais em todas as redes."

Item :11

Guia :Tarefas de O&M

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Célula / Coluna / Linha : "Colunas AS; AT; BA e BB.Linhas referentes à Manutenção Preventiva e Preditiva."

Onde se lê: Divisão do tempo de deslocamento pelo número de itens de tarefas preventivas ou preditivas independentemente se há ou não a atividade.

Sugere-se"Calcular o Tempo de Deslocamento Médio das Tarefas Preventivas (TMDpv) como a divisão do tempo de deslocamento (TMDpadrão) pelo número de tarefas preventivas executadas em um dia (QTDpv): sendo:

QTDpv = (7,5 horas - TMDpadrão) / TMEpv

TMEpv = SOMASE ( Preventiva ou Preditiva; QTD x TE ) / SOMASE (Preventiva ou Preditiva; QTD)

TMDpv = 1 TMDpadrão / ((7,5 horas - 1 TMDpadrão) / TMEpv)

Calcular o Custo de Pesssoal e de Veículos, utilizando-se a fórmula padrão =

(( TE + TMDpv ) / 60) * FreqQA)."

Observações:O modelo atual gera custo de deslocamento em atividades que não são feitas. Além disso trata como se cada atividade Preventiva ocorresse com igual freqüência. A fórmula sugerida resolve os problemas citados e simplifica os cálculos eliminando, inclusive, a necessidade de utilizar o número de SE´s.

Item :12

Guia :Perdas Não Técnicas

Célula / Coluna / Linha : Toda a Guia

Onde se lê: O modelo não está cumprindo a meta regulatória.

Sugere-se:Ver Guia "Base - Perdas Não Técnicas" neste arquivo. (Anexo VI)

Observações:O modelo atual está subdividindo o Combate à Perdas Não Técnicas em duas atividades que não estão se complementando adequadamente.

Item :13

Guia :Cluster2

Célula / Coluna / Linha : C140 e C194

Onde se lê: "VIGIA DE SUBESTAÇÃO" e "SEGURANÇA"

Sugere-se:Alterar o critério de considerar Vigilância como Pessoal Próprio para Terceirizado, à semelhança do que é feito para a Limpeza.

Observações:O "porte de armas" e o fato de lidar com "restrição ao comportamento humano", às vezes pela força, exige uma especialização que tem levado a maioria das entidades (econômicas, públicas e particulares) à utilização de empresas especializadas.

Item :14

Guia :Gastos Gerências Regionais

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Célula / Coluna / Linha : Cél's B46; B79, B108; B133; B151 e B167.

Onde se lê: "VIGIA DE SUBESTAÇÃO" e "SEGURANÇA"

Sugere-se:Alterar o critério de considerar Vigilância como Pessoal Próprio para Terceirizado, à semelhança do que é feito para a Limpeza.

Observações:O "porte de armas" e o fato de lidar com "restrição ao comportamento humano", às vezes pela força, exige uma especialização que tem levado a maioria das entidades (econômicas, públicas e particulares) à utilização de empresas especializadas.

Item :15

Guia :Custo Equipe



Sugere-se:Desenvolver critério para considerar os custos com Aluguéis, PC's, Insumos e Outros Gastos proporcionais aos profissionais das equipes.

Observações:Embora em menor montante que os profissionais da Estrutura Central, os profissionais das Equipes também demandam custos com áreas e armários para descanso, PC's para digitação e emissão de relatórios, material de expediente, eletricidade, telefone, vigilância e limpeza.

Item :16

Guia :Tarefas Comerciais; Faturamento; Perdas Não Técnicas e Tarefas de O&M



Sugere-se:Desenvolver critério para considerar os custos com Estacionamento para os Veículos utilizados nessas atividades.

Observações:A utilização de Veículos implica em uma Área de Estacionamento, que proporciona abrigo e segurança aos equipamentos instalados, além dos próprios veículos, que não está contemplada.

Item :17


Célula / Coluna / Linha : Diversas

Onde se lê: Cálculo do Custo de Pessoal pelo critério do Homem-Hora

Sugere-se:Cálculo do Custo de Pessoal pela Quantidade de Pessoal

Observações:Há uma incoerência nesse cálculo, pois o custo não corresponde ao número de profissionais indicado como necessário. O cálculo é feito como se pudesse fragmentar os empregados.

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Item :18


Célula / Coluna / Linha : Diversas

Onde se lê: Cálculo do Custo de Pessoal somando Remunerações com os custos de EPC, EPI e fardamento.

Sugere-se:Considerar como Custo de Pessoal apenas as Remunerações. Considerar os custos de EPC, EPI e fardamento, como Materiais.

Observações:Há uma incoerência nesse cálculo pois, enquanto os custos de EPC, EPI e Fardamento são, em um primeiro momento, considerados como Materiais e atualizados pelo IGPM-Base1, em um segundo momento, integram o custo de Pessoal e são atualizados pelo IPCA-Base2.

Item :19

Guia: Tarefas Comerciais (inclusive Atendimento); Faturamento; Perdas Não Técnicas e Tarefas de O&M



Sugere-se:Desenvolver critério para considerar os custos com os Coordenadores necessários para o desenvolvimento dessas atividades.

Observações:O número de profissionais necessários para o desenvolvimento dessas atividades implica em um contingente de Coordenação/Supervisão direta, que não está contemplado nas respectivas Guias e nem nas Gerências Regionais.

Item :20

Guia :Tele atendimento

Célula / Coluna / Linha : Cél's M30 e M31


Sugere-se:Desenvolver critério para considerar os custos com Eletricidade, Limpeza e Vigilância do Tele atendimento.

Observações:O tipo e o porte das atividades do Tele atendimento implicam em custos de Eletricidade, Limpeza e Vigilância que não estão contemplados.

Item :21

Guia :Tele atendimento

Célula / Coluna / Linha : Cél. AB214

Onde se lê: R$ 2.555,56

Sugere-se:Confirmar se este valor corresponde à Anualidade dos investimentos em Mobiliário do Call Center.

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Observações:As fórmulas das Cél's M34 a M39 utilizam esse dado como se fosse uma Anualidade. No entanto, nesses casos, o dado original costuma ser o do Investimento, sendo a anualidade o resultado de um cálculo dentro do modelo.

Item : 22

Guia :Tarefas Comerciais

Célula / Coluna / Linha : Col. Produtividade

Onde se lê: Valores de produtividade diária de cada tarefa.

Sugere-se:Redimensionar as produtividades levando-se em conta os dados da coluna Tempo (de execução) e os tempos de deslocamento diferenciados por área Rural e Urbana.

Observações:O modelo atual está considerando produtividades das Tarefas Comerciais incompatíveis com o tempo de execução e sem contemplar o deslocamento na área de atuação.

Item :23

Guia : Salários.

Célula / Coluna / Linha : Cel. B152.

Onde se lê: Técnico de Obras (*).

Sugere-se: Técnico de Obras.

Observações: Com o asterisco, a fórmula está utilizando o valor do benefício do Técnico de Obras (AT).

Item :24

Guia : Tarefas de O&M.

Célula / Coluna / Linha : Cél's AQ164, AQ165, AY164 e AY165.

Onde se lê: Dados Físicos'!B$199 e 'Dados Físicos'!C$199.

Sugere-se: Dados Físicos'!B$196 e 'Dados Físicos'!C$196.

Observações: O modelo atual não está considerando a abertura das chaves fusível monofásicas no cálculo da quantidade base.

Item :25

Guia : Tarefas de O&M.

Célula / Coluna / Linha : Cél's AQ268, AQ269, AY268 e AY269.

Onde se lê: Dados Físicos'!B$218 e 'Dados Físicos'!C$218.

Sugere-se: Dados Físicos'!B$215 e 'Dados Físicos'!C$215.

Observações: O modelo atual não está considerando a abertura das chaves fusível monofásicas no cálculo da quantidade base.

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Item :26

Guia : Teleatendimento.

Célula / Coluna / Linha : Cel F9.

Onde se lê: ARREDONDAR.PARA.BAIXO($F$7/25*1,0833;0)

Sugere-se: ARREDONDAR.PARA.BAIXO($F$7/20*1,0833;0)

Observações: No anexo XI – Metodologia de Cálculo para o Teleatendimento da Nota Técnica nº 352/2007-SRE/ANEEL está definido que devemos ter um agente de Back-Office para cada 20 atendentes e o modelo atual está utilizando para cada 25 atendentes.

Adicionalmente, nesse conjunto são tratados os seguintes itens da Empresa de Referência:

5.2.3.1.2. Supervisão de Pessoal de Atendimento Comercial e Supervisão do Pessoal Técnico Comercial

O Modelo da ER não dimensiona recursos de supervisão para a atividade de atendimento comercial. Os supervisores são necessários nesta atividade, tanto do ponto de vista da administração de pessoal, como do controle técnico das atividades, principalmente no que se refere às demandas do Sistema de Gestão Comercial. No caso da Coelba, esta situação é agravada pela dispersão geográfica dos atendentes.

O Modelo também não dimensiona recursos de supervisão para as atividades técnicas da área comercial. Essas atividades se caracterizam, essencialmente, como de campo, o que requer uma estrutura de supervisão. Na Coelba, os profissionais que realizam cortes, religações, aferições, instalações de medidores, combate às perdas, e outras atividades pertinentes, atuam sob a coordenação de uma equipe de supervisores distribuídos territorialmente, os quais, além das tarefas de supervisão de pessoal, realizam a administração das ordens de trabalho e sua atualização no sistema comercial.

Portanto, faz-se necessário a previsão desses profissionais no modelo da ER, nas Regionais, ou em cálculo específico na planilha de tarefas comerciais.

5.2.3.1.3. Tarefas de O&M

O modelo básico da ER calcula os custos de O&M a partir da definição de processos. Estes processos, vinculados a cada atividade de O&M, têm uma série de parâmetros estimados de forma média, segundo as melhores práticas do setor, bem como custos unitários que permitem determinar os custos anuais por atividade.

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Na segunda proposta preliminar entregue à Coelba, foi detectada uma quantidade significativa de inconsistências nos cálculos, o que é próprio de um modelo que trata uma grande quantidade de parâmetros e que deve ser “amadurecido” pela experiência decorrente da sua aplicação nos casos reais.

Particularmente no cálculo dos custos das atividades de O&M, se visualiza a necessidade de revisar mais detalhadamente os parâmetros utilizados e adequá-los às práticas atuais mais difundidas nas concessionárias de distribuição de energia elétrica. De forma geral, encontram-se as maiores divergências nas definições das equipes e recursos apropriados para a execução de cada tarefa, tanto do ponto de vista do pessoal envolvido, como dos veículos utilizados.

Observa-se, por exemplo, que em grande quantidade de tarefas são alocadas equipes EQ1 (dois eletricistas), sendo que muitas dessas tarefas requerem equipes com maior número de operários, sejam por razões de segurança ou pela própria dificuldade de execução física da tarefa. Exemplo dessa situação são as tarefas de aprumar poste.

Adicionalmente, muitas tarefas que anteriormente eram feitas com linhas sem tensão, atualmente são realizadas com tensão (linha viva), conseqüência das exigências crescentes nas metas de qualidade de serviço.

Outra questão importante é a estrutura das equipes típicas, que se diferenciam, basicamente, pelo número de integrantes sem distinção de categorias. Nas equipes não são considerados eletricistas ou técnicos de maior hierarquia, que são necessários para a realização de tarefas complexas como, por exemplo, a de liderar equipes com maior número de operários. Isto claramente subestima os custos dos recursos, ainda que se aplique equipes com a quantidades adequada de operários.

A Coelba, em sua proposta, adotou a criação da equipe EQ15 para a execução da tarefa poda de árvores, composta por dois eletricistas, um eletricista de linha viva e dois ajudantes de eletricistas.

Quanto aos veículos, há basicamente dois tipos de inconsistências. O primeiro tipo de inconsistência refere-se ao fato de que o veículo definido não é adequado para a execução da tarefa, por exemplo, o uso de caminhonete (VEC2) em tarefas que implicam trabalhar em altura ou elevar equipamentos pesados. O segundo, refere-se à utilização de carros pequenos (VEC10) para algumas tarefas de O&M. O uso desse tipo de veículo não é prática comum em tarefas de O&M, pela simples razão de que a equipe executa tarefas simples e mais complexas, não trocando de veículo de acordo com a tarefa a ser executada. Inevitavelmente haverá certa ineficiência no uso de veículos maiores para atividades mais simples, porém é inviável considerar que as equipes fiquem trocando de veículo em função das tarefas demandadas.

No que se refere aos tempos de execução, observam-se várias inconsistências entre a complexidade da tarefa e o tempo estabelecido para a sua execução. Existem tarefas cujo tempo previsto é excessivo, bem como tarefas com tempo insuficiente. Por outro lado, na análise das freqüências e das quantidades de instalações base para a apuração da quantidade de tarefas, também observam-se inconsistências semelhantes às dos tempos de execução, ou seja, excesso e insuficiência no quantitativo de tarefas.

No contexto dessas considerações, de caráter geral, foram analisadas as tarefas de O&M, uma a uma, os tempos de execução, as equipes, os veículos, os materiais e as quantidades, as freqüências, as quantidades de instalações base e as quantidades de

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tarefas anuais. Em relação às equipes, veículos, tempos de execução e freqüências está sendo proposta uma quantidade significativa de aprimoramentos. Em relação aos materiais as modificações são poucas e serão comentadas especificamente ao longo desse item.

Nas tabelas a seguir são apresentados os resultados dessa análise efetuada para as tarefas de O&M dos grupos de instalações mais relevantes, onde são propostos aprimoramentos dos parâmetros, segundo a melhor prática da Coelba.

Tabela – Equipe e Veículos para Rede de Baixa Tensão Aérea Nua

Item REDE BAIXA TENSÃO AËREA NUA Equipe ANEEL

Equipe Proposta Coelba

Veiculo 1 ANEEL

Veiculo 1 Proposta Coelba

B.1 Podar Árvore EQ1 EQ15 VEC3 VEC3 B.2 Aprumar Poste EQ1 EQ3 VEC3 VEC3 B.3 Aprumar Poste e Concretar Base EQ1 EQ3 VEC3 VEC3 B.4 Aprumar e Estaiar Poste EQ1 EQ3 VEC3 VEC3 B.5 Medir Aterramento EQ1 EQ1 VEC10 VEC1 B.6 Tratamento de Poste de Madeira EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 B.7 InspeçãoVisual da Rede (km) EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 B.8 Adequar Aterramento EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 B.9 Tracionar e Encabeçar Condutor EQ1 EQ4 VEC2 VEC4

B.10 Retirar Objetos da Rede EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 B.11 Substituir Condutor Nu (km) EQ2 EQ2 VEC2 VEC2 B.12 Emendar Condutor EQ1 EQ2 VEC2 VEC2 B.13 Substituir Espaçador EQ1 EQ1 VEC1 VEC3 B.14 Substituir Estrutura Secundária EQ1 EQ2 VEC2 VEC2 B.15 Substituir Poste com R. de Passeio EQ11 EQ11 VEC3 VEC3

A Coelba realiza a poda de árvores com um veículo com cesta e 5 pessoas. Esta equipe tem um técnico ambiental, por exigência de legislação municipal, um caminhão com cesta, operários treinados para poda e operários para manipulação e carga da poda efetuada. Esta equipe realiza a poda de 1 km de rede arborizada no tempo proposto. As demais mudanças propostas referem-se a equipes apropriadas para tarefas mais pesadas tais como aprumar poste, ou o uso de caminhão com cesta para trabalho em altura. Estas modificações se repetem para trabalhos similares em todos os tipos de linhas de MT e BT.

Tabela – Tempo e Freqüência para Rede de Baixa Tensão Aérea Nua

Item REDE BAIXA TENSÃO AÉREA NUA

Tempo de Execução

ANEEL (min)

Tempo de Execução Proposto

(min)

Freq. Rural ANEEL

Freq. Rural Proposta Coelba

Freq. Urbana ANEEL

Freq. Urbana

Proposta Coelba

B.1 Podar Árvore 330 330 0,1000 0,1000 0,1000 0,2000 B.2 Aprumar Poste 30 50, 0,0100 0,0100 0,0070 0,0150 B.3 Aprumar Poste e Concretar Base 48 90 0,0000 0,0000 0,0070 0,0070 B.4 Aprumar e Estaiar Poste 54 90 0,0100 0,0010 0,0070 0,0000 B.5 Medir Aterramento 36 90 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 B.6 Tratamento de Poste de Madeira 25 30 0,1300 0,1300 0,1300 0,1300 B.7 Inspeção Visual da Rede (km) 30 60 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 B.8 Adequar Aterramento 60 60 0,0400 0,0400 0,0400 0,0400 B.9 Tracionar e Encabeçar Condutor 180 180 0,0330 0,0220 0,0220 0,0330

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B.10 Retirar Objetos da Rede 8 15 0,0500 0,0500 0,0330 0,1000 B.11 Substituir Condutor Nu (km) 350 90 0,0560 0,0560 0,0900 0,0900 B.12 Emendar Condutor 25 45 0,0187 0,0400 0,0300 0,0600 B.13 Substituir Espaçador 10 10 0,0010 0,0010 0,0010 0,0010 B.14 Substituir Estrutura Secundária 32 75 0,0010 0,0010 0,0010 0,0030

B.15 Substituir Poste com R. de Passeio

125 125 0,0038 0,0020 0,0020 0,0038

As modificações de tempos de execução decorrem essencialmente da maior dificuldade e complexidade na realização das tarefas. É o caso das tarefas de aprumar poste ou substituir estrutura secundária. Na substituição de condutor, foi diminuído o tempo de execução e o comprimento de cada troca de 1.000 m para 50 m, mais aderente aos trabalhos de manutenção. Esta modificação foi feita também para os demais tipos de linhas de MT e BT. Cabe ressaltar que nas cidades, em geral, existe considerável arborização, fato que leva a uma freqüência maior de poda.

Algumas inconsistências foram encontradas nas fórmulas de cálculo das quantidades base, descritas a seguir:

• Retirar Objetos da Rede – Somente considera rede exclusiva de BT, não considera rede compartilhada;

• Substituir Espaçador – A quantidade de espaçadores é deficitária, devem ser entre 60 e 80 espaçadores por km;

• Substituir Poste com recomposição de passeio – Somente está considerada a quantidade de postes de concreto, não inclui os de madeira.

Tabela – Equipe e Veículos para Rede de Baixa Tensão Multiplexada

Item REDE BAIXA TENSÃO AÉREA MULTIPLEXADA

Equipe ANEEL


Veiculo 1 ANEEL


C.1 Podar Árvore EQ1 EQ15 VEC3 VEC3 C.2 Aprumar Poste EQ1 EQ3 VEC3 VEC3 C.3 Aprumar Poste e Concretar Base EQ1 EQ3 VEC3 VEC3 C.4 Aprumar e Estaiar Poste EQ1 EQ3 VEC3 VEC3 C.5 Medir Aterramento EQ1 EQ1 VEC10 VEC1 C.6 Tratamento de poste de madeira EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 C.7 Inspeção Visual da Rede (km) EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 C.8 Adequar Aterramento EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 C.9 Tracionar e Encabeçar Condutor EQ1 EQ1 VEC2 VEC2

C.10 Substituir Condutor Multiplexado (km) EQ2 EQ2 VEC2 VEC2 C.11 Emendar Condutor EQ1 EQ2 VEC2 VEC2 C.12 Substituir Estrutura Secundária EQ1 EQ2 VEC1 VEC2 C.13 Substituir Poste com R. de Passeio EQ11 EQ11 VEC3 VEC3

Para as equipes e veículos da rede de baixa tensão multiplexada valem considerações similares às feitas para rede nua de BT.

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Tabela – Tempo e Freqüência para Rede de Baixa Tensão Multiplexada

Item REDE BAIXA TENSÃO AÉREA MULTIPLEXADA

Tempo de Execução

ANEEL (min)


(min)

Frequência

Rural ANEEL

Frequência

Rural Proposta Coelba

Frequência Urbana ANEEL

Frequência Urbana

Proposta Coelba

C.1 Podar Árvore 330 330 0,0200 0,0200 0,0200 0,0400 C.2 Aprumar Poste 30 50 0,0100 0,0100 0,0070 0,0150 C.3 Aprumar Poste e Concretar Base 48 90 0,0000 0,0000 0,0070 0,0070 C.4 Aprumar e Estaiar Poste 54 90 0,0100 0,0010 0,0070 0,0000 C.5 Medir Aterramento 36 90 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 C.6 Tratamento de Poste de madeira 25 30 0,1300 0,1300 0,1300 0,1300 C.7 Inspeção Visual da Rede (km) 30 60 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 C.8 Adequar Aterramento 60 60 0,0400 0,0400 0,0400 0,0400 C.9 Tracionar e Encabeçar Condutor 180 180 0,0165 0,0165 0,0110 0,0110

C.10 Substituir Condutor Multiplex (km) 350 120 0,0112 0,0112 0,0180 0,0180 C.11 Emendar Condutor 25 60 0,0037 0,0037 0,0060 0,0060 C.12 Substituir Estrutura Secundária 32 75 0,0010 0,0010 0,0010 0,0030 C.13 Substituir Poste com R. de Passeio 125 125 0,0038 0,0020 0,0020 0,0038

Também valem considerações similares às feitas para rede BT nua, no que se refere às modificações propostas nos tempos de execução e nas freqüências para a rede BT multiplexada, assim como nas inconsistências do cálculo das quantidades base utilizadas para a determinação da quantidade de tarefas anuais.

Tabela – Equipe e Veículos para Rede de Média Tensão de 1kV a 25 kV Nua

Item REDE MÉDIA TENSÃO DE 1 kV ATÉ 25 kV NUA

Equipe ANEEL


Veiculo 1 ANEEL

Veiculo 1

PropostaCoelba

E.1 Manobras na Conexão do Consumidor EQ1 EQ2 VEC2 VEC3 E.2 Podar Árvore EQ1 EQ15 VEC3 VEC3 E.3 Aprumar Poste EQ1 EQ7 VEC3 VEC3 E.4 Aprumar Poste e Concretar Base EQ1 EQ7 VEC3 VEC3 E.5 Aprumar e Estaiar Poste EQ1 EQ7 VEC3 VEC3 E.6 Lavagem dos isoladores EQ1 EQ1 VEC3 VEC5 E.7 Medir Aterramento EQ1 EQ1 VEC10 VEC1 E.8 Tratamento de Poste de madeira EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 E.9 Inspeção visual da Rede (km) EQ1 EQ1 VEC1 VEC1

E.10 Adequar Aterramento EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 E.11 Tracionar e Encabeçar Condutor EQ1 EQ4 VEC2 VEC3 E.12 Retirar Objetos da Rede EQ1 EQ1 VEC1 VEC3 E.13 Substituir Jumper EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 E.14 Substituir Isolador Disco EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 E.15 Substituir Isolador Pino EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 E.16 Substituir Cruzeta EQ1 EQ7 VEC2 VEC3 E.17 Substituir Cabo (km) EQ2 EQ3 VEC2 VEC3 E.20 Substituir Poste com R. de Passeio EQ11 EQ7 VEC3 VEC5 E.21 Emendar Condutor EQ1 EQ6 VEC2 VEC3

Para a rede de MT nua valem as mesmas considerações sobre as modificações sugeridas nas equipes e nos veículos da rede BT nua. Acrescenta-se que foram introduzidas equipes EQ5, EQ6, e EQ7 relativas aos trabalhos com linha viva

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naquelas tarefas onde a prática é a intervenção com tensão, medida que se impõe pelo cumprimento das metas de qualidade. Também foram feitas as modificações nos parâmetros de substituição de condutor, utilizando os mesmos critérios da rede de BT. Particularmente nas tarefas realizadas em altura, tais como substituição de isoladores ou cruzetas, faz-se necessário equipes de mais de 2 pessoas, e a utilização de cesta ou guindaste.

Tabela – Tempo e Freqüência para Rede de Média Tensão de 1kV a 25 kV Nua

Item REDE MÉDIA TENSÃO DE 1 kV ATÉ 25 kV NUA

Tempo de Execução

ANEEL (min)


(min)

Frequência Rural

ANEEL

Frequência Rural

Proposta Coelba


Frequência Urbana

Proposta Coelba

E.1 Manobras Conexão do Consumidor 60 60 0,0050 0,0050 0,0050 0,0050 E.2 Podar Árvore 330 330 0,1000 0,1000 0,1000 0,2000 E.3 Aprumar Poste 30 80 0,0100 0,0100 0,0070 0,0150 E.4 Aprumar Poste e Concretar Base 48 120 0,0000 0,0000 0,0070 0,0070 E.5 Aprumar e Estaiar Poste 54 120 0,0100 0,0100 0,0070 0,0000 E.6 Lavagem dos Isoladores 60 10 0,0500 0,0500 0,0500 0,0500 E.7 Medir Aterramento 36 90 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 E.8 Tratamento de Poste de madeira 25 30 0,1300 0,1300 0,1300 0,1300 E.9 Inspeção Visual da Rede (km) 30 60 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000

E.10 Adequar Aterramento 60 60 0,0400 0,0400 0,0400 0,0400 E.11 Tracionar e Encabeçar Condutor 240 240 0,0330 0,0200 0,0200 0,0150 E.12 Retirar Objetos da Rede 8 25 0,0010 0,0500 0,0010 0,1000 E.13 Substituir Jumper 25 40 0,0290 0,0100 0,0290 0,0200 E.14 Substituir Isolador Disco 50 60 0,0500 0,0070 0,0400 0,0100 E.15 Substituir Isolador Pino 20 30 0,0400 0,0200 0,0300 0,0300 E.16 Substituir Cruzeta 90 90 0,0025 0,0020 0,0005 0,0030 E.17 Substituir Cabo (km) 350 120 0,0560 0,0250 0,0900 0,0300 E.20 Substituir Poste com R.de Passeio 120 180 0,0038 0,0020 0,0020 0,0038 E.21 Emendar Condutor 15 120 0,0187 0,0400 0,0300 0,0600

Valem considerações similares às feitas para rede BT nua, no que se refere às modificações propostas nos tempos de execução e nas freqüências, assim como nas inconsistências do cálculo das quantidades base utilizadas para a determinação da quantidade de tarefas anuais. Em particular para lavagem de isoladores foi considerado um tempo de 60 minutos para cada 6 postes. Conseqüentemente a quantidade base foi calculada como a quantidade de postes dividida por seis.

Tabela – Equipe e Veículos para Rede de Média Tensão de 1 kV a 25 kV Compacta

Item REDE MÉDIA TENSÃO DE 1 kV ATÉ 25 kV COMPACTA

Equipe ANEEL


Veiculo 1 ANEEL


G.1 Podar Árvore EQ1 EQ15 VEC3 VEC3 G.2 Aprumar Poste EQ1 EQ7 VEC3 VEC3 G.3 Aprumar Poste e Concretar Base EQ1 EQ7 VEC3 VEC3 G.4 Aprumar e Estaiar Poste EQ1 EQ7 VEC3 VEC3 G.5 Medir Aterramento EQ1 EQ1 VEC10 VEC1 G.6 Tratamento de Poste de madeira EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 G.7 Inspeção Visual da Rede (km) EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 G.8 Adequar Aterramento EQ1 EQ1 VEC1 VEC1

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G.9 Tracionar e Encabeçar Mensageiro EQ1 EQ4 VEC2 VEC3 G.10 Substituir Jumper EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 G.11 Substituir Espaçador EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 G.12 Substituir Estrutura Primária EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 G.13 Substituir Isolador Pino EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 G.14 Substituir Isolador ancoragem EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 G.15 Substituir Cabo (km) EQ2 EQ7 VEC2 VEC3 G.16 Substituir Poste com R. de Passeio EQ11 EQ7 VEC3 VEC5 G.17 Emendar Condutor EQ1 EQ6 VEC2 VEC3

Para as equipes e veículos da rede MT compacta, valem as mesmas considerações que para rede nua. Ressaltam-se, particularmente, as tarefas onde se propõe a realização dos trabalhos com equipe de linha viva, conforme é praticado.

Tabela – Tempo e Freqüência para Rede de Média Tensão de 1 kv a 25 kV Compacta

Item REDE MÉDIA TENSÃO DE 1 kV ATÉ 25 kV COMPACTA

Tempo de Execução

ANEEL (min)


(min)

Frequência Rural

ANEEL

Frequência Rural

Proposta Coelba


Frequência Urbana

Proposta Coelba

G.1 Podar Árvore 330 330 0,0200 0,0500 0,0200 0,1000 G.2 Aprumar Poste 30 80 0,0100 0,0100 0,0070 0,0150 G.3 Aprumar Poste e Concretar Base 48 120 0,0000 0,0000 0,0070 0,0070 G.4 Aprumar e Estaiar Poste 54 120 0,0100 0,0100 0,0070 0,0000 G.5 Medir Aterramento 36 90 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 G.6 Tratamento de Poste de madeira 25 30 0,1300 0,1300 0,1300 0,1300 G.7 Inspeção Visual da Rede (km) 30 60 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 G.8 Adequar Aterramento 60 60 0,0400 0,0400 0,0400 0,0400 G.9 Tracionar e Encabeçar Mensageiro 240 240 0,0165 0,0050 0,0100 0,0050

G.10 Substituir Jumper 25 40 0,0290 0,0100 0,0290 0,0200 G.11 Substituir Espaçador 15 30 0,0010 0,0070 0,0010 0,0070 G.12 Substituir Estrutura Primária 48 60 0,0025 0,0005 0,0005 0,0010 G.13 Substituir Isolador Pino 20 30 0,0008 0,0010 0,0001 0,0015 G.14 Substituir Isolador ancoragem 50 60 0,0008 0,0005 0,0001 0,0007 G.15 Substituir Cabo (km) 350 120 0,0112 0,0112 0,0180 0,0180 G.16 Substituir Poste com R. de Passeio 120 180 0,0038 0,0020 0,0020 0,0038 G.17 Emendar Condutor 20 120 0,0037 0,0300 0,0060 0,0450

Valem considerações similares às feitas para rede BT e MT nua, no que se refere às modificações propostas nos tempos de execução e nas freqüências, assim como nas inconsistências do cálculo das quantidades base utilizadas para a determinação do cálculo da quantidade de tarefas anuais. Adicionalmente foi modificado o cálculo da quantidade de espaçadores por km, dado que a Coelba utiliza entre 80 e 100 espaçadores por km.

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Tabela – Equipe e Veículos para Rede de Média Tensão de 1 kV a 25 kV Linha Viva

Item REDE MÉDIA TENSÃO DE 1 kV ATÉ 25 kV LINHA VIVA

Equipe ANEEL


Veiculo 1 ANEEL


Veiculo 2 ANEEL


I.1 Fasear/Rotacionar Circuito EQ5 EQ5 VEC5 VEC5 I.2 Inspecionar e Reapertar Estruturas EQ5 EQ5 VEC5 VEC5 I.3 Substituir Jumper EQ6 EQ5 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 I.4 Substituir Isolador Disco EQ6 EQ5 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 I.5 Substituir Isolador Pino EQ6 EQ5 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 I.6 Substituir Cruzeta EQ6 EQ7 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1

I.7 Substituir Cabo (km) EQ6 EQ3 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 I.8 Substituir Poste com R. De Passeio EQ6 EQ7 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 I.9 Emendar Condutor EQ5 EQ6 VEC5 VEC5

Nas tarefas incluídas nesta planilha, específica para linha viva, foram adequadas algumas equipes à complexidade da tarefa. A mudança mais importante é a substituição de VEC10 por VEC1. O VEC10 é de pouca utilidade em O&M e não é prática corrente seu uso nestas unidades.

Ressalta-se novamente que muitas tarefas de rede de MT nua e compacta foram alteradas para equipes de linha viva, sendo coerentes com a prática atual da Coelba e da maioria das concessionárias de distribuição.

Tabela – Tempo e Freqüência para Rede de Média Tensão de 1 kV a 25 kV Linha Viva

Item REDE MÉDIA TENSÃO DE 1 kV ATÉ 25 kV LINHA VIVA

Tempo de Execução

ANEEL (min)


(min)

Frequência Rural

ANEEL

Frequência Rural

Proposta Coelba


Frequência Urbana

Proposta Coelba

I.1 Fasear/Rotacionar Circuito 84 84 0,0010 0,0010 0,0010 0,0010 I.2 Inspecionar e Reapertar Estruturas 48 48 0,0010 0,0010 0,0010 0,0010 I.3 Substituir Jumper 35 40 0,0034 0,0100 0,0035 0,0200 I.4 Substituir Isolador Disco 75 60 0,0050 0,0070 0,0040 0,0100 I.5 Substituir Isolador Pino 30 30 0,0040 0,0200 0,0030 0,0300

I.6 Substituir Cruzeta 110 90 0,0003 0,0020 0,0001 0,0030 I.7 Substituir Cabo (km) 400 120 0,0056 0,0250 0,0090 0,0300 I.8 Substituir Poste com R. de Passeio 145 180 0,0004 0,0020 0,0002 0,0038 I.9 Emendar Condutor 25 120 0,0019 0,0400 0,0030 0,0600

Novamente os tempos de execução e as freqüências foram adequados aos valores praticados na Coelba.

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Tabela – Equipe e Veículos para Instalação de Equipamentos em Rede de 1 kV a 25 kV

Item EQUIPAMENTOS INSTALADOS NA REDE DE 1 kV ATÉ 25kV

Equipe ANEEL


Veiculo 1 ANEEL

Veiculo 1 PropostaCoelba

Veiculo 2 ANEEL


J.1 Substituir Elo Fusível EQ1 EQ1 VEC2 VEC2 J.2 Substituir Chave Faca EQ1 EQ5 VEC2 VEC3

J.3 Substituir Chave Tripolar SF6 EQ12 EQ7 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 J.4 Substituir Cartucho EQ1 EQ1 VEC2 VEC2 J.5 Substituir Pára‐raio EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 J.6 Substituir Chave Fusível EQ1 EQ5 VEC2 VEC3 J.7 Substituir Transformador Rural EQ12 EQ12 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 J.8 Substituir Transformador Urbano EQ12 EQ12 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1

J.9 Substituir Transformador rede subterrânea EQ12 EQ4 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 J.10 Substituir Seccionalizador EQ12 EQ12 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 J.11 Substituir Religador EQ12 EQ4 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 J.12 Substituir Capacitor EQ12 EQ5 VEC5 VEC3 VEC10 VEC1 J.13 Substituir Regulador EQ12 EQ6 VEC5 VEC5 VEC10 VEC1 J.14 Inspeção com Termovisor Terrestre EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 0,00

J.15 Disponibilizar Instalações EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 0,00 J.16 Manobras de Reposição de Serviços EQ1 EQ1 VEC1 VEC1 0,00

As equipes para execução destas tarefas foram adequadas à complexidade das mesmas. Ressalta-se que em algumas destas tarefas as equipes foram alteradas para EQ5, EQ6 e EQ7, correspondente à linha viva, conforme prática predominante na Coelba e em diversas distribuidoras. Também foram alterados todos os veículos VEC10 por VEC1, pelas razões já expostas.

Tabela – Tempo e Freqüência para Instalação de Equipamentos em Rede de 1 kV a 25 kV

Item

EQUIPAMENTOS INSTALADOS NA REDE DE 1 KV ATÉ 25KV

Tempo de Execução

ANEEL (min)


(min)

Frequência Rural ANEEL

Frequência Rural

Proposta Coelba


Frequência Urbana

Proposta Coelba

J.1 Substituir Elo Fusível 12 20 0,0390 0,0600 0,0240 0,0800 J.2 Substituir Chave Faca 42 42 0,0069 0,0047 0,0047 0,0069 J.3 Substituir Chave Tripolar SF6 60 120 0,0069 0,0050 0,0047 0,0050 J.4 Substituir Cartucho 12 20 0,0390 0,0150 0,0240 0,0120

J.5 Substituir Pára‐raio 60 45 0,0100 0,0400 0,0034 0,0200 J.6 Substituir Chave Fusível 42 42 0,0069 0,0100 0,0047 0,0140 J.7 Substituir Transformador Rural 60 60 0,0210 0,0210 0,0000 0,0000 J.8 Substituir Transformador Urbano 60 60 0,0000 0,0000 0,0190 0,0190

J.9 Substituir Transformador Rede Subterrânea

60 150 0,0000 0,0000 0,0190 0,0095

J.10 Substituir Seccionalizador 60 60 0,0390 0,0200 0,0240 0,0200 J.11 Substituir Religador 60 120 0,0390 0,0200 0,0240 0,0100 J.12 Substituir Capacitor 60 45 0,0990 0,0300 0,0570 0,0200 J.13 Substituir Regulador 60 150 0,0059 0,0200 0,0190 0,0100

J.14 Inspeção com Termovisor Terrestre 10 10 0,0100 0,0500 0,0100 0,1000 J.15 Disponibilizar Iinstalações 35 35 0,2500 0,3000 0,2500 0,3000 J.16 Manobras de Reposição de Serviços 35 35 0,2500 0,3000 0,2500 0,3000

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Para os tempos de execução foram feitas adequações significativas em várias tarefas, em função de que os tempos propostos são claramente insuficientes. Também nas freqüências foram feitas adequações significativas nos dois sentidos, tanto aumentando como reduzindo os valores das mesmas. Nas tarefas de Disponibilizar Instalações e Manobras de Reposição de Serviços não estão incluídas as chaves monofásicas no cálculo da quantidade base. Isto é particularmente relevante para a Coelba, já que a grande maioria das chaves são monofásicas, inclusive aquelas que compõem conjuntos trifásicos.

Como foi mencionado anteriormente, os cálculos dos processos de O&M apresentam uma quantidade relevante de inconsistências. Para essas inconsistências, por excesso ou por déficit, foram propostos aprimoramentos dos parâmetros, segundo a melhor prática da Coelba. Neste momento somente foram analisados os processos das instalações mais relevantes no ativo da Coelba, sem alterar questões também importantes como a composição das equipes típicas, assunto a ser tratado no âmbito da AP n° 052/2007. Diante do exposto, a Coelba solicita a alteração das tarefas de O&M como proposto.

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5.2.3.1.4. Atendimento Comercial

Para o cálculo dos recursos de atendimento comercial o Modelo da ER utiliza como parâmetros a produtividade dos atendentes e a porcentagem de clientes que são atendidos anualmente. Para a Coelba, o tempo de atendimento médio utilizado é de 15 minutos, ou seja, 30 atendimentos diários, bem como se supõe que são atendidos 52% dos clientes totais por ano. Esses parâmetros conduzem ao dimensionamento de 308 atendentes para toda a área de concessão.

Efetivamente, na folha 58 da Nota Técnica n° 352/2007-SRE/ANEEL, de 12/12/2007, encontra-se:

“3 – A partir das informações prestadas pelas concessionárias em resposta ao Ofício nº 205/2006-SRE/ANEEL extraiu-se a informação do número de atendentes que as concessionárias possuem. Com o número de atendentes real e a capacidade de atendimento anual calculada no item 2, calcula-se o percentual de atendimento comercial em relação ao número de consumidores:

fatend = Cat x Nratend / Ntcons (20)

Onde:

fatend – freqüência de atendimento comercial

CAt – capacidade anual de atendimento

Nratend – Número de atendentes real

Ntcons – Número total de consumidores”

Dado que: (i) na mesma folha da citada Nota Técnica, a capacidade anual de atendimento é calculada como 7.200 atendimentos por atendente; (ii) a quantidade de atendentes próprios informados nas Células F196, F197 e F198, do Anexo VI à nossa correspondência SRE-291, de 03/11/06, em resposta ao Ofício nº 205/2006-SRE/ANEEL, totaliza 156 e (iii) o número de consumidores da Coelba em 2005 era da ordem de 3.600.000, pela fórmula (20) da NT 352/07 obtém-se:

fatend = 7200 x 156 / 3.600.000 = 31,20%

No entanto, é preciso esclarecer que: (i) no Anexo VII da carta SRE-291, que trata de Pessoal de Terceiros, Célula F109, encontra-se o número de 324 atendentes; (ii) estes atendentes estavam distribuídos em aproximadamente 40%(130) para atendimento comercial e 60%(194) para teleatendimento; (iii) esses 130 atendentes terceirizados atendiam em 31 agências totalmente terceirizadas que, além dos atendentes, também possuem um gerente coordenador; (iv) no Anexo IV da carta SRE-291, que trata de Agências e Locais de Atendimento, além das 43 Agências/PAP´s (os quais incluem as 31 agências terceirizadas), há 499

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estabelecimentos comerciais credenciados (COELBA SERVIÇOS) que prestam atendimento em toda a Bahia; (v) desses 499 estabelecimentos, 43 possuem uma pessoa exclusivamente dedicada ao atendimento comercial da Coelba; (vi) os outros 456 estabelecimentos compartilham um profissional (geralmente o Caixa) que faz atividades do próprio estabelecimento (66% do tempo em média) e também prestam o atendimento aos clientes da Coelba (33% do tempo em média).

Desse modo, pela aplicação da fórmula (20) da NT n° 352/07, obtém-se:

fatend = 7200 x ( 156 + 130 + 43 + 456/3 ) / 3.600.000 = 96,20%

Entretanto, a ANEEL na sua proposta ora em audiência, alterou o parâmetro relativo à quantidade de semanas trabalhadas por ano de 48 para 46 semanas. Isto provoca a alteração na quantidade anual de atendimentos de 7.200 para 6.900 por atendente comercial.

Desse modo, pela aplicação da fórmula (20) da NT n° 352/07, obtém-se:

fatend = 6900 x ( 156 + 130 + 43 + 456/3 ) / 3.600.000 = 92,19%

Ou seja, um valor bastante superior àquele utilizado no cluster ao qual a Coelba foi alocada. Esse resultado pode ser confirmado se analisarmos as condições físicas da área de concessão da Coelba e da dispersão dos consumidores a serem atendidos.

De acordo com as informações que a Coelba enviou à ANEEL, existem 417 municípios atendidos em 565 mil km2 de extensão. A figura abaixo apresenta o mapa da área de concessão da Coelba onde estão destacados os municípios com suas diferentes densidades de clientes.

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Figura – Densidade de Clientes por Município na Área de Concessão da Coelba

Destaca-se que a área total dos municípios com quantidade inferior a 5.000 clientes corresponde a 247 mil km2, ou seja, 44% da área de concessão.

A próxima figura apresenta o mapa da área de concessão da Coelba, ressaltando os municípios com as diferentes quantidades de clientes, incluindo os transformadores de distribuição (MT/BT) em municípios com menos de 5.000 clientes.

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Figura – Densidade de Clientes por Município na Área de Concessão da Coelba, com Transformadores MT/BT em Locais com Menos de 5 mil Clientes

Os pontos em verde representam os transformadores de distribuição existentes. Os mapas apresentados indicam claramente que, além da extensão territorial das localidades em análise, da dispersão das mesmas e da quantidade de clientes envolvidos, existe significativo volume de instalações elétricas.

Fica evidente que com esta distribuição geográfica dos clientes é necessário ter estrutura de atendimento em todos os municípios. Cabe ressaltar que a existência desse atendimento também é uma exigência regulatória.

A tabela a seguir apresenta a quantidades de escritórios da Coelba, classificados por quantidade de clientes.

Tabela – Quantidade de Escritórios Classificados por Quantidade de Clientes

Quantidade de Clientes Quantidade de Municípios Mais de 100.000 2 Entre 50.000 e 100.000 6 Entre 20.000 e 50.000 19 Entre 10.000 e 20.000 38 Entre 5.000 e 10.000 119 Menos de 5.000 231

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De acordo com os dados apresentados verifica-se, claramente, que a Coelba tem uma predominância de municípios com pouca quantidade de clientes, onde será impossível conseguir os parâmetros de produtividade propostos pela ANEEL. Considerando-se a produtividade proposta de 6.900 atendimentos anuais, na hipótese de 15 minutos por atendimento, e 52% dos consumidores atendidos por ano, isso significa que, pelo critério de produtividade proposto, só se justificaria um atendente nos municípios com mais de 13.300 clientes.

Evidentemente será necessário considerar um atendente em cada município, mesmo que o número de clientes seja inferior a 13.300. Isto significa que em escritórios localizados em regiões com mais de 13.300 clientes pode-se adotar a produtividade proposta. Porém, em municípios onde a quantidade de clientes é inferior a esse número, a produtividade do atendimento será necessariamente menor.

Considerando o critério de, no mínimo, um atendente por município, onde efetivamente a Coelba tem atendimento, resultam que: 165 atendentes serão necessários para os municípios com mais de 13.300 clientes; e 370 para os demais, de menor porte, o que totaliza 535 atendentes. Este valor não atinge a quantidade de atendentes reais da Coelba, porém fica bem mais razoável e próximo da realidade. Deve-se considerar ainda a necessidade de dimensionamento adicional pela dificuldade de substituição dos atendentes nos locais mais dispersos, nos casos de férias e/ou por qualquer outro motivo. Estima-se um adicional de 10% aos 370 atendentes dos escritórios menores, o que representa 37 empregados, totalizando uma necessidade de 572 atendentes. Diante do exposto a Coelba solicita o incremento de 264 atendentes.

5.2.3.1.5. Perdas não Técnicas

O modelo básico da ER utiliza para dimensionar as equipes de combate às perdas não técnicas uma serie de parâmetros medidos ou estimados. Entretanto, tanto o modelo de cálculo como os parâmetros utilizados precisam de aperfeiçoamentos. No modelo de cálculo é necessário a correção de algumas inconsistências e a adequação de parâmetros para que seus valores se aproximem da realidade das práticas da empresa no combate às perdas não técnicas. Estas duas questões serão tratadas a seguir.

Quanto às inconsistências do modelo verifica-se a imposição de uma trajetória de redução das perdas não técnicas de 13,54% para 12,00% no ciclo tarifário seguinte, porcentagens essas referentes ao mercado de BT. Isto implica manutenção e recuperação adicional de perdas, considerando o conceito de manutenção em base porcentual. De acordo com os cálculos da ER, observa-se que o modelo considera apenas equipes de manutenção de perdas técnicas, não considerando equipes de combate a essas perdas.

Efetivamente o dimensionamento de equipes de combate somente acontece quando há uma diminuição em montante de energia em anos sucessivos, uma vez que o conceito de manutenção de perdas corresponde a manutenção em montante de MWh, e não em porcentagem. Adicionalmente, uma modificação na meta de perdas

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que não provoque redução de perdas em anos sucessivos não produz modificações nos cálculos.

Outra questão importante é o uso do consumo médio de BT para a determinação da quantidade de equipes, seja de manutenção ou combate. Em ambos os casos a quantidade de regularizações é feita pela seguinte fórmula:

EAprCmbt

cEgQ*%50ReRe =

Onde:

QReg – Quantidade de regularizações.

ERec – Energia reduzida na manutenção ou combate as perdas (MWh).

Cmbt – Consumo médio de BT (MWh/ano)

EApr – Energia agregada após regularização (%).

O denominador da fórmula considera o empilhamento das reduções de perdas individuais, consequentemente resulta que o denominador seja representativo da média dessas reduções individuais e não o consumo médio de BT. Seguindo essa lógica, a redução de perdas devida à regularização tem como origem os consumidores clandestinos e os consumidores ligados. Ambas as situações são diferentes do ponto de vista da redução de perdas quando regularizados. No consumidor clandestino a redução de perdas corresponde ao consumo total quando este é fraudador. No consumidor que está ligado e consumindo, a redução de perdas corresponde à parcela fraudada. A energia média recuperada de perdas por consumidor é uma ponderação de ambos os tipos de fraudes, dependendo, portanto, de quantos consumidores clandestinos e quantos consumidores ligados são regularizados. Consequentemente o cálculo correto da quantidade de fraudes anuais é segundo a fórmula abaixo.

EAprc

cEgQRe*%50

ReRe∆

=

Onde:

QReg – Quantidade de regularizações.

ERec – Energia reduzida na manutenção ou combate as perdas (MWh).

∆Rec – Redução média ponderada de perdas dos consumidores regularizados (MWh/ano)

EApr – Energia agregada após regularização (%).

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Uma vez que o termo ∆Rec será habitualmente menor que o Cmbt, a formulação atual tem como conseqüência um dimensionamento menor da quantidade de regularizações. Considerando que os consumidores clandestinos representam o maior número de fraudadores, sendo preponderantemente de baixa renda e tendo consumo inferior à média, mesmo quando adicionados os fraudadores ligados, o montante ponderado das perdas por consumidor será, normalmente, menor que o consumo médio de BT.

A forma de apuração do ∆Rec será decorrente da análise, para cada concessionária, da quantidade de regularizações anuais, da energia agregada e do fator de redução de consumo quando regularizado.

Quanto aos parâmetros, cabe destacar que existem algumas diferenças significativas entre os valores propostos pela ANEEL e os praticados pela Coelba, conforme apresentado na tabela a seguir.

Tabela – Comparação entre os Parâmetros

Itens ANEEL Coelba

Energia "agregada" após regularização (%) 65% 60%

Consumidores que voltam a furtar (%) 20% 20%

Faturamento da energia no ano (%) 50% 50%

Efetividade inspeção (%) 40% 40%

Consumo BT (MWh/ano) 1,16 1,00

Produtividade Diária‐Equipe de Regularização 15,00 8,00

Produtividade Diária‐Equipe de Inspeção 15,00 15,00

O valor de 60% correspondente à energia agregada é estimado a partir da relação média de energia recuperada/energia agregada. Energia recuperada corresponde ao faturamento estimado dos consumos anteriores à regularização, e a energia agregada corresponde ao consumo depois da regularização.

O valor da efetividade da inspeção também corresponde a valores praticados atualmente pela Coelba. Hoje faz-se uma pré-seleção dos consumidores baseada em “sistemas de inteligência”que utilizam dados de faturamento. Esse índice é mais elevado nos consumidores ligados, porém a média ponderada é menor devido aos consumidores clandestinos, onde não cabe a aplicação de recursos de seleção decorrentes desses “sistemas de inteligência”.

O consumo BT correspondente à redução da perda média por consumidor regularizado é apurado a partir da energia reduzida de perdas (estimada a partir do faturamento de energia recuperada) dividido pela quantidade de consumidores regularizados.

As produtividades das equipes da Coelba são menores do que os valores propostos, essencialmente pelo tipo das tarefas que são realizadas. A seleção dos consumidores, potenciais fraudadores, faz com que a inspeção seja mais detalhada e consequentemente leve mais tempo. Em compensação, a localização de ligações clandestinas tem efetividade maior. A regularização é feita de forma integral no

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ramal e medidor do cliente, levando mais tempo e afetando consequentemente a produtividade. Entretanto, cabe destacar que a regularização deve levar mais tempo que a média das inspeções.

Com a introdução dos parâmetros propostos e sem alterar a planilha de cálculo do modelo, resultam 236 equipes para inspeção e regularização. Diante do exposto a Coelba propõe a alteração dos citados parâmetros, o que implica a necessidade adicional de recursos para os custos operacionais.

Finalmente, cabe ressaltar que o montante de recursos mencionado acima é uma conseqüência da meta proposta, logo uma alteração da meta significará mudanças nos recursos necessários.

Adicionalmente, foi encontrada uma inconsistência no cálculo da energia anual correspondente ao crescimento natural das perdas, na planilha de “Perdas não Técnicas”. Acontece que no modelo apresentado na AP n° 052/2007, quando há uma redução do percentual de perdas, porém com crescimento do montante, não são dimensionadas equipes de combate às perdas, e a quantidade de equipes de manutenção de perdas somente dependem do percentual de 1,5, aplicado sobre o mercado de BT, correspondente ao crescimento natural das perdas. A fórmula abaixo corrige o cálculo, adequando a quantidade de equipes de manutenção de perdas ao valor real.

)59$59$;0;059$59$(73$$*7366 CDCDSEECD −<−−=

O exemplo acima é para a célula D66, porém deve ser corrigida nos cinco anos. A correção permite calcular o verdadeiro valor da energia recuperada, particularmente na situação onde não há recuperação de perdas.

5.2.3.1.6. Combate à Inadimplência

A Coelba, em dezembro de 2007, apresentou à ANEEL relatório específico denominado “Ações de Combate à Inadimplência na Coelba”. Além das ações de combate à inadimplência, foram também apresentados os custos respectivos, e finalmente de forma consolidada foi descrito o déficit total das ações, tendo em conta a insuficiência da cobertura de algumas taxas (serviço taxado), que são cobradas segundo valores autorizados. Para se ter uma visão mais completa são descritos a seguir os aspectos mais relevantes da questão em análise.

O contexto sócio-econômico na área de concessão da Coelba traz uma grande dificuldade na cobrança das contas de energia elétrica. A evidência mais contundente é que somente 32% das contas são pagas até o vencimento, o que implica a necessidade de diversas gestões de cobrança como corte, re-ligação, etc. Somente depois de sessenta (60) dias é alcançado o pagamento de cerca de 87% das faturas emitidas. Todo este processo sobre um número elevado de consumidores, que se repete a cada mês, tem como conseqüência um alto custo de gestão de inadimplência. A tabela a seguir apresenta a seqüência de pagamento das faturas a partir da data de emissão.

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Tabela – Perfil de Pagamento das faturas a partir da data de emissão

Pagamento (2006) % do total de faturas Até o vencimento 32,4%

1 a 10 dias depois do vencimento 18,1% 11 a 30 dias depois do vencimento 22,7% 31 a 60 dias depois do vencimento 14,3% 61 a 90 dias depois do vencimento 3,3%

91 a 120 dias depois do vencimento 1,5% 121 a 360 dias depois do vencimento 3,9%

Este perfil mostra a grande dificuldade de cobrança das faturas, e consequentemente o esforço que a Coelba tem que realizar para manter a inadimplência em valores razoáveis. Manter bons indicadores de gestão neste item, implica um custo que não é compensado pela recuperação de receita. No entanto, não fazer a gestão devida no combate à inadimplência implica, seguramente, uma perda maior.

As ações de combate à inadimplência são múltiplas, conforme apresentadas na tabela a seguir, onde também são expressas as quantidades de ações correspondentes aos anos de 2005, 2006 e 2007.

Tabela – Ações de Combate à Inadimplência

Ações 2005 2006 Até 09/2007

Negativar SPC ‐ ‐ 1.318.314

Negativar SERASA ‐ ‐ 22.148 Protestar 2 669 440 Assessoria Externa 226.465 328.558 302.421 Tele‐cobrança 68.977 144.776 639.440 Cobrança Domiciliar 1.085.880 1.178.790 1.269.565 Acompanhamento Cortados 295.207 464.898 568.573

SUBTOTAL 1.676.531 2.117.691 4.120.901

A seguir uma breve descrição das diversas ações:

• Negativar SPC e SERASA – Registro dos inadimplentes nos órgãos de controle de crédito;

• Protestar – Ação de execução extrajudicial de dívida, que requer serviço de cartório;

• Assessoria Externa – Gestão de cobrança realizada por terceiros, com pagamento de comissão em caso de sucesso;

• Tele-cobrança – Ação de cobrança por telefone, feita por unidade dedicada da Coelba;

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• Cobrança Domiciliar – Gestão de cobrança realizada através de visita ao consumidor;

• Acompanhamento de Cortados – Re-visita de consumidores cortados onde se presume auto-religação.

As demais ações vinculadas à inadimplência já foram incluídas no Modelo da ER (corte, religação, avisos, baixas administrativas).

Algumas ações são contratadas a terceiros, tais como:

• Negativar SPC/SERASA;

• Protestar (serviço de cartório);

• Assessoria Externa – Gestão de cobrança terceirizada.

Os demais serviços necessitam de pessoal para a sua execução, devendo ter dimensionamento apropriado na ER. Essa execução poderá ser realizada por meio do escritório comercial, do centro de atendimento telefônico, ou pode implicar trabalho de campo. Estas despesas de pessoal correspondem aproximadamente a 255 pessoas dedicadas integralmente a estas atividades. Com este dimensionamento são realizadas em média 34 ações por dia.

Adicionalmente, existem processos judiciais para aquelas contas de difícil cobrança e que passaram por todas as instâncias prévias de gestão. Estes processos perfazem aproximadamente 5.000 contratos em ações judiciais de cobrança, com um montante acumulado em torno de R$ 30.000.000,00 de dívida.

Desse modo, pelas razões acima expostas a Coelba solicita, em relação ao combate à inadimplência, recursos adicionais para cobertura dos custos relativos as ações administrativas e jurídicas de combate à inadimplência .

5.2.3.2. Conjunto II – Aperfeiçoamentos dos Critérios e Parâmetros

5.2.3.2.1. Estrutura Central e Empregados da Estrutura Central

O modelo básico da ER disponibilizado pela ANEEL apresenta para a Estrutura Central 9 Organogramas Típicos pré-determinados, denominados de Clusters, com as respectivas diretorias, gerências e cargos. Conforme proposta da ANEEL, a Coelba faz parte do Cluster 2, juntamente com as concessionárias Copel, CPFL – Paulista e Light.

Destaca-se que a Coelba, como concessionária com controle acionário privado, possui uma estrutura e quantitativo de empregados adequadamente dimensionados, compatíveis com a filosofia da iniciativa privada de foco nos resultados.

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Nesse sentido, a análise da proposta preliminar de estrutura e de quantitativo de pessoal feita pela ANEEL, não permitiu estabelecer uma razoável compatibilidade com a estrutura utilizada pela Coelba na realização dos processos e atividades inerentes à distribuição de energia elétrica, incluindo os processos e atividades de suporte, vis-à-vis as características peculiares da sua área de concessão.

Assim, considerando o disposto no item 21 do Manual da Empresa de Referência, a Coelba fez uso do décimo organograma (cluster 10) em sua última manifestação, de modo a fornecer como aperfeiçoamento ao processo, uma estrutura de unidades e quantitativo de pessoal personalizada, compatível com suas responsabilidades de distribuidora que atua em uma área de 565.000 km2 e atende a mais de 4,3 milhões de consumidores.

Na tabela a seguir é apresentado o total de recursos definidos pela ANEEL para a Estrutura Central da Coelba.

Tabela – Estrutura Central –Proposta AP n° 052/2007 ANEEL

DESCRIÇÃO DO CARGO QTDE. PROPOSTA AP

CONSELHO 8 PRESIDÊNCIA 61 OUVIDORIA 12 DIRETORIA ASSUNTOS REGULATÓRIOS 31 DIRETORIA COMERCIAL 150 DIRETORIA FINANCEIRA E CONTROLADORIA 74 DIRETORIA TÉCNICA 372 DIRETORIA RECURSOS HUMANOS 41 DIRETORIA ADMINISTRATIVA 166 TOTAL GERAL DE FUNCIONÁRIOS 915

A tabela a seguir apresenta o total de recursos que a Coelba entende ser necessário para a sua Estrutura Central dada a sua realidade.

Tabela – Estrutura Central – Proposta Coelba

DESCRIÇÃO DO CARGO QUANTIDADE

CONSELHO 8 PRESIDÊNCIA 279 SUPERINTENDÊNCIA DE OPERAÇÕES 48 SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA 222 SUPERINTENDÊNCIA COMERCIAL E MERCADO 186 SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO DE PESSOAS 279 SUPERINTENDÊNCIA FINANCEIRA E DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

80

SUPERINTENDÊNCIA DE PLANEJAMENTO E CONTROLE 67 SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO 20 HOLDING 33 TOTAL GERAL DE FUNCIONÁRIOS 1.222

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A incompatibilidade do quadro de pessoal proposto para a Estrutura Central é observada quando se compara a quantidade de funcionários no modelo da ER com o quadro funcional da Coelba. No Cluster 2 são concedidos 915 funcionários frente aos 1.222 da Coelba. Essa discrepância de 34% faz com que haja uma perda significativa nesse item, incorrendo em um déficit de recursos operacionais.

Nesse contexto, o Cluster 10 passa a representar a estrutura adequada à Coelba para atendimento de seus clientes, com o nível de qualidade exigido pelo regulador e consumidores. A Coelba entende que uma outra empresa atuando em sua área de concessão não teria condições, com a quantidade de pessoal proposta no Cluster 2, de atender uma área tão extensa (565.000 km2) e com uma significativa quantidade e dispersão de consumidores.

Como mencionado, a construção do Cluster 10 teve como objetivo representar a estrutura real da Coelba no Modelo da ER, apresentado pela ANEEL. Na sua construção foram utilizados os cargos existentes na Coelba, porém com os drivers de salário disponíveis no modelo. O critério para utilização desses drivers foi a descrição funcional dos cargos da Coelba correlacionada com o driver correspondente. Em algumas situações não houve uma correlação direta com a função desempenhada, pelo fato da Coelba possuir um número maior de funções do que os drivers disponíveis no modelo. Para esses casos, foram utilizados drivers com salários compatíveis com a função desempenhada.

Destaca-se que a Coelba disponibilizou para a ANEEL a descrição completa dos cargos e drivers de salários da Estrutura Central proposta, bem como o Manual de Organização, com os detalhes das funções básicas das unidades consideradas e as suas respectivas atribuições.

É importante ressaltar que no Cluster 10, não há profissionais para as atividades de Atendimento Comercial, Tarefas Comercias, Tarefas de O&M, Teleatendimento e Combate a Perdas Não Técnicas. Procedeu-se ao expurgo dos funcionários dessas atividades que exercem tarefas de campo, bem como aqueles classificados como investimento ou que não sejam compatíveis com a filosofia do que deve ser contemplado na ER.

Sendo assim, a Coelba julga inadequada à sua realidade e a sua necessidade o organograma proposto pela ANEEL no seu modelo de ER, no que tange a estrutura central.

Cabe ressaltar, que a melhoria contínua da qualidade do serviço e do produto, aliada à busca pela prática de custos eficientes, é inerente à estratégia de gestão da companhia. O atendimento dessas premissas confere ao negócio de distribuição de energia elétrica uma complexidade de nível considerável. Para o atendimento dessa complexidade, faz-se necessário uma estrutura de gestão muito bem definida.

A inadequação da estrutura proposta pela ANEEL advém de três fatos. O primeiro, é o déficit do quantitativo de pessoas na ER para alguns departamentos. O segundo, refere-se à abrangência dos cargos de supervisão propostos pela ANEEL no Cluster 2 e o terceiro, refere-se à inexistência de uma estrutura para a holding do grupo Neoenergia para compartilhamento de seus custos.

Em relação ao déficit de pessoal em departamentos existentes cabe mencionar que, de posse do quadro de pessoal da estrutura central constante no Cluster 2 do modelo de ER, objeto da AP n° 052/2007, a Coelba realizou uma análise criteriosa balizada nos quantitativos de sua própria estrutura. A metodologia

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que tornou possível essa comparação foi a correlação entre os funcionários definidos no organograma da ER e a própria estrutura da Coelba.

Feita essa análise é possível perceber uma significativa distorção nas seguintes áreas:

• Gerência de Telecomunicações;

• Gerência de TI;

• Gerência de Clientes Corporativos; e

• Gerência de Gestão Comercial.

A Coelba não conseguiu encontrar uma razoabilidade entre a sua necessidade e realidade e o proposto pela ANEEL na presente AP. Abaixo segue um descritivo que explicita o escopo dos departamentos onde foram encontradas essas distorções, bem como as unidades ligadas a esses departamentos.

Departamento de Automação e Telecomunicação (Associado à Gerência de Telecomunicações da ER).

Este departamento engloba as seguintes unidades:

• Unidade de Engenharia de Manutenção de Telecomunicação e Automação;

• Unidade de Engenharia de Telecomunicações;

• Unidade de Proteções;

• Unidade de Manutenção de Automação e Telecomunicação;

• Unidade de Planejamento e Automação de Sistemas Integrados;

• Unidade de Engenharia de Medição;

Este departamento e suas unidades têm as seguintes atribuições:

• Estabelecer a estratégia de automação, proteção, medição e telecomunicação para a Coelba;

• Definir, projetar, implantar e supervisionar os serviços de telecomunicação, proteção, medição e automação em coerência com o plano diretor de automação estabelecido para a Coelba;

• Planejar todos os investimentos necessários à expansão dos sistemas de automação, telecomunicação, medição e proteção a serem implantados;

• Promover junto ao Departamento de Suprimentos – PRS, a aquisição de equipamentos e junto ao Departamento de Tecnologia da Informação – PRI, a aquisição de hardwares e softwares para os sistemas de automação, proteção, medição e telecomunicação, analisando as propostas, inspecionando e executando testes de aceitação;

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• Prestar suporte técnico e de treinamento para operação dos sistemas de automação, proteção medição e telecomunicação;

• Elaborar normativos de operação e manutenção dos sistemas de automação, telecomunicação medição e proteção;

• Coordenar a execução da manutenção dos sistemas de automação e telecomunicação;

• Legalizar e manter legalizadas, junto a ANATEL e Aeronáutica, as redes de telecomunicações implantadas e a serem implantadas;

• Analisar o desempenho dos sistemas de automação, proteção, medição e telecomunicação;

• Representar a Coelba junto a entidades e organismos, em assuntos referentes à telecomunicação, automação medição e proteção;

• Projetar e implantar os sistemas de telecomunicação necessários para as áreas operativas e administrativas da Coelba;

• Elaborar normativos e executar/acompanhar manutenção de EM (Equipamentos de Medição) e instrumentos de medida.

Departamento de Tecnologia da Informação (Associado à Gerência de Tecnologia da Informação da ER).

Segue abaixo as Unidades que compõem este departamento:

• Unidade de Sistemas e Soluções de Tecnologia da Informação;

• Unidade de Produção de Tecnologia da Informação;

• Unidade de Suporte de Tecnologia da Informação;

• Unidade de Planejamento de Tecnologia da Informação.

São atribuições deste departamento e suas unidades:

• Participar na definição da política geral e o Planejamento estratégico de TI para as empresas do Grupo Neoenergia e coordenar as ações para a sua implementação;

• Implementar de forma otimizada os sistemas, produtos e serviços de informática a serem utilizadas pelas empresas do Grupo Neoenergia;

• Garantir que os sistemas, produtos e serviços implementados estejam de acordo com as diretrizes e normas de Segurança da Informação vigentes;

• Coordenar a padronização dos bens, produtos e serviços de Informática e de Tecnologia da Informação a serem utilizados pelas empresas do grupo;

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• Orientar e apoiar a elaboração e aplicação das políticas de atendimento às solicitações de TI;

• Implementar ações para prover a infra-estrutura adequada às soluções de Tecnologia da Informação do grupo Neoenergia;

• Planejar e adotar ações que permitam o cumprimento dos objetivos e realização dos orçamentos aprovados para a área de Tecnologia da Informação;

• Gerir a disponibilidade dos recursos humanos da área de forma a garantir a realização dos trabalhos conforme o planejamento estratégico e a retenção do conhecimento dos processos de negócio.

Departamento de Clientes Corporativos (Associado à Gerência de Clientes Corporativos da ER).

As unidades que compõem este departamento estão relacionadas a seguir:

• Unidade de Atendimento a Grandes Clientes;

• Unidade de Atendimento a Clientes do Grupo A;

• Unidade de Marketing de Relacionamento;

• Unidade de Gestão de Contratos e Cobrança.

Suas unidades possuem as atribuições listadas abaixo:

• Responsabilizar-se pela gestão da demanda dos Grandes Clientes, Clientes Redes, Grupo A, Poderes e Serviço Público Federal e Estadual e Prefeitura de Salvador;

• Executar a política de cobrança definida para o Departamento e fazer acompanhamento dos débitos existentes relacionados com a venda de energia;

• Promover a venda de energia e outros produtos associados, acompanhar a evolução do mercado, identificando ameaças e oportunidades ao negócio da empresa;

• Atender os clientes, observando os requisitos legais do ente regulador e os critérios definidos pelos órgãos normativos;

• Controlar os compromissos assumidos com os clientes, fazendo gestões necessárias junto aos órgãos envolvidos;

• Gerir os contratos sob a sua responsabilidade, realizando auditorias junto aos formadores de opinião, para avaliar o grau de satisfação com os serviços prestados e oferecer produtos e serviços associados à energia elétrica;

• Acompanhar o nível de satisfação dos clientes e indicar necessidades de melhoria nos processos da empresa;

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• Promover estudos e Pesquisa de Mercado para melhoria do Índice de Satisfação dos Clientes;

• Propor melhoria na qualidade dos produtos e serviços mediante resultados de pesquisa;

• Definir planos de Marketing em consonância com o Planejamento Estratégico da Empresa;

• Propor realização de eventos para diversos segmentos de clientes;

• Desenvolver ações de marketing objetivando o aumento de consumo;

• Representar a Coelba, através do CCEC – Conselho de Consumidores de Energia da Coelba.

Departamento de Gestão Comercial (Associado à Gerência de Gestão Comercial da ER).

Este departamento é composto pelas seguintes unidades:

• Unidade de Gestão do Faturamento;

• Unidade de Procedimentos Comerciais;

• Unidade de Planejamento e Controle Comercial;

• Unidade de Melhoria de Processos Comerciais;

• Unidade de Estratégia de Cobrança.

As atribuições deste departamento e suas unidades são as seguintes:

• Planejar, executar e controlar as ações de venda de energia elétrica, assegurando a eficiência operacional do processo;

• Assegurar a qualidade, padronização e eficácia do atendimento ao cliente (pessoa física e jurídica), através da gestão e controle do cadastro de clientes ativos e acompanhamento do FRET_, bem como da definição, implantação e acompanhamento dos procedimentos comerciais da Coelba;

• Garantir a manutenção e/ou incremento dos níveis de satisfação dos clientes, bem como o pleno aproveitamento dos resultados decorrentes das ações de fidelização dos clientes potencialmente livres, mediante adequada identificação, conscientização interna e divulgação externa dos diferenciais de qualidade dos serviços oferecidos pela Coelba;

• Garantir uma eficaz orientação dos esforços de desenvolvimento de novos mercados e serviços e/ou de aperfeiçoamento dos existentes, mediante planejamento, organização, gestão e controle de estudos econômicos e climáticos, identificação e análise das necessidades dos clientes, oportunidades de mercado, correção de problemas e/ou reclamações;

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• Assegurar a confiabilidade das previsões envolvendo os níveis de demanda do mercado e a conseqüente minimização dos custos de aquisição de energia pela Coelba, mediante adequado e oportuno desenvolvimento, implantação, manutenção e aperfeiçoamento das metodologias, sistemas e processos de trabalho adotados pela Empresa;

• Garantir a maximização das receitas obtidas pela Coelba, através do planejamento, desenvolvimento e implantação de metodologias e ferramentas capazes de analisar os fluxos de receitas da Empresa, identificando riscos e oportunidades, desde a etapa de definição de novos serviços, passando pelos processos de vendas, definição de estratégias de marketing, serviços aos clientes e cobrança;

• Garantir o alcance das metas de faturamento definidas, nos prazos, padrões de qualidade e ao menor custo possível, mediante adequado planejamento, organização e controle do processo de aquisição e gestão dos contratos de energia, visando dar os subsídios necessários à definição dos patamares de tarifas cobrados pela Coelba;

• Assegurar a eficácia do processo decisório da Coelba, tanto comercial quanto mercadológico e estratégico, através de adequada gestão das atividades de geração, análise e difusão de informações gerenciais confiáveis e oportunas.

Departamento de Relação com Pessoas e Remuneração (Associado à Gerência de Recursos Humanos da ER).

As seguintes unidades fazem parte deste departamento:

• Unidade de Administração de Pessoal;

• Unidade de Remuneração e Carreira;

• Unidade de Plano de Saúde;

• Unidade de Relações Trabalhistas e Benefícios.

Este departamento tem as atribuições listadas a seguir:

• Efetuar o processamento da folha de pagamento de salários dos empregados da empresa com base na apuração dos dados do sistema de freqüência, contabilizando os custos de pessoal de acordo com o plano de contas, proporcionando o recolhimento dos encargos sociais e imposto de renda às instituições reconhecidas para este fim, cumprindo portanto, a legislação vigente;

• Promover as condições necessárias de manutenção de cadastro de pessoal, visando o cumprimento das leis trabalhistas, bem como munir o corpo gerencial com informações consolidadas através da gestão de informática, para uma eficaz administração de recursos humanos;

• Manter reuniões periódicas com representantes legais do Sindicato para acompanhamento e avaliação das condições pactuadas em Acordo Coletivo;

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• Elaborar, com vistas ao Acordo Coletivo de Trabalho, a estratégia de negociação, identificando de forma proativa cenários e tendências do movimento sindical, apontando mediante análise dos fatos, indicadores e alternativas que possam subsidiar a Administração da Coelba no campo das relações do trabalho, objetivando a tomada de decisão;

• Realizar, anualmente, o orçamento de custeio, envolvendo custos com pessoal, serviços e materiais;

• Elaborar, em conjunto com o PCG, proposta de orçamento de pessoal da Empresa para apreciação da diretoria;

• Manter permanentes estudos das condições de trabalho, visando o aperfeiçoamento e otimização dos recursos envolvidos;

• Gerenciar as atividades inerentes ao Programa Saúde Coelba, envolvendo atendimento e manutenção do cadastro de usuários, recepção, conferência e pagamento de faturas, administração e acompanhamento da utilização dos serviços prestados pela rede credenciada, visando manter a mesma qualidade dentro dos custos estabelecidos;

• Administrar a concessão de benefícios legais e decorrentes de Acordo Coletivo, avaliando, por conseqüência, a real necessidade de utilização e custos operacionais envolvidos, por adoção de providências;

• Manter atualizado o Quadro de Pessoal da Empresa, desenvolvendo estudos, visando a racionalização e otimização dos recursos humanos da empresa;

• Desenvolver e implantar Sistemas de Carreira e Remuneração para Postos Executivos e Funcionais;

• Desenvolver Pesquisa sobre as tendências de mercado na área de remuneração e benefícios;

• Implantar e manter a estrutura organizacional e funcional da Empresa no Sistema Informatizado – SAP;

• Implantar e manter o quadro de pessoal, com base no dimensionamento qualitativo e quantitativo projetado e aprovado pela Diretoria da Empresa;

• Elaborar estudos internos para recomendar ações e propor novas metodologias de cálculo e distribuição de Participação nos Lucros ou Resultados e Remuneração Variável;

• Contribuir com as outras áreas, fornecendo subsídios para os processos de promoção, sucessão e programas de treinamento;

• Analisar e emitir parecer sobre enquadramento de empregados em processo de Readaptação/ Reabilitação Profissional.

Departamento de Arrecadação e Recuperação de Crédito (Associado à Gerência de Gestão Comercial da ER).

As unidades a seguir compõem este departamento:

• Unidade de Arrecadação;

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• Unidade de Gestão da Rede de Credenciados e Recuperação de Créditos;

• Unidade de Manutenção dos Sistemas de Arrecadação.

Abaixo, as atribuições deste departamento e suas unidades listadas:

• Administrar a Arrecadação através da Rede Bancária, elaborar e acompanhar os contratos de prestação de serviços de arrecadação, controlar e garantir a otimização dos custos com tarifa no processo de arrecadação;

• Administrar a Rede Credenciada Coelba Serviços de forma estratégica em todo o Estado da Bahia na prestação de serviços de arrecadação de faturas Coelba, disponibilizar facilidades para atendimento ao cliente, executar cobrança domiciliar e venda de outros serviços de arrecadação à empresas de serviços públicos, observando a regulamentação do poder concedente e os critérios definidos pelos órgãos normativos;

• Planejar e elaborar as alterações impostas pela legislação que afete os processos de arrecadação, como também estar atualizada com as inovações implementadas no mercado financeiro relacionadas a arrecadação de faturas;

• Planejar e implantar os critérios e procedimentos comerciais de serviços executados através do POS (equipamento utilizado para arrecadação de faturas), possibilitando ao cliente um trato homogêneo e correto, adaptando-os permanentemente às suas necessidades e expectativas, realiza o acompanhamento de sua aplicação;

• Gerenciar e validar o desenvolvimento e manutenção do sistema de Informação Comercial - SIC e o sistema de Gestão e Controle da Arrecadação – GCA;

• Acompanhar e divulgar o desempenho da arrecadação e recuperação de créditos, sinalizando os pontos críticos de melhoria por departamentos, regiões e segmentos;

• Desenvolver Sistemas para otimizar o processo de Arrecadação da Empresa, assim como atualização de software e hardware relacionado à arrecadação de faturas e atendimento na Rede de Credenciados Coelba Serviços e Rede Bancária; e propor novos serviços;

• Fazer o controle dos custos, definir orçamento de investimentos e custeios de acordo com a diretriz da empresa, definir compras de equipamentos e produzir e disponibilizar informações de gestão com indicadores de desempenho;

• Planejar, analisar e gerenciar as Contas a Receber da Empresa.

Diante do exposto a Coelba entende que para que esses departamentos continuem a desempenhar as funções acima citadas, faz-se necessária uma adequação nos quantitativos de pessoal da ER de modo que a mesma possa refletir com maior aderência as necessidades dessa empresa.

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Em relação à abrangência dos cargos de supervisão cabe mencionar que os organogramas apresentados na figura a seguir demonstram, de forma genérica, como está definida a estrutura hierárquica da ER proposta pela ANEEL, e a estrutura real existente na Coelba. Observa-se, a princípio, uma equivalência dos cargos de supervisores e de gestores.

Na Coelba, os gestores desempenham uma função intermediária à de gerente e à de analista. Esse nível atribui ao gestor um papel de comando mais direto, atribuindo uma maior profundidade no comando das equipes de campo, analistas e etc. Tais funções, portanto, não devem ser alocadas aos gerentes devido às atribuições e responsabilidades que lhes são concernentes. Também não se deve associá-las aos analistas, visto que não são atividades compatíveis com as suas funções.

Figura – Comparação entre cargos do organograma da ER v.s. organograma da Coelba

Numa primeira análise, observa-se uma equivalência entre os Supervisores da Estrutura Central da ER da ANEEL – no Cluster 2 – e Gestores na Estrutura Central real da Coelba – no Cluster 10. Entretanto, diferentemente do ocorrido na estrutura da Coelba, não há supervisores em todas as diretorias da ER, o que no ponto de vista da Coelba está inadequado.

A tabela a seguir mostra a lista de supervisores presentes no Cluster 2 da Estrutura Central da ER proposta pela ANEEL.

Tabela – Lista de Supervisores Presentes na Estrutura Central da ER proposta pela ANEEL – Referido ao Cluster 2

DIRETORIA ÁREA DESCRIÇÃO DO CARGO QTDE.

DIRETORIA COMERCIAL GERÊNCIA GESTÃO

COMERCIAL SUPERVISOR COMERCIAL 2


COMERCIAL SUPERVISOR DE CICLO

COMERCIAL 2


COMERCIAL SUPERVISOR DE ARRECADAÇÃO 2


COMERCIAL SUPERVISOR DE FATURAMENTO 2

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DIRETORIA COMERCIAL GERÊNCIA DE PERDAS E

MEDIÇÃO SUPERVISOR DE LABORATÓRIO 1

DIRETORIA FINANCEIRA E CONTROLADORIA

GERÊNCIA TESOURARIA SUPERVISOR DE TESOURARIA 1

DIRETORIA TÉCNICA GERÊNCIA DA OPERAÇÃO SUPERVISOR DE CENTRO DE

OPERAÇÃO DO SISTEMA 2

DIRETORIA RECURSOS HUMANOS

GERÊNCIA DE RECURSOS HUMANOS

SUPERVISOR DE REMUNERAÇÃO 1

DIRETORIA RECURSOS HUMANOS

GERÊNCIA DE DESENVOLVIMENTO DE RECURSOS HUMANOS

SUPERVISOR DE TREINAMENTO E DESENVOLVIMENTO

1

DIRETORIA ADMINISTRATIVA GERÊNCIA DE SUPRIMENTOS SUPERVISOR DE ALMOXARIFADO 1

TOTAL 15

Como pode ser observado, foram contemplados 15 Supervisores na Estrutura Central proposta, conforme apresentado na tabela. A Coelba julga que há duas inadequações nesta proposta. A primeira delas é a insuficiência de pessoal para a execução das tarefas de supervisão, que na estrutura real da Coelba são desempenhadas pelos Gestores.

São atribuições dos gestores presentes na estrutura da Coelba:

• Estabelecer metas e programas para sua área de responsabilidade;

• Elaborar o Orçamento Empresarial no que concerne à sua área de atuação e controlar sua aplicação;

• Coordenar e controlar as atividades dos departamentos e/ou unidades sob sua subordinação;

• Implantar e fazer cumprir as Leis e Regulamentos vigentes no Setor elétrico, relacionados à sua área de atuação;

• Estabelecer e implantar os critérios e procedimentos, que maximizem a eficiência dos processos da sua área de atuação;

• Zelar pelo cumprimento dos normativos da Empresa;

• Prover pessoal para atender as necessidades dos órgãos sob sua subordinação;

• Orientar e instruir o pessoal diretamente subordinado, no exercício de suas atividades, delegando-lhes, quando necessária, autoridade para fins específicos de atuação;

• Avaliar o desempenho do pessoal diretamente subordinado e detectar necessidades de treinamento, com vistas ao desenvolvimento profissional;

• Efetuar a previsão anual de materiais, equipamentos e meios de transportes;

• Controlar e preservar os materiais, equipamentos, veículos e instalações sob sua responsabilidade;

• Colaborar na implantação dos sistemas informatizados;

• Utilizar ao máximo as comunicações informais, visando reduzir a burocracia;

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• Emitir os relatórios que se façam necessários para o bom desempenho das atividades do órgão;

• Manter-se atualizado em assuntos que se referem à Empresa, sobretudo nos de sua área de atuação.

A segunda inadequação se refere à abrangência dos cargos de supervisão. Como pode ser observado na tabela anterior, não há profissionais de supervisão nas áreas de assuntos regulatórios e presidência, o que não condiz com a realidade da Estrutura Central da Coelba. Nesse sentido, a Coelba como uma empresa privada eficiente, tem em sua estrutura os seguintes cargos de gestores e que não são contemplados no modelo da E.R.

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Tabela – Lista de Gestores Presentes na Estrutura Central Real da Coelba – Referido ao Cluster 10

DIRETORIA DEPARTAMENTO UNIDADE DESCRIÇÃO DO CARGO

PR PRESIDÊNCIA Departamento de Comunicação Institucional PCIC Unidade de Imagem Corporativa GESTOR DE IMAGEM CORPORATIVA

PR PRESIDÊNCIA Departamento de Comunicação Institucional

PCRI Unidade de Relações com Imprensa GESTOR DE RELACOES COM IMPRENSA

PR PRESIDÊNCIA Departamento Jurídico PJUC Unidade de Gestão do Contencioso Cível GESTOR DE CONTENCIOSO CÍVEL

PR PRESIDÊNCIA Departamento Jurídico PJUT Unidade de Gestão do Contencioso Trabalhista

GESTOR DE GESTÃO DO CONTENCIOSO TRABALHISTA

PR PRESIDÊNCIA Departamento de Suprimentos PRCM Unidade de Contratação de Materiais GESTOR DE CONTRATAÇÃO DE MATERIAIS

PR PRESIDÊNCIA Departamento de Suprimentos PROS Unidade de Contratação de Obras e Serviços GESTOR DE CONTRATAÇÃO DE OBRAS E SERVIÇOS

PR PRESIDÊNCIA Departamento de Suprimentos PRAL Unidade de Almoxarifado e Logística GESTOR DE ALMOXARIFADO E LOGISTICA

PR PRESIDÊNCIA Departamento de Suprimentos PRPI Unidade de Planejamento e Informações de Suprimento

GESTOR DE PLANEJAMENTO E INFORMAÇÕES DE SUPRIMENTO

PR PRESIDÊNCIA Departamento de Tecnologia da Informação

PISI Unidade de Sistemas e Soluções de Tecnologia da Informação

GESTOR DE SISTEMAS E SOLUÇÕES DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO


PIPD Unidade de Produção de Tecnologia da Informação

GESTOR DE PRODUÇÃO DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO


PISU Unidade de Suporte de Tecnologia da Informação

GESTOR DE SUPORTE DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO


PIPL Unidade de Planejamento de Tecnologia da Informação

GESTOR DE PLANEJAMENTO DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO

SOP SUPERINTENDÊNCIA DE OPERAÇÕES Departamento de Serviços Comerciais OCSL Unidade de Serviços de Leitura GESTOR DE SERVICOS DE LEITURA

SOP SUPERINTENDÊNCIA DE OPERAÇÕES Departamento de Serviços Comerciais OCCL Unidade de Serviços a Clientes GESTOR DE SERVIÇOS A CLIENTES

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SOP SUPERINTENDÊNCIA DE OPERAÇÕES Departamento de Serviços Comerciais OCCO Unidade de Serviços de Cobrança GESTOR DE SERVICOS DE COBRANÇA

SOP SUPERINTENDÊNCIA DE OPERAÇÕES Departamento de Atendimento a Clientes OAGR Unidade de Gestão de Reclamações GESTOR DE GESTÃO DE RECLAMAÇÕES

SOP SUPERINTENDÊNCIA DE OPERAÇÕES Departamento de Atendimento a Clientes

OAOA Unidade Operacional de Atendimento GESTOR OPERACIONAL DE ATENDIMENTO

SOP SUPERINTENDÊNCIA DE OPERAÇÕES Departamento de Inspeção de Clientes

OIEP Unidade de Estudo e Diagnóstico de Perdas GESTOR DE ESTUDOS DIAGNOSTICO DE PERDAS

SEN SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA Departamento de Planejamento de Investimentos EIPT Unidade de Planejamento da Transmissão

GESTOR DE PLANEJAMENTO DA TRANSMISSAO

SEN SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA Departamento de Planejamento de Investimentos

EIPD Unidade de Planejamento da Distribuição GESTOR DE PLANEJAMENTO DA DISTRIBUICAO


EIPI Unidade de Planejamento e Acompanhamento dos Investimentos

GESTOR DE PLANEJAMENTO E ACOMPANHAMENTO DOS INVESTIMENTOS


EIEP Unidade de Estudos Especiais de Planejamento

GESTOR DE ESTUDOS ESPECIAIS DE PLANEJAMENTO


EIEB Unidade de Engenharia Básica GESTOR DE ENGENHARIA BASICA


EIRM Unidade de Planejamento e Controle de Obras da Região Metropolitana

GESTOR DE PLANEJAMENTO E CONTROLE OBRAS RG METROP


EIRC Unidade de Planejamento e Controle de Obras da Região Centro

GESTOR DE PLANEJAMENTO E CONTROLE OBRAS RG CENTRO


EIRD Unidade de Planejamento e Controle de Obras da Região Sudoeste

GESTOR DE PLANEJAMENTO E CONTROLE OBRAS RG SUDOESTE


EIMA Unidade de Meio Ambiente GESTOR DE MEIO AMBIENTE

SEN SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA Departamento de Operação do Sistema EOST Unidade do Centro de Operação do Sistema

GESTOR CENTRO DE OPERACAO DO SISTEMA

SEN SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA Departamento de Operação do EOQS Unidade de Controle de Qualidade do GESTOR DE CONTROLE QUALIDADE DO

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Sistema Sistema SISTEMA

SEN SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA Departamento de Operação do Sistema

EOEO Unidade de Planejamento e Estudos Operacionais

GESTOR DE PLANEJAMENTO E ESTUDOS OPERACIONAIS


EOME Unidade de Movimento de Energia GESTOR DE MOVIMENTO DE ENERGIA


EOPS Unidade de Proteção do Sistema Elétrico GESTOR DE PROTECAO SISTEMA ELETRICO

SEN SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA Departamento de Engenharia e Manutenção do Sistema Elétrico

EMSE Unidade de Planejamento e Controle da Manutenção de Subestações e Usinas

GESTOR DE PLANEJAMENTO CONTR MANUT SE E USINAS


EMLT Unidade de Planejamento e Controle da Manutenção de Linhas de Transmissão

GESTOR DE PLANEJAMENTO CONTR MANUT LINHA TRAN


EMPR Unidade de Planejamento e Controle da Manutenção de Redes de Distribuição

GESTOR DE PLANEJAMENTO CONTR MANUTENCAO RD

SEN SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA Departamento de Automação e Telecomunicação

EAMT Unidade de Engenharia de Manutenção de Telecomunicação e Automação

GESTOR DE ENGENHARIA MANUT TELECOM E AUTOMAÇAO


EAET Unidade de Engenharia de Telecomunicações

GESTOR DE ENGENHARIA TELECOMUNICACOES


EAPR Unidade de Proteções GESTOR DE PROTECÕES


EAMA Unidade de Manutenção de Automação e Telecomunicação

GESTOR DE MANUTENÇÃO DE AUTOM E TELECOM


EAAS Unidade de Planejamento e Automação de Sistemas Integrados

GESTOR DE PLANEJAMENTO E AUTOM SIST INTEGRADOS


EAME Unidade de Engenharia de Medição GESTOR DE ENGENHARIA DE MEDIÇÃO

SCM SUPERINTENDÊNCIA COMERCIAL E MERCADO

Departamento de Clientes Corporativos COGC Unidade de Atendimento a Grandes Clientes

GESTOR DE ATENDIMENTO GRANDES CLIENTE


Departamento de Clientes Corporativos

COGP Unidade de Atendimento a Clientes do Grupo A

GESTOR DE ATENDIMENTO CLIENTES GRUPO A

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COMK Unidade de Marketing de Relacionamento GESTOR DE MARKETING DE RELACIONAMENTO



COCC Unidade de Gestão de Contratos e Cobrança GESTOR DE GESTAO CONTRATOS E COBRANCA

SCM SUPERINTENDÊNCIA COMERCIAL E MERCADO Departamento de Gestão de Mercado CMME Unidade de Previsão de Mercado GESTOR DE PREVISAO DE MERCADO


Departamento de Gestão de Mercado CMCO Unidade de Compras de Energia GESTOR DE COMPRAS DE ENERGIA


Departamento de Gestão de Mercado CMCT Unidade de Contratos e Ativos Regulatórios rovação

GESTOR DE CONTRATOS E ATIVOS REGULATORIOS

SCM SUPERINTENDÊNCIA COMERCIAL E MERCADO Departamento de Gestão Comercial CGFA Unidade de Gestão do Faturamento GESTOR DE GESTÃO DO FATURAMENTO


Departamento de Gestão Comercial CGPC Unidade de Procedimentos Comerciais GESTOR DE PROCEDIMENTOS COMERCIAIS


Departamento de Gestão Comercial CGPL Unidade de Planejamento e Controle Comercial

GESTOR DE PLANEJAMENTO E CONTROLE COMERCIAL

SCM SUPERINTENDÊNCIA COMERCIAL E MERCADO Departamento de Gestão Comercial

CGMP Unidade de Melhoria de Processos Comerciais

GESTOR MELHORIA PROCESSOS COMERCIAIS


Departamento de Gestão Comercial CGCG Unidade de Estratégia de Cobrança GESTOR DE ESTRATEGIA DE COBRANCA

SGP SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO DE PESSOAS

Departamento de Relações com Pessoas e Remuneração

GRAP Unidade de Administração de Pessoal GESTOR DE ADMINISTRACAO DE PESSOAL


Departamento de Relações com Pessoas e Remuneração GRRC Unidade de Remuneração e Carreira GESTOR DE REMUNERAÇÃO E CARREIRA



GRPS Unidade de Plano de Saúde GESTOR DO PLANO DE SAUDE



GRTB Unidade de Relações Trabalhistas e Benefícios

GESTOR DE RELAÇÕES TRABALHISTAS BENEFICIOS

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Departamento de Saúde e Segurança GSSO Unidade de Saúde Ocupacional GESTOR DE SAUDE OCUPACIONAL


Departamento de Saúde e Segurança GSST Unidade de Segurança do Trabalho GESTOR DE SEGURANCA DO TRABALHO

SGP SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO DE PESSOAS Departamento de Administração

GDMP Unidade de Manutenção Predial e Serviços Gerais

GESTOR DE MANUTENÇÃO PREDIAL E SERV GERAIS


Departamento de Administração GDSE Unidade de Segurança Empresarial, Projetos e Construção

GESTOR DE SEGURANÇA EMPRESARIAL PROJ E CONSTRUÇÃO


Departamento de Administração GDGT Unidade de Gestão de Transportes GESTOR DE GESTÃO DE TRANSPORTE


Departamento de Desenvolvimento de Pessoas GPCI Unidade de Consultoria Interna GESTOR DE CONSULTORIA INTERNA


Departamento de Desenvolvimento de Pessoas

GPEC Unidade de Educação Corporativa GESTOR DE EDUCAÇÃO CORPORATIVA


Departamento de Desenvolvimento de Pessoas

GPCO Unidade de Comunicação Interna GESTOR DE COMUNICACAO INTERNA

SFI SUPERINTENDÊNCIA FINANCEIRA E DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

Departamento Financeiro e de Relações com Investidores FIGD Unidade de Gestão da Dívida GESTOR DE GESTAO DA DIVIDA


Departamento Financeiro e de Relações com Investidores

FITE Unidade de Tesouraria GESTOR DE TESOURARIA


Departamento Financeiro e de Relações com Investidores

FIRI Unidade de Relações com Investidores GESTOR DE RELACOES COM INVESTIDORES


Departamento Financeiro e de Relações com Investidores FIGS Unidade de Gestão de Seguros GESTOR DE GESTAO DE SEGUROS


Departamento de Arrecadação e Recuperação de Crédito

FRAR Unidade de Arrecadação GESTOR DE ARRECADACAO


Departamento de Arrecadação e Recuperação de Crédito

FRRC Unidade de Gestão da Rede de Credenciados e Recuperação de Créditos

GESTOR GESTÃO REDE CREDENCIADOS E RECUPERAÇÃO CREDITO

SFI SUPERINTENDÊNCIA FINANCEIRA E DE Departamento de Arrecadação e FRMS Unidade de Manutenção dos Sistemas de GESTOR DE MANUTENÇÃO SISTEMAS DE

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RELAÇÕES COM INVESTIDORES Recuperação de Crédito Arrecadação ARRECADACAO

SPC SUPERINTENDÊNCIA DE PLANEJAMENTO E CONTROLE

SUPERINTENDÊNCIA DE PLANEJAMENTO E CONTROLE PCCO Unidade de Controles Internos GESTOR DE CONTROLES INTERNOS


Departamento de Planejamento e Controle de Gestão

PGOE Unidade de Orçamento Empresarial GESTOR DE ORCAMENTO EMPRESARIAL



PGPE Unidade de Planejamento Estratégico e Controle de Gestão

GESTOR DE PLANEJAMENTO ESTRATEGIA E CONTROLE GESTAO



PGPF Unidade de Planejamento Econômico-Financeiro

GESTOR DE PLANEJAMENTO ECONOMICO FINANCEIRO


Departamento de Contabilidade e Planejamento Tributário

PTDC Unidade de Demonstrações Contábeis GESTOR DE DEMONSTRACOES CONTABEIS



PTCG Unidade de Contabilidade Geral GESTOR DE CONTABILIDADE GERAL


Departamento de Contabilidade e Planejamento Tributário PTCP Unidade de Custos e Patrimônio GESTOR DE CUSTOS E PATRIMONIO



PTGT Unidade de Gestão Tributária GESTOR DE GESTAO TRIBUTARIA



PTPP Unidade de Processos de Pagamento GESTOR DE PROCESSOS DE PAGAMENTO

SRE SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO Unidade de Controle da Regulação RECR Unidade de Controle da Regulação GESTOR DE CONTROLE DA REGULACAO

A tabela acima apresenta 82 profissionais com nível de gestor. Destaca-se que estes funcionários se encontram distribuídos tanto em departamentos já existentes na estrutura central da ER da ANEEL, quanto em departamentos inexistentes.

Como mencionado anteriormente, há um déficit geral de 307 profissionais na Estrutura Central da ER em relação à estrutura real da Coelba. Comparando os profissionais de supervisão existentes na Estrutura Central da ER (15 Supervisores) contra os gestores presentes na Estrutura Real da Coelba (82 Gestores), chega-se a um déficit de 67 profissionais para exercício das atividades acima descritas.

Sendo assim, a inadequação da quantidade de gestores responde por cerca de 22% do déficit de pessoal verificado, o que ratifica a importância da correção de abrangência dos cargos de supervisão na estrutura central da ER da ANEEL. Com base na realidade mencionada, a Coelba pleiteia a inclusão de supervisores em todas as diretorias no organograma da ER, alocando-os nos diversos departamentos e unidades (áreas ou sub áreas) expostas na tabela anterior.

Em relação ao compartilhamento da estrutura da Holding cabe destacar que a Coelba é parte integrante do grupo Neoenergia, responsável por diversas empresas dos segmentos de geração e distribuição. Conforme mencionado na Nota Técnica nº 352/2007-SRE/ANEEL, que trata da proposta de metodologia de cálculo de Custos Operacionais de empresas distribuidoras de energia, empresas que fazem parte do mesmo Grupo Controlador, ou seja, que operam em holding, podem obter economia de escala ao dimensionar recursos para todas as empresas do grupo.

O grupo Neoenergia, através de sua holding, possui no segmento de distribuição o controle das seguintes empresas: Coelba, Cosern e Celpe, cada uma delas com seu pessoal próprio. Entretanto, há um compartilhamento de pessoal na holding, basicamente para atividades de direção, comuns às 3 empresas. No nível de Diretoria, por exemplo, não há razões para que cada uma das empresas possua um diretor exclusivo. A existência deste profissional comum às empresas, traz economias de escala vantajosas ao grupo.

Pela filosofia da Empresa de Referência, todo pessoal necessário à gestão da distribuidora deve estar contido em sua estrutura. Entretanto, não cabe incluir integralmente os profissionais presentes na holding devido justamente às economias de escala mencionadas.

Sendo assim, com o intuito de compartilhar com os consumidores este ganho de escala proveniente desse tipo de estrutura, é proposto o critério de rateio de custo a partir da Receita Requerida (constante nas notas técnica dos reajustes de 2007) das três concessionárias de distribuição do grupo. A tabela a seguir mostra as Receitas Requeridas dos últimos reajustes, bem como a participação percentual de cada uma delas nesta receita do grupo.

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Tabela – Receita Requerida das Distribuidoras do Grupo Neoenergia

Empresa PA PB Total %

COELBA 1.220.599.359 1.644.405.943 2.865.005.302 51,00%

CELPE 1.157.659.055 888.924.629 2.046.583.684 36,00%

COSERN 387.780.434 362.611.919 750.392.353 13,00%

TOTAL 2.766.038.848 2.895.942.491 5.661.981.339 100,00%

Nesse sentido, a receita requerida da Coelba é responsável por 51 % da receita do grupo no segmento de distribuição de energia. Desta forma os 51% servem como um fator redutor para valoração do custo de pessoal e de materiais e serviços da holding.

Foi adotado o seguinte procedimento: foram calculados os custos de pessoal e materiais e serviços para todos os funcionários presentes na holding. Em seguida, aplicou-se este percentual para os valores obtidos, resultando no total a ser considerado nos custos operacionais referentes à Coelba. Para a quantidade de pessoal, também foi aplicado este percentual, arredondando-se o resultado obtido de modo a estimar os funcionários da holding “associados” à Coelba.

Abaixo, os funcionários holding, divididos nas seguintes áreas.

Tabela – Holding – Proposta Coelba

HOLDING QTDE.

Presidência 10 Diretoria de Distribuição 7

Diretoria Financeira e de Relações com Investidores 8 Diretoria de Gestão de Pessoas 11

Departamento de Auditoria Interna 12 Diretoria de Planejamento e Controle 9

Diretoria de Regulação 7 TOTAL HOLDING 64

Participação na Receita Requerida do Grupo (%) 51% TOTAL HOLDING – ASSOCIADO À COELBA 33

Diante do exposto, a Coelba julga não aderente à sua realidade e necessidade a estrutura central proposta no cluster 2 do modelo de Empresa de Referência. O nível de distorção dos quatro pontos acima descritos incorrerá, caso não sejam contemplados por essa agência, em um elevado passivo financeiro para essa distribuidora comprometendo a capacidade de realização das atividades exigidas da Estrutura Central.

Essa insuficiência de pessoal tanto do ponto de vista quantitativo (déficit de pessoas por departamento) quanto qualitativo (ausência de supervisores em todas as gerências, ausência de algumas gerências, ausência da estrutura da Holding) são pontos críticos e denotam uma profunda disparidade com a prática da Coelba.

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A Coelba entende que a busca da eficiência é uma primazia nesse modelo do setor elétrico, mas esse nível de exigência imprimido pelo regulador, no que tange a estrutura central do quadro de pessoal, é impraticável para uma empresa que já possui custos muito eficientes, já que tem incorporado a filosofia de custos eficientes, próprio do setor privado, uma vez que são decorridos mais de 10 anos desde a privatização.

Nesse sentido, a Coelba solicita que a ANEEL analise esse pleito de forma a equacionar, da maneira mais razoável possível, as necessidades de uma empresa do seu porte.

5.2.3.2.2. Estrutura e Empregados das Gerências Regionais

Nas concessionárias de distribuição que atuam em um território extenso, como é o caso da Coelba, é necessário contar com uma estrutura de gerenciamento, controle e especialização técnica regionalizada. Num Estado como a Bahia, com 565 mil km2 de área, essas unidades de gerenciamento e suporte técnico regional são chaves para a gestão do atendimento e para as áreas operacionais.

Pela extensão do território e porte da empresa, essas unidades devem ter a capacidade de gerenciar, em todos os aspectos, a área sob sua responsabilidade. É importante destacar que as 6 regionais da Coelba atendem de 400 mil até 1,2 milhões de clientes, o que significa, na prática, ter o equivalente a concessionárias de médio e grande porte dentro da sua área de concessão. Conseqüentemente as estruturas dessas regionais devem dispor de profissionais em quantidade e diversidade de qualificação suficiente para dar cobertura a todas as suas funções.

Para se ter uma cobertura adequada de toda essa extensão territorial e número de clientes, a Coelba conta com a quantidade de funcionários por regional, conforme tabela a seguir.

Tabela –Pessoal das Gerências Regionais da Coelba

Nome da Regional Funcionários

Região Metropolitana 239

Região Sul 131

Região Sudoeste 80

Região Oeste 69

Região Centro 186

Região Norte 99

Total 804

A Coelba já disponibilizou para a ANEEL, em sua manifestação, a descrição de todos os cargos do quadro de pessoal das Regionais, bem como a quantidade de funcionários alocados em cada tipo de cargo.

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Comparando-se a quantidade de funcionários das regionais da Coelba com a da proposta da ANEEL, apresentada na Audiência Pública n° 016/2008, percebe-se uma nítida discrepância. Na proposta apresentada pela ANEL em janeiro de 2008, foram consideradas 6 regionais, sendo 2 do Tipo 2, 2 do Tipo 3 e 2 do Tipo 4, totalizando 402 funcionários. Nessa nova proposta, foram mantidas 6 regionais, sendo 1 do Tipo 1, 2 do Tipo 2, 2 do Tipo 3 e 1 do Tipo 4, resultando em 494 funcionários.. Apesar do aumento entre as propostas, a Coelba ainda julga insuficiente a dotação de recursos para esta área. Apenas 60% do total de funcionários estariam sendo cobertos pela empresa de referência.

A Coelba entende que o papel do regulador é estimular a eficiência das empresas, mas com uma redução deste porte, vê-se uma insuficiência de recursos para a empresa continuar prestando um serviço de qualidade, para uma grande quantidade de clientes, distribuídos de forma rarefeita, por 565 mil km2 de área de concessão. Uma redução deste porte para uma empresa que já aloca eficientemente seus recursos, não seria possível, pois a estrutura já é bastante enxuta, e, conseqüentemente, acarretaria em vultosos passivos financeiros.

Em outra análise verifica-se que para duas regionais, Região Metropolitana e Região Centro, não existem tipos de regionais disponíveis no modelo. Para que o modelo mantenha a aderência com as estruturas regionais da Coelba sugere-se que sejam criados mais dois tipos de regionais, denominados na tabela abaixo como Tipo 7 e Tipo 8. Esta tabela também apresenta a proposta da Coelba para suas Gerencias Regionais.

Tabela – Pessoal das Gerências Regionais da ER (Sugestão Coelba)

Nome da Regional Qtde. Funcionários por

Regional Total de

Funcionários

Tipo 8 1 252 252

Tipo 7 1 196 196

Tipo 1 1 133 133

Tipo 2 1 97 97

Tipo 3 2 63 126

Total 804

A Coelba acredita que a criação de mais dois tipos de regionais, de portes superiores ao Tipo 1, estabelecido no modelo de Empresa de Referência da AP n° 052/2007, é de extrema importância. Isso se faz necessário para a representação correta da quantidade de funcionários das regionais em empresas cujas áreas de concessão sejam do mesmo porte da Coelba e que apresentem uma baixa densidade de clientes. Existem diversas concessionárias em situação parecida e que certamente enfrentarão essa dificuldade no dimensionamento de pessoal das regionais.

Desse modo, os 310 empregados adicionais solicitados para as Gerências Regionais refletem a quantidade de empregados que a Coelba considera justa e necessária para o atendimento dos clientes dessas regionais. Sugerimos a utilização desse quadro de pessoal na ER, o que corresponde à própria realidade da Coelba.

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5.2.3.2.3. Consumidores Faturados e Consumidores Cadastrados

A ANEEL está utilizando, no novo modelo da Empresa de Referência, o quantitativo de consumidores faturados, em contradição do que havia sido definido na Resolução n° 234/06, cujo critério era a utilização do quantitativo de consumidores cadastrados.

Com esta alteração de critério, estão sendo desprezados os custos de processos comerciais de clientes cadastrados, que estão ligados à rede elétrica, possuem ramal e medidor, embora não estejam sendo faturados. A ativação destes clientes pode ser realizada a qualquer momento, inclusive por meio de auto-religação, demandando da empresa que dimensione sua estrutura considerando esses consumidores, inclusive para fiscalização no combate às perdas não técnicas. Além disso, as atividades de operação e manutenção da rede são realizadas independentemente do cliente estar sendo faturado ou não. Cabe ressaltar, que o número de consumidores cadastrados é de 4.196.663, enquanto que o número de consumidores faturados é de 4.094.372 (base agosto de 2007).

Somente as atividades de faturamento (leitura, emissão de faturas e entrega) devem ser dimensionadas com base no número de clientes faturados.

Os consumidores ativos, que foram informados à ANEEL pela Coelba, incluem, além dos consumidores faturados, consumidores que já foram ligados, mas ainda não foram faturados devido a seu ciclo de leitura, e consumidores cortados que não apresentam evolução de leitura.

Diante do exposto, a Coelba solicita a utilização da quantidade de consumidores ativos nos processos comerciais, exceto no processo de faturamento, ou seja, teleatendimento, atendimento comercial, tarefas comerciais e nas atividades de O&M, para efeito de cálculo dos custos na Empresa de Referência.

5.2.3.2.4. Insumos e Outros Gastos Administrativos

A partir da análise do item Insumos e Outros Gastos Administrativos do modelo da Empresa de Referência, infere-se que este item se destina à cobertura dos custos correntes para funcionamento da empresa tais como: (i) materiais administrativos de uso geral (papel, tinta para impressora, envelopes, formulários contínuos, etc); (ii) atividades de manutenção predial, incluindo pequenas obras de melhoria ou conservação, pintura, manutenção de elevadores, sistemas de refrigeração e motores; (iii) gastos com documentação tipo malote, contínuo/motoqueiro, reprografia, microfilmagem e digitalização, guarda/conservação de documentos; (iv) gastos com transporte de pessoal e de carga em função de serviços administrativos; (v) viagens; e (vi) assinaturas de periódicos.

Na proposta da ANEEL esse item encontra-se valorado pela aplicação do percentual de 5% da remuneração total de pessoal, sem os encargos. Com base na experiência da Coelba, esse valor representa uma significativa subavaliação dos gastos com Insumos e Outros Gastos Administrativos.

Os itens relativos à Insumos e Outros Gastos Administrativos praticados pela Coelba, em 2006, foi de R$ 11.790.766,82, enquanto que na proposta preliminar da Empresa

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de Referência, o percentual de 5% sobre a remuneração anual, sem encargos, para cobertura destes itens, equivale a R$ 2.884.131,90 (valores de agosto de 2007).

Desta maneira, a Coelba solicita o reconhecimento da diferença entre o valor considerado e os custos reais praticados em 2006. Esta diferença equivale a um percentual adicional de 9% para cobertura dos custos com insumos e outros gastos administrativos. Com isto, o percentual total a ser considerado no modelo é de 14% sobre a remuneração anual, sem encargos.

5.2.3.2.5. Aluguéis de Imóveis

Na Empresa de Referência estão contemplados os seguintes custos referentes a aluguéis de imóveis, a preços de agosto de 2007:

• Estrutura Central: R$ 15,70/m2/mês;

• Estruturas Regional e Comercial e Estacionamento: R$ 8,05/m2/mês; e

• Galpões: R$ 5,00/m2/mês

A partir da análise efetuada sobre os valores de locações efetivamente praticados pela Coelba, em imóveis utilizados para essas mesmas áreas de atuação, pode-se observar que há um relevante desvio em relação às práticas de mercado, conforme dados a seguir:

• Estrutura Central: R$ 20,03/m2/mês;

• Estruturas Regional e Comercial e Estacionamento: R$ 17,80/m2/mês; e

• Galpões: R$ 7,11/m2/mês

Diante do exposto, a Coelba solicita o aumento dos valores de aluguéis para Estrutura Central, Estrutura Regional, Estrutura Comercial e Estacionamento e para Galpões para os valores apresentados acima, base agosto de 2007.

5.2.3.2.6. Aluguéis de Móveis

Na Empresa de Referência, estão contemplados R$ 2,00/m2/mês, como custos referentes a aluguéis de móveis para utilização na Estrutura Central e nas Gerências Regionais, a preços de agosto de 2007.

A partir de pesquisa efetuada junto a três fabricantes de mobiliários empresariais, pôde-se observar que para o valor proposto pela ANEEL há um relevante desvio em relação às práticas de mercado. Essa pesquisa aponta um custo de R$ 4,22/m2/mês.

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Diante do exposto, a Coelba solicita o incremento dos valores dos aluguéis de móveis para a Estrutura Central e Estrutura Regional, de R$ 2,00/m2/mês, para R$ 4,22/m2/mês, a preços de agosto de 2007.

5.2.3.2.7. Eletricidade, Água e Esgoto

A Empresa de Referência definida pela ANEEL reconhece para o item Eletricidade, Água e Esgoto, um custo por empregado de R$ 63,24/mês.

O levantamento realizado dos valores praticados pela Coelba e apresentado em sua última manifestação, referentes aos anos de 2006 e de 2007, demonstra que esse valor está extremamente subavaliado, indicando que uma empresa concorrente plausível (Empresa de Referência) também não poderia praticar o custo proposto pela ANEEL, dada a significativa diferença entre os valores.

Diante do exposto, a Coelba solicita a alteração do custo médio com Eletricidade, Água e Esgoto de R$ 63,24 para R$ 147,69/empregado/mês, a preços de agosto de 2007.

5.2.3.2.8. Limpeza da Estrutura Central, Gerências Regionais, Teleatendimento e Atendimento Comercial

A partir da análise da metodologia e cálculo da Empresa de Referência, infere-se que é neste item que, por afinidade, além dos serviços de limpeza propriamente ditos, devem estar contemplados os gastos relacionados com a manutenção de áreas verdes. Estes gastos fazem parte do cotidiano de uma empresa e, portanto, necessitam estar contemplados nos custos operacionais de uma Empresa de Referência.

Na Empresa de Referência, o item Limpeza está previsto para a Estrutura Central, Estrutura Regional e Processos Comerciais de Teleatendimento e Atendimento Comercial, valorado como R$ 28,96/empregado/mês, a preços de agosto de 2007.

Com base na experiência da Coelba, para esse mesmo escopo, esse valor representa uma relevante subavaliação dos gastos de Limpeza e Conservação de Imóveis. Segundo levantamento da Coelba, realizado em 2007, esse item representa R$ 77,15/empregado/mês.

Diante do exposto, a Coelba solicita a alteração do custo médio da atividade Limpeza da Estrutura Central, Gerências Regionais, Teleatendimento e Atendimento Comercial, de R$ 28,96/empregado/mês para R$ 77,15/empregado/mês, a preços de agosto de 2007.

5.2.3.2.9. Sistemas de Informática

Nesse item serão abordados os seguintes temas: a) Sistemas Centrais; b) PC’s; e c) Sistemas de Comunicação.

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5.2.3.2.9.1 Sistemas Centrais

A Coelba possui uma infra-estrutura de informática que suporta adequadamente suas áreas de negócio, contribuindo para a padronização dos seus processos.

Para integrar e dar agilidade aos principais processos do negócio, a Coelba dispõe dos Sistemas Centrais, abaixo descritos:

• Gestão de Distribuição;

• SCADA;

• Sistema Cartográfico (GIS);

• Sistema Gestão Comercial;

• Call Center;

• Sistema Administração e Finanças;

• Hardware Sistemas Centrais;

• Software Sistemas Centrais.

O sistema central Gestão de Distribuição é composto pelos seguintes sistemas:

Sistema OPER

Esse sistema apóia toda a logística de operação, supervisão e controle das redes e linhas de distribuição de energia elétrica, a supervisão de serviços de campo, através de uma interface gráfica única, com visão consolidada de toda a topologia do sistema elétrico da empresa.

São cerca de 1000 usuários cadastrados, entre as áreas de Teleatendimento, Centros de Operação, Supervisão, Manutenção, dentre outras, com 270 usuários, em média, utilizando o sistema simultaneamente.

O sistema dispõe de uma estrutura dualizada de equipamentos, para permitir a disponibilidade exigida pelo processo, de forma ininterrupta em regime de 24 h x 7 dias.

Integração com os sistemas:

• GEOREDE – Gestão de Redes, para obtenção da configuração e topologia das redes de distribuição;

• SIND - Cálculo dos índices operativos (DEC; FEC; FIC e DMIC) ;

• SIC – Sistema Gestão Comercial, para informações de contratos e comunicação com o cliente;

• CHIPS - Controle de veículos, produtividade das turmas, alocação de mão de obra e gastos de materiais;

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• URA – Para atendimento ao cliente;

• AVL – Localização Automática de Veículos e transmissão de mensagens digitalizadas para as turmas de campo.

SAP – PS (Sistemas de Projetos)

Módulo do sistema SAP R/3 responsável pelo apoio ao planejamento, orçamento, encerramentos contábeis, controle e supervisão de projetos.

Suas principais funcionalidades são as de gerenciamento, desenho e planejamento de projetos, controle físico, controle de custos x orçamentos.

SAP – PM (Sistemas de Projetos)

Módulo do sistema SAP R/3 responsável pelo apoio ao planejamento, processamento e execução de tarefas de manutenção do sistema elétrico.

Suas principais funcionalidades são as de manutenção preventiva e corretiva, análise de problemas e alocação de recursos.

SIND – Sistema de Índices Operativos da Distribuição - Integrado com os sistemas Gestão Comercial e Gestão da Operação efetua os cálculos dos indicadores de qualidade (DEC; FEC; DIC; DMIC entre outros).

CHIPS – Sistema de controle de veículos, produtividade de turmas, alocação de mão de obra e gastos com materiais, nos serviços de campo.

EMA – Sistema de Gestão de Equipamentos de Medição

Realiza o controle de Medidores, TCs e TPs de modo a permitir sua localização desde a entrada no almoxarifado até a sua instalação ou retirada na unidade consumidora.

OTA - Sistema de Acompanhamento da Transmissão

Analisa as cargas supridas pelos sistemas elétricos, registradas mensalmente nos pontos de suprimento, subestações e pontos de geração/consumo e realiza o balanço de energia (suprimento x carga).

SRT - Sistema de Regulação de Tensão

Registra e acompanha todas as reclamações recebidas pela empresa, relacionadas à tensão, além de prover a realização de programações de medição dos consumidores reclamantes.

SCADA

O sistema central SCADA tem por objetivo prestar informações referentes ao Sistema de Controle e Aquisição de Dados (SCADA), utilizado para telecontrolar, em tempo real, as SE’s da Coelba. A administração do sistema elétrico da Coelba está sob a

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responsabilidade de quatro Gerências Territoriais, que o administra, segundo os critérios definidos centralizadamente. Os Territórios são:

Tabela – Departamentos Territoriais da Coelba

Região Metropolitana Salvador Região Sul/Sudoeste Itabuna Região Centro/Norte Feira de Santana

Região Oeste Barreiras

A tabela a seguir apresenta o quantitativo de subestações existentes na Coelba.:

Tabela – Número de Subestações e Subestações Automatizadas

Máximo Nível de Tensão

Número de Subestações

Existentes

Número de Subestações

Automatizadas 230 kV 3 3 138 kV 29 29 69 kV 154 105

34,5 kV 89 14 Total 275 151

A Gestão da operação do sistema elétrico da Coelba se dá mediante centros de operação organizados em níveis hierarquizados, que de uma forma resumida assumirão as seguintes responsabilidades:

Centro de Operação do Sistema (COS)

Localizado em Salvador, responsável pelas seguintes funções:

• Supervisão e controle do sistema de Alta Tensão (AT), correspondente a níveis primários superiores a 34.5kV, em todo o âmbito da Coelba;

• Coordenação da operação com companhias interligadas;

• Controle de tensões;

• Coordenação de desligamento de cargas.

Centro de Operação da Distribuição (COD)

Localizados em Salvador, Itabuna, Feira de Santana e Barreiras, sendo responsáveis pelas seguintes funções:

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• Supervisão e controle do sistema de AT em sua área de responsabilidade por delegação do COS;

• Supervisão e controle do sistema de Media Tensão - MT (≤ 34.5kV) em sua área de responsabilidade.

A arquitetura dos sistemas para suportar as funções anteriores, conforme Figura a seguir, está constituída por:

• Um sistema em Salvador, realizando funções de COS e COD;

• Um sistema em Itabuna, Feira de Santana e Barreiras, realizando funções de COD.

Cada COD adquirirá as informações das subestações de seu âmbito geográfico, e transmitirá ao COS a informação dos pontos das subestações com tensão acima de 34,5 KV, através de uma linha de comunicação redundante. Em caso de interrupção das comunicações entre COS e COD, este último assumirá o controle das instalações de sua Gerência.

Figura – Arquitetura do Sistema SCADA

Arquitetura do Sistema ScadaArquitetura do Sistema Scada

COD FSA

SE ITB

SE FSA

COD ITB

SE JZB

COD/COSSSA

SE BRESE SSA

SE VTC

Legenda:

SSA: Salvador

ITB: Itabuna

FSA: Feira de Santana

BRE: Barreiras

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JZB: Juazeiro

VTC: Vitória da Conquista

SE: Subestação

Dentre as funcionalidades necessárias para efetuar a aquisição em tempo real da informação, seja das Unidades Terminais Remotas (UTR) diretamente conectadas ao sistema de controle, ou de UTR conectadas remotamente em outros sistemas e ligadas ao sistema de referência através de sistemas de controles intermediários, destacamos:

• Envio de comandos a estados e medidas;

• Envio de valores de referência para medidas;

• Envio de ações do controlador;

• Solicitações periódicas de Dados (estados e medidas);

• Mensagens de solicitações de entrada de UTR fora de serviço automático e recuperação de dados;

• Envio de configuração para as UTR;

• Comando de leitura de um único ponto;

• Simulador de testes para treinamento de operadores;

• Tratamento diferenciado de alarmes por tipo e importância.

Na tabela a seguir estão relacionados os equipamentos utilizados para a operação e manutenção do sistema SCADA.

Tabela – Equipamentos Utilizados para a O&M do SCADA

Centro Equipamentos Quantidade

Feira de Santana

Servidor 2

Torre de Disco 1

Console de Operação/Manutenção 3

Itabuna

Servidor SCADA 2

Torre de Disco 1


Barreiras

Servidor SCADA 2

Torre de Disco 1


Salvador Servidor SCADA 2

Torre de Disco 1 Console de Operação/Manutenção 10

Vitória Conquista Console de Manutenção 1 Juazeiro Console de Manutenção 1

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Todos os equipamentos acima relacionados são de fabricação HP e a manutenção é efetuada pela referida empresa, sendo o pagamento dos serviços efetuados por atendimento.

O software instalado nos equipamentos relacionados no item anterior foi desenvolvido pela empresa Eliop, sendo a manutenção efetuada através de contrato de prestação de serviços firmado entre a Coelba e a referida empresa.

O sistema Cartográfico (GEOREDE) é um aplicativo que visa o cadastramento e manutenção de todo o ativo das redes de distribuição da Coelba. Utiliza recursos de geoprocessamento - GIS, da família de software ArcGIS da ESRI.

A atualização é feita de forma descentralizada, através dos Centros Regionais e diversos Empreiteiros. São cerca de 560 usuários cadastrados, sendo que 130 usuários, em média, utilizam o sistema simultaneamente.

Os seguintes módulos compõem este sistema:

• GEOREDE_MAPA tem o objetivo de dar suporte às atividades de atualização das informações de topografia e da rede de distribuição;

• GEOREDE_CARGA suporta as atividades de aquisição de dados de campo, através de “Handhelds”, e cadastramento no banco de dados do sistema;

• GEOREDE_CALC tem o objetivo de efetuar os cálculos elétricos da rede de distribuição, calcular os quantitativos físicos e atualizar os dados históricos;

• GEOREDE_GEST suporta as atividades de gestão das redes de distribuição de energia elétrica, através de relatórios. Permite acesso a todos os dados físicos e dados elétricos contidos no banco de dados;

• GEOREDE_PROJ suporta as atividades de elaboração de estudos e projetos da rede de distribuição;

• GEOREDE_ESTUDO suporta as atividades de estudos de melhoramentos da rede elétrica, através de simulações de circuitos;

• GEOREDE_INTERFACE Suporta as funções de integração com outros sistemas, como o Sistema OPER – Gestão da Operação; Sistema PERTEC – Gestão de perdas elétricas e comerciais; Sistema INTERPLAN – Planejamento da Rede Elétrica; SAP-PM/PS – Módulos de Manutenção e Projetos do Sistema SAP; Sistema SIC – Sistema de Gestão Comercial.

O sistema central Gestão Comercial (SIC) é um sistema de gestão comercial que possui os seguintes princípios básicos em sua concepção e funcionamento:

• Visão e tratamento unificado do cliente;

• Integração entre processos garantindo a disponibilização de produtos e serviços;

• Suporte ao ciclo de gestão: Organização, Operação , Supervisão e Controle;

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• Padronização dos procedimentos comerciais;

• Integração com o resto dos sistemas da organização.

É um sistema de base centralizada com atuação descentralizada estando disponível para acesso em toda a empresa. Possui em torno de 4.000 usuários sendo 2.000 com acessos simultâneos. Diariamente são efetuadas no sistema cerca de 600.000 transações/dia, geradas e controladas mensalmente um volume em torno de 2.000.000 cartas cobranças e ordens de trabalho e efetuado a leitura e o faturamento de 4.000.000 de clientes. Para a execução deste processo são geradas cerca de 24 bilhões de informações / ano.

O SIC é um sistema integrado que suporta o ciclo comercial através dos seguintes módulos:

• PRÉ-CONTRATAÇÃO que corresponde ao conjunto de processos e atividades comerciais que são necessárias para: a) tramitação das solicitações de novas ligações; b) modificações das condições dos contratos já existentes que requeiram algum tipo de operação em campo; c) tramitação dos projetos de extensão de rede; d) prestação de informações técnicas e econômicas sobre novas ligações; e) prestação de informações sobre a rede de distribuição. Este processo tem como principal benefício à padronização das atividades a serem realizadas pela empresa para atendimento as solicitações de um mesmo tipo permitindo a unificação das informações prestadas aos clientes;

• CONTRATAÇÃO que corresponde ao conjunto de processos e atividades comerciais referentes às solicitações dos clientes: a) solicitações de novas ligações; b) solicitações de modificações e anulações de contrato de fornecimento; c) manutenção das informações de clientes e seus respectivos contratos de fornecimento. Este processo tem como principal benefício à unificação do cliente e visualização conjunta de todos os seus contratos de fornecimento, permitindo a empresa uma otimização no processo de gestão comercial do cliente;

• LEITURA que corresponde ao conjunto de processos e atividades comerciais dirigidos à gestão dos trabalhos de leitura dos equipamentos de medição instalados nos diversos pontos de fornecimento de energia, para faturamento e controle dos mesmos. A operação deste processo ocorre de forma descentralizada nas diversas áreas da empresa;

• FATURAMENTO onde estão agrupados o conjunto de processos e atividades comerciais necessários à: a) cálculo dos consumos realizados nos pontos de fornecimento; b) cálculo, em unidade monetária, dos direitos e obrigações da companhia para com seus clientes originários da prestação efetiva do serviço; c) emissão de documentos legais dos referidos direitos e obrigações; d) geração das informações necessárias à contabilização dos valores faturados. Este processo tem como principal benefício à otimização do ciclo de leitura / faturamento / cobrança uma vez que fatura diariamente todas as leituras enviadas;

• COBRANÇA onde estão agrupados o conjunto de processos e atividades comerciais necessários à: a) estabelecimento e administração dos diversos

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canais de cobrança e pagamento; b) cobrança de importes pendentes de pagamento; c) compensação entre credores e devedores; d) geração das informações necessárias à contabilização dos pagamentos; e) gestão da dívida de incobráveis;

• EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO onde é realizada a gestão dos equipamentos de medição disponíveis e instalados nos diversos pontos de fornecimento de energia;

• ORDENS DE TRABALHO que engloba os processos e atividades necessárias à gestão dos trabalhos de campo demandados pelos processos de pré-contratação e contratação;

• SEGURANÇA E PARAMETRIZAÇÃO onde estão as atividades e processos que garantem a correta gestão das permissões de acesso dos usuários na realização das suas atividades de gestão dos clientes;

• INSPEÇÃO onde são desenvolvidas as atividades de controle do cumprimento das determinações de fornecimento regulamentadas;

• RECLAMAÇÕES onde é controlado o recebimento e o trâmite de toda e qualquer reclamação feita pelos clientes;

• INTEGRAÇÃO onde é desenvolvida a integração com os demais sistemas da empresa garantindo a agilidade e confiabilidade dos processos.

As principais integrações do sistema SIC são:

• Sistema SAP/R3, na contabilização do faturamento e arrecadação, gestão de obras, projetos de expansão e melhoria da rede;

• Sistema de Gestão de Rede Técnica GEOREDE, disponibilizando informações técnicas sobre a rede de distribuição;

• Sistema de Telemedição, na gestão remota de contratos atendidos com o processo de telemedição e disponibilização das informações de leituras para faturamento;

• Sistema de Mercado (GMCH) que subsidia a Empresa nas áreas de estudo, acompanhamento e previsão de mercado;

• Gestão de Relação com o Cliente (GRC) que faz a emissão de pedidos de serviço, registro e transmissão de solicitações dos clientes às áreas operativas;

• Sistema de Gestão Integrada da Fiscalização de Serviços (GIFS) que gerencia serviços de empreiteiras e fiscaliza os serviços da Coelba, dando nota aos serviços e aplicando punições;

• Sistema de Poder Público (POP), na gestão dos contratos entre Coelba e Prefeituras ou órgãos públicos para pagamento de dívidas de energia, bem como o controle de Faturas e Notas Promissórias manuais.

O sistema central Call Center é composto por:

• URA - Unidade de Resposta Audível, sistema que possibilita a realização de atendimento eletrônico, direcionando chamadas para grupos específicos a

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partir dos motivos selecionados, assim como a disponibilidade de relatórios estatísticos de chamadas;

• AVAYA CMS SUPERVISOR, software de gerenciamento dos grupos de atendimento com geração de relatórios em tempo real e histórico que possibilitam o acompanhamento de qualquer agente;

• SISTEMA DE GRAVAÇÃO DE CHAMADA, ferramenta de gravação do áudio das ligações recebidas, possibilitando o acompanhamento da qualidade permitindo ações de melhoria;

• SIGNS, sistema que disponibiliza relatórios referentes ao trafego de chamadas cursadas para o Call Center;

• MESSENGER, sistema de monitoração das telas dos atendentes possibilitando acompanhamento em tempo real;

• CLASSIFICADOR DE CHAMADAS, sistema que possibilita ao operador classificar as ligações recebidas por tipo de serviço solicitado, assim como disponibiliza relatórios gerenciais para acompanhamento dos tempos médios de cada tipo de solicitação, volume e identificação do número chamador.

Sistema central Administração e Finanças é composto por:

SAP R/3 é um software de gestão empresarial da SAP que disponibiliza as informações da empresa em tempo real, de maneira confiável e segura, integrando os departamentos da empresa. Tem como principais características a otimização da gestão de informações e a agilidade do processo de tomada de decisão. Este sistema é acessado por 1.176 usuários distribuído em todo estado da Bahia e apresenta as seguintes quantidades anuais de documentos de materiais, pedidos de compras e projetos: a) 363.653 pedidos de compras; b) 912.974 movimentações de materiais; e c) 214.910 projetos de investimentos.

Os módulos do SAP R/3 utilizados na Coelba, estão apresentados na figura abaixo.

Figura – Módulos do R/3 presentes no Sistema de Administração e Finanças da Coelba

• Módulo – MM (Gestão de Materiais), apóia as funções de suprimento e de manutenção de estoques necessárias aos processos empresarias diários. Suas principais funcionalidades são as de controle e gestão de estoques e inventários, compras, planejamento de materiais, cotações, recebimentos de faturas e informações de compras;

Módulo MM

Módulo QM

Módulo FM

Módulo FI/AA

Módulo CO

Módulo HR

Módulo PS

Módulo PM

Módulo IM

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• Módulo – QM (Gestão de Qualidade), responsável pelo controle de qualidade dos fornecedores, da recepção de matérias e dos produtos, apoiando o planejamento e o controle de qualidade e o controle de suprimento de materiais. Suas principais funcionalidades são as de planejamento e inspeção de qualidade, controle e testes, especificações, aferições, estatísticas e documentação;

• Módulo – FM (Gestão de Orçamento), encarregado do controle orçamentário. Tem como função principal garantir o cumprimento do orçamento de custeio aprovado pelo Conselho de Administração, atuando sobre os dispêndios financeiros realizados pelos demais módulos SAP;

• Módulo – FI (Contabilidade Financeira), aplica-se à contabilidade geral, à contabilidade de clientes e de fornecedores, à administração das contas da razão com planos de contas definidos pelo usuário, à administração e controle dos aspectos do ativo imobilizado, administração de viagens de negócio. Suas principais funcionalidades são as de contabilidade geral, contas a pagar, tesouraria, contas a receber extra SIC, plano de contas, contabilidade de ativos fixos, consolidação e livros especiais;

• Módulo – CO (Controladoria de Custos), abrange os movimentos dos custos e das receitas da empresa, bem como a análise de rentabilidade do negócio. Suas principais funcionalidades são as de contabilidade de custos, controle de gastos gerais e orçamentos, análise da rentabilidade, etc;

• Módulo – PS (Sistemas de Projetos), destina-se ao apoio do planejamento, orçamento, encerramentos contábeis, controle e supervisão de projetos. Suas principais funcionalidades são as de gerenciamento, desenho e planejamento de projetos, controle físico, controle de custos x orçamentos;

• Módulo – PM (Sistemas de Projetos), apóia o planejamento, o processamento e a execução de tarefas de manutenção do sistema elétrico. Suas principais funcionalidades são as de manutenção preventiva e corretiva, análise de problemas e alocação de recursos;

• Módulo – HR (Recursos Humanos), planeja, registra e avalia todos os dados relativos à administração e desenvolvimento dos empregados. O HR tem como funcionalidades a realização de planos de treinamentos, a avaliação de desempenho, a evolução da carreira, prêmios, relatórios de despesas, gerenciamento do tempo, apropriação salarial, folha de pagamento, integração contábil e informações governamentais (SEFIP, CAGED, RAIS, DIRF);

• Módulo – IM (Gestão de Investimento), realiza o controle do orçamento de investimento. Tem como função garantir o cumprimento do orçamento de investimento aprovado pelo conselho de administração, atuando sobre os dispêndios financeiros realizados pelos demais módulos SAP.

SCT – Sistema de Controle de Transportes é o sistema que controla a utilização, a manutenção e os custos operacionais dos Equipamentos de Transporte da Empresa.

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GTEL – Sistema de Gestão de Telecomunicações é o sistema que acompanha automaticamente o faturamento de contas telefônicas de todas as operadoras telefônicas das quais a Coelba é cliente.

SCI – Sistema de Controle de Inventário é o sistema que controla o parque de Hardware e Software, viabilizando projetos e compatibilizando os recursos computacionais com as necessidades dos usuários.

O Hardware de Sistemas Centrais. A Coelba para atender ao sistema corporativo Gestão Comercial de forma a garantir disponibilidade e confiabilidade adequada aos serviços apoiados por este sistema, dispõe de um conjunto de equipamentos e software que compõem o sistema central: sendo os principais recursos de hardware: CPU, subsistema de discos e solução de armazenamento de cartuchos (Robot/VTS). São equipamentos de grande capacidade que atendem ao ambiente de suporte, desenvolvimento, integração e produção.

O sistema corporativo SAP (Administrativo e Financeiro) por sua importância e características, dispõe de um conjunto de equipamentos e software que compõem uma estrutura em cluster: sendo os principais recursos de hardware: servidores, subsistema de discos e solução de armazenamento de cartuchos (Robot) que possibilita alta disponibilidade e performance. Estes equipamentos atendem ao ambiente de suporte, desenvolvimento, qualidade (QA) e produção.

Infra-estrutura de Hardware é composta por:

• CPU, IBM 9672 modelo Z67 com capacidade de 1.000 Mips para atender ao ambiente de desenvolvimento (processo de desenvolvimento e manutenção corretiva) e produção do SIC (sistema on-line e rotinas batch);

• DISCOS, disponíveis 5,8 Tbytes de área de armazenamento em disco em duas controladoras de discos IBM SHARK ESS 2105. Disponíveis 1,2 TBytes composto de: 01 Array RA4100 externo de discos com 144GB de capacidade, 01 subsistema de discos IBM SHARK 2105 com capacidade de 900 GB para atender ao ambiente de produção, de qualidade e de desenvolvimento e 180 GB de área em discos internos aos servidores;

• ROBOT/VTS, composto de duas unidades de fitas 3590-E1A, com capacidade para acomodar 1.000 cartuchos e dois VTS com cache de 256MB cada, sendo um equipamento indispensável para o processamento batch. A solução do ROBOT utiliza, de forma integrada, o VTS – Virtual Tape Server, um dispositivo de hardware que permite a simulação de unidades lógicas de fita em disco visando garantir a disponibilidade e alta performance exigida pelos processos vinculados ao mainframe. Esta arquitetura utiliza um processador externo à CPU com unidades de fitas dedicadas, e se propõe a aglutinar os arquivos migrados da área VTS para os cartuchos. Assim, o arquivo é inicialmente gravado na área do VTS, para, num momento posterior, ser transferido para os cartuchos através de unidades 3590, sem utilizar ciclos do mainframe. Além disso, enquanto este arquivo está na área em disco pertencente ao VTS (chamada CACHE), pode ser acessado de forma imediata e disponibilizado para processamento, de forma transparente para o aplicativo;

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• ESCON DIRECTOR, dispositivo ESCON DIRECTOR 9032 005 com 24 portas, que permite estabelecer conexões entre periféricos e cpus, por meio de canais ESCON, reduzindo, assim, o numero de conexões;

• SERVIDORES, conjunto de 10 servidores integrados numa estrutura em cluster sendo: a) 02 servidores COMPAQ modelo ES40 com dois processadores de 833 MHz com 04 GB de memória e 02 placas Fiber Channel para conexão ao sistema de discos IBM SHARK ; b) 03 servidores DigitaL Alphaserver 4100 com dois processadores de 677MHz, 2GB de memória e 01 unidade DDS2; c) 01 servidor Digital Alphaserver 4100 com um processador de 533MHz, 1,5GB de memória com 01 unidade de fita DLT com 02 placas Fiber Channel; d) 01 servidor Digital Alphaserver 1200 com um processador de 533MHz 1,5GB de memória e 01 unidade DDS2; e) 02 servidores COMPAQ Proliant 8500 de 733 MHz com 02 processadores cada, 1,5GB de memória e 01 unidade DLT; f) 01 servidor COMPAQ Proliant ML570 com 04 processadores de 700 MHz e 01 unidade DLT;

• FITAS, composto, além das unidades de fitas DLT e DDS de cada servidor, por um ROBOT COMPAQ com 02 unidades de fitas DLT com capacidade de armazenamento de 10 fitas.

O Software Sistemas Centrais. O sistema Gestão Comercial apresenta um nível de complexidade tal que impõe a necessidade de utilização de uma solução robusta de software no mainframe.

O sistema SAP (Administrativo Financeiro) e os demais sistemas utilizam um conjunto de software de tecnologia que possibilita garantir alta performance e disponibilidade.

A seguir são relacionados os produtos utilizados e seus respectivos fornecedores.

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Tabelas –Infra-estrutura de Software – Sistema Gestão Comercial

PRODUTO VERSÃO CÓPIAS Descrição Fornecedor

OS/390 BASE 2.10 1 Sistema Operacional

IBM

OS/390 Security Server 2.10 1 Software de segurança OS/390 TCP/IP NPF

ACF/VTAM 2.10 1 Comunicação de dados

OS/390 DFSMS (DSS+HSM) 2.10 1 Gerenciador de arquivos

OS/390 RMF 2.10 1 Software de monitoração de recursos no

mainframe OS/390 C/C++ 2.10 1 Linguagem de programação

OS/390 DOMINO WES 2.10 1 Software de controle do sistema

OS/390 SDSF 2.10 1 Software de operação do sistema

OS/390 DFSort 2.10 1 Software Ordenação de dados

Java 2 for OS/390 (JDK) 1.1.0 1 Linguagem de programação

Cobol for OS/390 2.2.0 1 Linguagem de programação

CICS TS FOR OS/390 1.3/ 1 Gerenciador de transações IBM DB2 FOR OS/390

TOOLS 7.1 1 Gerenciador de Banco de Dados

CA‐1 5.2 0104 1 Gerenciador de arquivos em fitas

COMPUTER ASSOCIATES

CA‐GSS X.X.X 1 Software de administração de produtos CA

CA‐OPS 4.2 1 Software de automação de console

CA‐JOBTRAC 3.4 0006 1 Software de planificação de rotinas

CA‐11 2.2 0005 1 Software de planificação de rotinas

CA‐VIEW 2.0 0101 1 Gerenciador de relatórios – visualização

CA‐DELIVER 1.6 0101 1 Gerenciador de relatórios – distribuição

CA‐XCOM 3.0 9907 1 Software de Transmissão de arquivos

CA‐ENDEVOR 3.9 1 Controle de versão de programas

CA‐24X7 5.1 1 Software de manutenção de recursos

CA‐INSIGHT 6.2 1 Monitoração do banco de dados DB2

CA‐SYSVIEW 7.4.1 0105 1 Monitoração de recursos do sistema

CA‐RC/UPDATE 5.1 9901 1 Administração do banco de dados

DB2 – Atualização

CA‐RC/MIGRATOR 5.1 9901 1 Administração do banco de dados

DB2 – Migração CA‐DB/ANALYSER 2.5.4 9901 1 Monitoração do banco de dados DB2

ABEND‐AID BATCH 9.04.01 1 Depuração de programas batch ‐

Cancelamento

COMPUWARE

ABEND‐AID CICS 4.4. 1 Depuração de programas CICS

XPEDITER TSO 7.1. 1 Depuração de programas batch ‐

Cancelamento XPEDITER CICS 7.04 1 Depuração de programas CICS

COMPUWARE CSS 7.9.0 1 Software de controle de produtos

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Tabelas – Infra-estrutura de Software – Sistema SAP (Administrativo e Financeiro) e demais sistemas.

PRODUTO VERSÃO COPIAS DESCRIÇÃO FORNECEDORES

TRU64 5.1 8 Sistema Operacional UNIX para processadores ALPHA

COMPAQ

TruCluster 5.1 2 Gerenciador de Alta

disponibilidade

AdvFS 5.1 8 Gerenciador de sistema de

arquivos

Media Robot Utility 1.5 2 Software de Automatização

do robot

Compaq Web‐Based Enterprise Service Suite

4 10 Software para Gerenciamento

de hardware

Oracle 8.1.7.4 5 Gerenciador de Banco de

dados ORACLE

Oracle Fail Safe Cluster 2.1.3.1.0 2 Gerenciador de falha do

Oracle no cluster

Windows NT Enterprise 4.0 3 Sistema operacional

MICROSOFT INDIGO MAIL

Microsoft Cluster Server (MCS) 1.0 2 Gerenciador de alta

disponibilidade

Send Mail for Windows 2 Envio de e‐mail

ArcServer for Windows 6.61 3 Ferramenta de backup COMPUTER ASSOCIATES

Trend Micro OfficeScan 7.0 3 Software Antivírus TREND MICRO

A tabela abaixo apresenta os valores considerados de investimento e implementação de sistemas centrais, custos unitários de PC’s, comunicação de dados e comunicações de O&M, considerados na proposta preliminar da ANEEL.

Tabela – Valores de Investimento, Implementação, PC’s e Comunicações da Proposta Preliminar da ANEEL

ITEM Investimento (R$) Implementação (R$) Total

Gestão de Distribuição 1.950.450 3.500.000 5.450.450

SCADA 1.036.573 5.663.427 6.700.000

Sistema Cartográfico (GIS) 938.000 1.462.000 2.400.000

Sistema Gestão Comercial 1.872.700 38.127.300 40.000.000

Call Center 1.500.000 5.500.000 7.000.000

Sistema Administração e Finanças 2.690.600 39.517.466 42.208.066

Hardware Sistemas Centrais 6.458.500 6.458.500

Software Sistemas Centrais 5.969.400 5.969.400

Total Sistemas Centrais 116.186.416

Equipe PC (unidade) 2.500,00 R$/unid

Software PC (unidade) 2.000,00 R$/unid

Comunicação de O&M (mensal) 500.899,24 R$/mês

Comunicação de Dados (mensal) 313.473,85 R$/mês

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O montante de investimento e de implementação, no valor de R$ 116.186.416,00, considerado na proposta da ANEEL, é significativamente inferior aos valores informados em resposta ao Ofício n° 267/07, cujos montantes se referem ao ano de 2006. Além disso, os custos unitários de PC’s e os custos mensais de comunicação de dados e O&M também são julgados insuficientes frente aos montantes informados no mesmo ofício.

Os valores de investimento e implementação de sistemas centrais, custos unitários de PC’s, comunicação de dados e comunicações de O&M propostos pela Coelba, levando em consideração os contratos de outsourcing, são apresentados na tabela a baixo.

Tabela – Valores de Investimento, Implementação, PC’s e Comunicações da Proposta da Coelba

ITEM Investimento (R$) Implementação (R$) Total

Gestão de Distribuição ‐ ‐ ‐

SCADA 2.443.708,00 3.467.969,00 5.911.677,00

Sistema Cartográfico (GIS) 8.925.487,00 21.699.321,00 30.624.808,00

Sistema Gestão Comercial 32.172.992,00 54.971.604,00 87.144.596,00

Call Center ‐ 4.840.629,00 4.840.629,00

Sistema Administração e Finanças 7.724.762,00 23.248.300,00 30.973.062,00

Hardware Sistemas Centrais 139.219,00 ‐ 139.219,00

Software Sistemas Centrais ‐ 44.111.990,00 44.111.990,00

Total Sistemas Centrais 203.745.982,00

Equipe PC (unidade) 7.450,00 R$/unid

Software PC (unidade) 1.368,00 R$/unid

Comunicação de O&M (mensal) 725.374,00 R$/mês

Comunicação de Dados (mensal) 694.775,00 R$/mês

O valor total de R$ 203.745.982,00 de investimento e de implementação é relativo ao ano de 2006 e foi calculado utilizando-se as mesmas informações fornecidas à ANEEL, em resposta ao Ofício n° 267/07. Esse valor considera, além dos valores de investimento e de implementação dos diferentes sistemas, PC’s e comunicações, a despesas anuais com licenças, manutenção e outras correlatas.

Para tanto, inicialmente foi calculada a anualidade de cada um dos sistemas mencionados, incluindo-se as despesas associadas. Posteriormente foi feita a conta inversa no sentido de calcular os montantes de investimentos e implementação a serem colocados na Empresa de Referência, incluindo-se as despesas informadas.

Todos os montantes obtidos para os sistemas foram calculados considerando-se vida útil média de 5 anos, taxa de remuneração regulatória de 15,08% (WACC) e percentual de manutenção de 18% para sistemas centrais e de 10% para PC’s.

Com isso, observou-se que o investimento total com sistemas centrais considerados pela ANEEL, na Empresa de Referência, é bastante inferior ao informado pela Coelba, o que é insuficiente frente aos montantes despendidos em 2006 e inadequados frente aos recursos existentes na distribuidora.

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Desse modo, a Coelba solicita a alteração dos valores reconhecidos para os Sistemas Centrais, de acordo com o perfil informado na tabela acima, alterando o valor total dos sistemas de informática de R$ 116.186.416,00 para R$ 203.745.982,00.

5.2.3.2.9.2 PC’s

Os custos unitários dos PC’s também se encontram subdimensionados. O valor de R$ 2.500,00 para hardware e R$ 2.000,00 para software não está adequado. Esses custos não consideram uma série de periféricos (hardware) necessários ao dia-a-dia de uma empresa, tais como: impressoras, plotters, roteadores, scanners, racks, hubbies, entre outros. Além disso, também não contemplam equipamentos e softwares de rede, ambos para PC’s.

Sendo assim, infere-se que os valores unitários apresentados acima não incorporam, custos de equipamentos periféricos, equipamentos e softwares de rede, também necessários. Desse modo, foram levantados todos os custos de investimento e implementação em hardware e software (PC’s + Periféricos + Equipamentos para Redes) e calculadas suas anualidades, conforme critério de cálculo realizado pela ANEEL.

Como resultado, foi obtida uma anualidade total de hardware e outra de software. Esses valores, por fim, foram divididos pelas quantidades de PC’s existentes na Coelba, conforme informado em resposta ao Ofício n° 267/07, de modo a calcular os custos unitários de hardware, com rateio dos periféricos, e software.

Dessa forma, a Coelba solicita a alteração nos custos unitários de PC’s para R$ 7.450,00/unidade para hardware e R$ 1.368,00/unidade para software, em valores de agosto de 2007. Adicionalmente julga-se necessária a utilização de um percentual de 15% para manutenção de PC’s ao invés do percentual de 10% adotado na proposta da ANEEL.

5.2.3.2.9.3 Sistemas de Comunicação

Os Sistemas de Comunicação na Empresa de Referência se dividem basicamente em dois grupos: comunicação de dados e comunicação de O&M. A comunicação de dados se refere a toda estrutura necessária para a comunicação eletrônica interna de seus funcionários e externa com clientes e fornecedores, e está associada à Gerência de Sistemas. A comunicação de O&M refere-se à estrutura necessária para comunicação dos funcionários de operação e manutenção quando executam tarefas de campo, e está associada à Diretoria de Distribuição.

Os sistemas de comunicação de dados da Coelba compreendem os seguintes equipamentos:

• Redes de Fibra Ótica (composta aproximadamente de 100 km de cabos óticos, com os equipamentos associados, interligando subestações e estações de telecomunicação, na Região Metropolitana de Salvador);

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• Rede de Rádio Digital (composta de rádios digitais em microondas e equipamentos associados, utilizada na automação, proteção, medição e comunicação de voz de subestações, nas Regionais de Feira de Santana, Conquista e Itabuna);

• Frame Relay (rede contratada com à EMBRATEL, usada para suportar a COELBANET, a integração de base de dados entre COELBA e AUTOTRAC e a interligação entre COELBA e CCEE);

• Ponto Multiponto via Satélite (rede contratada com à EMBRATEL, para automação, medição e proteção de subestações e medição da rede básica);

• Ponto a Ponto terrestre EMBRATEL (rede contratada com à EMBRATEL para interligação entre COELBA e EDS utilizando 01 porta de 100 MBPS e 01 porta de 24 MBPS, para interligação entre COELBA e CELPE e interligação entre sites (bases) do trunking);

• Ponto a Ponto terrestre TELEMAR (rede contratada com à TELEMAR com 92 circuitos para a Coelbanet, 19 para telecontrole de subestações, 18 para interligação de sites do sistema trunking e 30 para acionamento remoto de rádios;

• STM 400 RENPAC (rede contratada com à EMBRATEL para serviço de comunicação de dados com agências bancárias para efeito de transações financeiras);

• VPN Dial Remote (rede contratada com à TELEMAR para atender aos serviços de arrecadação e automação da rede de distribuição).

Os sistemas de comunicação de O&M da Coelba, também conhecido como comunicações de operação, possuem os equipamentos listados a seguir:

• Antena Fixa (antenas utilizadas em estações de rádio fixo e repetidoras. São aproximadamente 400 antenas principalmente parabólicas, YAGI, helicoidais e colineares);

• Autotrac ( sistema de comunicação entre Cento de Operação e veículos utilizando satélites. São 115 veículos utilizando terminais via satélite);

• Trunking ( sistema de comunicação entre Centro de Operação e veículos na Região Metropolitana de Salvador, constituído de uma central de comutação, oito estações rádio base (ERB) e 200 rádios em veículos);

• Container (14 abrigos utilizado para instalação de estações de telecomunicação);

• Instrumento (são aproximadamente 270 instrumentos utilizados nas configurações, testes, alinhamentos e manutenções de sistemas e equipamentos de telecomunicação);

• Interface (82 interfaces entre linha telefônica e rádio VHF);

• Inversor (71 inversores 125Vcc/127Vac 1000W, utilizados para alimentar roteadores e terminais satélite que usam 127Vac, a partir da alimentação em corrente contínua de subestações);

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• Kit Celular (402 kit celular, composto de aparelho celular, modem e fonte de alimentação, usados em automação de chaves, religadores e telemedição);

• Modem (94 modem usados para transmissão de dados em sistemas analógicos);

• Multiplex (98 equipamentos multiplexadores usados nos sistemas de rádio microondas e no sistema de fibras óticas);

• Radio Fixo (537 rádios usados em repetidoras, estações rádio base e subestações;

• Radio Móvel (aproximadamente 600 rádios usados em veículos);

• Radio Portátil (87 rádios usados por empregados na operação e manutenção do sistema elétrico);

• Sistema de Energia (51 retificadores e banco de baterias de alta capacidade, usados para alimentar as repetidoras de telecomunicação);

• Torre (160 torres usadas como suporte para instalação de antenas fixas).

Esses equipamentos representam os recursos necessários e adequados em relação a comunicação de dados e O&M, para o atendimento da sua área de concessão. Adicionalmente, há gastos de natureza geral de pessoal e materiais e serviços associados às atividades de telecomunicações, gestão, operação e manutenção desses sistemas. Os custos associados a estes sistemas para o ano de 2006 estão apresentados na tabela a seguir.

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Tabela – Detalhamento de Investimento, Implementação e Anualidade de Sistemas de Comunicações - Proposta da Coelba

Itens Investimento + Implementação [R$] Total de Despesas [R$] Anualidade [R$]

Comunicação Dados

Equipamento eletrônico de comunicação ‐ ‐ ‐

Redes de Fibra Ótica 4.957.869 ‐ 869.610

Redes de Rádio Comunicações ‐ ‐ ‐

Ponto a Ponto Terrestre ‐ 3.169.949 3.169.949

Frame Relay ‐ 726.944 726.944

Ponto Multiponto via Satélite ‐ 858.523 858.523

Ponto Multiponto via Terrestre ‐ 167.335 167.335

Comunicação Móvel via Satélite ‐ 252.469 252.469

STM 400 RENPAC ‐ 18.641 18.641

VPN Dial Remote ‐ ‐ ‐

Redes Locais 3.313.900 219.310 800.568

Outros Equipamentos ‐ ‐ ‐

TOTAL 6.864.038

Comunicações O&M

Antena Fixa 2.776.718 ‐ 487.036

Autotrac 1.127.000 ‐ 197.676

Central Trunking 11.339.918 ‐ 1.989.022

Container 1.221.658 ‐ 214.279

COS Radio VHF Fixo Móvel 2.979.830 ‐ 522.662

Instrumento 2.666.343 ‐ 467.676

Interface 98.400 ‐ 17.259

Inversor 301.076 ‐ 52.809

Kit Celular 455.727 ‐ 79.935

Modem 113.878 ‐ 19.974

Multiplex 3.417.793 ‐ 599.481

Radio Fixo 9.881.116 ‐ 1.733.148

Radio Móvel 2.408.857 ‐ 422.514

Radio Portátil 145.118 ‐ 25.454

Sistema de Energia 1.883.581 ‐ 330.380

Torre 7.978.293 ‐ 1.399.393

TOTAL 8.558.697

Telecomunicações

Pessoal ‐ 1.473.261 1.473.261

Materiais e Serviços ‐ 145.797 145.797

TOTAL 1.619.058

ANUALIDADE TOTAL DE SISTEMAS 17.041.793

Anualidade Total – Comunicações de O&M 8.704.494

Anualidade Total – Comunicações de Dados 8.337.299

Mensalidade ‐ Comunicações de O&M 725.374

Mensalidade ‐ Comunicações de Dados 694.775

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As anualidades de comunicação de dados e O&M já representam os gastos anuais da Coelba com estes sistemas. Entretanto, ainda restam as despesas de pessoal e material e serviços a serem consideradas. Adotou-se então um critério de “distribuir” esses custos entre os sistemas de comunicação de dados e O&M. Essa distribuição foi feita da seguinte maneira: a) os gastos com pessoal foram atribuídos aos sistemas de dados; e b) os gastos com materiais e serviços foram atribuídos aos sistemas de O&M.

Com isso, os gastos anuais em 2006 com comunicação foram de R$ 17.041.793,00, sendo R$ 8.704.494,00 com O&M e R$ 8.337.299,00 com dados, e os correspondentes gastos mensais com comunicações, no mesmo ano, foram de R$ 725.374,00 com O&M e de R$ 694.775,00 com comunicação de dados, valores pleiteados pela Coelba para os gastos mensais com sistemas de telecomunicação.

Também cabe destacar que a Nota Técnica no 352/2007, que versa sobre a metodologia de cálculo dos custos operacionais proposta na Audiência Pública no 052/2007, apresenta o cálculo dos custos destes sistemas como função dos custos anuais de sistemas de informática dos Subgrupos S1 e S3. Segundo a mesma NT, foram escolhidos estes subgrupos devido ao fato de que o Subgrupo S1 envolve sistemas relacionados com a operação de redes e subestações e o Subgrupo S3 envolve os sistemas relacionados com administração de dados.

Comparando os custos adotados no Modelo da Empresa de Referência proposto pela ANEEL, com os custos anuais destes sistemas de comunicação, calculados para o ano de 2006, observa-se que tais valores anuais obtidos com os multiplicadores não se mostraram aderentes com os custos anuais das concessionárias com estes sistemas. Esta inadequação pode estar relacionada com o fato dos Sistemas Centrais adotados para a Coelba nesta proposta, estarem subdimensionados tal como apresentado no respectivo item. Desse modo, houve também um subdimensionamento dos custos de comunicações de dados e O&M.

5.2.3.2.10. Veículos para a Estrutura Central

A proposta de custos operacionais da ANEEL, com base no novo modelo da Empresa de Referência, apresenta um dimensionamento insuficiente para a quantidade de veículos da Estrutura Central para uma empresa do porte da Coelba.

No cálculo da quantidade de veículos da Estrutura Central foi utilizado o “driver” de empregado/veículo. Os valores propostos pela ANEEL são:

• 15 empregados/veículo para a Diretoria Técnica; e

• 20 empregados/veículo para as demais áreas.

Pela observação dos números reais da Coelba, calculados a partir do número de empregados e veículos próprios da empresa em cada unidade, pode-se concluir que os “drivers” estabelecidos na Empresa de Referência não estão adequados à sua realidade e que a quantidade de veículos leves considerada está muito abaixo da necessária para o desenvolvimento das atividades na empresa.

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Em virtude do exposto, a Coelba solicita a utilização do “driver” médio equivalente a 13,57 empregado/veículo, para efeito de cálculo dos custos com transporte na Empresa de Referência.

5.2.3.2.11. Áreas e Insumos do Pessoal de O&M

O Modelo da Empresa de Referência não contempla espaço físico para as bases de pessoal de O&M, nem os gastos associados. Esse pessoal necessita de espaço físico para instalação das bases de plantão, escritórios para as tarefas de administração, depósitos para materiais de emergências e ferramentas e áreas para estacionamento de veículos de trabalho.

Em geral, estes locais têm características de almoxarifado, conseqüência da natureza do uso e das tarefas realizadas. Deve-se ter em conta que não são áreas de atendimento ao público. Porém, sejam por exigências legais, por exigências dos acordos coletivos ou por necessidade de condições adequadas e de segurança dessas áreas, é necessária uma infra-estrutura mínima. Essa infra-estrutura deve contemplar áreas de administração, banheiros, espaço para refeição, depósitos, garagens, terrenos cercados, etc. Tendo em conta a área de extensão da concessão da Coelba e a quantidade de funcionários envolvidos em tarefas de O&M, é necessário fazer um dimensionamento que permita ter locais com áreas suficientes em toda a concessão.

Para este fim, propõe-se um critério de 10 m2/empregado de O&M para todos os usos descritos, a um custo de aluguel de m2 correspondente ao de almoxarifado, no valor de R$ 5,00/mês. Também serão necessários PC’s para acesso aos sistemas corporativos, numa quantidade de 1 PC para cada 20 empregados, já que não são de uso permanente por todos os funcionários. Adicionalmente, existem outros gastos gerais como eletricidade, telefone, vigilância, limpeza, etc., onde se propõe adicionar um percentual de 30% sobre os gastos de almoxarifados e PC’s. Dessa forma, a Coelba solicita que sejam considerados como custos operacionais da Empresa de Referência, as despesas relativas às áreas e insumos para o pessoal de O&M, com base nos critérios explicitados acima.

5.2.3.2.12. Edição e Envio de Outros Documentos - Parâmetros

A Empresa de Referência considera nos itens Edição e Envio de Outros Documentos apenas um montante de 10% do número de faturas emitidas como necessário à comunicação direta com seus clientes.

O comportamento do cliente na área de concessão da Coelba, o estado da Bahia, em novembro de 2007, apresenta-se da seguinte forma quanto ao pagamento da fatura de energia elétrica:

• 32,2% pagaram a fatura até o vencimento;

• 39,0% pagaram em até 30 dias após o vencimento; e

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• 28,8% restantes entraram na programação de corte.

A respeito dessa ação a Resolução ANEEL n° 456/00 dispõe:

“Art. 91. A concessionária poderá suspender o fornecimento, após prévia comunicação formal ao consumidor, nas seguintes situações:

I - atraso no pagamento da fatura relativa a prestação do serviço público de energia elétrica;

(...)

§ 1º A comunicação deverá ser por escrito, específica e de acordo com a antecedência mínima a seguir fixada:

a) 15 (quinze) dias para os casos previstos nos incisos I, II, III, IV e V;

(...)”.

Para atender às disposições legais acima referenciadas, torna-se necessária a emissão e o envio prévios de um volume de cartas de reaviso da ordem de 28,8% do número de clientes.

O montante de correspondências enviadas pela Coelba pode ser observado por meio do Acompanhamento da Emissão de Cartas de Cobrança, no ano de 2007, apresentado abaixo.

Tabela - Acompanhamento da Emissão de Cartas de Cobrança em 2007

Janeiro 1.248.349 Maio 1.089.298 Setembro 1.014.853 Fevereiro 1.018.345 Junho 894.532 Outubro 1.378.378

Março 1.275.600 Julho 773.745 Novembro 1.212.062 Abril 1.171.436 Agosto 1.355.949 Dezembro 1.056.161

Diante do exposto, a Coelba solicita que seja alterada a proporção do item Edição e Envio de Outros Documentos em relação ao número de clientes, de 10% para 28,8%.

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5.2.3.2.13. Custos de Leitura de Medidores

A ANEEL, no novo modelo da Empresa de Referência, considerou como parâmetro para a definição dos custos de faturamento que 100% das leituras realizadas na área urbana utilizam coletor com impressão simultânea e que 100% das leituras realizadas na área rural não utilizam coletor.

Essa situação não corresponde a realidade da Coelba, que atualmente realiza, integralmente, a coleta de leituras tanto na área rural quanto na área urbana com a utilização de coletor sem impressão ou de Palm tops.

O processo de leitura com coletor e impressão não é realizado na empresa devido a uma série de dificuldades como, por exemplo, elevado investimento, problemas de leitura durante fortes chuvas, adequação do sistema comercial e exigências regulatórias de diversos dados que devem conter nas faturas.

A leitura com coletor e impressão utiliza tecnologia recente e ainda não é utilizado de forma ampla pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Algumas concessionárias já implementaram em uma parcela da área de concessão ou em projetos pilotos. Portanto, a consideração de leituras realizadas na área urbana com 100% de utilização de coletor com impressão não é coerente com a realidade das concessionárias de distribuição, só sendo razoável em um percentual reduzido do número de consumidores.

Além disso, a ANEEL considerou os mesmos custos de leitura para todos os consumidores, sem diferenciar esses custos na realização de leitura do Grupo A. Isto não é aderente à realidade, pois a leitura de consumidores atendidos em alta tensão requer pessoal com maior qualificação que realizam coleta de memória de massa e trabalhos em áreas energizadas e por isso recebem adicional de periculosidade.

Em virtude do exposto, a Coelba solicita que seja considerada a utilização do coletor sem impressão em todas as coletas de leitura tanto em área urbana como em área rural, bem como seja considerado o acréscimo dos custos de leitura dos consumidores do Grupo A, em função das respectivas especificidades.

5.2.3.2.14. Crédito de ICMS de Materiais de Despesa

Nos custos operacionais propostos pela ANEEL, pode-se observar que não estão sendo considerados os valores de ICMS referentes aos materiais utilizados nas Tarefas de O&M e nos Equipamentos de Proteção Individual e Coletiva. Infere-se então que há o pressuposto de que as concessionárias de distribuição podem se creditar desse tributo nos casos citados.

Efetivamente, o “caput” do art. 20 da Lei Complementar n° 87, de 13/09/96, que “dispõe sobre o imposto dos Estados e do Distrito Federal sobre operações relativas à circulação de mercadorias e sobre prestações de serviços de transporte interestadual e intermunicipal e de comunicação, e dá outras providências (Lei Kandir)” determina:

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

No entanto, o art. 33 contrapõe:

Art. 33. Na aplicação do art. 20 observar-se-á o seguinte:

I - somente darão direito de crédito as mercadorias destinadas ao uso ou consumo do estabelecimento nele entradas a partir de 1° de janeiro de 2011; (Redação dada pela Lei nº 122, de 2006)

Portanto, o crédito de ICMS referido no início deste item, só poderá ser considerado a partir de 2011, o que praticamente adia a aplicação desse critério para o 3° ciclo de revisões periódicas.

É importante notar que a data prevista no Inciso I do art. 33, a partir da qual as empresas poderiam se creditar do ICMS referente às mercadorias destinadas às despesas vem sendo sucessivamente adiada, já tendo sido estabelecidas as seguintes datas:

• 1° de janeiro de 2000; (Redação dada pela LCP n° 92, de 23.12.1997);

• 1° de janeiro de 2003; (Redação dada pela LCP n° 99, de 20.12.1999);

• 1° de janeiro de 2007; (Redação dada pela LCP n° 114, de 16.12.2002).

O que demonstra que este tema ainda é razão de controvérsias na área tributária.

Diante do exposto, a Coelba solicita que sejam considerados os valores de ICMS referentes aos materiais despendidos nas Tarefas de O&M e os referentes aos Equipamentos de Proteção Individual e Coletiva.

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5.2.3.2.15. Crescimento do Processo Comercial e do Processo de O&M

Na proposta preliminar da Empresa de Referência calculada pela ANEEL não fica claro o critério utilizado para correção de crescimento relativo aos processos e às atividades comerciais e de operação e manutenção (O&M), o que pode ser depreendido é que a ANEEL procede à correção em duas partes.

A ANEEL atribui uma taxa de crescimento de clientes de 4,47%, usada para correção de crescimento de processos comerciais e uma taxa de crescimento de 2,68%, usada para correção de crescimento de processos de O&M. Em relação a este último crescimento, foi mantida a mesma premissa usada no primeiro ciclo: o crescimento de O&M acompanha o crescimento de ativos, cuja taxa é estimada em 60% da taxa de crescimento de clientes.

Adicionalmente, a Coelba julga necessária a adoção de taxas de crescimento adicionais para os processos e atividades (PA’s) Comerciais e de O&M, de modo a contemplar o crescimento de clientes e ativos até a metade do ano teste. Isso é de extrema relevância, visto que o cálculo dos custos operacionais para a revisão tarifária busca refletir justamente tais custos no referido ano.

Sendo assim, a Coelba propõe a utilização da taxa de crescimento de clientes da data base do modelo Empresa de Referência (4.094.372 de clientes) até a metade do ano teste (4.319.760 clientes: metade dos clientes entre o Ano1 e Ano2) apresentada no Fator X proposto pela ANEEL. Essa taxa é igual a 5,50% e deve ser aplicada para o crescimento de clientes. Para crescimento de O&M, deve-se manter o critério de 60% da taxa de crescimento de clientes. Com isso, a taxa de crescimento de O&M seria de 3,30%.

Deste modo, devido à falta de clareza nos critérios estabelecidos para correção de crescimento de processos e atividades comerciais e de O&M, a Coelba solicita a adoção dos crescimentos informados acima para a realização das correções.

5.2.3.2.16. Exames Periódicos

A Empresa de Referência proposta pela ANEEL reconhece um custo por empregado de R$ 70,00 por ano, para exames médicos periódicos.

Entretanto, cabe mencionar que a realização de exames médicos periódicos é uma obrigação legal imposta pela Norma Regulamentadora n° 07, aprovada pela Portaria do Ministério do Trabalho nº 3.214, de 08/06/1978. Além de ser uma medida preventiva de doenças e de acidentes do trabalho, a realização de exames periódicos é uma política que se configura numa forma efetiva de evitar despesas de maior vulto no futuro.

Os exames médicos necessários a cada atividade estão previstos no Programa de Controle Médico e de Saúde Ocupacional - PCMSO, documento de apresentação obrigatória à fiscalização do Ministério do Trabalho e Emprego - MTE. O objetivo da norma legal é preservar a saúde do trabalhador, garantindo que haja um rigoroso

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controle da empresa sobre os agentes de risco. As empresas de energia elétrica, enquadradas no grau de risco 03, conforme quadro I da Norma Regulamentadora NR- 4 e pelos critérios da legislação previdenciária necessita adotar controles de acompanhamento da saúde de seus empregados.

Para atender a esses comandos regulatórios, a Coelba adota a realização bianual dos exames periódicos para todos os empregados e realização anual para os empregados que trabalham em áreas de risco, sem limite de idade, e para a área administrativa, com idade igual ou superior a 45 anos.

Na tabelas a seguir são apresentados os valores detalhados por tipo de exame, efetuados pela Coelba, em 2006 e 2007.

Exames Periódicos - 2006Itens Custo Área Operacional ( Risco ) Área Administrativa Total

Unitário Até A partir de 45 anos Até A partir de 45 anos44 anos Masc. Fem. 44 anos Masc. Fem.

(R$) (un.) (un.) (un.) (un.) (un.) (un.) (un.) R$

HEMOGRAMA 10,09 270 500 3 761 814 298 2.646 26.698,14 GLICEMIA 4,53 270 500 3 761 814 298 2.646 11.986,38 COLESTEROL TOTAL E HDL 10,82 270 500 3 761 814 298 2.646 28.629,72 TRIGLICÉRIDEOS 6,29 270 500 3 761 814 298 2.646 16.643,34 SUMÁRIO DE URINA 9,56 270 500 3 761 814 298 2.646 25.295,76 PARASITOLOGICO DE FEZES 10,90 270 500 3 761 814 298 2.646 28.841,40 AVALIAÇÃO OFTALMOLOGICA C/ TONOMETRIA 46,40 - 500 3 - - - 503 23.339,20 TESTE ERGOMETRICO 65,00 - 500 3 - - - 503 32.695,00 PSA 28,19 - 500 - - 814 - 1.314 37.041,66

Total 191,78 231.170,60

Avaliações Clínicas (*)Capital 28,56 1.746 49.865,76 Interior 45,36 900 40.824,00

Total 265,70 2.646 90.689,76

Taxa de Gestão (**) 90.619,20

Total Geral 412.479,56

(*) Todos os empregados que fazem os exames periódicos fazem avaliações clínicas.(**) Pagamento pela administração dos exames periódicos (contratação dos médicos, convocação dos empregados, emissão de relatórios, etc) à clínica responsável pela realização dos exames.

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Exames Periódicos - 2007Custo Área Operacional ( Risco ) Área Administrativa Total

Unitário Até A partir de 45 anos Até A partir de 45 anos44 anos Masc. Fem. 44 anos Masc. Fem.

(R$) (un.) (un.) (un.) (un.) (un.) (un.) (un.) R$

HEMOGRAMA 8,06 255 469 3 - 795 294 1.816 14.636,96 GLICEMIA 4,20 255 469 3 - 795 294 1.816 7.627,20 COLESTEROL TOTAL E HDL 10,70 255 469 3 - 795 294 1.816 19.431,20 TRIGLICÉRIDEOS 6,00 255 469 3 - 795 294 1.816 10.896,00 GAMA GT 6,68 255 469 3 - - - 727 4.856,36 SUMÁRIO DE URINA 7,71 255 469 3 - 795 294 1.816 14.001,36 PARASITOLOGICO DE FEZES 8,79 255 469 3 - 795 294 1.816 15.962,64 AVALIAÇÃO OFTALMOLOGICA C/ TONOMETRIA 46,40 255 469 3 - 485 10 1.222 56.700,80 TESTE ERGOMETRICO 91,47 255 469 3 - - - 727 66.498,69 PSA 33,80 - 469 - - 795 - 1.264 42.723,20

Total 223,81 253.334,41

Avaliações Clínicas(*)Capital 30,24 1.199 36.257,76 Interior 52,63 617 32.472,71

Total 306,68 1.816 68.730,47

Taxa de Gestão(**) 84.705,90

Total Geral 406.770,78

(*) Todos os empregados que fazem os exames periódicos fazem avaliações clínicas.(**) Pagamento pela administração dos exames periódicos (contratação dos médicos, convocação dos empregados, emissão de relatórios, etc) à clínica responsável pela realização dos exames.

Itens

Dessa forma, o custo de R$ 70,00 por funcionário não está compatível com as especificações e obrigações descritas acima, sendo o custo médio praticado de R$ 150,57 /empregado/ano.

Diante do exposto, a Coelba solicita a alteração do custo médio com Exames Periódicos de R$ 70,00 para R$ 150,57/empregado/ano, a preços de agosto/2007.

5.2.3.3. Conjunto III – Itens não Considerados

Nesse conjunto são analisados itens de custos operacionais que devem ser tratados na Empresa de Referência, pois fazem parte da realidade das concessionárias de distribuição, e que não foram considerados pela ANEEL.

5.2.3.3.1. Participação dos Empregados nos Lucros e Resultados – PLR

Essa forma de remuneração está prevista na legislação brasileira, conforme inciso XI do art. 7° da Constituição Federal, que considera um direito dos trabalhadores a participação nos lucros ou resultados, desvinculada da remuneração. Essa previsão constitucional foi regulamentada pela Lei n° 10.101, de 19/12/2000, a qual regulou a participação dos trabalhadores nos lucros ou resultados da empresa como instrumento de integração entre o capital e o trabalho e como incentivo à produtividade. Assim, todas as grandes empresas do País, inclusive aquelas da amostra da pesquisa salarial utilizada pela ANEEL, pagam essa remuneração, considerando que ela incentiva o empregado, aumenta a sua produtividade e o resultado geral da empresa.

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A prática de pagar a participação nos lucros e resultados é um instrumento de remuneração que complementa a remuneração fixa. Desse modo, a ANEEL, ao considerar apenas o salário base como remuneração, penaliza as concessionárias por não incluir nos custos operacionais essa participação, conforme prática corrente do mercado de trabalho. Cabe destacar que, nas negociações sindicais, a PLR representa importante instrumento para o controle do nível do salário base.

Ressalta-se que a participação nos resultados está vinculada ao desempenho técnico, dentro da atual tendência da política de recursos humanos de adotar salários variáveis proporcionais ao aumento de desempenho do empregado, estimulando a eficiência global da empresa.

Também é importante mencionar que a ANEEL, conforme item 145 da Nota Técnica n° 352/2007-SRE/ANEEL, de 12/12/07, caracteriza como benefícios adicionais aqueles que cumprem as seguintes exigências:

• Valores representativos em relação ao salário;

• Concessão para a maioria dos ocupantes do cargo;

• Passíveis de serem quantificados.

Como pode ser observado a PLR cumpre todas as exigências enumeradas pela ANEEL. Assim, a Coelba solicita que a PLR seja também considerada como benefício adicional, estabelecendo para tanto um valor regulatório para a sua consideração nos custos operacionais.

5.2.3.3.2. Verbas Rescisórias e de "Turn Over"

O valor gasto com as verbas rescisórias está relacionado ao processo operacional de qualquer empresa, em qualquer ramo de atividade, que precisa ser modernizado em busca de uma melhoria contínua na qualidade dos serviços prestados e do próprio crescimento da empresa.

Não se pode ignorar que o “turn over” é um instrumento de gestão das empresas, para renovação do quadro de pessoal, associada à necessidade de substituição dos empregados que se aposentam e daqueles de nível de atividade produtiva insuficiente. O “turn over” permite estabelecer uma estrutura adequada de profissionais, evitando concentrações de empregados nos níveis mais altos da tabela salarial, o que poderia acarretar desequilíbrio de custos. A gestão da rotatividade possibilita que os níveis de desempenho profissional e as competências requeridas para o quadro de pessoal sejam sempre assegurados. Trata-se de uma ação estratégica para as atividades da concessionária, tanto do ponto de vista econômico, como da gestão de recursos humanos.

Integram esta rubrica o aviso prévio, sobre o qual incidem férias, 1/3 do valor das férias, constitucional, e 13º salário, e a multa de 50% sobre o saldo do Fundo de Garantia por Tempo de Serviço (inclui o fundo de custeio da CEF). Tais parcelas devem constar no Termo de Rescisão do Contrato de Trabalho – TRCT, juntando-se a outras já provisionadas e contabilizadas como despesas, sob pena de não serem

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homologadas as rescisões pelo Sindicato da Categoria ou Delegacia Regional do Trabalho. Portanto, é certo que o pagamento destas verbas decorre de imperativo legal, por isto mesmo, obrigatório. No caso da multa do FGTS é mandamento constitucional, lei maior do País.

Baseada em sua experiência, a Coelba sugere que se considere como critério regulatório, um índice de “turn over” de 5%. Desse índice de “turn over”, decorre um tempo de casa médio dos funcionários de 20 anos. Sendo assim, os recursos necessários para cobrir as verbas rescisórias são:

• Aviso prévio indenizado = 1 salário

• Férias sobre aviso prévio = 1 / 11 salário = 0,0909 salário

• Abono constitucional sobre férias = 1 / 3 * 0,0909 salário = 0,0303 salário

• INSS sobre aviso prévio = 0,29 remuneração

• FGTS sobre aviso prévio = 0,08 remuneração

• 13º salário sobre aviso prévio = 1 / 12 salário = 0,0833 salário

• Multa sobre FGTS = 1 salário / ano * 20 anos * 50% = 10 salários

• Verbas rescisórias / funcionário desligado = (1 + 0,0909 + 0,0303 + 0,0833) * (1 + 0,29 + 0,08) + 10 salários = 11,2045 salários

• Funcionário desligados / total de funcionários = 5%

• Média de verbas rescisórias / total de funcionários = 5% * 11,6562 salários = 0,5608 salário / funcionário / ano

Assim, a Coelba solicita que a Empresa de Referência considere, em função de verbas rescisórias e de “turn over”, uma provisão média de 0,5608 salários/funcionário/por ano.

5.2.3.3.3. Gestão Ambiental

Nos últimos anos ocorreram grandes mudanças relacionadas aos processos de licenciamento e cumprimento de condicionantes ambientais no país. O atendimento à legislação ambiental tem sido uma preocupação constante na gestão da Coelba, tanto na esfera federal (IBAMA), quanto nas esferas estadual (CRA, SRH, MINISTÉRIO PÚBLICO) e municipal, no que tange aos cuidados com a implantação, operação e manutenção dos sistemas elétricos.

A Coelba, com o objetivo de assegurar o cumprimento da Política de Meio Ambiente, criou em 01 de setembro de 2001, a Unidade de Meio Ambiente, que vem atuando para transmitir as diretrizes técnicas e acompanhar as ações ambientais nas unidades da empresa, bem como promover o desempenho e a conscientização ambiental. As atividades da área englobam:

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• Elaboração de normas de prevenção, correção e eliminação de impactos e passivos ambientais;

• Comunicação com partes interessadas para o trato de questões ambientais de interesse da empresa e da coletividade;

• Estudos ambientais para obtenção das respectivas autorizações ambientais;

• Requerimentos, certidões, publicações em jornais e Diário Oficial;

• Mapeamento e diretrizes para atuação nas Áreas de Proteção;

• Relacionamentos e representações (órgãos públicos e privados);

• Vistoria e cumprimento de condicionantes – comunicação social, educação ambiental nas comunidades atingidas, plantios, recuperação de áreas degradadas;

• Projetos de pesquisa e desenvolvimento de natureza ambiental;

• Recuperação de biomas como manguezais;

• Prevenção de impactos ambientais através da prática dos princípios da Produção Mais Limpa e Ecoeficiência; e

• Subsídio ao setor jurídico para monitoramento de ações judiciais relacionadas ao meio ambiente.

Diante do exposto, a Coelba solicita a consideração, como custo adicional da Empresa de Referência, o custo anual com Gestão Ambiental efetivamente incorrido pela Coelba.

5.2.3.3.4. Conselho de Consumidores

Não estão contemplados na Empresa de Referência os custos relativos à manutenção do Conselho de Consumidores, órgão de caráter consultivo, criado por determinação da Lei n° 8.631/93 e regulamentado pelo Decreto n° 774/93 e pela Resolução ANEEL n° 138/2000.

A importância da atuação do Conselho de Consumidores vem crescendo desde a sua criação, haja vista as referências explícitas encontradas na Resolução Normativa n° 234/06, tanto como função básica de Relação Institucional da Direção, Estratégia e Controle da Empresa de Referência, como na participação no processo de revisão tarifária através de reunião com a ANEEL para apresentação de proposta e esclarecimentos de dúvidas sobre o citado processo revisional.

O Conselho de Consumidores da Coelba é composto por:

• 01 Secretário Executivo;

• 06 Conselheiros titulares nos segmentos Residencial, Comercial, Industrial, Rural, Poder Público e PROCON; e

• 06 Suplentes.

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Para exercer a função de Secretário Executivo do Conselho, a Coelba disponibiliza um profissional de nível Especialista, cujo custo está coberto no pleito sobre pessoal, ora feito pela Coelba.

Por outro lado, existem outras despesas que não são consideradas na Empresa de Referência, tais como despesas com consultoria, viagens e taxas para participação de representantes do Conselho em eventos, a exemplo do Encontro Nacional de Conselhos de Consumidores e de reuniões do Fórum Nacional dos Conselhos de Consumidores.

Diante do exposto, a Coelba solicita a consideração, como custo adicional da Empresa de Referência, do custo anual com o Conselho de Consumidores relativo às despesas mencionadas.

5.2.3.3.5. Participação em Organismos Institucionais e Representativos

Não foram considerados na Empresa de Referência os gastos com a participação da concessionária em órgãos institucionais, de obrigatoriedade legal, a exemplo da BOVESPA e CVM e em órgãos representativos, cuja participação é imprescindível na área de atuação da Coelba, como a Associação Brasileira das Companhias Abertas - ABRASCA, a Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica – ABRADEE, Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica – ABCE e Associação Brasileira dos Contadores do Setor de Energia Elétrica – ABRACONEE.

A Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA é o único centro de negociação de ações do Brasil e se destaca como a maior Bolsa de Valores da América Latina, concentrando cerca de 70% do volume de negócios da região. Atua também em renda fixa e é dotada de uma base tecnológica comparável à dos mercados mais desenvolvidos do mundo. A BOVESPA mantém um papel de destaque perante os mercados internacionais, atuando na World Federation of Exchanges (WFE), na Federação Ibero-americana de Bolsas (FIAB) e na International Organization of Securities Commission (IOSCO).

O pagamento da anuidade é devido ao cadastramento da empresa de capital aberto com o intuito de negociar suas ações, de acordo com Instrução Normativa nº 202 de 06 de Dezembro de 1993.

A Comissão de Valores Mobiliários – CVM foi criada pela Lei nº. 6385 de 1976, sendo que essa Lei e a Lei das Sociedades por Ações nº. 6404 de 1976, disciplinam o funcionamento do mercado de valores mobiliários e a atuação de seus protagonistas, assim classificados, as companhias abertas, os intermediários financeiros e os investidores.

A CVM tem poderes para disciplinar, normatizar e fiscalizar a atuação dos diversos integrantes do mercado. Seu poder normatizador abrange todas as matérias referentes ao mercado de valores mobiliários. O pagamento de taxas trimestrais de fiscalização são devidas ao cadastramento obrigatório para empresas de capital aberto, de acordo com Instrução Normativa nº 202, de 06 de Dezembro de 1993.

A Associação Brasileira das Companhias Abertas – ABRASCA, associação civil sem fins lucrativos, criada em 21 de dezembro de 1971. A principal missão dessa

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Associação é a defesa, em sua atuação conjunta, das posições da companhia aberta, como a face moderna da economia brasileira, junto aos centros de decisão e à opinião pública. A ABRASCA está empenhada no desenvolvimento dos mecanismos do mercado de capitais e na disseminação de informações sobre os seus principais títulos, como as ações, as debêntures e os “comercial papers”.

As atuações das organizações ABRADEE, ABCE e ABRACONEE são de amplo conhecimento do setor elétrico, sendo imprescindíveis para possibilitar a representação conjunta das distribuidoras de energia junto ao regulador, órgãos de governo, poder legislativo e judiciário.

Diante do exposto, a Coelba solicita a consideração, como custo adicional da Empresa de Referência, do custo anual referente a sua participação nos organismos institucionais e representativos mencionados.

5.2.3.3.6. Logística em Depósitos e Almoxarifados

O atual modelo da Empresa de Referência não prevê para depósitos e almoxarifados o aparelhamento para sua logística. A extensão da área de concessão da Coelba (565.000 km2), assim como a movimentação de materiais, seja para investimentos ou manutenção, requer uma estrutura regional de almoxarifados, com recursos mínimos para operar esta logística. Entende-se por logística o equipamento necessário para movimentação de materiais dentro dos depósitos e transporte de materiais entre os almoxarifados.

Desse modo, a Coelba propõe a alocação de veículos médios e pesados, nas Regionais, de forma a atender às demandas acima descritas.

5.2.3.3.7. Sistemas Fotovoltaicos

A Coelba possuía, em dezembro de 2007, 10.133 consumidores atendidos por sistemas fotovoltaicos. Esses consumidores encontram-se dispersos e distantes da rede elétrica, consequentemente o investimento necessário para conectá-los à rede resulta excessivo. Esse investimento elevado é conseqüência, essencialmente, do grande comprimento de rede de MT que seria necessário para atender cada consumidor, o que também eleva significativamente os custos de O&M por consumidor, correspondente a essas instalações. Devido a esse motivo a opção pelo atendimento foi via sistema fotovoltaico local. Na realidade atual da Coelba, os custos de manutenção desses sistemas estão apresentados na tabela a seguir.

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Tabela – Custos de Manutenção de Sistemas Fotovoltaicos

Custo de ADM e O & M Unitário Médio

R$ Total R$ Pessoal % MSO %

Pessoal 12,97 131.425 100% ‐ Encargos (102%) 13,23 134.060 100% ‐ Confecção de Calendário 3,84 38.911 100% ‐ Retirada de Equip. por Inadimp. 18,00 182.394 100% ‐ Relocação de Equip. por Ano 18,00 182.394 100% ‐ Custo de Arrecadação 1,03 10.437 100% ‐ Cobrança 4,00 40.532 100% ‐ Combustível 1,40 14.186 ‐ 100% Manutenção Veiculos 1,44 14.591 ‐ 100% Despesas de Informática 0,35 3.547 ‐ 100% Substituição de Placa (roubo) 21,04 213.198 ‐ 100% Ligações p/ 0800 0,96 9.728 ‐ 100% Atendimento às Chamadas 89,92 911.159 86% 14%

Total Anual 1.886.562 ‐ ‐

Os valores apresentados na tabela não levam em consideração a substituição de equipamentos devido ao final da vida útil, como é o caso das baterias e dos controladores.

Pode-se observar que 49% dos custos correspondem ao item “Atendimento de Chamadas”, derivado das reclamações de consumidores por anomalias de funcionamento. Para cada item da tabela está associado um custo com pessoal e com O&M. No caso desse atendimento, a proporção utilizada (Pessoal e MSO) corresponde à composição de custos de uma equipe C1 do Modelo da Empresa de Referência. Com esses critérios é obtido o seguinte quadro de custos de Pessoal e de O&M para os Sistemas Fotovoltaicos.

Tabela – Custo de Pessoal e O&M dos Sistema Fotovoltaicos

Custo de ADM e O & M – Sistemas Fotovoltaicos Custo Total R$

Pessoal 1.503.749 MSO 382.813 Total 1.886.562 Custo Total por Consumidor/ano 186,18 Custo de Atendimento de Chamadas por Consumidor/ano 89,92

Além dos números totais, que essencialmente estão constituídos por despesas de pessoal, é interessante observar o custo por consumidor. Em média, estes sistemas têm um custo de R$ 186,18/consumidor/ano, dos quais R$ 89,92/consumidor correspondem ao atendimento de reclamações. Para analisar a razoabilidade do custo anual médio por consumidor, é importante destacar que esse valor corresponde ao custo de duas horas de uma equipe tipo C1 da Empresa de Referência, que é composta por dois eletricistas. Complementarmente, no ano 2008, começa o vencimento da garantia dos equipamentos, assim haverá a necessidade de substituição daqueles equipamentos que cheguem ao fim da vida útil. Os custos unitários desses

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equipamentos, assim como o volume anual de investimentos necessários para efetuar as substituições previstas estão apresentados na tabela a seguir.

Tabela – Custos Unitários dos Equipamentos dos Sistemas Fotovoltaicos

Item R$/

unidade Custo 2008

R$ Custo 2009 R$ Custo 2012 R$

Troca Bateria 614,14 6.223.081 ‐ 6.223.081

Troca Controlador 158,52 ‐ 803.142 ‐

Troca Inversor 454,78 ‐ 2.304.143 ‐

Total 6.223.081 3.107.284 6.223.081

No período analisado, correspondente ao próximo ciclo tarifário, está planejado substituir os bancos de baterias por duas vezes (cada 4 anos), e uma vez os controladores (cada 5 anos). Em média, o custo anual é de R$ 3.110.689,00, que devem ser acrescentados aos custos anuais de O&M apresentados acima. Ressalta-se que os custos dos equipamentos estão otimizados e são determinantes no custo total para manter este serviço em funcionamento.

Em resumo, o quadro a seguir apresenta os custos médios de operação e manutenção dos sistemas fotovoltaicos, correspondentes aos 10.133 consumidores existentes na base de dezembro de 2007.

Tabela – Custos Médios Anuais com Sistemas Fotovoltaicos

Custos Anuais Totais dos Sistema Fotovoltaicos Custo Total

R$ Custo de ADM e O & M – Sistemas Fotovoltaicos 1.886.562,00 Custo de Subst. de Equipamentos 2008 – 2012 3.110.689,00

Total 4.997.251,00

Portanto, a Coelba solicita que seja incluído como custo adicional da Empresa de Referência o montante correspondente ao custo médio anual com a operação e manutenção dos Sistemas Fotovoltaicos, necessários para atendimento de seus 10.133 consumidores.

5.2.3.3.8. Indenização de Danos em Equipamentos Elétricos

Não estão previstos, na Empresa de Referência, os custos correspondentes ao pagamento aos consumidores de valores referentes à indenização por danos em equipamentos elétricos como: som, TV, vídeo cassete, DVD, microondas, geladeiras, ar condicionado, máquina de lavar roupas etc., provocados por problemas na rede elétrica da concessionária e devidamente comprovados por análise técnica.

As ocorrências de danos elétricos, na sua maioria, são decorrentes de casos fortuitos e de força maior provocados normalmente por fortes tempestades, ventos e incidências

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de descargas atmosféricas. São de natureza inexorável, sendo economicamente inviável a sua total prevenção, de modo que qualquer empresa que atue no segmento de distribuição de energia elétrica incorrerá nesse tipo de custo em alguma proporção.

Portanto, a Empresa de Referência deve considerar esse tipo de custo inevitável, o que implica em uma despesa que deve compor a sua Receita Requerida, sob pena de comprometer indevidamente a remuneração do acionista.

Ressalta-se que a ANEEL, em diversas manifestações públicas, demonstrou ser favorável ao ressarcimento aos clientes por problemas na rede, quando não se tratar de casos de negligência do consumidor e, estabeleceu, após a Audiência Pública n° 029/03, a Resolução ANEEL n° 061/04, de 29 de abril de 2.004, que traz as disposições relativas ao ressarcimento de danos em equipamentos elétricos instalados em unidades consumidoras, causadas por perturbação ocorrida no sistema elétrico.

Diante do exposto, a Coelba solicita a consideração, como custo adicional da Empresa de Referência, do custo anual com indenizações de danos elétricos.

5.2.3.3.9. Contencioso Cível

Não foram considerados nos custos operacionais da Coelba os gastos com ações para atender os contenciosos cíveis.

A Coelba tem envidado esforços na redução dos contenciosos cíveis, tendo encontrado fatores limitadores de caráter técnico-econômico e legal que estão fora de seu controle. O sistema elétrico está sujeito a perturbações (descargas atmosféricas, caso fortuito, terceiros, etc.) que quase sempre fogem ao controle da empresa ou que são próprias do sistema (surtos de manobras, transitórios, etc.) cujos efeitos são tecnicamente impossíveis de serem controlados totalmente pela empresa. Os prejuízos causados desse modo podem acarretar perda de produção e mesmo casos de acidentes com seres humanos (eletroplessão) e são contingências inexoráveis e inerentes à natureza da prestação do serviço de distribuição de energia elétrica, configurando despesa obrigatória na grande maioria dos casos.

Além disso, em empresas que prestam serviços a milhões de consumidores, como é o caso da Coelba que atende a mais de 4,3 milhões, inevitavelmente ocorrerão falhas nas atividades rotineiras que geram indenizações, em geral de natureza moral, tais como cobranças e cortes indevidos, duplicidade de cobranças, negativações indevidas no SPC e SERASA, etc.

Adicionalmente, a Coelba tem procurado reduzir os custos com contenciosos cíveis através da contratação de seguros de Responsabilidade Civil, cujo conceito é descrito a seguir:

“A Apólice de Responsabilidade Civil Geral tem como objeto garantir até o Limite Máximo da Importância Segurada - LMI, o pagamento de Indenizações ao Segurado, das quantias pelas quais o mesmo vier a ser responsável civilmente, em sentença judicial transitada em julgado ou em acordo autorizado de modo expresso pela Seguradora, relativas a reparações por danos físicos à pessoa, danos materiais e prejuízos causados a terceiros.”

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A existência de contingências cíveis decorre da execução normal das atividades da empresa, especialmente porque pela Teoria da Responsabilidade Objetiva, adotada no Código de Defesa do Consumidor, a empresa é considerada culpada, independente da existência do seu agente.

Portanto, a Empresa de Referência deve considerar esse tipo de custo, inevitável, o que implica em uma despesa que deve compor seus custos operacionais, sob pena de comprometer indevidamente a remuneração do acionista.

Diante do exposto, a Coelba solicita a consideração, como custo adicional da Empresa de Referência, do custo anual com Contenciosos Cíveis.

5.2.3.3.10. Contencioso Trabalhista

Não foram considerados nos custos operacionais da Coelba os gastos com ações para atender os contenciosos trabalhistas.

A atividade empresarial implica riscos na área trabalhista decorrentes de interpretações conservadoras dos preceitos legais e de alterações legais e jurisprudenciais, entre as quais podem ser enumeradas as que seguem:

• A prática de recursos humanos com diferenciação salarial em função do desempenho profissional conflita com a orientação da Justiça do Trabalho, que tem determinado a isonomia salarial para trabalhos iguais, independentemente do desempenho, gerando demandas trabalhistas de equiparação salarial;

• O encargo da periculosidade, estabelecido na Lei nº 7.369/1985, e regulamentado pelo Decreto nº 93.413/1986, que definiu o pagamento da periculosidade proporcionalmente ao tempo de exposição, o que ficou conhecido como “periculosímetro”, teve sua interpretação alterada pela Súmula n.º 366 do TST, de 1998, que definiu o pagamento de 30% da remuneração, independente do tempo de exposição, o que gerou uma série de demandas trabalhistas cujas indenizações retroagiram 5 anos; e

• A Lei Complementar n.º 110/2001 reconheceu a ilegalidade dos planos econômicos Collor e Bresser, que expurgaram parcialmente a correção monetária do FGTS em 1990 e 1991, gerando uma correção no saldo das contas de FGTS e um aumento da indenização dos 40 % desse saldo, por demissão sem justa causa.

A existência de contingências cíveis decorre da execução normal das atividades da empresa e da interpretação conservadora da Justiça do Trabalho para certos preceitos legais, o que estimula o ajuizamento de reclamações trabalhistas contra as empresas.

Esta situação se agravou mais ainda quando as empresas passaram a se responsabilizar solidariamente pelas contingências trabalhistas surgidas nas empresas prestadoras de serviço.

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Portanto, a Empresa de Referência deve considerar esse tipo de custo, inevitável, o que implica em uma despesa que deve compor seus custos operacionais, sob pena de comprometer indevidamente a remuneração do acionista.

Diante do exposto, a Coelba solicita a consideração, como custo adicional da Empresa de Referência, do custo anual com Contencioso Trabalhista.

5.2.3.4. Custos Operacionais - Conclusão

Como já mencionado, a análise dos custos operacionais apresentada neste relatório foi realizada sobre o Modelo de Empresa de Referência proposto pela ANEEL na Audiência Pública no 016/2008. As contribuições foram apresentadas em 3 conjuntos distintos, de modo a melhor organizar as propostas de aperfeiçoamento que a Coelba julgou pertinentes para o correto cálculo de seus custos operacionais.

O primeiro conjunto contemplou itens onde a empresa encontrou inconsistências nos cálculos constantes nas planilhas do modelo. O segundo conjunto contemplou itens para os quais a Coelba propôs aperfeiçoamentos dos critérios e dos parâmetros utilizados para o cálculo dos seus valores. O terceiro e último conjunto contemplou itens que não foram considerados no cálculo dos custos operacionais da Coelba.

Vale ressaltar que alguns pontos a Coelba julga particularmente críticos em relação à proposta de Empresa de Referência feita pela ANEEL. Em relação ao primeiro conjunto, além das inconsistências da planilha, chama atenção a falta de previsão de pessoal de supervisão de atendimento comercial e supervisão de pessoal técnico comercial. Conceitualmente, a ausência desses profissionais na Empresa de Referência caracteriza uma grave inadequação do modelo, uma vez que estas são atividades inerentes a qualquer distribuidora de energia elétrica.

Outro ponto que deve ser destacado neste conjunto é o subdimensionamento de pessoal de atendimento comercial. Embora a ANEEL, em sua proposta, tenha alterado o percentual de clientes atendidos no ano (alteração do cluster de 30% para 52%), a quantidade de atendentes dimensionada ainda se encontra bastante reduzida, acarretando uma cobertura insuficiente para o atendimento, tal como apresentado no item específico. Isso reflete sem dúvida uma inadequação dos clusters de atendimentos comercial, visto que a Coelba, como empresa privada, dimensiona adequadamente sua necessidade de atendentes comerciais.

Em relação ao segundo conjunto (aperfeiçoamentos de critérios e parâmetros), três itens podem ser destacados. O primeiro e mais relevante está relacionado à estrutura central e empregados da estrutura central. A Coelba julga inadequada a estrutura utilizada do Cluster 2 e insuficiente a dotação de pessoal. Além disso, há ausência de supervisores em todas as diretorias e gerências, tal como discutido.

Ainda em relação ao segundo conjunto, outra questão verificada se relaciona à estrutura das regionais e do seu quantitativo de empregados. Em linhas gerais, pode-se dizer que embora a quantidade de regionais esteja correta, o tamanho das regionais (quantidade de funcionários) está totalmente inadequado. Para o correto atendimento de sua área de concessão, seriam necessários mais dois tipos de regionais, superiores aos já existentes. Para outra empresa cuja área de concessão seja semelhante à da Coelba, o mesmo problema será verificado, o que cria a necessidade de rediscussão dos portes das regionais.

118/171

O último ponto sobre o segundo conjunto se relaciona aos sistemas centrais. A Coelba não concorda com os valores de sistemas utilizados, cujos valores estão bastante subdimensionados. A utilização de somente 4 clusters de sistemas “engessa” as possibilidades de reconhecimento dos custos de sistemas, causando os subdimensionamentos e “saltos” nestes custos dependendo da faixa (qtde. clientes, qtde. de redes, etc.) onde a empresa se encontra. Além disso, há outro reflexo para a Coelba relativo ao subsimensionamento. Os custos de comunicações de dados e O&M são calculados em função dos sistemas dos subgrupos S1 e S3. O dimensionamento incorreto destes custos implica em dimensionamento incorreto dos custos de comunicação. Como foi apresentado, tal problema ocorre no caso da Coelba.

Para o terceiro conjunto, cabe ressaltar a falta de previsão de recursos para cobertura dos custos com sistemas fotovoltaicos. A Coelba possui grande área de concessão com baixa densidade de clientes. Isso torna economicamente inviável a ligação de clientes em áreas isoladas através de redes convencionais. Uma boa solução são as instalações fotovoltaicas que ligam este tipo de consumidor, trazendo bem estar e conforto a essa população. Além disso, tais custos consistem em especificidade da concessão da Coelba. Deste modo, pelos motivos expostos, solicita-se o seu reconhecimento na Empresa de Referência.

Apesar dos comentários específicos sobre os tópicos acima, os demais pontos também merecem ser avaliados com cuidado e atenção, pois refletem questões relevantes para o cálculo dos custos operacionais da Coelba.

Por último, destaca-se que este Modelo de Empresa de Referência proposto pela ANEEL, e utilizado no cálculo dos custos operacionais da Coelba nesta proposta, se encontra em processo de Audiência Pública. Entretanto, a Coelba entende que, dada as características de sua concessão e a sua experiência como distribuidora de energia elétrica que atende mais de 4,3 milhões de clientes em uma área de 565.000 km2, pode ofertar à ANEEL importantes contribuições no sentido do aperfeiçoamento do modelo proposto.

Desse modo, a Coelba espera que com essas contribuições os resultados alcançados sejam valores de custos operacionais corretos e adequados, em benefício da perenidade do serviço de distribuição de energia elétrica em sua concessão, com a qualidade e segurança necessários.

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6. Fator X

Em relação ao Fator X, entendemos que o principal aspecto que precisa de uma nova abordagem por parte da ANEEL se refere à análise do plano de investimentos apresentado pela concessionária.

6.1. Plano de Investimentos

6.1.1. Introdução

Quando do encaminhamento das informações solicitadas pela ANEEL, a Coelba encaminhou o relatório denominado “Programa de Investimento, Período 2008 – 2013” no qual apresentou com detalhes os investimentos a serem realizados pela concessionária até a próxima revisão tarifária. Assim, o Programa apresentado reflete a trajetória de investimentos que a concessionária deverá cumprir até o ano de 2013. Adicionalmente, o relatório encaminhado apresenta uma análise dos investimentos realizados pela Coelba desde a assinatura do contrato de concessão, em 1997, e também uma descrição detalhada do sistema elétrico e do mercado da concessionária.

A proposta preliminar de investimentos da ANEEL, para ser considerada nesta segunda revisão tarifária, ora submetida a Audiência Pública, estabelece valores significavamente menores do que os apresentados pela Coelba em seu Programa de Investimentos. Nesse sentido, a Coelba apresenta os seus comentários e contribuições na expectativa de um nova análise por parte do Regulador, de modo que sejam estabelecidos níveis de investimentos compatíveis com as necessidades e exigências, quer do sistema elétrico de sua concessão, quer pelas obrigações legais impostas pelos regulamentos setoriais.

Assim, as contribuições da Coelba para o presente tema será feita considerando os seguintes aspectos:

• Histórico dos investimentos realizados desde assinatura do contrato de concessão;

• Investimentos projetados para o período de 2008 a 2013;

• Análise da proposição metodológica da ANEEL; e

• Especificidades estruturais do programa de investimentos da Coelba, que estão relacionados principalmente com o programa compulsório de universalização urbana e a rural.

120/171

6.1.2. Histórico dos Investimentos

Para uma melhor compreensão do Programa de Investimentos realizado pela Coelba, desde a assinatura do contrato de concessão, será apresentada uma análise do mesmo em dois períodos distintos. O primeiro período compreende os investimentos realizados entre a assinatura do contrato de concessão e a 1ª revisão tarifária da concessionária e o segundo período compreende os investimentos realizados entre a 1ª e a 2ª revisão tarifária.

A concessão da Coelba apresentou significativas mudanças no período entre 1997 e a segunda revisão tarifária. Algumas dessas alterações foram decorrentes do processo natural de transformação socioeconômica do estado do Bahia e outras da própria atuação da concessionária, no sentido de ampliar o serviço de distribuição de energia elétrica e provê-lo com qualidade e segurança, tendo como referência os regulamentos da ANEEL.

6.1.2.1. Investimentos Realizados entre a Assinatura do Contrato de Concessão e a 1ª Revisão Tarifária Periódica

No período de 1997 até a 1ª revisão tarifária ocorrida em 2003, ou seja, num período de 6 anos, a concessão da Coelba registrava 3.495.399 contratos ativos com consumidores, tendo sido incorporados nesse período 1.122.737 novos contratos, o que significa um crescimento de 47,32% na base de contratos.

A tabela a seguir apresenta uma síntese das principais mudanças ocorridas na área de concessão da Coelba, no período compreendido entre 1997 e 2003, relativas à base de clientes.

Tabela – Principais Mudanças na Área de Concessão da Coelba

ITEM 1997 2003 Variação(%)

Número de Contratos d

2.372.662 3.495.399 47,32

Energia Vendida (MWh) 8.428.574 9.418.634 11,75

Consumo Médio (kWh/mês) 296,03 224,55 ‐ 24,15

A atuação da Coelba em sua área de concessão pode ser constatada por meio de alguns expressivos resultados. Conforme demonstra a tabela a seguir, a Coelba no período em referência construiu 948 km de linhas de transmissão e subtransmissão, 30 subestações e 25.249 km de linhas de distribuição, instalou 55 transformadores de força e 22.000 transformadores de distribuição, o que correspondeu a uma potência instalada adicional de 1.620 MVA.

121/171

Tabela – Evolução dos Ativos Elétricos entre 1997 e 2002

Cabe ressaltar que no período em questão a prioridade na alocação dos recursos investidos na rede elétrica foi dirigida para regiões que não dispunham de atendimento ou para subsistemas com capacidade esgotada. Nesse sentido, foi iniciada a expansão da rede elétrica na Região Oeste do Estado da Bahia, uma vasta região que vem se consolidando como uma nova fronteira agrícola e cujo desenvolvimento enfrentava fortes restrições pela ausência de infra-estrutura elétrica. Já na Região Sudoeste que enfrentava restrições de suprimento pelo esgotamento do sistema de subtransmissão, a situação foi equacionada com investimentos feitos na implantação da rede de 230 kV até a região de Brumado.

A região litorânea, onde o turismo começava a ganhar maior vitalidade, também foi objeto de investimentos significativos, a exemplo das regiões de Porto Seguro, Conde e Porto Sauípe. Entre outras, também a região metropolitana recebeu investimentos de porte, com destaque para a subestação Amaralina, que necessitou da adoção de tecnologia não convencional em função de sua localização no meio urbano, em bairro de elevada densidade habitacional.

No que se refere à qualidade do serviço, a concessionária alcançou significativos resultados reduzindo o DEC de 31,56 para 17,40 horas, o FEC de 15,74 para 12 interrupções e o TMA de 2,91 para 2,05 horas.

Nos gráficos a seguir são apresentadas a evolução dos indicadores DEC – Horas de Desligamento Médio Anual, FEC – Número de Desligamentos Anual, e TMA - Tempo Médio de Atendimento para o período de 1997 a 2002.

122/171

Gráfico – Evolução do DEC no Período de 1997 a 2002

COELBA - DEC - 1997 a 2002

31,56

24,99 24,91

21,67

17,40

32,55

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Hor

as

Gráfico – Evolução do FEC no Período de 1997 a 2002

COELBA - FEC 1997 a 2002

15,74

14,38

11,6812,28 12,00

18,04

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Freq

üênc

ia

123/171

Gráfico – Evolução do TMA no Período de 1997 a 2002

COELBA - TMA 1997 a 2002

2,91

2,05

4,11

1,76

3,003,21

-

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Hor

as

Os resultados alcançados refletem o acerto da política de investimentos adotada pela Coelba no sentido de disponibilizar aos seus clientes um sistema elétrico com qualidade no fornecimento e na prestação do serviço.

A automação também foi prioridade da Coelba nesse período. Até 1998 a concessionária dispunha de apenas uma subestação automatizada, a SE Candeal (69 – 11,9 kV, 3 transformadores, 60 MVA). A partir de 1999 a empresa implementou uma política agressiva para automação do parque de subestações de subtransmissão, de forma a dotar o sistema elétrico de uma melhor confiabilidade, além de reduzir o tempo de restabelecimento do fornecimento de energia elétrica. Assim, em dezembro de 2002, a Coelba já dispunha de 89 subestações automatizadas, conforme apresentado na figura abaixo.

124/171

Figura – Evolução do Número de Subestações Automatizadas

COELBA - EVOLUÇÃO DA QUANTIDADE DE SE´s AUTOMATIZADAS - 1999 a 2002

12

29

59

89

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1999 2000 2001 2002

%

Os resultados alcançados foram reflexo do grande volume de investimentos realizados no período, ou seja, nos 5 anos anteriores à primeira revisão tarifária, quando a Coelba investiu R$ 2,3 bilhões na concessão, dando conseqüências às tarifas que recebe de seus consumidores. O mais importante é que os investimentos foram focados na atividade fim, o que significou, por exemplo, o aumento da rede de distribuição em 24,0% e do número de transformadores em 39%.

A tabela a seguir mostra que o investimento médio anual da Coelba durante o período 1998-2002 foi de R$ 473,4 milhões (preços de junho de 2007). Esse investimento médio comprova o firme propósito dos controladores da Coelba de colocar em um novo patamar a prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica no Estado da Bahia, além de atender as demandas regulatórias da ANEEL.

Observa-se nesse período que a maior parcela dos investimentos, excetuando os investimentos em projetos especiais, foi em “Novas Ligações”, reflexo do processo de expansão da economia, que resulta em demanda de novas ligações. Também coerente com as estratégias de incorporação de clientes ainda não atendidos pelo serviço de energia elétrica, processo que o caso da Bahia, dado o seu volume, deverá ainda se estender por vários anos.

A segunda maior parcela dos investimentos foi em “Expansão de Redes”. Em seguida os investimentos para “Adequação de Rede de Distribuição”. Esses investimentos demonstram o esforço da Coelba em adequar o sistema elétrico aos requisitos técnicos e à expansão do mercado.

Também mereceram atenção especial no plano de investimento do ciclo 1998-2002 os segmentos de “Informática”, em sintonia com o processo de modernização gerencial implantado após a assinatura do contrato de concessão e de “Redução de Perdas” que indica o esforço no combate às perdas não técnicas desde o inicio da nova fase da concessionária.

125/171

Tabela – Histórico dos Investimentos 1998 a 2002 (base junho/07) Preços Atuais

Outra análise que merece detaque é quando se comparam os investimentos realizados com os valores homologados para a base de remuneração regulatória, pela ANEEL, no âmbito da 1ª revisão tarifária. Considerando que os valores homologados em abril de 2003 são de R$ 4,6 e 2,0 bilhões (base bruta e líquida respectivamente), que atualizados pelo IGP-M para junho de 2007 resultam em R$ 5,7 e R$ 2,5 bilhões, o investimento realizado de R$ 2,3 bilhões representa 41,4% da base de remuneração bruta e de modo mais acentuado em relação à base de remuneração líquida, onde representa 94,4%.

6.1.2.2. Investimentos Realizados entre a 1ª e a 2ª Revisão Tarifária Periódica

No período entre a 1ª e a 2ª revisão tarifária a concessão da Coelba registra, até agosto/07, 4.184.373 contratos ativos de consumidores, tendo sido incorporados entre dezembro/03 e agosto/07, 688.974 novos contratos, representando um crescimento de 20% na base de clientes. Desse total, 184.551 consumidores são provenientes da implantação do Programa Luz Para Todos (PLPT).

Cabe ressaltar que a quase totalidade dos consumidores provenientes do PLPT é classificada como de baixa renda e a totalidade localiza-se na área rural. O crescimento do número de consumidores baixa renda no mesmo período foi de 37,17%. Embora a energia vendida tenha crescido 4,08% em média anual, o consumo médio por unidade consumidora caiu em 3,23%, passando de 227,09 kWh/mês para 219,77 kWh/mês, refletindo a característica dos novos consumidores.

A tabela a seguir apresenta uma síntese das principais mudanças ocorridas na área de concessão da Coelba, no período compreendido entre a 1ª e a 2ª revisão tarifária periódica, relativa à base de clientes.

126/171

Tabela – Principais Mudanças na Área de Concessão da Coelba

ITEM 1a Revisão 2a Revisão Variação(%) Revisão

Número de Consumidores 3.285.109 4.243.734 29,18

Consumidores B. Renda 1.696.593 2.327.212 37,17

Energia Vendida (MWh) 8.952.367 11.191.587 25,01

Consumo Médio (kWh/mês) 227,09 219,77 ‐ 3,23

Obs: valores da 2ª revisão referem-se a previsão de dezembro de 2007

Por outro lado, a atuação da Coelba em sua área de concessão, nesse período, pode ser constatada por meio de alguns expressivos resultados. Primeiro a questão da universalização. Quando da realização da 1ª revisão tarifária, em 2003, dos 417 municípios do estado da Bahia não havia nenhum deles na situação de universalizado. Atualmente 57 municípios já o são. A taxa de atendimento prevista para 2007 é de 95,6% dos domicílios localizados na concessão, contra um percentual de 87,9% em 2003.

Conforme demonstra a tabela a seguir a Coelba, no período entre 2003 e junho de 2007, construiu 152 km de transmissão e subtransmissão, 13 subestações e 34.078 km de linhas de distribuição, instalou 12 transformadores de força e 35.212 transformadores de distribuição, o que correspondeu a uma potência instalada adicional de 1.048 MVA, e instalou mais de 500 mil postes de distribuição.

Tabela – Evolução dos Ativos Elétricos entre 2003 e junho de 2007

No segundo ciclo pós-assinatura do contrato de concessão, 2003-2007, também foram priorizados os investimentos estruturais no sistema da subtransmissão na Região Oeste e nas adequações aos critérios técnicos e aos requisitos de mercado. Novas linhas e subestações, ampliações de subestações, reguladores de tensão, bancos de capacitores, automação, adequações e melhoramentos diversos foram executados. Alguns desses investimentos são destacados a seguir.

127/171

Em 2003, destaca-se, em Salvador, a construção SE Periperi e da linha subterrânea 69 kV Matatu – Amaralina, que contribuem para a melhoria da confiabilidade e oferta de energia na capital baiana.

Em 2004 as subestações SE Camaçari III, na área de influência do Complexo Industrial de Camaçari, e Arembepe, no Litoral Norte entraram em operação. No contexto da criação de um eixo de subtransmissão, em 138 kV, na Região Oeste, foi construída a SE Centro Industrial do Cerrado; a SE Rio Branco foi reconstruída para operar em 138 kV; e foi construída a LT 138 kV Barreiras – Alto Fêmeas, que iniciou sua operação em 69 kV.

Em 2005, dando seqüência ao plano de expansão do eixo de subtransmissão em 138 kV na Região Oeste foram construídas a LT Centro Industrial do Cerrado – Mundo Verde, com operação inicial em 34,5 kV e as subestações de Ponto Novo e Urandi.

Em 2006, uma importante obra para a região Sul da Chapada Diamantina foi a implantação da LT 138 kV Brumado – Mucugê e da Subestação Mucugê. Estabelecimento de um eixo de subtransmissão em 138 kV na Região Oeste, onde as subestações Rio Grande e Roda Velha foram ampliadas e passaram a operar em 138 kV, também foi construída a LT 138 kV Rio Grande - Rio do Meio, operando inicialmente em 34,5 kV.

Em 2007, foram construídas as subestações de Águas Claras, na Região Metropolitana de Salvador, CIA III, no Centro Industrial de Aratu, Trancoso, na região de Porto Seguro, e Rio do Meio, ainda como parte do eixo de 138 kV na Região Oeste.

Outro aspecto importante registrou-se na área da qualidade do serviço, onde a concessionária alcançou significativos resultados com a melhoria da qualidade para os clientes, reduzindo o DEC de 17,40 para 14,82 horas e o FEC de 12,00 para 7,76 interrupções. Nos gráficos a seguir são mostradas as evoluções dos indicadores DEC – Horas de Desligamento Médio Anual e FEC – Número de Desligamentos Anual.

128/171

Gráfico – Evolução do DEC no Período de 2002 a 2006

COELBA - DEC - 2002 a 2006

17,40

14,82

16,07

15,22

15,96

13,50

14,00

14,50

15,00

15,50

16,00

16,50

17,00

17,50

18,00

2002 2003 2004 2005 2006

Hor

as

Gráfico – Evolução do FEC no Período de 2002 a 2006

COELBA - FEC 2002 a 2006

12,00

9,258,77

7,76

10,90

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

2002 2003 2004 2005 2006

Freq

üênc

ia

No que se refere à automação de subestações, a Coelba, em agosto/07, do total de 272 subestações existentes, dispõe de 148 (54,41%) instalações automatizadas,

129/171

correspondendo a 3.399,64 MVA de potência instalada (81,23%), conforme evolução apresentada no gráfico a seguir.

Gráfico – Evolução do Número de Subestações Automatizadas

COELBA - EVOLUÇÃO DA QUANTIDADE DE SE´s AUTOMATIZADAS - 2003 a ago/07

105

119

138

148

133

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2003 2004 2005 2006 2007

Qua

ntid

ade

de S

E

Todos esses resultados foram reflexos de um grande volume de investimentos realizados no período de 2003 a 2007, quando a Coelba investiu R$ 2,8 bilhões na concessão. O que significou, por exemplo, a ampliação da rede de distribuição em 25% e do número de transformadores em 42%.

Cabe ressaltar que o ciclo 2003-2007 se inicia com um reflexo ainda acentuado no mercado de venda de energia (cativo + livre), em decorrência do racionamento compulsório ocorrido entre junho de 2001 e fevereiro 2002. Importante observar que a recuperação do mercado se deu de maneira lenta de forma que a energia injetada em 2000, de 11.229.927 MWh só retornou a esse patamar no final de 2003. Também a demanda medida em 2000, de 1807 MW só retornou a esse patamar em 20/12/03, as 20:00horas. Assim, o sistema elétrico que estava dimensionado para atendimento de uma demanda crescente, passou a operar com alguma “folga”, tendo como conseqüência imediata desse fato a diminuição no ritmo de investimentos para fazer frente à expansão da demanda, como demonstra os dois gráficos a seguir.

130/171

Gráfico – Evolução do Investimento e o Efeito do Racionamento e da Universalização

Gráfico – Evolução do Investimento e a Retomada da Demanda

Outro aspecto que merece destaque é o fato de que o racionamento, além de provocar a redução no consumo durante sua vigência legal, levou a uma mudança nos hábitos dos consumidores, provocando a continuação de consumos reduzidos, quando comparados ao período pré-racionamento.

Entretanto, a despeito de todos os eventos citados, o investimento médio anual no período de 2003 a 2007 foi de R$ 554,5 milhões, o que mostra que o patamar dos investimentos aplicados na concessão foi superior à média do período de 1998 a 2002, que foi de R$ 473,4 milhões, confirmando que a Coelba vem ampliando a realização

111.738152.442

343.161

448.577 464.986492.959

525.164

435.609

296.688

518.285

675.733

936.671

301.637

650.947

492.977

342.405

111.295145.158

187.900207.960218.893

48.30591.332

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

INVESTIMENTO TOTAL (R$ X mil) NOVAS LIGAÇÕES (R$ x mil)

448,58 464,99 492,96435,61

301,64 296,69

675,73

936,67

525,16 518,28

124%117%

111%

100% 99% 104%97%

102%

130%137%

124%118%

100%100%

104% 109%

102%

113%106%

133%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007-

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

R$ x MM Energia Global (%) Demanda Máxima (%)

131/171

de investimentos na concessão. No período de 1998 a 2007, foram investidos na concessão R$ 5,1bilhões.

A tabela a seguir detalha os investimentos realizados entre a 1ª e a 2ª revisão tarifária, onde se observa que a maior parcela dos investimentos continuou orientada para a incorporação de novos consumidores e que neste período envolvem além do item “Novas Ligações”, o item “Programa Luz Para Todos”, reafirmando o processo de expansão da economia e da oferta de energia, que nesses cinco anos representa a previsão de incorporação de 958.625 novos contratos.

Tabela – Histórico dos Investimentos 2003 a 2007 (preços jun/07)

Como pode ser observado pela evolução das informações apresentadas, entre a assinatura do contrato de concessão e o ano de 2007 a base de clientes cresceu 78%, o número de km de rede de distribuição cresceu 60%, o número de transformadores de distribuição cresceu 112% e o consumo médio caiu 35%, denotanto a característica dos novos consumidores incorporados . Isso significa, que nesse período, foi agregada praticamente uma outra concessão, mas com um consumo menor, sendo que esse fenômeno continuará até a completa universalização dos serviços de energia elétrica no Estado da Bahia.

6.1.3. Plano de Investimentos para o Período de 2008 a 2013

A estrutura do Programa de Investimentos da Coelba é desdobrada em 12 planos de investimentos, abaixo relacionados:

132/171

• Plano 1 – Investimentos em Expansão de Rede;

• Plano 2 – Investimentos em Projetos Especiais ;

• Plano 3 – Adequação de Subestações;

• Plano 4 – Adequação de Linhas de Subtransmissão;

• Plano 5 – Automação;

• Plano 6 – Telecomunicações;

• Plano 7 – Novas Ligações;

• Plano 8 – Adequação de Redes de Distribuição;

• Plano 9 – Informática;

• Plano 10 – Ferramentas e Equipamentos de Serviço;

• Plano 11 – Veículos;

• Plano 12 – Infra-estrutura.

A tabela a seguir sintetiza o Programa de Investimentos necessário para o período 2008 a 2013, apresentado à ANEEL. Esse programa contempla os investimentos inerentes aos serviços de distribuição, como expansão do sistema elétrico e de melhoria da qualidade do serviço, os investimentos relacionados ao combate às perdas não técnicas e os investimentos compulsórios para cumprimento das metas de universalização e da implantação do Programa Luz Para Todos.

Tabela - Projeção de Investimentos 2008 a 2013

Como pode ser observado na projeção dos investimentos para o período 2008 a 2013, do total de investimentos no montante de R$ 6,6 bilhões, 72% desses investimentos se destinam a universalização dos serviços de energia elétrica, sendo R$ 3,7 bilhões para a universalização rural e R$ 1,08 bilhões para a universalização urbana.

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6.1.4. Avaliação dos Investimentos

6.1.4.1. Análise da Proposição Metodológica da ANEEL

Uma maneira de analisar o plano de investimentos futuros é fazer a sua comparação com os investimentos realizados no passado pela concessionária. Essa análise se dá por meio da avaliação dos valores dos investimentos globais e pelo estudo do crescimento da demanda solicitada pelos consumidores finais nos horários de ponta do sistema elétrico.

Contudo, essa análise possibilita uma visão razoável do plano de investimentos sugerido desde que a concessão se encontre em um estágio de amadurecimento tal que o seu crescimento de mercado, de consumidores e de rede elétrica se verifique de maneira que não ocorram mudanças estruturais acentuadas. No caso específico da concessão da Coelba ocorreram mudanças estruturais significativas, notadamente em relação às deseconomias de escala cada vez maiores que decorrem da ligação dos novos consumidores do programa compulsório de universalização urbana, e também devido às alterações estruturais agudas causadas pela implementação do maior programa brasileiro de universalização rural, sendo que esse fenômeno continuará até a conclusão desse processo de universalização.

A definição regulatória por parte da ANEEL do plano de investimento para o ciclo 2008-2013 se deu a partir da comparação dos valores propostos pela concessionária para o futuro (2008 a 2013) com os valores realizados no passado (2002 a 2007). No entendimento da Coelba, o estudo feito pelo Regulador apresenta os seguintes aspectos que merecem ser aperfeiçoados:

• Utilização de valores incorretos de investimento e de demanda;

• Imposição de acentuados ganhos de produtividade futura; e

• Desconsideração das especificidades estruturais que ocorrerão na concessão.

6.1.4.1.1. Utilização de Valores Incorretos

De acordo com a Nota Técnica n° 039/2008-SRD/ANEEL, de 12/02/2008, a ANEEL considerou os seguintes valores a título de investimentos realizados pela concessionária no período 2002 a 2007.

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Tabela – Investimentos Conisderados pela ANEEL

ANO BT MT AT TOTAL

2002 147.603.107,54 132.276.572,89 80.992.293,43 360.871.973,85

2003 109.427.947,86 103.191.440,50 33.515.954,84 246.135.343,20

2004 94.983.137,13 72.810.873,96 49.095.880,30 216.889.891,40

2005 101.826.221,79 52.776.236,74 24.003.428,62 178.605.887,15

2006 130.835.999,44 56.699.418,33 28.314.209,31 215.849.627,08

2007 106.523.123,14 39.726.711,89 9.268.023,34 155.517.858,37 Obs.: Tabela 4 da citada nota técnica, folha 5.

Como pode ser observado a ANEEL considerou para o ano de 2007 um montante de investimento no valor de R$ 155.517.858,37. Contudo, os investimentos efetivamente realizados pela Coelba foram de R$ 412.293.218,68, conforme é apresentado na tabela a seguir.

Tabela – Investimentos Realizados pela Coelba

ANO BT MT AT TOTAL

2002 147.603.107,54 132.276.572,89 80.992.293,43 360.871.973,85

2003 109.427.947,86 103.191.440,50 33.515.954,84 246.135.343,20

2004 94.983.137,13 72.810.873,96 49.095.880,30 216.889.891,40

2005 101.826.221,79 52.776.236,74 24.003.428,62 178.605.887,15

2006 130.835.999,44 56.699.418,33 28.314.209,31 215.849.627,08

2007 181.176.505,31 161.373.394,05 69.743.319,32 412.293.218,68

A substituição dos valores relativos à 2007 implica que o investimento médio anual, do período 2002-2007, do nível BT é de R$ 127.642.153,18, do nível MT é de R$ 96.521.322,74, do nível AT é de R$ 47.610.847,64 e do total é de R$ 271.774.323,56.

Outra incorreção observada se refere aos valores de demanda nos momentos de carga máxima. A tabela 6 da nota n° 039/2008-SRD/ANEEL apresenta os seguintes valores:

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Por sua vez, conforme consta no Planejamento Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD enviado pela Coelba, os valores de demanda no momento de carga máxima são:

Tabela – Demanda no momento de carga máxima

ANO BT 2,3a25kV 30a44kV 69kV 88a138kV >138kV

2002 1.168,41 1.701,64 227,10 1.658,51 362,27 36,80

2003 1.212,10 1.763,00 245,80 1.714,60 393,10 36,80

2004 1.257,60 1.822,40 279,10 1.788,30 468,10 38,10

2005 1.337,80 1.933,50 314,70 1.874,90 479,90 38,00

2006 1.357,10 1.963,80 310,90 1.883,00 497,30 49,80

2007 1.403,80 2.031,40 337,30 1.958,60 545,00 50,20

2008 1.479,20 2.119,13 364,09 2.174,65 649,45 49,70

2009 1.545,76 2.203,12 391,97 2.256,08 683,00 49,70

2010 1.608,52 2.278,90 421,58 2.315,08 773,18 49,70

2011 1.673,18 2.361,66 447,47 2.395,56 804,38 49,70

2012 1.740,44 2.439,56 473,50 2.466,53 835,90 49,70

2013 1.810,40 2.517,05 494,18 2.523,71 876,75 49,70

Portanto, os valores da tabela 6 não correspondem as demandas no momento de carga máxima da Coelba.

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Dessa forma, a despeito da concessionária entender que a abordagem adotada pela ANEEL não é adequada para avaliar os investimentos em uma concessão com as características da Coelba, as correções apresentadas neste tópico devem ser implementadas por se tratar da substituição de valores efetivamente realizados no período 2002-2007 e de valores que não correspondem aos da Coelba.

6.1.4.1.2. Imposição de Ganhos de Produtividade Futura

6.1.4.1.2.1 Indicadores de Produtividade

A ANEEL por meio da Nota Técnica n° 039/2008-SRD/ANEEL, em sua conclusão, dentre outros aspectos, entende que os investimentos propostos pela Coelba, para o período 2008 a 2013, que são destinados às redes de baixa e média tensão estão em desacordo com as evolução dos valores de demanda no momento de carga máxima do sistema e o correspondente histórico de investimentos realizados no período de 2002 a 2007. Assim, de acordo com a visão da ANEEL, os valores de investimento regulatório que se adequam às taxas de crescimento das demandas são aqueles correspondentes ao valor médio dos investimentos realizados durante o período de 2002 a 2007, atualizados pelo IGPM. Enquanto que os investimentos destinados a alta tensão propostos pela Coelba foram integralmente aceitos pelo Regulador.

Os valores regulatórios atribuídos pela ANEEL para os investimentos da Coelba, no período de 2008 a 2013, têm como conseqüência a exigência de se alcançar produtividades que são inadequadas para o perfil da concessão, posto que os custos destinados à ligação de clientes da universalização urbana tem sido crescentes. É importante, ao analisar os investimentos propostos pela Coelba, ter a clareza que o sistema de distribuição da Coelba ainda se encontra em fase de expansão. As ligações de clientes decorrentes da universalização urbana têm exigido uma maior quantidade de postes e de extensão de circuitos para a realização de ligações com obra, o que implica em valores por ligação superior ao do histórico realizado, conforme será demonstrado na seqüência dessas considerações.

No sentido de analisar os investimentos regulatórios propostos pela ANEEL face aos investimentos projetados pela Coelba, foi feita uma avaliação de indicadores de produtividade exigidos pela ANEEL. Para tanto do valor total do programa de investimentos foram subtraídos aqueles destinados à universalização rural, programa de redução de perdas e aqueles que não estão diretamente associados ao sistema elétrico, cujo tratamento se dá na Empresa de Referência. A seguir foram utilizadas as bases histórica de 2002 a 2007 e a prevista para o período de 2008 a 2013 para cálculo dos seguintes parâmetros:

• Evolução da Demanda;

• Quantidade de Clientes;

• Extensão de Rede; e

• Quantidade de Transformadores de Distribuição.

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Os indicadores de produtividade foram obtidos a partir da correlação entre os parâmetros mencionados e os investimentos propostos pela ANEEL e aqueles propostos pela Coelba, obtendo-se os resultados apresentados na tabela a seguir.

Tabela – Parâmetros de Produtividade 2002 a 2007 e 2008 a 20013

Período 2002 A 2013 Histórico ANEEL Coelba Indicadores de Produtividade 2002 a 2007 2008 a 2013 2008 a 2013

Investimento R$ x 1.000 271.774,32 311.003,68 439.878,31 Clientes Un 3.694.039 4.724.908 4.724.908

R$ / Cliente 73,57 65,82 93,10 Produtividade ‐11% 27%

Extensão de Rede Km 137.857,10 151.112,81 151.112,81 R$ / km 1.971,42 2.058,09 2.910,93 Produtividade 4% 48%

Transformadores Un 87.052 114.955 114.955 De R$ / un 3.121,96 2.705,45 3.826,54

Distribuição Produtividade ‐13% 23% Evolução da Demanda MW 457 572,73 572,73

R$ / MW 3.568,15 3.258,15 4.608,25 Produtividade ‐9% 29%

Dos indicadores de produtividade obtidos pode-se concluir:

• Clientes – O investimento por cliente para o período de 2008 a 2013, proposto pela ANEEL de R$ 65,82, quando comparado com o realizado no período de 2002 a 2007 no valor de R$ 73,57, exige um ganho de produtividade de 11%, enquanto que as necessidades reais da Coelba indica um investimento unitário de R$ 93,10, ou seja, 27% maior do que o valor histórico realizado;

• Extensão de Rede – O investimento por km de rede para o período de 2008 a 2013, proposto pela ANEEL de R$ 2.058,09, quando comparado com o realizado no período de 2002 a 2007 no valor de R$ R$ 1.971,42, indica um aumento de apenas 4%, enquanto que as necessidades reais da Coelba indica um investimento unitário de R$ 2.910,93, ou seja, 48% maior do que o valor histórico realizado;

• Transformadores de Distribuição - O investimento por unidade de transformador de distribuição para o período de 2008 a 2013, proposto pela ANEEL de R$ 2.705,45, quando comparado com o realizado no período de 2002 a 2007 no valor de R$ 3.121,96, exige um ganho de produtividade de 13%, enquanto que as necessidades reais da Coelba indica um investimento unitário de R$ 3.826,54, ou seja, 23% maior do que o valor histórico realizado;

• Evolução da Demanda (único parâmetro utilizado na Nota Técnica n° 039/2008) - O investimento por MW para o período de 2008 a 2013, proposto pela ANEEL de R$ 3.258,15, quando comparado com o realizado no período de 2002 a 2007 no valor de R$ 3.568,15, exige um ganho de

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produtividade de 9%, enquanto que as necessidades reais da Coelba indica um investimento unitário de R$ 4.608,25, ou seja, 29% maior do que o valor histórico realizado.

Dessa análise podemos observar que os indicadores obtidos a partir dos investimentos propostos pela Coelba demonstram que os investimentos propostos pela ANEEL não são compatíveis com as reais características da concessão. Assim, enquanto os investimentos reais por cliente , por km de rede, por transformador de distribuição e por MW apontam custos unitários crescentes, em função do extraordinário programa de universalização urbana que está sendo implantado na Bahia, os investimentos regulatórios apontam no sentido inverso, como se essa universalização já estivesse realizada.

Caso o horizonte de análise tenha seu início a partir da assinatura do contrato de concessão, a produtividade regulatória que está sendo proposta pela ANEEL torna-se ainda mais acentuada, conforme se verifica na tabela a seguir.

Tabela – Parâmetros de Produtividade 1998 a 2007 e 2008 a 2013

Período 1998 A 2013 Histórico ANEEL Coelba Indicadores de Produtividade 1998 a 2007 2008 a 2013 2008 a 2013

Investimento R$ x 1.000 323.677,28 311.003,68 439.878,31 Quantidade de Clientes Un 3.345.168 4.724.908 4.724.908

R$ / Cliente 96,76 65,82 93,10 Produtividade ‐32% ‐4%

Extensão de Rede Km 129.093,07 151.112,81 151.112,81 R$ / km 2.507,32 2.058,09 2.910,93 Produtividade ‐18% 16%

Transformadores R$ 78.070 114.955 114.955 de R$ / un 4.146,01 2.705,45 3.826,54

Distribuição Produtividade ‐35% ‐8%

Dos indicadores de produtividade obtidos nesse período pode-se concluir:

• Clientes – O investimento por cliente para o período de 2008 a 2013, proposto pela ANEEL de R$ 65,82, quando comparado com o realizado no período de 1998 a 2007 no valor de R$ 96,76, exige um ganho de produtividade de 32%, enquanto que as necessidades reais da Coelba indica um investimento unitário de R$ 93,10, ou seja, um ganho de produtividade de 4% em relação ao valor histórico realizado;

• Extensão de Rede – O investimento por km de rede para o período de 2008 a 2013, proposto pela ANEEL de R$ 2.058,09, quando comparado com o realizado no período de 1998 a 2007 no valor de R$ R$ 2.507,32, exige um ganho de produtividade de 18%, enquanto que as necessidades reais da Coelba indica um investimento unitário de R$ 2.910,93, ou seja, 16% maior do que o valor histórico realizado;

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• Transformadores de Distribuição - O investimento por unidade de transformador de distribuição para o período de 2008 a 2013, proposto pela ANEEL de R$ 2.705,45, quando comparado com o realizado no período de 1998 a 2007 no valor de R$ 4.146,01, exige um ganho de produtividade de 35%, enquanto que as necessidades reais da Coelba indica um investimento unitário de R$ 3.826,54, ou seja, um ganho de produtividade de 8% em relação ao valor histórico realizado.

Os indicadores de produtividade, para esse período de análise, mais uma vez demonstram que os investimentos propostos pela ANEEL, que considera apenas a evolução da demanda como parâmetro de análise, não atende as necessidades da concessão.

Dessa forma, mantido o volume de investimentos propostos pelo Regulador, o cumprimento da universalização urbana prevista no planejamento de investimentos da Coelba, a ser concluída até 2013, ficará prejudicado.

6.1.4.1.2.2 Redução Acentuada no Custo Médio por Unidade de Demanda Agregada (R$/MW)

O volume de investimentos regulatórios proposto pela ANEEL está trazendo como conseqüência para a Coelba a imposição de que para cada unidade de demanda agregada nos níveis de média e baixa tensão, os investimentos associados sejam feitos com valores inferiores ao que se verificou no período de 2002 a 2007.

Os investimentos propostos pela ANEEL para o nível de alta tensão refletem integralmente a previsão da Coelba pois foram desvinculados da análise que considera apenas a evolução da demanda. Nesse caso outros parâmentros são considerados como confiabilidade, regulação de tensão, ingresso de geradores, etc, como adequadamente citado na Nota Técnica n° 039/2008-SRD.

Assim, focando a análise nos níveis BT, MT e Total os valores realizados de investimentos e de demanda no momento de carga máxima são os seguintes:

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Tabela – Investimento e Demanda Realizados entre 2002-2007

Investimentos (R$1000) Demanda no Momento de Carga

Máxima (MW)

ANO BT MT Total BT MT Total

2002 147.603,11 132.276,57 360.871,97 1.168,41 1.928,74 1.776,00

2003 109.427,95 103.191,44 246.135,34 1.212,10 2.008,80 1.837,00

2004 94.983,14 72.810,87 216.889,89 1.257,60 2.101,50 1.952,00

2005 101.826,22 52.776,24 178.605,89 1.337,80 2.248,20 2.039,00

2006 130.836,00 56.699,42 215.849,63 1.357,10 2.274,70 2.150,00

2007 181.176,51 161.373,39 412.293,22 1.403,80 2.368,70 2.233,00

Total 765.852,92 579.127,94 1.630.645,94 ‐ ‐ ‐

De acordo com a tabela anterior, se verifica que a demanda agregada total no período 2002-2007 e que a relação entre investimentos realizados com essa demanda foram os seguintes:

Tabela – Investimento e Demanda Realizados entre 2002-2007

Item BT MT Total

Investimentos Totais (R$ mil) 765.852,92 579.127,94 1.630.645,94

Demanda Agregada (MW) 235,39 439,96 457

Investimentos Totais/demanda Agregada (R$ / MW)

3.253,61 1.316,32 3.568,15

Repetindo-se o mesmo procedimento para o ciclo tarifário 2008-2013 e utilizando-se os valores regulatórios que foram sugeridos pela ANEEL (já sendo consideradas as correções, apresentadas neste relatório, em relação aos valores do investimento de 2007 e das demandas máximas) obtém-se o seguinte:

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Tabela – Investimento Proposto ANEEL - 2008 a 2013

Investimentos (R$1000) Demanda no Momento de Carga

Máxima (MW)

ANO BT MT Total BT MT Total

2008 127.642,15 96.521,32 309.334,79 1.479,20 2.483,22 2.497,27

2009 127.642,15 96.521,32 313.718,59 1.545,76 2.595,09 2.605,06

2010 127.642,15 96.521,32 313.112,28 1.608,52 2.700,48 2.701,01

2011 127.642,15 96.521,32 311.753,79 1.673,18 2.809,13 2.820,79

2012 127.642,15 96.521,32 314.909,38 1.740,44 2.913,06 2.943,43

2013 127.642,15 96.521,32 303.193,26 1.810,40 3.011,23 3.070,00

Total 765.852,92 579.127,94 1.866.022,09 ‐ ‐ ‐

Tabela – Investimento Proposto ANEEL - 2008 a 2013

Item BT MT Total

Investimentos Totais (R$ mil) 765.852,92 579.127,94 1.866.022,09

Demanda Agregada (MW) 331,20 528,01 572,73

Investimentos Totais/Demanda Agregada (R$ / MW)

2.312,36 1.096,81 3.258,14

Analisando as tabelas anteriores se observa que a proposta da ANEEL para a média tensão significa que a concessionária será capaz de adicionar uma unidade de demanda (MW) a um custo médio de R$ 1.096,81/MW durante o próximo ciclo tarifário (2008 a 2013). Entretanto, no período imediatamente anterior, 2002 a 2007, o custo médio incorrido pela Coelba foi de R$ 1.316,32/MW.

Dito de outra maneira, a ANEEL conclui que haverá um significativo ganho de escala no mercado da concessionária, de modo que o custo médio que se verificou no primeiro ciclo de R$ 1.316,32/MW terá sido superior em 20% ao que ela espera para o período 2008-2013.

Adicionalmente, se a análise for feita em baixa tensão, a proposta da ANEEL indica uma redução ainda maior, pois o custo médio realizado entre 2002 a 2007 foi de R$ 2.312,36/MW. Para se ter uma idéia de como são diferentes a realidade verificada (2002-2007) e a proposta regulatória (2008-2013), os custos incorridos em baixa tensão superam em 40,7% o que está sendo proposto pela ANEEL.

No entendimento da Coelba, não parece razoável que mesmo para uma concessionária que já se encontra em um certo grau de amadurecimento de seu mercado, e de sua rede elétrica, que não é o caso da Coelba, seja capaz de conseguir valores tão

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acentuados de economias de escala nos níveis de baixa e média tensão (40,7% e 20,0%, respectivamente), em apenas 5 anos.

Mesmo com a aceitação dos investimentos propostos pela Coelba para o nível de alta tensão, observa-se que a variação dos investimentos totais em relação à demanda totla prevista é exigido um ganho de produtividade global de 9,52%, em relação ao período 2002 a 2007.

Para o caso específico da Coelba a realidade mostra que é impossível esperar economias de escala tão acentuadas. Muito pelo contrário, o que tem se verificado é um programa de incorporação de clientes, decorrente da compulsória universalização urbana e rural, que tem levado a deseconomias de escala cada vez maiores.

Apenas para mostrar concretamente a deseconomia de escala que tem se dado na concessão da Coelba, observe o gráfico abaixo que apresenta a evolução dos custos unitários das novas ligações de unidades consumidoras, excluídas aquelas decorrentes do Programa Luz Para Todos.

Gráfico – Evolução do Custo Unitário de Novas Ligações

Custo Unitário de Novas Ligações (R$ / Nova Ligação)

-

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

3.500,00

sem obra 287,64 273,26 265,99 271,39 282,93 257,72 267,73 287,56 282,59 285,82 282,86 275,78 291,67 com obra 987,37 1.003,47 1.104,23 1.158,74 1.243,67 1.722,44 2.721,46 3.006,03 3.027,67 3.054,63 3.102,89 3.110,27 3.201,32 Total 367,46 340,98 376,83 384,38 501,95 573,54 809,73 967,18 976,27 982,25 978,89 842,68 862,89

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Observando a linha vermelha, na qual representa o custo unitário médio das novas ligações ao longo dos anos, conclui-se por exemplo, que custo médio passou de R$ 367,46/cliente em 2001 para R$ 809,73/cliente em 2007, o que representa um aumento real de aproximadamente 120% em apenas 6 anos.

Portanto, o cotejamento da acentuada deseconomia de escala que tem se verificado nos últimos anos na concessão da Coelba com a proposta da Aneel para os investimentos futuros em baixa e média tensão leva a concluir que os valores propostos pelo Regulador não estão coerentes com a realidade da concessionária.

Além disso, os resultados sugeridos pelo Regulador estão em conflito com os princípios da abordagem metodológica escolhida por ela própria. Isso porque a sua

143/171

escolha adotada foi a de apurar a coerência entre os valores estimados para o futuro, nos níveis de baixa e média tensão, com o que tem se verificado no passado. Logo, o conflito está criado, porque o Regulador está sugerindo uma drástica redução futura nos custos por unidade de demanda agregada (R$/MW), ao passo que foi mostrado que esses custos são sensivelmente crescentes no período imediatamente anterior à segunda revisão tarifário, com aumento aproximado de 120% em apenas 6 anos.

Portanto, no que se refere aos investimentos nos níveis de média e de baixa tensão, a concessionária tem a convicção de que as conclusões encontradas pelo Regulador estão em desacordo com a realidade da concessão da Coelba, assim como estão em conflito com suas principais especificidades estruturais atuais, que são os programas compulsórios de universalização urbana e de universalização rural.

6.1.4.1.3. Inexistência de Avaliação de Possíveis Alterações Estruturais

Conforme já foi dito, uma maneira de analisar a proposta de investimentos futuros é fazer a sua comparação com os investimentos realizados no passado. Essa análise se dá por meio da avaliação dos valores dos investimentos e pelo estudo do crescimento da demanda solicitada pelos consumidores finais nos horários de ponta do sistema elétrico. Em oposição à abordagem de estimar o futuro a partir do que se verificou no passado, tem-se aquela em são desenhados alguns cenários, e a partir desses cenários são previstos os investimentos futuros.

A abordagem baseada na ocorrência do passado pode ser adequada em alguma medida desde que seja aplicada em ambientes que estão em regime. No que se refere especificamente aos investimentos em distribuição, esse regime está relacionado principalmente à inexistência de alterações estruturais relevantes no mercado, na base de clientes e nas instalações da rede elétrica de uma concessionária.

Entretanto, quando se tratar de concessões que estão inseridas em um ambiente que é bem provável a ocorrência de mudanças estruturais acentuadas, a abordagem mais adequada para avaliar a prudência, a razoabilidade e a correção do plano de investimentos é aquela que se baseia no desenho dos cenários do mercado da concessão.

No que se refere à Coelba, se verifica facilmente que ela se encontra em pleno momento de transformações (especificidades) estruturais. Essas mudanças têm exigido, e exigirão ainda mais, aportes de grande magnitude por parte da concessionária. Além disso, essas mudanças estruturais são seguidas de crescentes deseconomias de escala.

De modo objetivo, as principais especificidades estruturais podem ser segregadas nos seguintes grupos:

• Universalização urbana; e

• Universalização rural.

144/171

Na próxima seção é feito o detalhamento dessas especificidades, bem como dos fatores que justificam a prudência, a razoabilidade e a correção do plano de investimentos proposto pela concessionária.

6.1.4.2. Especificidades Estruturais do Programa De Investimentos

6.1.4.2.1. Universalização Urbana

Esses investimentos visam garantir o atendimento aos novos clientes localizados em área urbana, decorrentes do Programa de Universalização do Atendimento de Energia Elétrica. A Lei n° 10.438/02 estabeleceu que, a partir de 31/07/02, todas as solicitações de fornecimento de energia elétrica, denominada de novas ligações, com execução de obras de extensões de rede de distribuição secundária, devem ser atendidas sem ônus para o consumidor solicitante. Essa disposição legal visa a universalização dos serviços de distribuição de energia elétrica. Em decorrência, a Resolução ANEEL n° 223/2003 regulamentou os artigos 14 e 15 da Lei 10.438/02, estabelecendo as condições para elaboração dos planos de universalização de energia elétrica e extinguiu a Portaria DNAAE n° 05/90 que definia a participação financeira da concessionária nas obras de distribuição.

Até a instituição da universalização, a participação financeira da concessionária se dava conforme o número de ligações ou de carga a ser conectada à rede elétrica e representava, em média, cerca de 25% do investimento. Contudo, após a Lei n° 10.438/02, as extensões de rede secundária passaram a ser custeadas de forma integral pela concessionária. Conforme art. 10 da Resolução n° 223, de 29/04/03, a universalização deverá ser alcançada para cada município, em função do índice de atendimento de cada um deles, estimado pelo Censo IBGE 2000, em sequência decrescente, ou seja, são universalizados primeiramente os municípios com maior índice de atendimento, por exemplo Salvador, que teve 2005 como ano de sua universalização.

Ainda dentro do escopo da obrigação da concessionária em proceder à universalização de energia elétrica, a Resolução Normativa ANEEL n° 238/2003, de 28 de novembro de 2006, alterou o art. 14 da Resolução n° 223/2003, o qual passou a conter o seguinte parágrafo:

“§ 4° Não será considerado no cômputo do total de pedidos não-atendidos o quantitativo de ligações não-realizadas cujo valor das obras por unidade consumidora, necessárias para o atendimento, seja maior que 3 (três) vezes o valor do custo unitário de ligação contratado no âmbito do Programa LUZ PARA TODOS”.

Adicionalmente, a Coelba formulou consulta à ANEEL para definição do valor limite de ligação por cliente, no âmbito da universalização, que deve ser adotado, sendo respondido por meio do Ofício nº 434/2007-SRC/ANEEL, que o limite a ser adotado

145/171

é de 3 vezes o valor do último Contrato do Programa Luz para Todos. Com o avanço do Programa Luz para Todos, áreas mais afastadas também vão sendo atendidas e os custos unitários aumentam, e isto repercute em maiores custos por ligação também da universalização. Atualmente este limite é de R$ 19.721,76.

No caso específico da concessão da Coelba, o plano de Universalização Urbana contemplou 5 municípios em 2004, 12 em 2005 e 40 em 2006 e estabeleceu a meta de universalizar os demais 358 municípios até 2008. Entretanto, a Coelba está considerando no Programa de Investimentos que a universalização se completará até 2013. Isto significa promover, no período de 2008 a 2013, o atendimento de 1.156.582 novas unidades consumidoras, assim distribuídas: 195.000 em 2008; 187.969 em 2009; 185.834 em 2010; 196.502 em 2011; 207.903 em 2012; e 183.374 em 2013.

Na Universalização Urbana são realizadas novas ligações com ou sem necessidade de obras de extensões na rede de distribuição. Novas ligações de clientes com necessidade de obras são aquelas em que é necessário estender ou reforçar a rede de distribuição próxima à unidade consumidora. Portanto, em ambas situações, caractriza-se a intervenção na rede de distribuição, com instalação de postes, vãos de cabos na rede, transformadores e outros acessórios, além da instalação do ramal de ligação e medidores.

Novas ligações de clientes sem necessidade de obras são aquelas cujas unidades consumidoras se encontram a menos de 30 metros da rede, que não necessitem de obras de reforço na rede de distribuição próxima à unidade consumidora. Portanto, caracterizando conexão da rede de distribuição, com instalação do ramal de ligação, medidores e acessórios.

O gráfico abaixo apresenta o comportamento dos investimentos em Universalização Urbana, no período de 1998 a 2013. O perfil dos investimentos se caracteriza por maiores investimentos a partir de 2006. Este comportamento possui razões que serão a seguir detalhadas.

146/171

Gráfico – Investimentos em Universalização Urbana

Investimentos em Novas Ligações

-

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

valo

r (R

$ m

ilhõe

s)

R$ milhões 97,5 83,1 83,7 79,8 79,1 75,6 79,2 96,2 120,5 182,2 188,6 183,5 182,5 192,4 175,2 158,2

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

6.1.4.2.1.1 Custo da Universalização Urbana

Na Coelba, tem-se verificado, ao longo da execução do plano de universalização um aumento no custo médio das ligações para os novos consumidores. Esse aumento decorre da composição de dois efeitos. O primeiro devido ao aumento da participação relativa de novas ligações atendidas com necessidade de execução de obras adicionais, em função da extinção da participação financeira do consumidor (Portaria DNAEE nº 005/90). O segundo devido ao aumento no custo das obras para atendimento das novas ligações, devido ao avanço do plano de universalização para as áreas mais afastadas.

A tabela e o gráfico a seguir, apresentam a evolução da participação das novas ligações com obras no total de novas ligações, no período de 2001 a 2013.

147/171

Tabela – Participação Relativas das Novas Ligações

Ano Quantidade de Ligações Participação

Sem Obra Com Obra Total Sem Obra Com Obra Total 2001 192.361 24.767 217.128 88,6% 11,4% 100,0% 2002 210.591 21.528 232.119 90,7% 9,3% 100,0% 2003 174.115 26.531 200.646 86,8% 13,2% 100,0% 2004 179.863 26.244 206.107 87,3% 12,7% 100,0% 2005 147.909 43.676 191.585 77,2% 22,8% 100,0% 2006 164.834 45.311 210.145 78,4% 21,6% 100,0% 2007 175.300 49.700 225.000 77,9% 22,1% 100,0% 2008 146.250 48.750 195.000 75,0% 25,0% 100,0% 2009 140.469 47.500 187.969 74,7% 25,3% 100,0% 2010 139.092 46.742 185.834 74,8% 25,2% 100,0% 2011 148.002 48.500 196.502 75,3% 24,7% 100,0% 2012 166.322 41.581 207.903 80,0% 20,0% 100,0% 2013 147.374 36.000 183.374 80,4% 19,6% 100,0%

Gráfico – Participação das Novas Ligações com Obra

Participação das Novas Ligações com Obra

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

% do Total 11,4% 9,3% 13,2% 12,7% 22,8% 21,6% 22,1% 25,0% 25,3% 25,2% 24,7% 20,0% 19,6%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

A curva azul apresenta a evolução da participação relativa das novas ligações executadas com obras. A curva vermelha, que apresenta a tendência dessa

148/171

participação, mostra o seu crescimento à medida que o plano de universalização vai sendo implementado.

A tabela e o gráfico a seguir, apresentam o investimento em novas ligações.

Tabela – Investimentos em Novas Ligações

Ano Universalização Urbana – Investimentos

Sem Obra Com Obra Total 2001 55.330.639,78 24.454.192,79 79.784.832,57 2002 57.545.256,83 21.602.702,16 79.147.958,99 2003 46.313.446,88 29.296.326,13 75.609.773,01 2004 48.812.431,18 30.409.972,56 79.222.403,74 2005 41.847.844,67 54.318.530,92 96.166.375,59 2006 42.480.863,42 78.045.478,84 120.526.342,26 2007 46.932.660,65 135.256.562,00 182.189.222,65 2008 42.055.440,02 146.543.962,50 188.599.402,52 2009 39.694.738,97 143.814.325,00 183.509.063,97 2010 39.755.677,83 142.779.515,46 182.535.193,29 2011 41.864.554,88 150.490.165,00 192.354.719,88 2012 45.869.041,60 129.326.892,76 175.195.934,36 2013 42.984.490,07 115.247.520,00 158.232.010,07

Gráfico – Investimentos em Novas Ligações

Investimentos em Novas Ligações (R$ milhões)

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

sem obra 55,33 57,55 46,31 48,81 41,85 42,48 46,93 42,06 39,69 39,76 41,86 45,87 42,98 com obra 24,45 21,60 29,30 30,41 54,32 78,05 135,26 146,54 143,81 142,78 150,49 129,33 115,25 total 79,78 79,15 75,61 79,22 96,17 120,53 182,19 188,60 183,51 182,54 192,35 175,20 158,23

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

No gráfico anterior pode-se observar que o investimento total é determinado, fortemente, pelo perfil dos investimentos em novas ligações com obra. O gráfico abaixo apresenta o custo unitário em novas ligações.

149/171

Gráfico – Evolução do Custo Unitário das Novas ligações


-

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

3.500,00


2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

De acordo com o gráfico anterior, observa-se que o custo unitário das novas ligações é fortemente influenciado pelo comportamento do custo unitário das ligações com obra. O aumento verificado no custo unitário das novas ligações com obra decorre do avanço do plano de universalização para as áreas cada vez mais afastadas e da extinção da participação financeira do consumidor. Um bom indicador para representar essa situação é o número de postes por obra, conforme gráfico abaixo.

Gráfico - Postes por Obra Quantidade de Poste por Obra

0

1

2

3

4

5

6

Postes/Obra 2,66 2,69 2,77 2,81 3,39 4,81 5,38

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Em síntese, pode-se verificar o aumento da participação das novas ligações com obra no total de novas ligações, que, em 2001, era de 11% e em 2007, passou para 22,1%. Quanto ao custo unitário das novas ligações sem obra, praticamente não se altera no período em análise, enquanto que o custo unitário das novas ligações com obra passa

150/171

de R$ 987,37 em 2001, para R$ R$ 2.721,46 em 2007, pelos motivos anteriormente citados, o que representa um aumento de 175,6%.

As tabelas a seguir apresentam os investimentos necessários para o cumprimento das metas estabelecidas, a evolução das metas e a quantidade de equipamentos envolvida para permitir o atingimento das metas.

Novas Ligações 2008 2009 2010 2011

Total 188.599,40 183.509,06 182.535,19 192.354,72

Novas Ligações

2012 2013 Total Média

Total 175.195,93 158.232,01 1.080.426,32 180.071,05

Novas Ligações Ano

Metas Físicas 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Novas ligações

(um) 195.000 187.969 185.834 196.502 207.903 183.374

Medidores (un) 205.000 197.969 195.834 206.502 217.903 193.374 Km rede primária

(un) 280 272 271 285 260 235

Km rede secundária (un)

940 915 910 959 874 789

Km rede primária protegida (un)

78 76 75 79 72 65

Transformadores de distribuição

(un) 1.959 1.906 1.896 1.998 1.819 1.643

Potência instalada (kVA)

44.692 43.485 43.255 45.581 41.515 37.496

Cabe destacar que, conforme item 24, do Anexo III, da Nota Técnica n° 052/2008-SRE da ANEEL que trata do cálculo do Fator X para a Coelba, está explicitado:

“As projeções de investimentos incluem os investimentos em expansão do sistema, para atender o crescimento do mercado devido à incorporação de novos consumidores e ao aumento de carga dos consumidores existentes, além daqueles referentes à renovação dos ativos de distribuição que chegaram ao final de sua vida útil.”

A decisão regulatória de não considerar os recursos necessários para atendimento a esses investimentos deve ser precedida de análise da implicação de tal medida, pois entende-se que essa decisão deve estar coerente com as disposições legais que imputam à concessionária, de forma unilateral, a obrigatoriedade do cumprimento

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das metas de universalização. Ademais, pelos termos da Lei n° 8.987/95, as alterações unilaterais de contrato devem ser objeto da correspondente cobertura tarifária para o adequado restabelecimento do seu equilíbrio econômico-financeiro. Também é importante destacar que, embora a ANEEL não tenha considerado, para cálculo do componente Xe, os investimentos necessários para o atendimento à Universalização Urbana, considerou os efeitos desses clientes na previsão de mercado, o que nos parece tratar-se de um posicionamento paradoxal.

A proposta de não consideração dos investimentos destinados à Universalização Urbana coloca a Coelba diante de um dilema, pois se atender às disposições legais levará a concessionária a um desequilíbrio econômico-financeiro, dado à falta de cobertura tarifária; se decidir pela preservação do citado equilíbrio, não atenderá as disposições legais e, portanto, ficará sujeita às penalidade previstas.

6.1.4.2.2. Universalização Rural (Programa Luz para Todos)

O Programa Luz para Todos foi estabelecido pelo Governo Federal, conforme Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, e se destina a propiciar, até o ano de 2008, o atendimento de energia elétrica à parcela da população do meio rural brasileiro, que ainda não tem acesso a esse serviço. Além disso, o PLPT se integra aos diversos programas sociais e de desenvolvimento rural implantados pelo Governo Federal e pelos Estados, para assegurar que o esforço de eletrificação no campo resulte em incremento da produção agrícola, proporcionando o aumento da renda e a inclusão social da população beneficiada, e como conseqüência o crescimento do mercado de energia elétrica.

Em 31/03/04, foi celebrado o Termo de Compromisso, entre a União, o Estado da Bahia e a Coelba, com a finalidade de realização de obras de distribuição, para permitir o atendimento de energia elétrica a todos os domicílios e estabelecimentos rurais do estado da Bahia. No Termo de Compromisso, com previsão de conclusão do programa para 2008, ficou definido o atendimento a 357.970 unidades consumidoras.

Com a execução do programa foram identificados cerca de mais 230.000 novos domicílios além daqueles fixados no Termo de Compromisso, demonstrando a inviabilidade de conclusão da universalização do atendimento de energia elétrica, no meio rural no prazo previsto. As metas estão sendo reavaliadas pelo MME. A Coelba tem apresentado essa questão específica ao MME e à própria ANEEL, face à grande dimensão do programa no estado da Bahia e à necessidade de novos atendimentos que foram detectados. A Coelba adotou como premissa, no plano de investimentos submetido à ANEEL, a conclusão da universalização no meio rural em 2013.

O gráfico a seguir apresenta o comparativo entre os estados brasileiros quanto ao volume de atendimento de novos consumidores. Esse comparativo se refere à época em que a Coelba assinou o Termo de Compromisso. Como pode ser observado, o Estado da Bahia é o que concentra o maior quantitativo de atendimentos pelo PLPT.

152/171

Gráfico – Comparativo PLPT entre Estados

A área de concessão da Coelba compreende 415 municípios, de 417 existentes na Bahia, numa área de 565 mil km2. No período entre 2004 e 2007 foram atendidas 218 mil unidades consumidoras, localizadas em 405 municípios do estado da Bahia, como decorrência do PLPT, exigindo uma logística especial face à dispersão da localização das unidades consumidoras no vasto território baiano.

A Bahia é o estado que possui a maior população rural do país, conforme dados divulgados pelo IBGE, no Censo de 2000, e corroborado pelo tamanho do PLPT na Coelba, conforme gráfico acima apresentado.O PLPT contribuiu para a universalização de 17 municípios baianos até 2005 e 40 municípios em 2006. Com prioridade para as cidades com Índice de Desenvolvimento Humano (IDH) inferior à média do Estado e localidades com atendimento energético inferior a 50%, o Programa Luz para Todos, na sua versão original, beneficiaria 357.970 famílias baianas, totalizando mais de 1,5 milhão de pessoas com acesso à energia elétrica até 2008. De 2004, ano inicial das obras do PLPT na Bahia, até o momento, a Coelba e os governos federal, estadual e municipal investiram juntos R$ 1,1 bilhão no Programa. Para levar energia às mais distantes localidades do interior, a Coelba instalou, até o dia 30/09/07, uma rede com extensão superior a 29 mil km, mais de 407 mil postes e cerca de 8 mil placas solares. A tabela a seguir apresenta os recursos já investidos no PLPT, por fonte de recursos.

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Tabela - Investimentos Realizados no Programa Luz Para Todos (R$ Mil)

Fonte Recursos

2004 2005 2006 2007 Total

CDE 24.081,44 126.104,93 266.305,24 295.306,74 711.798,35 RGR 2.408,14 12.206,00 22.197,15 48.762,00 85.573,29

Estado ‐ 65.472,67 21.274,32 69.227,94 155.974,93 Coelba 5.582,93 42.455,06 62.673,45 82.200,01 192.911,45 Total 32.072,52 246.338,67 372.450,18 495.496,71 1.146.358,08

É importante ressaltar que todo esse trabalho vem sendo executado pela Coelba de maneira totalmente responsável, ambiental e socialmente. Das cerca de doze mil e quinhentas obras concluídas do Programa Luz para Todos, apenas 283 precisaram de estudos ambientais, ou seja, 2% das operações. Isto significa que 98% das obras, através da correta escolha de traçados, beirando estradas, desviando de vegetação nativa, puderam ser construídas sem supressão da flora local.

A universalização do atendimento de energia elétrica no meio rural, na área de concessão da Coelba, corresponde ao atendimento de 587.970 domicílios. Assim, ficam pendentes de atendimento 150.759 domicílios, conforme previsto no Termo de Compromisso do PLPT atual, e um total 380.759 adicionando-se os novos domicílios identificados, cujas metas e recursos precisam ser tratados pelo MME e pela ANEEL.

Os valores estimados para a conclusão da universalização do atendimento de energia elétrica no meio rural, considerando as mesmas premissas adotadas no Termo de Compromisso do PLPT, são apresentados na tabela abaixo.

Tabela - Investimentos Previstos para Conclusão da Universalização (R$ x Mil)

Fonte Recursos

2008 2009 2010 2011 2012 2013 Total

CDE 185.513,82 236.465,99 270.239,10 292.199,78 323.463,43 371.827,40 1.679.709,51RGR 61.837,94 78.822,00 90.079,70 97.399,93 107.821,14 123.942,47 559.903,17

Estado 82.450,59 105.095,99 120.106,26 129.866,57 143.761,52 165.256,62 746.537,56 Coelba 82.450,59 105.095,99 120.106,26 129.866,57 143.761,52 165.256,62 746.537,56 Total 412.252,94 525.479,97 600.531,32 649.332,85 718.807,62 826.283,10 3.732.687,81

Dessa forma, para concluir a Universalização Rural , até 2013, adotando as mesmas premissas do PLPT, ainda serão exigidos recursos no valor de R$ 3,7 bilhões, dos quais 746,5 milhões serão investimentos próprios da Coelba, R$ 559,9 financiados com recursos da RGR e 2,4 bilhões a titulo de Obrigações Especiais (recursos da CDE e do Governo do Estado). Pelas obrigações do Termo de Compromisso do Programa Luz Para Todos, os investimentos estabelecidos são compulsórios para a concessionária, cujo montante anual é determinado em função das metas de atendimento definidas.

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O gráfico a seguir apresenta a evolução dos investimentos de Universalização Rural, desde o início da implantação do PLPT, assumindo sua extensão até 2013, nas mesmas bases do Termo de Compromisso já assinado.

Gráfico – Evolução dos Investimentos na Universalização Rural

Somando-se ao grande desafio que é o da Universalização Rural, acrescem-se importantes questões regulatórias. A decisão da ANEEL tem sido a de não considerar os investimentos do PLPT no fluxo de caixa para cálculo do componente Xe do Fator X, e sim, tratar a questão mediante apuração anual do déficit incorrido pela concessionária de distribuição de energia elétrica em função da execução do PLPT. Esse déficit é tratado como um componente financeiro e repassado anualmente às tarifas. A metodologia aplicável aos procedimentos de repasse tarifário dos déficits incorridos foi estabelecida pela Resolução Normativa n° 294, de 11/12/07.

A metodologia estabelecida pela Resolução n° 294/07 apenas trata do déficit incorrido pela concessionária, que é obtido pela diferença entre a receita e os custos incorridos com a implantação do PLPT, sendo que, para efeito dos investimentos, são considerados aqueles efetuados com recursos da concessionária.

Outro ponto de relevante importância é que, quando do inicio do PLPT, todas as concessionárias que aderiram a esse Programa fizeram-no com a expectativa de aplicação das regras de Regulação Econômica vigentes. Contudo, decorridos três anos e já tendo sido implantada significativa parte do Programa, as regras de tratamento tarifário referentes ao PLPT foram alteradas pela ANEEL. Essas alterações impactam significativamente a Coelba que, em 2013, será responsável e deverá gerir um patrimônio que corresponde a 45% de seus ativos, sem qualquer tipo de remuneração.

A Coelba terá que gerir uma “subconcessão”, cujos ativos não pertencem à concessão real, tendo como principais características 565.000 km2 de área, 587.970 consumidores e um ativo de 3,3 bilhões. Cabe destacar que essa “subconcessão” é muito maior e mais complexa, dadas as suas características, do que muitas das

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concessões existentes no país. Essa situação equivale à existência de uma “subconcessão” dentro da Distribuidora, tendo como contrapartida apenas os custos de operação e manutenção. Ou seja, uma parte significativa dos ativos da concessão será gerenciada pela Coelba, assumindo todos os riscos desta atividade, sem a correspondente remuneração. Dentre estes riscos podem ser citados: a)custos de O&M real maior do que o regulatório; b) inadimplência real maior do que a regulatória; c)cobertura de danos elétricos (remuneração da base); d) transgressão das metas de qualidade; e e) perda não operacional.

Dessa forma, para a concretização desse arrojado projeto de universalização dos serviços de energia elétrica na área rural no estado da Bahia, algumas questões deverão ser tratadas. Dentre elas destacam-se:

• garantir a adequada remuneração frente aos riscos associados à implantação e gestão das redes do PLPT;

• assegurar que o PLPT não subtraia do concessionário sua oportunidade de ganhos com a implantação de redes, garantindo remuneração pela gestão dos ativos; e

• dar continuidade ao PLPT, pelo Governo Federal, com a redefinição das metas anuais de ligação e a alocação dos recursos necessários à sua realização.

Cabe ainda destacar que, caso a universalização do meio rural não seja mais suportada por programa específico do Governo Federal, como a continuidade do PLPT, por exemplo, os pesados investimentos previstos pela Coelba para essa universalização ficariam sem qualquer tipo de tratamento tarifário, conforme posição hoje apresentada pela ANEEL, em sua Nota Técnica preliminar da RTP. Dessa forma, haverá a necessidade de se rever essa posição e aplicar os mecanismos ordinários de tratamento dos investimentos futuros de uma concessionária de distribuição, ou seja, sua consideração específica no cálculo do Fator X, associada à revisão das metas regulatórias para consecução da universalização do meio rural no estado da Bahia. Assim, será necessário incluir no fluxo de investimentos do Fator X o montante adicional de 3,7 bilhões de reais para concluir a universalização do meio rural da Bahia, até 2013.

6.1.5. Conclusão

Desde a assinatura do contrato de concessão até 2007 a Coelba realizou um investimento total de R$ 5,2 bilhões. Para o período de 2008 a 2013 estão previstos a realização dos seguintes conjuntos de investimentos: a) R$ 1,116 bilhões são investimentos inerentes aos serviços de distribuição; b) R$ 478 milhões são investimentos decorrentes das especificidades da concessão; c) R$ 4,814 bilhões são investimentos compulsórios, relativos a universalização urbana e rural; e d) R$ 218 milhões em investimentos tratados na Empresa de Referência. Esses investimentos totalizam R$ 6,6 bilhões, dos quais 72,6% são compulsórios.

Os serviços de distribuição de energia elétrica se caracterizam por vários tipos de atributos. Cabe ressaltar que o planejamento, a construção e a operação dos ativos de distribuição se materializam numa perspectiva de longo prazo. Assim, analisar os investimentos em um horizonte de curto-prazo pode trazer como principal prejuízo conclusões que estão fortemente influenciadas por uma dada conjuntura.

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A definição regulatória por parte da ANEEL do plano de investimento para o ciclo 2008-2013 se deu a partir da comparação dos valores propostos pela concessionária para o futuro (2008 a 2013) com os valores realizados no passado (2002 a 2007). No entendimento da Coelba a definição regulatória feita pelo Regulador apresenta três premissas que merecem ser aperfeiçoadas. A primeira é a imposição irreal de ganhos de produtividade futura, para tanto é necessário adequar essas produtividades a realidade da concessão, onde a deseconomia de escala é um fator presente. A segunda é a desconsideração das especificidades estruturais da concessão, assim é necessário reconhecer o extraordinário programa de universalização que está sendo implantado no Estado da Bahia. A terceira é a desconsideração das informações do planejamento da expansão da distribuição da Coelba, para tanto é necessário reconhecer que existe, por parte da empresa, um conhecimento das necessidades de investimentos futuros na sua área de concessão.

Os valores propostos pela ANEEL para os investimentos da Coelba durante o período de 2008 a 2013, têm como conseqüência a exigência de se alcançar produtividades que são inadequadas com o perfil da concessão, posto que os custos destinados à ligação de clientes da universalização urbana tem sido crescentes. O sistema de distribuição da Coelba ainda não se encontra na fase de saturação de amadurecimento.

Também sugerem que os investimentos devem ser feitos no futuro com acentuada redução nos custos, ou seja, a ANEEL está exigindo ganhos de produtividade desproporcionais. Para exemplificar essa exigência, a relação investimentos/unidades consumidores sugere uma redução de 32% em relação ao período 1998-2007, assim como investimentos/extensão de rede e investimentos/transformadores de distribuição a redução é de 18% e 35%, respectivamente.

Em relação à média tensão, a proposta da ANEEL significa que a concessionária será capaz de adicionar uma unidade de demanda (MW) a um custo médio de R$ 1.096,81/MW durante o próximo ciclo tarifário (2008 a 2013), enquanto que no período imediatamente anterior, 2002 a 2007, esse custo foi de R$ 1.316,32/MW. Portanto, a ANEEL conclui que haverá um significativo ganho de escala no mercado da concessionária, de modo que o custo médio por acréscimo de demanda será inferior em 16,7% em comparação com o período 2002-2007.

Adicionalmente, se a análise for feita em baixa tensão, a conclusão da ANEEL indica uma redução ainda maior, pois o custo médio realizado entre 2002 a 2007 foi de R$ 3.253,61/MW enquanto que o valor esperado pelo Regulador para o próximo ciclo é de R$ 2.312,36/MW, o que representa um ganho de produtividade de 28,9%. No entendimento da Coelba, não parece razoável, mesmo para uma concessionária que já se encontra com seu mercado e sistema elétrico estabilizados, a exigência de valores tão acentuados de economias de escala nos níveis de baixa e média em apenas 5 anos.

Mesmo com a aceitação dos investimentos propostos pela Coelba para o nível de alta tensão, desvinculados da evolução da demanda, como explicitado pelo próprio regulador, observa-se que a variação dos investimentos totais em relação à demanda total prevista, indica um ganho de produtividade total de 9,52%, em relação ao período 2002 a 2007. Período esse caracterizado pela intensa demanda de investimentos em universalização, tanto no meio urbano, quanto no meio rural.

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Entretanto, para o caso específico da Coelba a realidade mostra que é impossível esperar economias de escala tão acentuadas. Muito pelo contrário, o que tem se verificado é um programa de incorporação de clientes, decorrente do programa de universalização compulsório definido pela Lei n° 10.438/2002, que tem levado a deseconomias de escala crescentes.

Para mostrar concretamente a deseconomia de escala que tem se verificado na concessão da Coelba, o gráfico abaixo (já apresentado anteriormente) apresenta a evolução dos custos unitários das novas ligações de unidades consumidoras, excluídas aquelas decorrentes do Programa Luz Para Todos.

Gráfico - Evolução do Custo Unitário das Novas ligações


-

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

3.500,00


2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Observando a linha vermelha, a qual representa o custo unitário médio das novas ligações ao longo dos anos, conclui-se, por exemplo, que custo médio passou de R$ 367,46/cliente em 2001 para R$ 809,73/cliente em 2007, o que significa um aumento real de aproximadamente 120% em apenas 6 anos.

Conforme mostrado neste relatório, se verificou o aumento da participação das novas ligações com obra no total de novas ligações, que, em 2001, era de 11% e em 2007, passou para 22,1%. Por sua vez, enquanto o custo unitário das novas ligações sem obra, praticamente não se alterou nesse período, o custo unitário das novas ligações com obra passa de R$ 987,37 em 2001, para R$ 2.721,46 em 2007, o que representa um aumento de 175,6%.

Esse processo crescente de deseconomia de escala que tem se verificado na Coelba é um fato importante e real e que explicita a deficiência da abordagem adotada pela ANEEL ao considerar para o futuro, o investimento médio anual realizado pela concessionária, nos níveis de média e baixa tensão. A deficiência decorre do fato que o critério utilizado não faz qualquer tratamento para as especificidades da realidade da concessão.

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A outra especificidade da concessão que tem influência muito forte no plano de investimentos da Coelba está relacionada ao programa de universalização rural, que após 2003 passou a ser tratado como uma política de Governo Federal e recebeu a denominação de Programa Luz para Todos. O Programa Luz para Todos foi estabelecido pelo Governo Federal conforme Decreto nº 4.873 de 11 de novembro de 2003 e se destina a propiciar, até o ano de 2008, o atendimento de energia elétrica a 100% da população do meio rural brasileiro, ou seja, atender a cerca de 12 milhões de pessoas. Em 31 de março de 2004 foi celebrado o Termo de Compromisso entre a União, o Estado da Bahia e a Coelba com a finalidade de realização de obras de distribuição, para permitir o atendimento de energia elétrica a todos os domicílios e estabelecimentos rurais no estado da Bahia.

Cabe destacar que a Bahia é o estado que possui o maior número de domicílios a ser atendido pelo PLPT. Dessa forma, no Termo de Compromisso, com previsão de conclusão do programa para 2008, ficou definido o atendimento a 357.970 unidades consumidoras, ou seja, mais de 13,5% do total nacional identificado à época. Porém, na prática da implementação do PLPT na Bahia se constatou que esse significativo número ainda estava subestimado. Foram identificados mais 230.000 novos consumidores, além daqueles fixados no Termo de Compromisso.

A Coelba tem apresentado essa questão específica ao MME e à própria ANEEL, face à extraordinária dimensão do programa no estado da Bahia e à necessidade de novos atendimentos que foram detectados.

Assim, a Coelba, face às ligações identificadas, apresentou o plano de investimentos no contexto da Revisão Tarifária Periódica de abril de 2008, ora em curso, onde é considerado a conclusão da universalização do meio rural em 2013, em consonância com ao estabelecido pela ANEEL por meio da Resolução n° 233, de 29 de abril de 2003, cuja configuração dependerá das diretrizes que o Governo Federal e a ANEEL estabelecerão para a presente revisão tarifária, a partir das questões explicitadas neste relatório.

Até o momento o PLPT contribuiu para a universalização de 17 municípios baianos até 2005 e 40 municípios em 2006. Com prioridade para as cidades com Índice de Desenvolvimento Humano (IDH) inferior à média do Estado e localidades com atendimento energético inferior a 50%, o Programa Luz para Todos vai beneficiar 357.970 famílias baianas, totalizando mais de 1,5 milhão de pessoas com acesso à energia elétrica até 2008. De 2004, ano inicial das obras do PLPT na Bahia, até o momento, a Coelba e os governos federal, estadual e municipal investiram, juntos, R$ 1,1 bilhões no Programa. Os valores estimados para a conclusão da universalização do atendimento de energia elétrica no meio rural, considerando esse novo contingente de consumidores identificados, que naturalmente se localizam em áreas mais remotas e de mais difícil acesso, montam a mais de R$ 3,7 bilhões.

Em paralelo com a questão da significativa ampliação do escopo da universalização do meio rural baiano, outro ponto de crucial importância é que, quando do inicio do PLPT, todas as concessionárias que aderiram a esse Programa fizeram-no com a expectativa de aplicação das regras de Regulação Econômica vigentes. Contudo, decorridos três anos e já tendo sido implantada significativa parte do Programa, as regras de tratamento tarifário referentes ao PLPT foram alteradas pela ANEEL. Essas alterações impactam significativamente a Coelba que, hoje, já é responsável por gerir um patrimônio que corresponde a 35% do valor de seus ativos, sem ter direito a qualquer tipo de remuneração. Caso a universalização do meio rural continue nos moldes do PLPT, em 2013 esse número atingirá a marca de 45%, fazendo com que o

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negócio da Coelba passe a ter uma forte componente orientada para gestão de ativos de terceiros de forma não remunerada.

Em outros termos, a nova situação criada significa que à Coelba foi exigido gerir uma “subconcessão – PLPT BA”, cujos ativos não pertencem à concessão real. Essa “subconcessão”tem como principais características 565.000 km2 de área, podendo chegar a 587.970 consumidores e um ativo de mais de R$ 4,0 bilhões. Para gerir essa “subconcessão – PLPT BA” é previsto para a Coelba receber, com os riscos inerentes aos desafios do atendimento à região em questão, apenas o valor correspondente a parte dos custos de operação e manutenção desses ativos. Ademais, cabe destacar que essa “subconcessão – PLPT BA” é muito maior e mais complexa, dadas às suas características, do que muitas das outras concessões existentes no país.

Dado que única contrapartida recebida pela Coelba para gerir essa “subconcessão PLPT-BA” é o reconhecimento parcial dos custos de operação e manutenção, constata-se que a concessionária foi levada a assumir todos os riscos desta atividade sem a correspondente remuneração. Dentre estes riscos podem ser citados: a) custos de O&M real maior do que o regulatório; b) inadimplência real maior do que a regulatória; c) cobertura de danos elétricos; d) transgressão das metas de qualidade; e e) perda não operacional. Essa configuração de negócio é inviável, do ponto de vista empresarial, para qualquer tipo de organização cuja sustentabilidade dependa exclusivamente das receitas advindas do negócio que gere. A Coelba, por sua vez, entende que é indispensável e inadiável efetuar a totalidade dos atendimentos de energia elétrica no meio rural da Bahia.

Dessa forma, para a concretização desse arrojado projeto de universalização dos serviços de energia elétrica na área rural no Estado da Bahia, algumas questões deverão ser tratadas. Dentre elas destacam-se:

• Continuidade do PLPT, pelos Governos Federal, Estadual e Coelba, com a redefinição das metas anuais de ligação, alocação dos recursos necessários à sua realização e garantia de remuneração adequada pela gestão dos novos ativos e riscos inerentes;

• Garantir a adequada remuneração frente aos riscos associados à implantação e gestão das redes associadas ao PLPT atual, matéria essa que é premente frente à dimensão dos ativos já implantados por conta desse programa;

• Na hipótese do não equacionamento do assunto da forma proposta nos itens anteriores e que o programa venha ser realizado exclusivamente com recursos próprios da concessionária até 2013, então será necessário o adequado reconhecimento tarifário por parte da ANEEL. Nessas condições, a minimização do impacto tarifário, conseqüência da finalização da universalização no meio rural com recursos próprios da concessionária, poderá ser tratada com a redefinição de metas por parte da ANEEL.

Cabe ainda enfatizar que os pesados investimentos previstos pela Coelba para essa universalização encontram-se nessa revisão tarifária sem qualquer tipo de tratamento tarifário, conforme posição hoje apresentada pela ANEEL em sua Nota Técnica n° 052/2008 –SRE/ANEEL. Dessa forma, há uma urgente necessidade de que a ANEEL decida pela aplicação dos mecanismos ordinários de tratamento dos investimentos

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futuros de uma concessionária de distribuição, ou seja, sua consideração específica no cálculo do Fator X, associada à revisão das metas regulatórias para consecução da universalização do meio rural do Estado da Bahia. Assim, será necessário incluir no fluxo de investimentos do Fator X o montante adicional de R$ 3,7 bilhões para concluir a universalização do meio rural da Bahia até 2013, caso contrário será necessário redefinir a conclusão da universalização rural, compatibilizando o prazo frente aos investimentos regulatórios definidos pela ANEEL.

Feitas essas argumentações a Coelba espera que a ANEEL reavalie os investimentos regulatórios propostos de modo que a Coelba possa cumprir com as demandas da universalização urbana e rural dentro da sua área de concessão.

7. Componentes Financeiros Externos à Segunda Revisão Tarifária

Dado que vários componentes financeiros externos à segunda revisão tarifária só terão o seu valor definitivo com a consideração das informações realizadas até março de 2008, os mesmos serão encaminhados a ANEEL oportunamente. Entretanto, existem um conjunto desses componentes para os quais a Coelba entende que precisam de aperfeiçoamentos metodológicos. Também existe outro conjunto de componentes não considerado pela ANEEL e que na realidade foram custos suportado pela Coelba sem a devida cobertura tarifária.

Para esses dois conjuntos de componentes a Coelba apresenta as contribuições que se seguem.

7.1. CPMF

A Contribuição Provisória sobre a Movimentação ou Transmissão de Valores e de Créditos e Direitos de Natureza Financeira - CPMF é uma contribuição social, cuja instituição foi autorizada pela Emenda Constitucional nº 12/96 (art. 74 do ADCT-CF/88), incidente sobre a movimentação ou transmissão de valores e de créditos e direitos de natureza financeira.

O artigo 9º, § 3º, da Lei nº 8.987/1995 estabelece:

“§ 3º Ressalvados os impostos sobre a renda, a criação, alteração ou extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a apresentação da proposta, quando comprovado seu impacto, implicará a revisão da tarifa, para mais ou para menos, conforme o caso.”

A Nona Subcláusula da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão da Coelba estabelece:

Nona Subcláusula - No atendimento do disposto no § 3º do art. 9º da Lei n° 8.987/95, ressalvados os impostos sobre a renda, a criação, a alteração ou a extinção de quaisquer tributos ou encargos legais, após a assinatura deste Contrato, quando comprovado seu impacto, implicará na revisão das tarifas, para mais ou para menos, conforme o caso.

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Adicionalmente, conforme entendimento reiterado do Supremo Tribunal Federal – STF (ADI nº 1497-8 DF e ADI n.º 2031 MC DF), a CPMF é um tributo. Estão, portanto, sujeitos à tributação pela CPMF todos os contribuintes, sem exclusão de qualquer empresa, mesmo que esteja atuando como concessionária de distribuição de energia elétrica.

Por ocasião da Primeira Revisão Tarifária Periódica da Coelba, a ANEEL não considerou a CPMF no cálculo da receita requerida da concessionária sob os argumentos de que a CPMF (i) é um “encargo generalizado, pago por toda a sociedade”; e (ii) não se trata de um tributo, “mas sim de uma contribuição temporária”, de acordo com entendimento da Procuradoria Geral da ANEEL, expresso no Parecer n.° 144/2000-PGE/ANEEL, de 10 de julho de 2000.

Considerando que o entendimento reiterado pelo STF é no sentido de que a CPMF é efetivamente um tributo e, uma vez que, sendo um tributo, não é um imposto sobre a renda, a CPMF não está excluída da regra contida no artigo 9º, § 3º, da Lei nº 8.987/1995 e na Nona Subcláusula da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão da Coelba, segundo a qual os efeitos da criação ou alteração de tributos após a celebração do Contrato de Concessão são repassados aos consumidores. Assim sendo, é irrelevante o fato de determinado tributo incidir indistintamente sobre toda a sociedade, visto que não é esta a condição restritiva prevista tanto na Lei nº 8.987/1995 quanto no Contrato de Concessão da Coelba.

Saliente-se, ainda, que o caráter temporário da CPMF também não desautoriza o seu repasse para as tarifas de fornecimento de energia elétrica. Conforme a história demonstra, o caráter temporário da CPMF restringe-se ao seu nome: a CPMF foi criada em 24.10.1996, extinta em 23/01/1999, restabelecida em 17/06/1999 e novamente extinta em 31/12/2007, tendo vigido por quase 130 meses, nos últimos 11 anos.

Todas as empresas de distribuição do Brasil estiveram sujeitas ao pagamento da CPMF nesse período, tendo como fato gerador a movimentação financeira. Por outro lado, toda a receita das empresas é movimentada na forma de pagamentos a fornecedores, empregados, governo, instituições financeiras e acionistas. Isso significa que, calculando-se o produto da alíquota da CPMF pelo montante da receita tarifária com tributos (ICMS e PIS/COFINS), obtém-se o valor do déficit econômico-financeiro incorrido pelas concessionárias em virtude da posição do Órgão Regulador de não considerar, até a presente data, a CPMF nas tarifas de energia elétrica.

Naturalmente que, como na data de assinatura do contrato de concessão considerava-se que as tarifas iniciais eram suficientes “para a adequada prestação dos serviços concedidos e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro”, há que se levar em conta que a alíquota da CPMF vigente à época estava implícita na tarifa. Assim, o que a Coelba pleiteia são os déficits gerados pela diferença entre a alíquota vigente na data de assinatura do contrato de concessão (portanto incluída na tarifa de energia elétrica da Coelba) e as alíquotas que passaram a viger após a assinatura do contrato de concessão (alteração de alíquota).

A tabela com o cálculo do déficit, incorrido pela Coelba, desde a primeira alteração de alíquota da CPMF, após a assinatura do contrato de concessão até o momento, atualizado pelo IGP-M, até abril de 2008, já foi enviada à ANEEL.

A tabela a seguir apresenta as alíquotas vigentes, a alíquota considerada na tarifa e a diferença entre essas alíquotas.

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Tabela – Alíquotas de CPMF

Vigência Alíquota (%)

De Até Tributação Tarifa Diferença23/01/97 22/01/99 0,20 0,20 0,0017/06/99 16/06/00 0,38 0,20 0,1817/06/00 17/03/01 0,30 0,20 0,1018/03/01 21/04/03 0,38 0,20 0,1822/04/03 31/12/07 0,38 0,00 0,38

Fonte: Receita Federal e Contrato de Concessão n° 010/97

Receita Considerada:

de jun/99 a dez/01 = receita de venda de energia mais ICMS; de jan/02 a dez/07 = receita de fornecimento com RTE e impostos.

Dessa forma, a Coelba solicita o repasse do déficit da CPMF, no valor de R$77.605.187, 00, para as suas tarifas de energia elétrica, mediante o mecanismo de componente financeiro, como decorrência das diferenças de alíquota entre aquelas considerada na tarifa e as alíquotas em vigor no período de 1999 a 2007.

7.2. P&D sobre Componentes Financeiros 2003-2006

Na Revisão Tarifária Periódica de 2003 o P&D foi calculado como sendo 1% sobre apenas sobre a Receita Anual – RA1 ou Receita Requerida – RR, sem considerar CVAs e os Componentes Financeiros.

Na medida em que a Coelba tem a obrigação da aplicação do P&D apurado como sendo 1% sobre a Receita Operacional Líquida - ROL, constata-se claramente a exixtência de desequilíbrio entre a cobertura e a despesa nesse ciclo tarifário, uma vez que a ROL é composta de toda a receita faturada, nessa incluída as CVAs e os Componentes Financeiros.

Adicionalmente, verifica-se que a ANEEL já tem concedido o repasse desse efeito em outros processos, dos quais citamos o caso da LIGHT, conforme Nota Técnica 391/2006-SRE/ANEEL, o caso da CFLSC, conforme Nota Técnica 264/2006-SRE/ANEEL. Também pode ser citada a correção do procedimento de cálculo no IRT adotada pela ANEEL no reajuste da Coelba em 2007, quando passou a calcular o P&D em DRP como sendo 1% da receita anual adicionada dos componentes financeiros pertinentes.

Cabe ressaltar, que nos anos entre 2003 e 2005, a base de cálculo do P&D incluía a CCC, RGR, CDE, PROINFA, bem como o próprio P&D (sendo calculado por dentro). Dessa forma, não há que excluir esses encargos na apuração desse repasse de 2003 a

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2005. A tabela abaixo apresenta, para o ano de 2006, os componentes financeiros excluídos devidamente da CCC, CDE e PROINFA.

CVAs e Diferenças Financeiras 2003 2004 2005 2006 (*)

CVA ESS ‐ 41.368 83.218 849.186

CVA CDE (*) ‐ 2.577.563 1.738.179

CVA CCC (*) ‐ 19.381.580 23.608.745

CVA REDE BÁSICA ‐ 41.654.149 24.402.195 (37.551.157)

CVA PROINFA (*) ‐ ‐ ‐

CVA Energia Comprada ‐ ‐ 11.629.239 16.957.816

CVA Anterior ‐ (1.316.648) 14.270.389 (946.351)

Ajuste RGR 2002 8.115.972 ‐ ‐ ‐

LEILÃO DE ENERGIA ‐ CHESF 2002 ‐ 455.785 64.532 ‐

PERCEE 18.449.287 5.245.925 343.382 11.428

Ajuste Financeiro ‐ Revisão 2003 ‐ ‐ 59.947.185 (3.552.737)

Pis/Pasep e Cofins majoração ( 1a parc de 3) ‐ ‐ 25.893.228 ‐

Ajuste Financeiro ‐ RES. Nº 493 ‐ ‐ 2.629.360 ‐

PIS e COFINS 2005 ‐ Remanescente ‐ ‐ ‐ (654.253)

PIS de Dez/02 a Fev/05 ‐ Complemento (2a parc) ‐ ‐ ‐ 17.879.043

COFINS de Fev/04 a Fev/05 ‐ Complemento (2a parc) ‐ ‐ ‐ 53.517.461

Sobrecontratação ‐ ‐ ‐ 5.994.146

Exposições Financeiras entre Submercados ‐ ‐ ‐ 922.279

Subsídios a Irrigantes e Aquicultores ‐ ‐ ‐ 19.584.835

Custos do Leilão de Energia Comprada ‐ ‐ ‐ 369.622

Conexão (PIS/COFINS) (1) ‐ ‐ ‐ 202.895

Conexão‐Res149/05‐V (2) ‐ ‐ ‐ 116.215

Correção Valor Financ. (3) ‐ ‐ ‐ (189.334)

Ajuste CUSD‐2005/6 ‐ ‐ ‐ 478.660

Ajuste IRT/2003 ( ativos rede básica ) ‐ ‐ ‐ (31.522.845)

Total 26.565.259 68.039.721 164.609.650 42.466.910

A tabela abaixo apresenta a apuração do P&D sobre financeiros no período de 2003 a 2006.

Ano Total comp financeiros com

incidencia de P&D Valor não Considerado

( 1% )

Ajuste Financeiro Atualizado por

IGPM até abr/08 2003 26.565.259,14 265.652,59 352.758,93 2004 68.039.720,84 680.397,21 859.800,82 2005 164.609.650,41 1.646.096,50 1.871.952,39 2006 42.466.910,49 424.669,10 481.195,83 Total 301.681.540,88 3.016.815,41 3.565.707,96

Assim, a Coelba solicita a consideração dessa diferença no cálculo do P&D, o que representa no período mencionado o valor de R$ 3.565.707,96, devidamente atualizado pelo IGPM previsto até abril de 2008.

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7.3. PIS/COFINS sobre Componentes Financeiros 2003-2005

Na Revisão Tarifária Periódica de 2003, o Pis/Cofins, que na época era componente da tarifa, foi calculado como sendo 3,65% sobre a Receita Anual – RA1 ou Receita Requerida – RR com impostos, mas sem considerar as CVAs e os Componentes Financeiros.

Na medida em que a Coelba tem a obrigação de pagamento desses tributos (3,65%) pela aplicação das alíquotas sobre toda a Receita Bruta, constata-se claramente um desequilíbrio entre a cobertura e a despesa nesse ciclo tarifário, uma vez que a Receita Bruta é composta de toda a receita faturada, nessa incluída as CVAs e os Componentes Financeiros.

Adicionalmente, verifica-se que a ANEEL já tem concedido o repasse desse efeito em outros processos, dos quais citamos o caso da Santa Cruz (Reh n°424/2007, item 23-r da Nota Técnica n° 020/2007 e relatório de voto) e da Eletropaulo (Reh n° 147/2005, item 9 da Nota Técnica Complementar n°. 223/2005-SRE/ANEEL e item 62 da Nota Técnica n° 180/2005-SRE, Reh n°384/2006 e item 79 da Nota Técnica n° 195/2006-SRE).

Como a partir de 01/julho/2005, a ANEEL excluiu o PIS/COFINS das tarifas, a correção da cobertura será necessária apenas do período entre 22/abr/2003 a 30/jun/2005, ou seja, sobre o total dos financeiros da revisão tarifária de 2003, total de financeiros do reajuste 2004 e sobre os componentes financeiros repassados no reajuste 2005 proporcionalizados para o período de 22/abr/05 a 30/jun/05 (70 dias).

Cabe ressaltar que nesse pleito está sendo incluído apenas o cálculo considerando as alíquotas antigas, não majoradas, de 3,65%, uma vez que o déficit da majoração do PIS/COFINS foi repassado através de tratamento específico validado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL para os IRT de 2005 a 2007. No caso aqui apresentado, a cobertura refere-se a uma questão de cobertura econômica tarifária para o PIS/COFINS de 3,65% e a forma como esse tributo foi incluído nas tarifas.

Na tabela a seguir é apresentado o resumo dos componentes financeiros considerados.

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CVAs e Diferenças Financeiras 2003 2004 2005

CVA ESS ‐ 41.368 83.218

CVA CDE ‐ 2.577.563 1.738.179

CVA CCC ‐ 19.381.580 23.608.745

CVA REDE BÁSICA ‐ 41.654.149 24.402.195

CVA PROINFA ‐ ‐ ‐

CVA Energia Comprada ‐ ‐ 11.629.239

CVA Anterior ‐ (1.316.648) 14.270.389

Ajuste RGR 2002 8.115.972 ‐ ‐

LEILÃO DE ENERGIA ‐ CHESF 2002 ‐ 455.785 64.532

PERCEE 18.449.287 5.245.925 343.382

Ajuste Financeiro ‐ Revisão 2003 ‐ ‐ 59.947.185

Pis/Pasep e Cofins majoração ( 1a parc de 3) ‐ ‐ 25.893.228

Ajuste Financeiro ‐ RES. Nº 493 ‐ ‐ 2.629.360

Total 26.565.259 68.039.721 164.609.650

A seguir é apresentada a apuração do PIS/COFINS sobre componentes financeiros no período de 2003 a 2005:

Ano Financeiros com Incidência de

Pis/Cofins ICMS

médio Pro‐rata de 70 dias em

2005

Valor não Considerado

(3,65%)/(1‐ICMS%)

Ajuste Financeiro

Atualizado porIGPM

2003 26.565.259,14 21,55% 100,00% 1.235.946,29 1.641.207,75

2004 68.039.720,84 20,59% 100,00% 3.127.299,02 3.951.889,01

2005 164.609.650,41 20,60% 19,18% 1.451.217,11 1.650.334,19

Total 259.214.630,39 5.814.462,42 7.243.430,95

Assim, a Coelba solicita a consideração dessa diferença no cálculo do PIS/COFINS o que representa no período mencionado o valor de R$ 7.243.430,96, devidamente atualizado pelo IGPM previsto até abril de 2008.

8. Serviço Taxado

Na Nota Técnica nº 262/2006-SRE/SFF/SRD/SFE/SRC/ANEEL, de 19/10/06, que deu suporte à edição da Resolução n° 234/06, a qual estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica, os parágrafos 235 a 239 abordam o tema dos Serviços Taxados ou Serviços Cobráveis.

Nesses parágrafos, a ANEEL conclui pelo entendimento de que “deve ser criado um grupo de trabalho, com a participação da SRE, SRC e SRD, para melhor estudar o assunto” e que:

“239. Até que se defina a metodologia em questão, os valores máximos dos serviços cobráveis previstos na Resolução ANEEL n.º 456, de 29 de novembro de

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2000, serão atualizados pela variação acumulada do IPCA até o mês de aniversário de cada concessionária.”

Desse modo, considerando a indisponibilidade da metodologia pertinente, a Coelba solicita a atualização dos preços dos Serviços Taxados a serem praticados em sua área de concessão, a partir de abril de 2008.

9. Considerações Finais

A Coelba espera que as suas considerações constante deste relatório possam contribuir para o aperfeiçoamento do processo revisional em questão, tanto nos aspectos metodológicos envolvidos, quanto nos resultados decorrentes, de modo que sejam preservados os seus direitos como concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica no Estado da Bahia e os direitos de seus consumidores, bem como as expectativas daqueles que aguardam a universalização do serviço elétrico tanto no meio urbano quanto no meio rural de sua área de concessão.

Para tanto a Coelba entende que a ANEEL precisa avançar nos valores inicialmente propostos, principalmente, aqueles que se referem aos custos operacionais e aos investimentos futuros.

A Coelba apresentou neste relatório uma análise detalhada dos custos operacionais propostos pela ANEEL. Assim, vale ressaltar alguns pontos que a Coelba julga particularmente críticos em relação à proposta de Empresa de Referência feita pelo Regulador.

Chama atenção à falta de previsão de pessoal de supervisão de atendimento comercial e supervisão de pessoal técnico comercial. Conceitualmente, a ausência desses profissionais na Empresa de Referência caracteriza uma inadequação do modelo, uma vez que estas são atividades inerentes a qualquer distribuidora de energia elétrica. Também é necessário destacar o subdimensionamento de pessoal de atendimento comercial. A quantidade de atendentes dimensionada ainda se encontra bastante reduzida, acarretando uma cobertura insuficiente para o atendimento. Isso reflete sem dúvida uma inadequação dos clusters de atendimentos comercial, visto que a Coelba, como empresa privada, dimensiona adequadamente sua necessidade de atendentes comerciais.

Um outro ponto de extrema relevância está relacionado à estrutura central e empregados da estrutura central. A Coelba julga inadequada a estrutura utilizada do Cluster 2 e insuficiente a dotação de pessoal. Outra questão verificada se relaciona à estrutura das regionais e empregados das regionais. Em linhas gerais, pode-se dizer que embora a quantidade de regionais esteja correta, o tamanho das regionais (quantidade de funcionários) está totalmente inadequado.

A Coelba também considera insuficientes os valores atribuídos aos sistemas informatizados centrais, cujos valores estão significativamente subdimensionados, como também estão insuficientes os custos de comunicações de dados e O&M.

Finalmente, cabe ressaltar, a falta de previsão de recursos para cobertura dos custos com sistemas fotovoltaicos. A Coelba possui grande área de concessão com baixa densidade de clientes. Isso torna economicamente inviável a ligação de clientes em áreas isoladas por meio de redes convencionais. Assim, uma solução adequada são as

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instalações fotovoltaicas que ligam este tipo de consumidor, trazendo bem estar e conforto a essa população.

Quanto aos investimentos futuros cabe ressaltar que a definição regulatória por parte da ANEEL, do plano de investimento para o ciclo 2008-2013, se deu a partir da comparação dos valores propostos pela concessionária para o futuro (2008 a 2013) com os valores realizados no passado (2002 a 2007).

A abordagem baseada na ocorrência do passado pode ser adequada, em alguma medida, desde que seja aplicada em ambientes que estejam consolidados. No que se refere especificamente aos investimentos em distribuição, essa consolidação está relacionado principalmente à inexistência de alterações estruturais relevantes no mercado, na base de clientes e nas instalações da rede elétrica de uma concessionária.

Entretanto, quando se tratar de concessões que estão inseridas em um ambiente que é explicita a ocorrência de mudanças estruturais acentuadas, a abordagem utilizada pela ANEEL não é a mais adequada para avaliar a prudência, a razoabilidade e a correção do plano de investimentos proposto pela concessionária.

No que se refere à área de concessão da Coelba, se verifica facilmente que ela se encontra em pleno momento de transformações (especificidades) estruturais. Essas mudanças têm exigido, e exigirão ainda mais, aportes de grande magnitude por parte da concessionária. Além disso, essas mudanças estruturais são seguidas de crescentes deseconomias de escala. De modo objetivo, as principais especificidades estruturais na área de concessão da Coelba referem-se ao extraordinário programa de universalização que está sendo implantado no Estado da Bahia, tanto a universalização urbana como a universalização rural.

Os investimentos em universalização urbana visam garantir o atendimento aos novos clientes localizados em área urbana, decorrentes do Programa de Universalização do Atendimento de Energia Elétrica. A Lei n° 10.438/02 estabeleceu que, a partir de 31/07/02, todas as solicitações de fornecimento de energia elétrica, denominada de novas ligações, com execução de obras de extensões de rede de distribuição secundária, devem ser atendidas sem ônus para o consumidor solicitante.

No caso específico da concessão da Coelba, o plano de Universalização Urbana contemplou 5 municípios em 2004, 12 em 2005 e 40 em 2006 e estabeleceu a meta de universalizar os demais 358 municípios até 2008. Entretanto, dado a sua magnitude, a Coelba está considerando no Programa de Investimentos que a universalização se completará até 2013. Isto significa promover, no período de 2008 a 2013, o atendimento de 1.156.582 novas unidades, o que corresponderá a um investimento no período de R$ 1,080 bilhões.

Na Universalização Urbana são realizadas novas ligações com ou sem necessidade de obras de extensões na rede de distribuição. Novas ligações de clientes com necessidade de obras são aquelas em que é necessário estender ou reforçar a rede de distribuição próxima à unidade consumidora. Portanto, em ambas situações, caractriza-se a intervenção na rede de distribuição, com instalação de postes, vãos de cabos na rede, transformadores e outros acessórios, além da instalação do ramal de ligação e medidores.

Novas ligações de clientes sem necessidade de obras são aquelas cujas unidades consumidoras se encontram a menos de 30 metros da rede, que não necessitem de obras de reforço na rede de distribuição próxima à unidade consumidora. Portanto,

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caracterizando conexão da rede de distribuição, com instalação do ramal de ligação, medidores e acessórios.

Na área de concessão da Coelba, tem-se verificado, ao longo da execução do plano de universalização um aumento no custo médio das ligações para os novos consumidores. Esse aumento decorre da composição de dois efeitos. O primeiro devido ao aumento da participação relativa de novas ligações atendidas com necessidade de execução de obras adicionais, em função da extinção da participação financeira do consumidor. O segundo devido ao aumento no custo das obras para atendimento das novas ligações, devido ao avanço do plano de universalização para as áreas mais afastadas.

A decisão regulatória da ANEEL de não considerar a totalidade dos recursos necessários para atendimento a esses investimentos deve ser precedida de análise da implicação de tal medida, pois entende-se que essa decisão deve estar coerente com as disposições legais que imputam à concessionária, de forma unilateral, a obrigatoriedade do cumprimento das metas de universalização. Ademais, pelos termos da Lei n° 8.987/95, as alterações unilaterais de contrato devem ser objeto da correspondente cobertura tarifária para o adequado restabelecimento do seu equilíbrio econômico-financeiro. Também é importante destacar que, embora a ANEEL não tenha considerado, para cálculo do componente Xe, os investimentos necessários para o atendimento à Universalização Urbana, considerou os efeitos desses clientes na previsão de mercado, o que nos parece tratar-se de um posicionamento paradoxal.

A Universalização Rural, por meio do Programa Luz para Todos, foi estabelecida pelo Governo Federal, conforme Decreto nº 4.873, de 11 de novembro de 2003, e se destina a propiciar, até o ano de 2008, o atendimento de energia elétrica à parcela da população do meio rural brasileiro, que ainda não tem acesso a esse serviço.

Em 31/03/04, foi celebrado o Termo de Compromisso, entre a União, o Estado da Bahia e a Coelba, com a finalidade de realização de obras de distribuição, para permitir o atendimento de energia elétrica a todos os domicílios e estabelecimentos rurais do estado da Bahia. No Termo de Compromisso, com previsão de conclusão do programa para 2008, ficou definido o atendimento a 357.970 unidades consumidoras.

A Bahia é o estado que possui a maior população rural do país, conforme dados divulgados pelo IBGE, no Censo de 2000, e corroborado pelo tamanho do PLPT na Coelba. De 2004, ano inicial das obras do PLPT na Bahia, até o momento, a Coelba e os governos federal, estadual e municipal investiram juntos R$ 1,1 bilhão na universalização rural.

Com a execução do programa foram identificados cerca de mais 230.000 novos domicílios além daqueles fixados no Termo de Compromisso, demonstrando a inviabilidade de conclusão da universalização do atendimento de energia elétrica, no meio rural no prazo previsto. A Coelba tem apresentado essa questão específica ao MME e à própria ANEEL, face à grande dimensão do programa no estado da Bahia e à necessidade de novos atendimentos que foram detectados. A Coelba adotou como premissa, no plano de investimentos submetido à ANEEL, a conclusão da universalização no meio rural em 2013, o que exigirá investimentos no montante de R$ 3,7 bilhões.

Somando-se ao grande desafio que é o da Universalização Rural, acrescem-se importantes questões regulatórias. A decisão da ANEEL tem sido a de não considerar os investimentos do PLPT no fluxo de caixa para cálculo do componente Xe do Fator

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X, e sim, tratar a questão mediante apuração anual do déficit incorrido pela concessionária de distribuição de energia elétrica em função da execução do PLPT.

Quando do inicio do PLPT, todas as concessionárias que aderiram a esse Programa fizeram-no com a expectativa de aplicação das regras de Regulação Econômica vigentes. Contudo, decorridos três anos e já tendo sido implantada significativa parte do Programa, as regras de tratamento tarifário referentes ao PLPT foram alteradas pela ANEEL. Essas alterações impactam significativamente a Coelba que, em 2013, será responsável e deverá gerir um patrimônio que corresponde a 45% de seus ativos, sem qualquer tipo de remuneração.

A Coelba terá que gerir uma “subconcessão”, cujos ativos não pertencem à concessão real, tendo como principais características 565.000 km2 de área, mais de 580 mil consumidores e um ativo de no mínimo 3,3. Cabe destacar que essa “subconcessão” é muito maior e mais complexa, dadas as suas características, do que muitas das concessões existentes no país.

Essa situação que equivale à existência de uma “subconcessão” dentro da Distribuidora, tendo como contrapartida apenas os custos de operação e manutenção. Ou seja, uma parte significativa dos ativos da concessão será gerenciada pela Coelba, assumindo todos os riscos desta atividade, sem a correspondente remuneração. Dentre estes riscos podem ser citados custos de O&M real maior do que o regulatório, inadimplência real maior do que a regulatória, cobertura de danos elétricos, transgressão das metas de qualidade e perda não operacional.

Dessa forma, para a concretização desse arrojado projeto de universalização dos serviços de energia elétrica na área rural no estado da Bahia, algumas questões deverão ser tratadas. Dentre elas destacam-se:

• garantir a adequada remuneração frente aos riscos associados à implantação e gestão das redes do PLPT;

• assegurar que o PLPT não subtraia do concessionário sua oportunidade de ganhos com a implantação de redes, garantindo remuneração pela gestão dos ativos; e

• dar continuidade ao PLPT, pelo Governo Federal, com a redefinição das metas anuais de ligação e a alocação dos recursos necessários à sua realização.

Cabe ainda destacar que, caso a universalização do meio rural não seja mais suportada por programa específico do Governo Federal, como a continuidade do PLPT, por exemplo, os pesados investimentos previstos pela Coelba para essa universalização ficariam sem qualquer tipo de tratamento tarifário, conforme posição hoje apresentada pela ANEEL, em sua Nota Técnica preliminar da RTP. Dessa forma, haverá a necessidade de se rever essa posição e aplicar os mecanismos ordinários de tratamento dos investimentos futuros de uma concessionária de distribuição, ou seja, sua consideração específica no cálculo do Fator X, associada à revisão das metas regulatórias para consecução da universalização do meio rural no estado da Bahia. Assim, será necessário incluir no fluxo de investimentos do Fator X o montante adicional de 3,7 bilhões de reais para concluir a universalização do meio rural da Bahia, até 2013.

Desde a assinatura do contrato de concessão até 2007 a Coelba realizou um investimento total de R$ 5,2 bilhões. Para o período de 2008 a 2013 estão previstos a realização dos seguintes conjuntos de investimentos: a) R$ 1,116 bilhões são investimentos inerentes aos serviços de distribuição; b) R$ 478 milhões são

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investimentos decorrentes das especificidades da concessão; c) R$ 4,814 bilhões são investimentos compulsórios, relativos a universalização urbana e rural; e d) R$ 218 milhões em investimentos tratados na Empresa de Referência. Esses investimentos totalizam R$ 6,6 bilhões, dos quais 72,6% são compulsórios.

Os serviços de distribuição de energia elétrica se caracterizam por vários tipos de atributos. Cabe ressaltar que o planejamento, a construção e a operação dos ativos de distribuição se materializam numa perspectiva de longo prazo. Assim, analisar os investimentos em um horizonte de curto-prazo pode trazer como principal prejuízo conclusões que estão fortemente influenciadas por uma dada conjuntura.

A definição regulatória por parte da ANEEL do plano de investimento para o ciclo 2008-2013 se deu a partir da comparação dos valores propostos pela concessionária para o futuro (2008 a 2013), com os valores realizados no passado (2002 a 2007). No entendimento da Coelba essa definição apresenta três premissas que merecem ser aperfeiçoadas. A primeira é a imposição irreal de ganhos de produtividade futura, para tanto é necessário adequar essas produtividades a realidade da concessão, onde a deseconomia de escala é um fator presente. A segunda é a desconsideração das especificidades estruturais da concessão, assim é necessário reconhecer o extraordinário programa de universalização que está sendo implantado no Estado da Bahia. A terceira é a desconsideração das informações do planejamento da expansão da distribuição da Coelba, para tanto é necessário reconhecer que existe, por parte da empresa, um conhecimento das necessidades de investimentos futuros na sua área de concessão.

Os valores propostos pela ANEEL para os investimentos da Coelba durante o período de 2008 a 2013, têm como conseqüência a exigência de se alcançar produtividades que são inadequadas com o perfil da concessão, posto que os custos destinados à ligação de clientes da universalização urbana tem sido crescentes. O sistema de distribuição da Coelba ainda não se encontra na fase de amadurecimento.

Também sugerem que os investimentos devem ser feitos no futuro com acentuada redução nos custos, ou seja, a ANEEL está exigindo ganhos de produtividade desproporcionais. Para exemplificar essa exigência, a relação investimentos/unidades consumidores sugere uma redução de 32% em relação ao período 1998-2007, assim como investimentos/extensão de rede e investimentos/transformadores de distribuição a redução é de 18% e 35%, respectivamente.

Mesmo com a aceitação dos investimentos propostos pela Coelba para o nível de alta tensão, desvinculados da evolução da demanda, como explicitado pelo próprio regulador, observa-se que a variação dos investimentos totais em relação à demanda total prevista, indica um ganho de produtividade total de 9,52%, em relação ao período 2002 a 2007. Período esse caracterizado pela intensa demanda de investimentos em universalização, tanto no meio urbano, quanto no meio rural.

Entretanto, para o caso específico da Coelba a realidade mostra que é impossível esperar economias de escala tão acentuadas. Muito pelo contrário, o que tem se verificado é um programa de incorporação de clientes, decorrente do programa de universalização compulsório definido pela Lei n° 10.438/2002, que tem levado a deseconomias de escala crescentes.

Ainda cabe destacar que a ANEEL está utilizando para valorar a base de remuneração, valores provisórios estimados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF). Entretanto, o montante de investimento realizado a ser reconhecido na tarifa de energia elétrica da Coelba é o valor dos ativos necessários para prestar o

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serviço de distribuição, nos termos da Resolução ANEEL nº 234, de 31 de outubro de 2006. Logo para estabelecer o valor da base de remuneração para o próximo período tarifário da Coelba, foi necessário avaliar a base incremental do último período tarifário por meio de empresa Avaliadora credenciada pela ANEEL. Nesse sentido, a Coelba encaminhou à ANEEL, em 22/01/08, o Laudo de Avaliação de sua base de remuneração, que encontra-se em processo de avaliação e validação por parte do Regulador.

Assim, o valor da base de remuneração constante dessa AP é provisório, sendo que o resultado definitivo será estabelecido após análise, pela ANEEL, do Laudo de Avaliação encaminhado pela Coelba.

Desse modo, a Coelba espera que com essas contribuições a ANEEL estabeleça valores de custos operacionais corretos e adequados ao porte da concessão, que os investimentos regulatórios sejam revistos de modo a permitir o cumprimento das demandas de universalização urbana e rural dentro da sua área de concessão e que seja dado prazo adequado para pertinente análise e manifestação, caso venham existir diferenças entre os valores a serem definidos pela ANEEL para a base de remuneração e os valores constantes do Laudo de Avaliação encaminhado, pois considera que o Laudo apresentado reflete com correção os ativos disponibilizados para o serviço de distribuição em sua área de concessão.

Por fim a Coelba espera do Regulador a continuidade da atuação equilibrada e realista, promovendo os aperfeiçoamentos e ajustes necessários apresentados nesta contribuição em benefício da perenidade dos Serviços Púbicos de Distribuição de Energia Elétrica no Estado da Bahia, com qualidade, segurança e equilíbrio econômico e financeiro.

Documents

Relatório de Contribuições a AP no 016/2008 · o modelo de Empresa de Referência da referida Resolução. Posteriormente a ANEEL, em 21 de janeiro de 2008, por meio do Ofício