plano de negócios e gestão 2018-2022 - eletronorte ... · pela lei nº 5.824, de 14 de novembro...
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Plano de Negócios e Gestão – 2018-2022
(Resumo Executivo)
Novembro de 2017
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DISCLAIMER Este documento, que tem por base diretrizes e orientações oriundas do Plano Diretor de Negócios e Gestão – PDNG
da Eletrobras, contém informações prospectivas, planos e tendências oriundas de avaliações e convicções da
administração da Eletronorte ou de sua Holding e que tiveram por base análises de cenários atuais e futuros.
Contém projeções sujeitas a riscos decorrentes de premissas adotadas que podem ou não se realizar de forma
integral ou parcial. Informações ou afirmações prospectivas incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam
previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, performance ou realizações futuras. Palavras como “acredita”,
“poderá”, “pode”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e palavras de acepção similares têm por
objetivo identificar estimativas e informações prospectivas, que necessariamente envolvem riscos e incertezas,
conhecidos ou não. As estimativas e informações prospectivas inseridas neste documento têm por embasamento,
em grande parte, expectativas atuais e concernentes a eventos futuros e tendências financeiras e não financeiras
que afetam ou possam afetar os negócios da Eletronorte. Riscos e incertezas conhecidos incluem, mas não se
limitam a, condições econômicas, regulatórias, políticas e comerciais gerais no Brasil e no exterior, variações nas
taxas de juros, inflação e no valor do real, mudanças nos volumes e padrão de uso de energia elétrica pelo
consumidor, condições competitivas, nível de endividamento da Empresa, a possibilidade de recebimento de
pagamentos relacionados a nossos recebíveis, mudanças nos níveis de chuvas e de água nos reservatórios usados
para usinas operadas pela Empresa, planos de financiamento e investimento de capital, regulamentações
governamentais existentes e futuras, e outros riscos descritos. Não assumimos nenhuma obrigação de atualização
das informações prestadas neste documento e deixamos claro que as estimativas e declarações futuras envolvem
riscos e incertezas e não consistem em qualquer garantia de desempenho futuro, sendo que os reais resultados
podem ser substancialmente diferentes das expectativas descritas nas estimativas e declarações futuras.
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SUMÁRIO
Plano de Negócios e Gestão da Eletronorte 2018-2022.......................................................................... 5
1 Contexto Empresarial ....................................................................................................................................... 5
1.1 A Eletronorte ................................................................................................................................................... 5
1.1.1 O Plano de Negócios e Gestão da Eletronorte - PNG 2018-2022 ...................................... 5
1.1.2 Dados Operacionais da Eletronorte ............................................................................................... 5
1.1.3 Dificuldades a serem superadas ..................................................................................................... 7
2 Análise Retrospectiva ........................................................................................................................................ 7
2.1 Demonstrativos Financeiros ...................................................................................................................... 7
2.1.1 DRE e PMSO - R$ Milhões ................................................................................................................. 7
2.1.2 Balanço Patrimonial (Societário) – R$ Milhões ......................................................................... 9
2.2 Indicadores do CMDE ................................................................................................................................... 9
2.3 Premissas ......................................................................................................................................................... 9
2.4 Projetos Planejados X Projetos Realizados ........................................................................................ 10
3 Desempenho nos Negócios ........................................................................................................................... 10
3.1 Geração ........................................................................................................................................................... 10
3.1.1 Contexto do Negócio Geração ....................................................................................................... 10
3.1.2 Expansão da Geração ....................................................................................................................... 11
3.1.3 Aquisição e Desinvestimento na Geração ................................................................................. 12
3.1.4 O & M da Geração .............................................................................................................................. 12
3.2 Transmissão .................................................................................................................................................. 14
3.2.1 Contexto do Negócio Transmissão ............................................................................................... 14
3.2.2 Aquisição e Desinvestimento na Transmissão ........................................................................ 15
3.2.3 O & M da Transmissão ...................................................................................................................... 15
3.3 Outros Negócios ........................................................................................................................................... 19
3.3.1 Serviço de Telecomunicação .......................................................................................................... 19
3.3.2 Serviços de O&M ................................................................................................................................. 20
3.3.3 Serviços de Engenharia do Proprietário ..................................................................................... 20
3.4 Gestão.............................................................................................................................................................. 20
3.4.1 Contextualização ................................................................................................................................. 20
3.4.2 Projetos de Melhoria da Gestão do PNG 2018-2022............................................................. 21
3.5 Premissas para Prospecção de Cenário .............................................................................................. 22
3.5.1 Premissas Macroeconômicas .......................................................................................................... 22
3.5.2 Premissas definidas pela Eletrobras ............................................................................................ 22
3.5.3 Premissas definidas pela Eletronorte .......................................................................................... 23
4
3.5.4 Geração (Comercialização de energia): ..................................................................................... 25
3.5.5 Despesas Operacionais: ................................................................................................................... 26
3.6 Análise Econômico – financeira ............................................................................................................. 26
3.6.1 Balanço Patrimonial (R$/mil) ......................................................................................................... 26
3.6.2 Fluxo de Caixa (R$/mil) ................................................................................................................... 27
3.6.3 Indicadores econômico-financeiros e CMDE ............................................................................ 28
4 Análise de Riscos .............................................................................................................................................. 29
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Plano de Negócios e Gestão da Eletronorte 2018-2022
1 Contexto Empresarial
1.1 A Eletronorte A Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte, sociedade anônima de economia mista e subsidiária da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras, é uma concessionária de serviço público de energia elétrica, criada pela Lei nº 5.824, de 14 de novembro de 1972, e constituída por escritura pública em 20 de junho de 1973. Foi autorizada a funcionar pelo Decreto nº 72.548, de 30 de julho de 1973. Com sede em Brasília no Distrito Federal, a Empresa possui suas principais instalações operacionais (usinas, subestações e linhas de transmissão de energia elétrica) nos estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins. A Empresa integra o Submercado Norte de Energia Elétrica e atua diretamente em todos estes estados fazendo parte do Sistema Interligado Nacional – SIN, por meio do qual atende aos demais Submercados em outros estados brasileiros. Atua como Sistema Isolado – SIS no estado de Roraima interligado com o Sistema Elétrico da Venezuela.
1.1.1 O Plano de Negócios e Gestão da Eletronorte - PNG 2018-2022
O Plano de Negócios e Gestão da Eletronorte 2018-2022 (PNG 2018-2022) apresenta direcionamentos para os negócios da Empresa com horizonte de cinco anos, abrangendo priorização de empreendimentos, ações de gestão e a análise econômico-financeira para o período. O PNG está alinhado e se traduz em um desdobramento do Plano Diretor de Negócio e Gestão da Eletrobrás - PDNG 2018-2022, que por sua vez reflete os principais desafios da Holding registrados no Plano Estratégico da Eletrobras – PE 2015-2030.
1.1.2 Dados Operacionais da Eletronorte
O Negócio de Geração de energia elétrica da Eletronorte conta com as seguintes Usinas. Usina Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW Médio) Energia Gerada MWh (2016)
UHE Coaracy Nunes. (prorrogada pela Lei 12.783/2013) 78,00 62,6 500.106,68
UHE Tucuruí. 8.535,00 4.019,10 25.752.222,97
UHE Samuel. 216,75 92,70 502.385,11
UHE Curuá-Una. 30,30 24,80 163.562,38
UTE Rio Madeira. 119,35
UTE Santana. 177,74
UTE Rio Branco I. 18,65
UTE Rio Branco II. 32,75
UTE Rio Acre. 45,49
UTE Santarém. 14,76 895,01
UTE Araguaia 20,00 80.722,74
UTE Senador Arnon Afonso Farias de Mello (em comodato). 85,99
TOTAL 9.354,78 37.437.301,04
A Eletronorte participa, também, das seguintes Sociedades de Propósitos Específicos - SPE de geração. SPE Participação (%) Capacidade Instalada (MW)
Energética Águas da Pedra S.A. (UHE Dardanelos). 24,50 261,00
Amapari Energia S.A. 49,00 23,28
Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. 24,50 68,47
Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. 24,50 58,45
Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. 24,50 60,12
Norte Energia S.A. 19,98 11.233,10
Companhia Energética Sinop S.A. (início previsto da operação: janeiro de 2018) 24,50 400 (*)
Na transmissão, a Empresa opera cerca de 11.800 km de linhas com a seguinte configuração.
A Empresa tem participação nas seguintes SPE de transmissão. Sociedade de Propósito Especifico - SPE Participação (%)
Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. 49,00
Integração Transmissora de Energia S.A. 37,00
Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 49,71
Manaus Transmissora de Energia S.A. 30,00
Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 24,50
Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 49,00
Tensão (kV) Extensão Não Prorrogada (Km) Extensão Prorrogada - Lei 12.783/2013 (km)
500 3.243
230 1.796 5.606
138 959
69 202
Total 1.796 10.010
6
Transnorte Energia S.A. 49,00
Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. 24,50
Complementando os ativos existentes de transmissão, possui 56 subestações em 09 (nove) unidades regionais. Subestação (não afetados pela Lei 12.783) Capacidade de Transformação (MVA) Localização Início Operação Término da Operação
Balsas 100,00 Maranhão Dez/11 Jan/39
São Luis III 300,30 Maranhão Mai/10 Mar/38
Miranda II (ATR1) 450,00 Maranhão Nov/10 Jan/39
Lucas do Rio Verde 75,00 Mato Grosso Abr/13 Jun/41
Nobres 200,00 Mato Grosso Set/13 Dez/41
Tucuruí 300,00 Pará Dez/14 Dez/41
Lechuga 450,00 Amazonas Mar/15 Mai/42
Estação Conversora 01 CA/CC, 500/ ± 600 KV e à Estação Inversora 01 CC/CA, ±600 / 500kV.
8.943,60 Rondônia Mar/13 Fev/39
Total 11.168,90
Subestação (afetados pela Lei 12.783) Capacidade de Transformação (MVA) Localização Início Operação Término da Operação
Cametá 23,55 Pará Ago/98 Dez/42
Carajás 0,30 Pará Nov/06 Dez/42
Guamá 454,00 Pará Dez/81 Dez/42
Marabá 1.063,80 Pará Out/81 Dez/42
Rurópolis 300,60 Pará Dez/98 Dez/42
Santa Maria 500,15 Pará Set/95 Dez/42
Tucuruí 969,00 Pará Out/81 Dez/42
Transamazônica 60,30 Pará Dez/98 Dez/42
Tucuruí-Vila 58,44 Pará Jun/99 Dez/42
Utinga 602,00 Pará Dez/81 Dez/42
Vila do Conde 3.817,40 Pará Dez/81 Dez/42
Integradora 0,00 Pará Jul/13 Dez/42
São Luis I 401,73 Maranhão Dez/82 Dez/42
São Luis II 2.829,00 Maranhão Dez/82 Dez/42
Miranda II 500,60 Maranhão Jun/98 Dez/42
Peritoró 300,11 Maranhão Dez/82 Dez/42
Presidente Dutra 721,03 Maranhão Dez/82 Dez/42
Coelho Neto 130,00 Maranhão Jan/00 Dez/42
Imperatriz 1.842,17 Maranhão Dez/82 Dez/42
Porto Franco 366,50 Maranhão Fev/94 Dez/42
Colinas 1,50 Tocantins Mar/99 Dez/42
Miracema 362,50 Tocantins Mar/99 Dez/42
Barra do peixe 150,60 Mato Grosso Nov/93 Dez/42
Couto Magalhães 15,11 Mato Grosso Ouit/81 Dez/42
Coxipó 571,20 Mato Grosso Jul/87 Dez/42
Jauru 600,45 Mato Grosso Jun/03 Dez/42
Nova Mutum 60,60 Mato Grosso Set/96 Dez/42
Rondonopolis 300,90 Mato Grosso Jul/83 Dez/42
Sinop 356,00 Mato Grosso Set/96 Dez/42
Sorriso 60,60 Mato Grosso Set/96 Dez/42
Epitaciolândia 22,10 Acre Mar/08 Dez/42
Sena Madureira 18,75 Acre Out/08 Dez/42
Rio Branco 422,95 Acre Nov/12 Dez/42
Ariquemes 120,30 Rondônia Ago/94 Dez/42
Ji-Paraná 380,60 Rondônia Set/94 Jan/42
Porto Velho 525,60 Rondônia Jul/89 Dez/42
Abunã 110,60 Rondônia Mai/02 Dez/42
Samuel 0,30 Rondônia jul/89 Dez/42
Pimenta Bueno 110,60 Rondônia Jun/08 Dez/42
Vilhena 120,60 Rondônia Out/08 Dez/42
Jaru 30,15 Rondônia Set/97 Dez/42
Coaracy Nunes 40,08 Amapá Nov/75 Dez/42
Portuária 20,05 Amapá Abr/96 Dez/42
Amapá 10,08 Amapá Dez/01 Dez/42
Tartarugalzinho 40,22 Amapá Jun/00 Dez/42
Calçoene 10,08 Amapá Mai/02 Dez/42
Santana 120,45 Amapá Out/75 Dez/42
Santa Rita 80,03 Amapá Dez/07 Dez/42
Equatorial 79,95 Amapá Ago/00 Dez/42
Macapá II 53,43 Amapá Nov/96 Dez/42
Boa Vista 301,65 Roraima Jul/01 Dez/42
Total 20.158,99
A Eletronorte participa, ainda das SPE: Manaus Construtora Ltda. (responsável pelo EPC da Manaus Transmissora de Energia S.A.) e Construtora Integração Ltda. (responsável pelo EPC da Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.). É importante destacar que parte das SPE de geração e de transmissão da Eletronorte estão em processo de negociação para transferência para a Holding conforme detalhado no item 3.5.3 deste Plano.
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1.1.3 Dificuldades a serem superadas
Principais desafios a serem superados para o crescimento sustentável:
a) Adequar os custos dos contratos de concessão impactados pela prorrogação a 90% de suas RAP ou RAG; b) Alcançar o PMSO regulatório que prevê a redução de 50% dos custos de PMSO, com foco na rubrica Pessoal; c) Renovar o quadro de pessoal, com prioridade para as carreiras técnicas e para a formação de lideranças; d) Ajustar a operação e manutenção de ativos afetados pela Lei 12.783/2013; e) Garantir e/ou recuperar a remuneração adequada dos investimentos; f) Obter financiamentos para alavancar os empreendimentos em condições que permitam a competitividade; g) Obter as licenças para novos empreendimentos, ampliações, reforços e melhorias, e eliminar entraves ao
atendimento dos cronogramas de obras; h) Recuperar receitas, por meio de: expansão, ampliação, reforços e aquisição; i) Alcançar o reequilíbrio econômico e financeiro de cada contrato de concessão; j) Equacionar o elevado índice de inadimplência na CCEE; k) Mitigar os efeitos do elevado índice de GSF; l) Otimizar as estratégias de comercialização frente a volatilidade do PLD; m) Restituir a robustez do caixa.
2 Análise Retrospectiva
2.1 Demonstrativos Financeiros
2.1.1 DRE e PMSO - R$ Milhões
Entre os anos de 2012 e 2017 a Eletronorte variou positivamente seu resultado em 532%, saindo de um prejuízo de R$ 738 milhões para um lucro de R$ 1,854 bilhões. Dentre os principais fatos que contribuíram para o aumento do resultado entre os exercícios de 2012 e 2014 podemos destacar as reversões da PCLD da CEA no valor de R$ 719
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milhões e da provisão dos empregados que desistiram da adesão ao PIDV lançado em 2011 para aderir ao PID lançado em 2013 no valor de R$ 158 milhões. Outro item relevante foi a elevação nas receitas com comercialização da energia elétrica de curto prazo e suprimento, em razão do aumento verificado no Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), resultando um aumento da ROL no montante de R$ 1,416 bilhões.
No exercício de 2015 houve uma queda expressiva no resultado em relação ao exercício anterior devido a redução da receita operacional líquida, que passou de R$ 6 bilhões no exercício de 2014 para R$ 5,6 bilhões, variação negativa de 6,70%, devido, substancialmente, pela redução do volume de venda na comercialização de energia no mercado de curto prazo, que representou uma redução de R$ 863 milhões.
Destaca-se também como reflexo da queda expressiva no resultado o reconhecimento da provisão de R$ 451 milhões em razão de suspensão da liminar que garantia que a Eletronorte não arcasse com o prejuízo das demais empresas pelo rateio do GSF e também o reconhecimento das perdas com contratos onerosos da UHE Coaracy Nunes no montante de R$ 120 milhões e no contrato LT Brasil/Venezuela de R$98 milhões. Outros impactos negativos foram o reconhecimento da provisão devido ao não recebimento de créditos renegociados junto à Companhia Energética do Amapá – CEA, no montante de R$ 225,5 milhões e o reconhecimento de Impairment dos ativos no montante de R$ 57, 5 milhões.
Em 2016 houve recuperação no resultado em virtude do aumento da receita operacional líquida, que passou de R$ 5,603 bilhões em 2015, para R$ 8,625 bilhões em 2016, aumentando 53,9%, essa variação de R$ 3,022 bilhões foi em decorrência, principalmente, do reconhecimento da remuneração sobre os ativos financeiros, previstos na Portaria nº 120/2016 ANEEL, no valor líquido de 2,373 bilhões e pela redução do volume na venda de suprimento de energia elétrica no período, sendo que a Companhia passou para uma posição vendedora de energia, registrando um aumento de R$ 294 milhões na venda de energia no mercado de curto prazo. O resultado financeiro também apresentou variação positiva no período, passando de um saldo de despesa financeira de R$ 378 milhões em 2015 para um saldo de receita financeira de R$ 22 milhões em 2016.
O resultado positivo de R$ 218 milhões foi em razão da valorização dos instrumentos financeiros derivativos decorrentes da variação positiva no preço do alumínio e da variação cambial favorável do Dólar no mercado internacional para esta operação, o que contribuiu para o aumento na expectativa do valor justo para os derivativos. Com relação aos empréstimos em moeda estrangeira, a Companhia registrou variação positiva de 131%, ou seja, R$ 347 milhões. Além disso, foi reconhecido na receita financeira a atualização dos créditos devidos pela CERON à Companhia, cujo saldo acumulado no encerramento do exercício era de R$ 396 milhões, o que impactou positivamente o resultado financeiro.
Para o ano de 2017, pode se destacar um aumento de despesas com pessoal devido à implantação do Programa de Aposentadoria Extraordinária – PAE no valor de R$ 131 milhões e do aumento das despesas com provisão decorrente da cobrança da taxa da água implementada pelo Estado do Pará, num valor anual de R$ 450 milhões e de provisão de créditos junto à Boa Vista no valor de R$ 118 milhões. A partir de julho a Empresa passou a receber a indenização do contrato nº 058/2001 transmissão no valor de R$ 80 milhões a.a.
Comparação do planejado versus o realizado pontuando possíveis discrepâncias.
SEM
EFEITO RBSE
REALIZADO
DRE CONSOLIDADO
IFRS PDNG
Até Out/17
(B)
Até Out/17
(C)
∆%
(B/C)
5.272 5.846 -10% Receita Operacional Bruta*
(918) (1.050) -13% Deduções à Receita Operacional
4.354 4.796 -9% Receita Operacional Líquida
(896) (752) 19% Custos Operacionais
3.458 4.044 -14% Resultado Bruto
(2.402) (2.196) 9% Despesas Operacionais
(1.207) (1.694) -29% PMSO
(131) - 0% PAE
(693) (122) 467% Provisões/Reversões operacionais
(371) (380) -2% Deprec./Amort
1.056 1.848 -43% EBIT
1.538 2.308 -33% EBITDA CVM
(124) (172) -28% Resultado Financeiro
677 210 222% Receitas Financeiras
(801) (382) 110% Despesas Financeiras
111 80 38% Resultado das Partic. Societárias
1.043 1.756 -41% Resultado Operacional Antes IR/CS
9
31 (224) -114% IR/CS
31 1.533 -98% Resultado Antes das Participações Minoritárias
- - 0% Participação Minoritária
1.074 1.533 -30% Resultado Líquido após IR/CS
EFEITO
RBSE
579 190 205% Receita Financeira (RBSE)
(21) (51) -58% Tributos
1.632 1.672 -2% Resultado Líquido após IR/CS com RBSE
Receita Operacional líquida: O principal motivo da variação é o preço de PLD considerado no Plano ser acima do realizado durante o ano. Custos Operacionais: A Eletronorte precisou comprar energia no curto prazo devido ao aumento da GSF para o mês, de aproximadamente 30%, perfazendo um valor de R$ 317 milhões. No plano não foi considerado nenhuma compra de energia no curto prazo. Despesas Operacionais: Custo com PAE de R$ 131 milhões, que no planejamento estava sendo considerado em dezembro de 2017. Provisão da Taxa da água do Estado do Para no valor de R$ 439 milhões, que não estava considerado no plano. Redução do PMSO devido a reversão dos Impairment que está contabilizado em outras despesas no valor de R$ 357 milhões e reversão da provisão da PLR de R$ 47 milhões. Resultado Financeiro: Ganhos com derivativos embutidos não planejados. Atualização monetária do parcelamento do PRT, não planejado.
2.1.2 Balanço Patrimonial (Societário) – R$ Milhões
2.2 Indicadores do CMDE
*2017: Estudo de tendência
2.3 Premissas De forma geral, as premissas adotadas no PNG 2017-2021 se mostraram robustas, uma vez que o ciclo 2017 foi concluído com resultado empresarial positivo. As principais premissas se comportaram da seguinte forma:
Seq. Premissa Situação
01 Saldo mínimo de caixa: R$ 300 milhões. Verificado
2014 2015 2016 2017*
Indicador 1: PMSO / ROL 56,8% 38,9% 24,3% 31,0%
A) ROL 6.006 5.603 8.625 5.880
B) PMSO 3.408 2.180 2.097 1.822
Indicador 4: Margem EBITDA 20,7% 16,1% 48,3% 39,2%
A)EBITDA 1.241 902 4.163 2.303
B) ROL 6.006 5.603 8.625 5.880
Indicador 3: Dívida Liquida/EBITDA 2,37 4,32 1,21 1,94
A) EBITDA 1.241 902 4.163 2.303 B) Dívida Líquida 2.937 3.895 5.035 4.475
Indicador 2: Lucro/Prejuizo Líquido / PL 15,4% 0,8% 21,1% 10,9%
A) Patrimônio Líquido 13.226 11.975 15.097 16.950
B) Lucro Líquido 2.033 102 3.189 1.853
INDICADORES CVM
10
02 Eficiência Operacional: redução de custos de PMSO. Parcial
03 Distribuição de Dividendos (Pay-out): Considerada a distribuição 100% do lucro anual. Não Verificado
04 Atingir os valores calculados de PMSO regulatório até 2017. Não Verificado
05 Programa de Aposentadoria Especial – PAE - custo R$ 429 milhões e redução de despesas de R$ 239 milhões / ano. Parcial
06 Recebimento da RBSE. Verificado
07 Não considerar financiamentos da Eletrobras. Verificado
08 Investimentos corporativos e em parcerias, apenas os já contratados. Verificado
09 Desinvestimento em SPE junto a Eletrobras (R$ 625 MI). Verificado
10 Endividamento – Divida Líquida / Ebitda < 3,5. Verificado
11 Encerramento contrato de venda de energia e recebimento de multa no valor de R$ 250 milhões, em 2017 (CGTEE). Verificado
12 Liquidação de dívida junto a Eletrobras no valor de R$ 150 milhões em 2017. Verificado
13 Considerar adimplência de 100% com a Holding e terceiros. Verificado
14 Não foi considerada a alavancagem de investimentos, somente a contratação de recursos para a composição do caixa mínimo, de R$ 300 milhões. Verificado
15 Plano de Incentivo de Demissão Administrativo – PID-A: custo R$ 176,3 milhões e redução despesas R$ 105 milhões. Não Verificado
16 Cessão onerosa do prêmio vinculado ao contrato Albrás, no valor de R$ 450 milhões, com recebimento em 2017. Não Verificado
17 Não foram consideradas as despesas referentes à Taxa de Fiscalização de Recursos Hídricos – TFRH/PA. Não Verificado
18 Renda de aplicação financeira: remuneração do saldo de caixa de 90% da SELIC projetada. Verificado
19 O estudo não considera a incorporação dos ativos da AmGT e respectivas despesas. Verificado
20 Encerramento do contrato de venda de energia e recebimento de multa no valor de R$ 250 milhões, em 2017 Não verificado
2.4 Projetos Planejados X Projetos Realizados A execução dos projetos previstos no PNG 2017-2021 com vistas ao atendimento dos requisitos capazes de produzir os resultados contratados, e consequentemente atender as metas dos indicadores do CMDE, foi bastante limitada pelo ônus trazido pelo elevado GSF nos últimos dois ciclos de gestão, e pela evada inadimplência verificada na CCEE. Este cenário, aliado ao custo elevado de alavancagem, culminou na redução significativa da capacidade de novos investimentos da Empresa. O Relatório Semestral de acompanhamento do PNG 2017-2021 mostra a posição detalhada dos projetos do PNG. Uma visão resumida da situação dos projetos é apresentada nas tabelas a seguir.
Descrição Nº Planejado de Projetos Nº Realizado de Projetos R$ Planejado (R$*1000) R$ Realizado (R$*1000)
Projetos de Expansão de Geração contratados. 3 2 702.988 552.127
Projetos de Expansão de Geração a contratar. 4 0 5.540 0
Projetos de Aquisição e desinvestimento de Geração. 1 0 200 0
Projetos de O&M de Geração. 32 7 9044 7.615
Projetos de Expansão de Transmissão contratados. 45 37 722.856 337.067
Projetos de Expansão de Transmissão a contratar. 31 4 92.860 0
Aquisição e desinvestimento de Transmissão. 1 1 100.859 100.859
Projetos de O&M de Transmissão. 22 14 49.457 30.666
Projetos de Serviço de Telecomunicação. 2 5 13.100 12.000
Projetos de Serviço de Engenharia do Proprietário. 5 8 1.690 3.405
Projetos de gestão. 43 13 71.150 21.000
3 Desempenho nos Negócios
3.1 Geração
3.1.1 Contexto do Negócio Geração
A Geração de energia elétrica se constitui no produto responsável pela principal fonte de receitas da Empresa, totalizando cerca de 76% do faturamento total no ciclo de 2017. O Negócio Geração está suportado pelas quatro usinas hidrelétricas em operação, sendo que uma delas teve o impacto da prorrogação antecipada da concessão. A participação em novos empreendimentos esta alinhada à política da Holding, traduzida no PDNG 2018-2022, no sentido de promover o crescimento dos resultados empresariais, e pode ocorrer principalmente de duas formas:
i) Por meio de Sociedade de Propósito Específico (SPE):
Participação minoritária da Eletronorte (menor que 50%);
Os ativos do empreendimento pertencem a SPE, empresa com CNPJ próprio;
A exposição aos riscos de implantação do projeto novo (construção, comissionamento, licenças e garantias de fornecedores, interferência de órgãos judiciais, indígenas, movimentos sociais, etc.) é administrada pela SPE;
A SPE não é obrigada a seguir os ritos da Lei nº 8.666/1993, tendo maior agilidade e competitividade;
Os resultados financeiros são dividendos, não impactam diretamente o resultado operacional da Empresa;
O impacto econômico se dá por meio de equivalência patrimonial.
ii) Por meio de Projeto Corporativo:
A Eletronorte se torna proprietária dos ativos, permitindo a ampliação do market share;
Tem como restrição a limitação do teto orçamentário para investimento próprio, reflexo da perda de receita decorrente dos efeitos da Lei nº 12.783/2013;
11
Exposição aos diversos riscos de implantação do projeto novo;
Cumpre os ritos da Lei nº 8.666/1993, o que exige agilidade maior na realização de todos os processos necessários à implantação do projeto, para atender aos prazos exíguos dos editais dos leilões;
Os resultados financeiros e econômicos produzidos refletem-se diretamente via receita.
A expansão também pode se dar por meio da aquisição de Ativos (em construção ou em operação), podendo ser realizada por meio de uma SPE ou de forma Corporativa, mantidas suas características, destacando-se ainda:
Para os ativos já em operação, tem-se a garantia de um Power Purchase Agreement (PPA) pré-existente até o final do prazo contratual do certame em que o empreendimento vendeu sua energia e/ou sua disponibilidade;
Diversos riscos de implementação de um projeto são dirimidos, quando se tratar de projeto pronto (construído e comissionado), com licenças, garantias de fornecedores e, no caso de termelétricas, com os contratos de suprimento de combustível já estabelecidos.
- Premissas para definição do portfólio de projetos:
O portfólio de projetos para venda de energia deve atender aos objetivos estratégicos da Empresa. Todos os empreendimentos (leilões e aquisições), devem ser avaliados sob os aspectos técnico, econômico-financeiro, ambiental, social, regulatório e fundiário, além da oportunidade frente ao cenário econômico vigente. Os resultados econômico-financeiros deverão atender aos valores mínimos recomendados pela Eletrobras para as Taxas Internas de Retorno (TIR).
3.1.2 Expansão da Geração
A carteira de projetos de expansão da geração a contratar fica condicionada a mudança de cenário que implique em disponibilidade de recursos no “caixa líquido” adotado como premissa. A Diretoria da Eletronorte adotou a diretriz do PDNG 2018-2022 de somente planejar novos investimentos em G&T no período em que houver a geração de “Caixa Líquido”. Desta forma, nas projeções financeiras do PNG, foram considerados projetos de expansão no período de 2018 a 2022 que couberam na disponibilidade de “Caixa” projetada para o período. Os projetos de expansão da geração estão detalhados nos ANEXOS II e III.
Foi planejado receita apenas para a ampliação da UHE Curua-Una relativa a instalação da quarta unidade geradora, conforme curva abaixo. Os demais projetos de geração em parceria são previstos os dividendos correspondentes utilizados nas projeções econômicas e financeira mostradas no Plano.
2020 2021 2022
4º Máquina Curua-Una 2.940 4.392 4.561
3.1.2.1 Projetos de expansão da Geração do PNG 2018-2022 a contratar
12
3.1.2.2 Projetos de expansão da Geração do PNG 2018-2022 contratados
Nota 01: Os estudos econômicos e financeiros que suportam o PNG 2018-2022 não previram os recursos, assim como a carteira de projetos de expansão da geração (ANEXO I) não apresenta o projeto relativo a implantação da 2ª casa de força da UHE Coaracy Nunes. Este é um empreendimento técnica e ambientalmente viável e os estudos econômicos demonstram preliminarmente sua atratividade. Este empreendimento está em fase de estudos, e após a validação dos mesmos, será objeto de apreciação e decisão da Diretoria quanto a sua execução.
3.1.3 Aquisição e Desinvestimento na Geração
Deverá ser realizada a avaliação da compra de ativos em operação com a finalidade de agregação de receita para substituição da eventual perda da receita de geração da UHE Tucuruí a partir de julho/2024, total, no caso de não prorrogação, ou parcial, no caso de sucesso em nova licitação. Cabe destacar que o investimento necessário para a contratação de concessões de usinas hidrelétricas em regime de alocação de cotas de garantia física de energia e potência decorrente de uma nova licitação, nos termos do art. 8º da Lei nº 12.783/2012 e suas revisões, deve ser comparado ao investimento equivalente em outros empreendimentos, considerando-se a possibilidade de agregar uma receita de geração equivalente ou maior que a atual. Aquisição pela Eletronorte das participações das SPE consideradas atrativas e a venda das demais SPE, visto que os objetos que constituem estas empresas já foram realizados (as vantagens da SPE já foram obtidas), e elas já se encontram em operação comercial, podendo agregar receita para a Eletronorte. O financiamento seria obtido por meio de Capital de terceiros ou com capital próprio.
No ano de 2017 a Eletronorte iniciou estudos em parceria com a Chesf para avaliar alternativas de racionalização de suas respectivas participações nas Sociedades de Propósito Específico: UHE Sinop - Contrato de Concessão Nº 001/2014 e UHE Dardanelos - Contrato de Concessão Nº 002/2007, projeto de “descruzamento” das participações.
3.1.4 O & M da Geração
Atualmente, cerca de 98% da produção total de energia elétrica é proveniente da geração hidrelétrica, principalmente oriunda da UHE Tucuruí (94% da produção total).
Diagnóstico e estratégias: Os indicadores de desempenho do Negócio Geração apresentam bons resultados de forma continuada, refletindo a qualidade da gestão da operação e da manutenção da geração, que tem investido no aperfeiçoamento dos profissionais e das técnicas de manutenção e programação.
Indicadores de Desempenho do Negócio Geração
2018 2019 2020 2021 2122
UHE Belo Monte
Usina Hidrelétrica com
11.233 MW de Potência
Instalada. Participação de
19,98%.
Participação no
Consórcio.01/01/2018 31/12/2019 180.600,00 7.400,00
Motorização
concluída em
2019.
Aumento de
receita.
UHE Sinop
Usina Hidrelétrica com 400
MW de Potência
Instalada. Participação de
24,5%.
Participação no
Consórcio.01/01/2018 31/12/2018 64.435,00 16.415,00
Motorização
concluída em
2018.
Aumento de
receita.
UHE Curuá-una
Ampliação da capacidade
instalada com a
implantação da 4ª unidade
geradora de 10 MW
Aumento da GF da
UHE.01/01/2018
Início da
Operação
01/06/2021
5.800,00 36.102,24 20.651,04 Operação
Comercial
Aumento de
receita.
250.835,00 59.917,24 20.651,04 - - Total
Nome do Projeto Descrição Objetivos e Metas Data Início Data TérminoEstimativas de Recursos em R$ * 1000 Principais
MarcosEntregas Resultados
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Indicadores Operacionais Geração
Disponibilidade Referencia de Geração da UHTU 85,34 85,34 85,34 85,34 85,34 91,75 91,75 91,75 91,75 91,75
DISPGR acumulada em 60 meses 1,10 1,09 1,08 1,07 1,06 0,950 0,960 0,980 1,000 1,000
Indicador Global (Geração + Comercialização) 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90
Atraso de Projetos de Geração (dias) 193,00 0,00 0,00 0,00 0,00
13
Estratégias para melhoria do desempenho operacional: Os esforços para a melhoria de processos se materializa por meio de inovações e melhorias tecnológicas, na gestão dos ativos, buscando reduzir custos e falhas, e obter ganhos de produtividade.
Dentre as ferramentas de gestão, destacam-se o TPM – Manutenção Produtiva Total, metodologia de origem japonesa que visa o envolvimento e o desenvolvimento das pessoas que colaboram na busca de um desempenho elevado e a Filosofia Lean / Kaizen que combate os desperdícios, a fim de melhorar a qualidade e diminuir os custos de produção, sendo que ambas integram o Sistema de Gestão da Geração Interligada.
Dificuldades Técnicas e Regulatórias a serem superadas: destacam-se:
Fim do Ciclo de Vida de equipamentos;
Obsolescência de equipamentos e componentes;
Atualização tecnológica de equipamentos.
Na Eletronorte, a UHE Coaracy Nunes - UHCN foi afetada pela Lei 12.783/2013. A RAG – Receita Anual da Geração, composta pelo custo da GAG (Custo de Gestão dos Ativos de Geração adicionado dos encargos setoriais) é reajustada anualmente de acordo com o INDISP verificado. A partir de Janeiro/2013 a UHCN teve sua concessão prorrogada, sendo sua remuneração calculada pela ANEEL, por tarifa. Dessa forma, a receita desta usina, que em 2012 era de R$ 53 milhões, foi reduzida para o valor anual de cerca de R$ 11 milhões.
Adicionalmente, novos valores de Garantia Física (menores que os valores anteriores) foram publicados pelo MME para todas as usinas do SIN, e começarão a vigorar a partir de 01.01.2018. Como premissa para sucesso do negócio, é essencial o cumprimento do Programa Anual de Manutenção - PAM das usinas, que depende da liberação e aprovação do Operador Nacional do Sistema Elétrico Brasileiro - ONS. Outra premissa é a continuidade da aplicação do Sistema de Gestão da Geração Interligada, que busca integras o PNG da empresa com os requisitos da Metodologia TPM da JIPM, o Modelo de Excelência em Gestão - MEG® da FNQ e a Filosofia Lean/Kaizen, visando garantir a qualidade.
3.1.4.1 Projetos de O&M de Geração do PNG 2018-2022
Os projetos que demandarão recursos de investimento e de custeio para implementar melhorias nos processos de O&M da Geração, estão detalhados no ANEXO I, indicando os projetos principais que constam do PAM.
Nota 02: Os estudos econômicos e financeiros que suportam o PNG 2018-2022 não previram recursos, assim como a carteira de projetos de O&M da geração (ANEXO I) não apresenta os projetos indicados como necessários ao atendimento dos requisitos do SIN no Submercado Norte, suficientes para a adequação do nível de curto circuito dos equipamentos da Subestação e da casa de força I da Usina Hidrelétrica de Tucuruí, decorrente da entrada em operação da UHE Belo Monte. Como a conexão da UHE Belo Monte a Rede Básica motivou a superação na UHE Tucuruí, compete ao ONS, MME e EPE, atuar em conjunto com a Eletronorte na busca de ajustar as melhores alternativas para a Usina e para o Sistema, uma vez que os custos estimados para a substituição dos equipamentos necessários a Usina superam R$ 250 milhões.
Nota 03: Esclarecimentos adicionais relativos aos investimentos previstos em cada contrato de concessão:
i. Contrato de concessão Nº 005/2011: Os valores de investimentos em manutenção apresentam crescimento de cerca de 500% a partir de 2019, que se refere a construção e uma Ponte do Rio Jamari no município de Itapuã do Oeste (previsto R$ 37 milhões), condicionante ligado a LO da UHE.
ii. UHE Curuá Una - Contrato de concessão 007/2004 - 2º tremo aditivo: o decréscimo apresentado a partir de 2020 em investimentos para manutenção, se deve a modernização do sistema supervisório realizada em 2015 (valor gasto aproximadamente R$ 10 milhões).
iii. UHE Coaracy Nunes - Contrato de concessão Nº 002/2012: Os investimentos dedicados a manutenção e melhorias da UHE Coaracy Nunes até 2020 garante uma continuidade dos processos sem investimentos significativos até 2022.
UHE Tucuruí - Contrato de
concessão Nº 007/2004100 8.535 4.019 04/11/1992 - 9.714.300,00 9.530.000,00 5.375.000,00 3.850.000,00 3.300.000,00 31.769.300
UHE Samuel - Contrato de
concessão Nº 005/2011100 216,75 92,7 16/12/2011 - 1.215.000,00 7.175.000,00 7.650.000,00 8.850.000,00 9.150.000,00 34.040.000
UHE Curuá Una - Contrato de
concessão 007/2004 - 2º tremo
aditivo
100 30,3 24,8 28/07/1998 - 1.362.000,00 1.740.000,00 550.000,00 150.000,00 150.000,00 3.952.000
UHE Coaracy Nunes - Contrato
de concessão Nº 002/2012100 78 62,6 31/10/2012 - 1.095.000,00 1.495.000,00 1.200.000,00 - - 3.790.000
Totais 100
13.386.300,00R$ 19.940.000,00R$ 14.775.000,00R$ 12.850.000,00R$ 12.600.000,00R$ 73.551.300,00R$
Total até
2022
Investimento R$
20222021
Início
Operação
Comercial
Garantia
Física
(MW)
Potência
Instalada
(MW)
%
Particip.Empreendimento
2017 2018 2019 2020
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iv. Cumprimento do Programa Anual de Manutenção – PAM: O Plano Anual de Manutenção contempla as manutenções preventivas e preditivas estabelecidas nos Programas de Manutenção Planejada – PMP da Eletronorte. Além disto, abrange as programações de desligamentos para substituição e revitalização de equipamentos, após consumado os contratos de aquisição de equipamentos e/ou serviços de revitalização.
v. Não atendimento ao critério de planejamento N-l: Com a divulgação da Resolução Normativa nº 669/2015 – Aneel, que estabelece os requisitos mínimos de manutenção e a periodicidade de manutenção para cada família de equipamentos, entende-se que os desligamentos programados para atender o Plano de Manutenção das empresas deverão ser aprovados pelas concessionárias de distribuição e pelo ONS. Caso não se obtenha êxito na aprovação dos desligamentos programados, a Empresa deverá recorrer a área de mediação da Aneel para viabilizar o planejamento previsto. Portanto, é imprescindível a gestão do Plano Anual de Manutenção – PAM, com o cumprimento das programações estabelecidas, sob pena de multas impetradas pelo órgão regulador.
3.2 Transmissão
3.2.1 Contexto do Negócio Transmissão
A evolução recente dos negócios de transmissão e a perspectiva de crescimento: Tendo como base os resultados dos últimos leilões de concessão de empreendimentos de transmissão realizados, verifica-se fuga de investidores neste segmento em função especificamente de dois fatores principais, a saber:
- Prazo para implantação previsto nos editais: Os leilões de transmissão ocorrem sem o licenciamento ambiental prévio e com prazos exíguos para a execução da obra. Em setembro de 2014, um relatório do TCU destacou que os significativos atrasos identificados para o início da operação dos empreendimentos de geração e transmissão de energia elevam o risco de déficit no SIN, reduzindo a oferta de energia e a flexibilidade do sistema do ONS, sobrecarregando os sistemas de transmissão. Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, os atrasos mais graves são os das chamadas Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada (ICG) para escoamento da energia de parques eólicos. O prazo médio para obtenção da Licença de Instalação – LI varia entre 20 e 22 meses na transmissão, prazos estes previstos para implantação dos empreendimentos nos editais da ANEEL, que não considera a complexidade específica para obtenção da LI.
- O valor da Receita Anual Permitida (RAP): A ANEEL, na busca da modicidade tarifária, vem alterando o Custo de Capital Próprio, referencial utilizado para se analisar a remuneração dos acionistas. Os custos-padrões são variáveis, tanto para cima, quanto para baixo, sendo reajustados pelo IPCA/IGPM. Dentro desse cenário, tem sido comuns leilões com projetos desertos (lotes sem lances), em que a ANEEL teve que alterar os custos de investimento e valores de RAP na tentativa de sua viabilização em certames posteriores. Uma consequência da escassez de capital pode explicar a redução do interesse de investidores privados europeus em se consorciar com empresas estatais para participar em parceria nos leilões, além da eventual falta de atratividade de alguns lotes. Verifica-se o crescente interesse de empresas chinesas nesses consórcios, devido a sua disponibilidade financeira e a busca por novos mercados para investimento. Com relação aos atrasos, uma alternativa seria a ANEEL realizar os leilões de linhas de transmissão e subestações já com as licenças socioambientais prévias.
Diferente de anos anteriores, no último leilão de transmissão, abril de 2017, foram arrematados 31 lotes dos 35 ofertados. A elevação no ano passado (2016) da taxa de retorno oferecida para os empreendimentos de transmissão melhorou o ambiente de negócios da competição. Tendo um deságio médio de 36,5 %. A melhora no ambiente de negócio da transmissão referente aos leilões poderá ainda ser observada se:
- A ANEEL continuar na busca da modicidade tarifária alterando o Custo de Capital Próprio, referencial utilizado para se analisar a remuneração dos acionistas. Os custos-padrões são variáveis, tanto para cima, quanto para baixo, sendo reajustados pelo IPCA/IGPM.
- A melhora dos prazos para implantação dos empreendimentos previstas nos editais poderá ser implementado com a ANEEL realizando os leilões de linhas de transmissão e subestações já com as licenças socioambientais prévias.
Desempenho verificado nos últimos exercícios: A expansão corporativa do Negócio de Transmissão tem sido realizada por meio de reforços autorizados pela ANEEL em instalações próprias, objeto de contrato de concessão existente, e por reforços arrematados em Leilões de Transmissão, objeto de novos contratos de concessão.
Estratégias para expansão, incluindo estudos de oportunidades: Os empreendimentos a serem listados como estratégicos para o negócio transmissão provêm dos estudos de expansão realizados pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Os citados estudos podem ter a participação dos Agentes (Geração, Transmissão, Distribuição, Consumidores Livres e outros) envolvidos no sistema de transmissão e/ou subtransmissão da região em análise.
15
Assim, a partir da emissão do Programa de Expansão da Transmissão no horizonte de 10 anos, são desenvolvidas na Empresa as estratégias para as definições de oportunidades de negócios da Transmissão. Dificuldades Técnicas e Regulatórias a serem superadas: A Eletronorte monitora as etapas de implantação dos reforços de transmissão, atuando nos pontos necessários para garantir o atendimento dos prazos e custos estabelecidos. As ações listadas a seguir foram adotadas para evitar atrasos na implantação dos empreendimentos:
Antecipação da Elaboração dos Projetos Básicos em relação às Resoluções Autorizativas da ANEEL para implantação de reforços;
Contratação da implantação dos empreendimentos na modalidade Empreitada Integral (Turn-key).
Entretanto, os fornecedores não têm atendido os prazos estabelecidos nos contratos firmados com a Eletronorte. Atualmente, o principal entrave para melhoria na rentabilidade do negócio de transmissão é o atendimento dos prazos contratuais pelos fornecedores, embora existam melhorias nos processos internos a serem efetivadas.
Expansão da Transmissão
Projetos de expansão da Transmissão do PNG 2018-2022
a) Prospectar novos projetos de expansão (Plano de participação em leilões e autorizações)
Com relação às autorizações, a Eletronorte deve avaliar o retorno de cada empreendimento, uma vez que os valores de referência da ANEEL nem sempre acompanham aqueles que são praticados pelo mercado. Neste caso, na hipótese da licitação de uma obra que foi autorizada resultar deserta, ou com proposta inferior a do edital, a Empresa não deverá executá-la com prejuízo previamente identificado. A carteira de projetos de expansão da transmissão a prospectar fica condicionada à mudança de cenário que implique em disponibilidade de recursos no “caixa líquido” adotado como premissa. A Diretoria da Eletronorte adotou a diretriz do PDNG 2018-2022 de somente planejar novos investimentos em G&T no período em que houver disponibilidade de caixa.
3.2.1.1 Projetos de expansão da Transmissão do PNG 2018-2022 contratados e a contratar
A carteira de projetos de empreendimentos de transmissão para as expansões corporativas e em parcerias a serem autorizados, que demandarão recursos de investimento, e aqueles projetos que já estão contratados, estão detalhados, inclusive com a projeção de receitas nos projetos já contratados, nos ANEXOS IV, V, VI, VII, VIII e IX.
Nota 04: Os estudos econômicos e financeiros que suportam o PNG 2018-2022 não previram recursos, para o projeto de expansão em parceria (SPE) referente a implantação da linha de transmissão de Manaus – AM até Boa Vista – RR, oriunda do leilão 004/2011 lote “A”, contrato de concessão Nº003/2012, uma vez que o projeto encontra-se em reanálise na ANEEL em virtude da desistência do parceiro da Eletronorte na SPE, manifestada junto a ANEEL pela Transnorte Energia em setembro de 2015, e uma vez que a ANEEL sinalizou a alternativa de autorizar a obra de forma corporativa para a Eletronorte, o que poderá incorrer em uma necessidade de recursos adicionais da ordem de R$ 1,1 bilhão. As Equipe regulatórias e jurídica da Empresa atuam junto a ANEEL e MME uma vez que não foi sinalizado prazo para deliberação.
3.2.2 Aquisição e Desinvestimento na Transmissão
Devem ser avaliadas a compra de ativos em operação com a finalidade de agregar receita para a Eletronorte, a aquisição das participações das SPE consideradas atrativas e a venda das demais SPE, visto que os objetos que constituem estas empresas já foram realizados, e elas já se encontram em operação comercial. Este processo poderá se dar por meio de financiamento com capital de terceiros e/ou com capital próprio. O valor planejado para recebimento de dividendos referente a todas as SPEs em 2018 foi de R$ 64 milhões, considerando as negociações com a Holding de transferências o valor planejado a receber cai para R$ 36 milhões. Porém o benefício da quitação da dívida é muito maior. Anulando assim esse impacto da diminuição dos dividendos a receber.
3.2.3 O & M da Transmissão
A Eletronorte possui 11.807 Km de linhas de transmissão, sendo 1.796 Km referentes a empreendimentos não afetados pela Lei 12.783. A seguir as linhas de transmissão existentes, a extensão e entrada em operação.
Linhas de Transmissão – empreendimentos não afetados pela Lei 12.783. De-Para Extensão (km) Tensão (kV) Entrada em Operação Fim da Concessão
Sistema Interligado
São Luiz II - São Luiz III 35,94 230 Mai/10 Mar/38
Ribeiro Gonçalves – Balsas 95,00 230 Dez/11 Jan/39
Porto Velho - Abunã - C2 188,00 230 Fev/14 Nov/39
Abunã - Rio Branco - C2 298,00 230 Jan/14 Nov/39
Lechuga/Jorge Teixeira – C1 29,54 230 Fev/14 Jul/40
16
De-Para Extensão (km) Tensão (kV) Entrada em Operação Fim da Concessão
Lechuga/Jorge Teixeira – C2 29,54 230 Fev/14 Jul/40
Lechuga/Jorge Teixeira – C3 29,54 230 Mar/15 Mai/42
Coletora Porto Velho - Porto Velho - C1 22,00 230 Ago/15 Fev/39
Coletora Porto Velho - Porto Velho – C2 22,00 230 Ago/15 Fev/39
Utingta/Miramar – C1 30,80 230 Ago/15 Fev/39
Utingta/Miramar – C2 30,80 230 Ago/15 Fev/39
Samuel - Ariquemes - C3 154,44 230 Dez/15 Nov/39
Ariquemes - Ji-Paraná - C3 165,00 230 Mar/16 Nov/39
Ji-Paraná - Pimenta Bueno - C3 119,20 230 Mai/16 Nov/39
Pimenta Bueno – Vilhena - C3 161,00 230 Dez/15 Nov/39
Samuel - Porto Velho – C3 42,40 230 Out/15 Nov/39
Jauru – Vilhena - C3 343,60 230 Nov/15 Nov/39
Sub-Total 230 kV 1.796,80
Total Sistema Interligado 1.796,80
Linhas de Transmissão – empreendimentos prorrogados nos termos da Lei 12.783. De-Para Extensão (km) Tensão (kV) Entrada em Operação Fim da Concessão
Sistema Isolado
Boa Vista- Santa Elena 190,20 230 Jun/01 Dez/42 (1)
Sub-Total 230 kV 190,20
Coaracy Nunes - Santana - C1 108,00 138 Out/75 Dez/42 (1)
Coaracy Nunes - Santana - C2 109,00 138 Fev/05 Dez/42 (1)
Santana - Portuária 4,00 138 Abr/96 Dez/42 (1)
Coaracy Nunes - Tartarugalzinho 87,00 138 Jun/00 Dez/42 (1)
Sub-Total 138 kV 308,00
Santana - Macapá II 20,00 69 Nov/96 Dez/42 (1)
Santana - Equatorial 13,00 69 Ago/00 Dez/42 (1)
Tartarugalzinho - Calçoene 130,00 69 Dez/01 Dez/42 (1)
Tartarugalzinho - Amapá 17,00 69 Fev/02 Dez/42 (1)
Santana - Santa Rita 12,60 69 Dez/07 Dez/42 (1)
Equatorial - Santa Rita 5,09 69 Set/08 Dez/42 (1)
Sub-Total 69 kV 197,69
Total Sistema Isolado 695,89
Sistema Interligado
Colinas - Miracema 173,97 500 Mar/99 Dez/42
Imperatriz - Colinas 342,60 500 Mar/99 Dez/42
Imperatriz – Marabá - C1 181,09 500 Abr/81 Dez/42
Imperatriz – Marabá - C2 181,82 500 Mar/88 Dez/42
Tucuruí – Marabá – C1 222,14 500 Out/81 Dez/42
Tucuruí – Marabá – C2 221,70 500 Fev/88 Dez/42
Tucuruí - Vila do Conde 327,10 500 Dez/81 Dez/42
Tucuruí (Usina) - Tucuruí (Se) 10,71 500 Nov/84 a Mai/05 Jul/24 (3)
Pres. Dutra - Boa Esparança 205,39 500 Jan/00 Dez/42
Imperatriz - Pres. Dutra - C1 386,60 500 Out/82 Dez/42
Imperatriz - Pres. Dutra - C2 385,30 500 Jan/00 Dez/42
Miranda II - Pres. Dutra – C1 195,50 500 Jul/84 Dez/42
São Luiz II - Miranda II – C2 106,80 500 Mar/86 Dez/42
Sub-Total 500 kV 3.243,32 500 Dez/42
Altamira – Rurópolis 0,00 230 Out/88 Dez/42
Altamira - Transamazônica – C1 184,62 230 Out/88 Dez/42
Transamazônica - Rurópolis – C1 145,40 230 Out/88 Dez/42
Guamá - Utinga - C1 19,40 230 Dez/81 Dez/42
Guamá - Utinga - C2 19,40 230 Dez/81 Dez/42
Tucuruí – Altamira 317,60 230 Jun/98 Dez/42
Utinga - Castanhal 69,27 230 Dez/94 Dez/42
Castanhal - Santa Maria 25,04 230 Dez/94 Dez/42
Vila do Conde - Guamá - C1 49,30 230 Abr/81 Dez/42
Vila do Conde - Guamá - C2 49,30 230 Dez/82 Dez/42
Marabá - Carajás 145,00 230 Out/04 Dez/42
Carajás – Integradora - C2 85,35 230 Ago/13 Dez/42
Carajás – Integradora - C3 85,35 230 Ago/13 Dez/42
Imperatriz - Porto Franco 110,10 230 Out/94 Dez/42
São Luiz II - Miranda II 105,30 230 Nov/02 Dez/42
São Luiz II - São Luiz I - C1 18,60 230 Jan/83 Dez/42
São Luiz II - São Luiz I – C2 19,00 230 Set/88 Dez/42
Miranda II - Peritoró 94,20 230 Dez/02 Dez/42
Pres. Dutra - Peritoró 115,00 230 Mar/03 Dez/42
Peritoró - Coelho Neto 223,00 230 Jul/06 Dez/42
Coelho Neto - Teresina 127,10 230 Set/06 Dez/42
São Luiz II - UTE São Luiz 0,05 230 Jan/82 Dez/42
Barra Peixe – Rondonópolis – C1 217,00 230 Out/97 Dez/42
Rondonópolis - Coxipó - C1 187,80 230 Set/88 Dez/42
Rondonópolis - Coxipó - C2 187,80 230 Jul/84 Dez/42
Coxipó - Nobres 112,41 230 Set/96 Dez/42
Nobres – Nova Mutum - C1 104,57 230 Set/96 Dez/42
Nova Mutum – Lucas do Rio Verde - C1 93,80 230 Set/96 Dez/42
Lucas do rio Verde - Sorriso C-1 52,50 230 Set/96 Dez/42
Sinop - Sorriso C-1 74,78 230 Set/96 Dez/42
17
De-Para Extensão (km) Tensão (kV) Entrada em Operação Fim da Concessão
Barra Peixe – Rondonópolis – C2 216,79 230 Mar/08 Dez/42
Rio Verde (C. Magalhães) – Rondonóp. 177,83 230 Jul/83 Dez/42
Jauru - Coxipó - C1 0,00 230 Jun/03 Dez/42
Jauru-Varzea Grande – C1 336,89 230 Jun/03 Dez/42
Coxipó-Varzea Grande – C1 28,80 230 Jun/03 Dez/42
Jauru - Coxipó - C2 0,00 230 Jun/03 Dez/42
Jauru-Varzea Grande – C2 336,89 230 Jun/03 Dez/42
Coxipó-Varzea Grande – C2 28,80 230 Jun/03 Dez/42
Abunã - Rio Branco – C1 302,00 230 Nov/02 Dez/42
Ariquemes - Jarú 83,82 230 Set/94 Dez/42
Jarú - Ji-Paraná 80,69 230 Set/94 Dez/42
Samuel - Ariquemes 151,60 230 Ago/94 Dez/42
Samuel - Porto Velho – C1 40,55 230 Jul/89 Dez/42
Samuel - Porto Velho – C2 40,55 230 Jul/89 Dez/42
Samuel (Usina) - Samuel (SE) 2,85 230 Jul/89 Set/29
Porto Velho - Abunã 188,00 230 Mai/02 Dez/42
Ji-Paraná - Pimenta Bueno 117,80 230 Jun/08 Dez/42
Pimenta Bueno – Vilhena 160,20 230 Out/08 Dez/42
Sub-Total 230 kV 5.415,11
Tucuruí-Vila - Cametá 214,21 138 Ago/98 Dez/42
Curuá-Uma - Tapajós-Celpa 68,80 138 Jan/06 Jul/28
Coxipó - São Tadeu 44,17 138 Jul/81 Dez/42
São Tadeu - Jaciara 77,92 138 Jul/81 Dez/42
Jaciara - Rondonopolis-Cemat 70,00 138 Jul/81 Dez/42
Couto Magalhães - Rondonopolis-Cemat 176,00 138 Abr/81 Dez/42
Sub-Total 138 kV 651,10
Tucuruí - Tucuruí Vila 2,30 69 Jul/97 Dez/42
Tucuruí (Usina) - Tucuruí (SE) 1,40 69 Jan/80 Dez/42
Tucuruí (Usina) - Tucuruí (SE) 1,40 69 Dez/85 Dez/42
Total Sistema Interligado 9.314,63
Total / Total Geral 10.010 / 11.807
Diagnóstico e estratégias: O Negócio de Transmissão apresenta bom desempenho operacional. O indicador da Parcela Variável – PV, referente ao ano de 2013, descolou, uma vez que o resultado desse indicador foi afetado, principalmente, pela ocorrência dos seguintes eventos:
Lei 12.783/2013 implicou na redução da RAP, os eventos excedentes dos anos anteriores foram calculados com base na RAP antiga e descontados com base na RAP nova.
Resolução Normativa ANEEL nº 512, de 30.10.2012, alterando o art. 3º da RN nº 270, de 26.06.2007, com extinção das franquias para desligamentos programados e intempestivos.
A Eletronorte vem investindo nos últimos anos em modernização de diversos sistemas associados à transmissão, sistemas de monitoramento de transformadores e reatores e substituição de equipamentos em final de vida útil.
Com a interligação do Sistema Amapá ao Sistema Interligado Nacional - SIN, a partir do dia 13.09.2015, e tendo em vista que o atendimento às cargas dos Sistemas Amapá e Roraima é de responsabilidade dos Agentes de Distribuição, houve uma alteração nos indicadores operacionais desses Sistemas.
Estratégias para melhoria do desempenho operacional: A Eletronorte aplica os conceitos da metodologia TPM para gestão do O&M, com o propósito melhorar continuamente o desempenho da Transmissão. Os trabalhos envolvem profissionais com diferentes expertises para atuação preventiva, e antecipada, visando: Mitigação de riscos de indisponibilidades de ativos;
Otimização dos recursos necessários para realização dos serviços;
Evitar perdas financeiras; e redução de custos de O&M;
Além das revitalizações, são desenvolvidas ações e investimentos em obras de reforços e ampliações, necessárias à expansão do sistema de transmissão, visando o aumento da qualidade e confiabilidade dos sistemas de transmissão. As Equipes monitoram sistematicamente os processos de O&M, identificando as lacunas e riscos de perdas nos processos e atividades, as quais podem requerer ações de melhorias específicas.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Indicadores Operacionais Transmissão
Disponibilidade de Transmissão (LT) 99,88 99,93 99,91 99,93 99,91 99,88 99,88 99,88 99,88 99,88
Índice de Perturbações *1 *1 *1 *1 *1 *1 *1 *1 *1 *1
Índice de Robustez 84,60 86,40 84,80 87,90 95,90 86,00% 86,50% 87,00% 87,00% 87,00
Parcela Variável 2,95 2,65 2,31 1,57 (*) 2,02 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00
Disponibilidade Operacional de Transformadores 99,04 98,82 98,82 98,82 98,82 98,82
Quantidade de trafos 160 164 173 182 185 193 198 201 204 207Quantidade de módulos de subestações (módulo
geral, módulos de manobra e módulos de
equipamentos) *2 1123 1205 1273 1350 1382 1433 1470 1501 1532 1562
Atraso de Projetos de Transmissão (dias) 686 236
18
Dificuldades técnicas e regulatórias a serem superadas:
- Equipamentos em fase de modernização: Os processos de modernização de sistema de potência e de proteção, controle, supervisão, encontram dificuldades nas fases de implantação dos projetos, mais especificamente nas etapas de montagem e comissionamento, decorrentes das limitações e restrições contidas nas configurações dos Sistemas Elétricos e das Subestações. O não atendimento ao critério N-1 de equipamentos, aumenta a dificuldade de liberações de funções de transmissão em determinados períodos/horários, necessárias para as melhorias.
- Solicitações de desligamentos indeferidas pelo ONS: Como a maioria das funções fazem parte da rede básica, havendo condições sistêmicas desfavoráveis, grande número de solicitações de desligamentos é indeferido pelo ONS, muitas vezes com menos de 48 horas para o início previsto da manutenção.
- Não atendimento ao critério de planejamento N-1: Os equipamentos e linhas de transmissão, não atendidos pelo critério n-1 trazem dificuldades de aprovação de desligamento pelo ONS e concessionárias locais, o que pode implicar em atrasos significativos das manutenções previstas. Implicações financeiras destes atrasos só se materializam em caso da não execução da manutenção planejada evoluir para um desligamento involuntário.
- Entrada em operação de novos acessantes: A entrada de novas instalações interligando com subestações da Eletronorte requer adequações de projeto que afetam configurações e sistemas em operação, trazendo riscos de execução e ou necessidades de desligamentos de funções de transmissão.
- Invasões em faixas, vandalismo e furtos em linhas de transmissão: Nos últimos anos, as invasões nas faixas de servidão sob as linhas de transmissão e o vandalismo, têm sido um problema recorrente, trazendo risco para o Sistema e para os invasores, demandas jurídicas e perdas financeiras de natureza indenizatórias e operacionais.
- Fim de vida útil de equipamentos de transmissão: Grande parte do sistema de transmissão da Eletronorte está em operação há 30, observam-se falhas internas em equipamentos que extrapolam o processo de manutenção.
Premissas: As principais premissas adotadas no processo de O&M da Transmissão são:
Cumprimento do Programa Anual de Manutenção - PAM;
Tratamento da árvore de perdas e custos visando aprimorar o Ciclo da Rotina;
Monitoramento de equipamentos e sistemas, visando ações preventivas e preditivas;
Benchmarking para indicadores e processos e replicação das melhores práticas nas unidades produtivas.
3.2.3.1 Atividades e Projetos de O&M de transmissão do PNG 2018-2022
A carteira de projetos de O&M da transmissão, possuem os recursos necessários trabalhados nos estudos e previsões financeiras deste PNG, e estão detalhados no ANEXO X, indicando os projetos principais que constam do PAM.
Nota 05: Os estudos econômicos e financeiros que suportam o PNG 2018-2022 não previram recursos, assim como a carteira de projetos de O&M da transmissão (ANEXO X) não apresenta os projetos indicados como necessários ao atendimento dos requisitos do SIN no Submercado Norte, suficientes para a adequação do nível de curto circuito dos equipamentos da Subestação da Usina Hidrelétrica de Tucuruí, decorrente da entrada em operação da UHE Belo Monte, não. A Empresa esta desenvolvendo estudos em parceria com o ONS, ANEEL e MME, na busca de ajustar as melhores alternativas para a Subestação da Usina e para o Sistema, uma vez que os custos estimados para a substituição dos equipamentos necessários na Subestação superam R$ 300 milhões.
Nota 06: Os estudos econômicos e financeiros que suportam o PNG 2018-2022 não previram recursos, assim como esta carteira O&M da transmissão não apresenta os projetos necessários ao atendimento dos compromissos assumidos no IPAR assim como as ampliações e reforços sinalizados no PAR conforme resumo a seguir (valores estimados em R$*milhões).
Rede Básica - Transmissão
prorrogada058/2001 100 04/12/2012 31/12/2042 - 38.474.297,27 41.619.434,27 48.733.704,57 52.738.176,24 54.457.887,47 236.023.500
LT-S/E - São Luis III - 230 KV 007/2009 100 27/02/2008 16/03/2038 - 1.538.971,89 1.664.777,37 1.949.348,18 2.109.527,05 2.178.315,50 9.440.940
SE-LT - Ribeiro Gonçalves -
Balsas001/2009 100 12/01/2009 27/01/2039 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- Miranda II 002/2009 100 12/01/2009 27/01/2039 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- Coletora de Porto Velho 010/2009 100 26/02/2009 25/02/2039 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- Coletora de Araraquara 012/2009 100 26/02/2009 25/02/2039 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- LT - Jauru - Porto Velho 021/2009 100 09/11/2009 18/11/2039 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- LT - Porto Velho - Rio
Branco022/2009 100 09/11/2009 18/11/2039 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- LT - Jorge Teixeira Lechuga 009/2010 100 23/06/2010 11/07/2040 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- Lucas do Rio Verde 004/2011 100 01/06/2011 27/06/2041 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- Miramar - SE Tucuruí 012/2011 100 30/11/2011 08/12/2041 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- Nobres 013/2011 100 30/11/2011 08/12/2041 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- LT - Lechuga - J.Teixeira 014/2012 100 05/04/2012 06/05/2042 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
SE- LT - Rio Branco - Cruzeiro
do Sul009/2014 100 24/12/2013 28/01/2044 - 1.025.981,26 1.109.851,58 1.299.565,46 1.406.351,37 1.452.210,33 6.293.960
Totais 10052.325.044,29R$ 56.602.430,61R$ 66.277.838,22R$ 71.723.919,68R$ 74.062.726,96R$
320.991.960
Empreendimento%
Particip.
Data da
Concessão
Original
Data de
Vencimento
Original
Data
Vencimento
Renovação
Data de
Assinatura
Renovação
Contrato de
Concessão
Total até
20222017 2018 2019 2020 2021 2022
Investimento em O&M R$
19
Programa 2018 2019 2020 2021 2022
PAR 257,00 284,00 222,00 142,00 150,00
IPAR 53,00 121,00 167,00 112,00 100,00
Total 310,00 405,00 389,00 254,00 250,00
Nota 07: Os estudos econômicos e financeiros que suportam o PNG 2018-2022 não previram recursos, assim como a carteira de projetos de O&M da transmissão não apresenta os projetos indicados como necessários ao atendimento dos requisitos do SIN quanto a superação da vida útil dos equipamentos das subestações e linhas de transmissão pertencentes ao Contrato de Concessão de Nº 058/2001, estimado em mais de R$ 1 bilhão.
3.3 Outros Negócios
3.3.1 Serviço de Telecomunicação
3.3.1.1 Projetos de Serviço de Telecomunicação do PNG 2018-2022
O processo de disponibilização e venda de Serviços de Telecomunicação vem sendo continuamente trabalhado na Empresa, e atualmente conta com o atendimento a cerca de 70 (setenta) contratos, que geram receita anual de aproximadamente R$ 100,00 milhões de reais. No período de 2018 até 2022, o esforço adicional será na sistematização de procedimentos adotados no processo e na padronização dos modelos de precificação dos serviços. Os projetos de prestação de serviços de telecomunicação contratados e a contratar estão detalhados nos ANEXOS XII e XIII. Embora trabalhos necessários para definição do modelo de prestação de serviços Telecomunicação otimizado tenha se iniciado em 2017, em virtude da simultaneidade de esforços de melhorias, a Empresa replanejou alocar os recursos de forma mais estruturada para a melhoria deste processo, o que também poderá ser reavaliado se surgirem outras demandas emergentes.
O processo de contratação de canais de dados habilita o uso pela Eletronorte de diversos serviços de telecomunicações necessários ao andamento das atividades empresariais no âmbito corporativo e operativo, tais como: suprir as equipes de manutenção de linhas de transmissão com um meio de comunicação que opere em regiões isoladas e sem cobertura de telefonia celular; acesso pela central telefônica da sede ao serviço telefônico fixo comutado em âmbito local, nacional e internacional; interconexão das centrais telefônicas das regionais a central telefônica da sede, eliminando os custos com chamadas DDD; acesso a Internet de toda a força de trabalho da Eletronorte; o atendimento dos cidadãos e das empresas, via serviço 0800, pela Gerência de Redes de Telecomunicações – CGRT; reduzir o risco de falhas na comunicação operacional; reduzir o risco de acidentes nas instalações. Com efeito, busca-se ferramentas para garantir o aumento da eficiência operacional.
A contratação do lançamento do cabo OPGW visa garantir proteção ao sistema elétrico com a implantação deste cabo guarda, além de possibilitar que as instalações em seu curso sejam operadas a distância, diminuindo custos de contratação de canais e de operação local por meio de turnos de operação. A melhoria no Sistema OPLAT se deve ao tempo de uso (superior a vinte anos) das bobinas de bloqueio dos sistemas de 230kV e 500kV elevando o risco de desligamentos pela não operacionalização correta do Sistema de Proteção, Controle e Supervisão – SPCS.
O processo de contratação de serviços de atualização de hardware e software se faz necessário para minimizar os riscos de queda do Centro de Gerência de Rede (CGRT), aumentando a performance e a confiabilidade da rede de comunicação de dados.
A implantação e modernização do sistema de CFTV contribuirão para aumento da eficiência operacional por meio da desassistência nas instalações, promovendo eficácia nas manobras e redução do risco de acidentes nas instalações e melhoria na segurança patrimonial. Há necessidade de substituição de sistemas que estão inoperantes e, em algumas localidades, equipamentos existentes estão em fase de obsolescência.
A contratação de empresa para alterar o protocolo dos roteadores para IP/MPLS possibilitará o aumento da oferta de capacidade de transmissão dentro do Sistema de Comunicação Multimídia - SCM, de modo a ampliar a largura de banda para permitir o alto tráfego multimídia nas interligações das redes corporativas das regionais com a sede da Empresa em Brasília. Também contribuirá para aumentar a performance e a confiabilidade dos sistemas ópticos de telecomunicações, ampliar o atendimento aos sistemas de teleproteção da Eletronorte e para a reposição do estoque de peças sobressalentes.
O sistema de telefonia da Eletronorte possui áreas sem cobertura atualmente. Ademais, faz-se necessário atender as necessidades impostas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS aos Centros de Operações Regionais - CORs da Eletronorte. Em consonância com a diretriz estratégica de redução de custos, os custos de ligações DDD da Empresa podem ser minimizados mediante as interligações das centrais telefônicas das diversas áreas da
20
Eletronorte. A modernização trará aumento da disponibilidade e confiabilidade das centrais telefônicas por meio da atualização de seus softwares de operação e tarifação, além de redução de custos de operação e manutenção dos sistemas de telefonia.
A implantação dos containers para atendimento aos clientes da rede de negócios do Serviço de Comunicação Multimídia – SCM tem como objetivo suprir a atual falta de espaço físico nas salas de telecomunicações da Eletronorte, reduzindo a necessidade de transito de pessoas não inerentes as atividades do setor elétrico, aumentando a performance e a confiabilidade na prestação do serviço de telecomunicações e evitando possíveis demandas judiciais devido a melhoria nas condições térmicas e sonoras relativas aos equipamentos dos clientes.
O Centro de Contingência da Eletronorte é uma exigência da Lei Sarbanes Oxley (SOX) a qual a Eletronorte deve seguir como exigência da New York Stock Exchange (NYSE) para listagem da Eletrobras naquela bolsa. Sua implantação visa prover redundância de locais para hospedagem dos servidores de dados corporativos, operativos e de telecomunicações.
O processo de contratação de armários externos, também visa atender a Prestação de Serviços de Comunicação Multimidia, evitando-se o acesso a esses equipamentos por empregados de outras empresas. Contribuirá para o aumento da disponibilidade e a confiabilidade dos sistemas de telecomunicações da Empresa a partir da recuperação das instalações que se encontram com pavimentação, paredes, telhados, pinturas, instalações hidráulicas, elétricas e ferragens danificadas. Permitirá a recuperação de torres de telecomunicações em processo de corrosão, a ampliação de infraestrutura para receber instalações telefônicas, elétricas e de quadros de distribuição de energia, a ampliação de interligações ópticas para permitir a instalação de novos equipamentos de telecomunicações. Com isso, aumentará a eficiência e a eficácia das manutenções preditivas e corretivas nos equipamentos de telecomunicações.
3.3.2 Serviços de O&M
O processo de disponibilização e venda de Serviços de Operação e Manutenção de instalações de geração e de transmissão vem sendo continuamente trabalhado na Empresa, e atualmente conta com o atendimento a cerca de 20 (vinte) contratos, que geram receita anual de aproximadamente R$ 55,00 milhões de reais. No período de 2018 até 2022, o esforço adicional será na sistematização de procedimentos adotados no processo e na padronização dos modelos de precificação dos serviços. Embora trabalhos necessários para definição do modelo de prestação de serviços O&M otimizado tenha se iniciado em 2017, em virtude da simultaneidade de esforços de melhorias, a Empresa replanejou alocar os recursos de forma mais estruturada para a melhoria deste processo, o que também poderá ser reavaliado se surgirem outras demandas emergentes.
3.3.3 Serviços de Engenharia do Proprietário
A carteira de atividades e projetos de prestação de Serviços de Engenharia do Proprietário a contratar é apresentada de forma detalhada nos ANEXOS XIII e XIV. Vale destacar que apenas as atividades e projetos contratados possuem os recursos necessários trabalhados nos estudos e previsões financeiras deste PNG.
3.4 Gestão
3.4.1 Contextualização
Ao longo da sua história a Eletronorte sempre buscou técnicas e metodologias para aperfeiçoar suas atividades operacionais, o que é demonstrado pelos diversos prêmios que recebeu nos últimos anos e continua recebendo, podendo ser citados como exemplo os Prêmios Nacional da Qualidade, em 2011 e 2014 e a Menção Magna Cum Laude em 2016 que reconhece as organizações que mantiveram ou elevaram o seu nível de excelência. Prêmio Ibero-americano da Qualidade; os Prêmios World Class em TPM, do Japan Institute of Plant Maintenance - JIPM; Prêmio Qualidade da Transparência Contábil, da Associação Brasileira dos Contadores do Setor de Energia Elétrica - Abraconee, dentre outras.
Também são relevantes para a melhoria constante das atividades operacionais as certificações NBR ISO 9001:2008, NBR ISO 50001:2011 e NBR ISO-14.001/2004 em diversos processos. A implantação da NBR ISO 50001 se destina à redução nas emissões de gases de efeito estufa e outros impactos ambientais relacionados à energia. Já a Norma ISO 14001 objetiva especificar requisitos para a implementação de um sistema de gestão ambiental possibilitando que todas as organizações, independentemente do seu porte, desenvolvam práticas sustentáveis em
21
seus negócios: produtos e serviços. Recertificação de diversos processos na NBR ISO 9001:2015. A Eletronorte tem procurado aperfeiçoar a gestão priorizando a redução dos custos de Pessoal, Material, Serviços e Outros - PMSO com a prática de assinatura de Pacto de Resultados, a cada ano, firmado pelos Diretores e desdobrados nas Diretorias.
Projetos de Gestão: Os projetos definidos nesta “carteira” têm como finalidade garantir que a parcela dos resultados preconizados no Plano Diretor de Negócios e Gestão – PDNG, referentes a Eletronorte, seja atingida. À luz da análise SWOT foram selecionadas, por Diretriz do PDNG, as estratégias aplicáveis à Eletronorte. Estes projetos focam na consolidação da agenda de mudanças. Para sua operacionalização, as Diretorias, por meio de suas Coordenações de Gestão, deverão desdobrar projetos, em planos de ação, com indicadores bem definidos e metas associadas que permitam o acompanhamento e aferição de resultados.
3.4.2 Projetos de Melhoria da Gestão do PNG 2018-2022
A carteira de projetos para a melhoria dos processos de gestão possui os recursos necessários a sua execução, trabalhados nos estudos e previsões financeiras deste PNG, e esta detalhada nos ANEXOS XV e XVI. A partir do ciclo de gestão 2018, as empresas do Grupo Eletrobras passam a focar de forma sistematizada principalmente 5 (cinco) Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS), os ODS: 07 – Energia Acessível e Limpa, 08 – Emprego Digno e Crescimento Econômico, 09 – Industria, Inovação e Infraestrutura, 13 – Combate a Alterações Climáticas e 16 – Paz, Justiça e Instituições Fortes, incorporados por meio da adoção de indicadores específicos nesta carteira de projetos de melhoria da gestão. De forma geral, essa “Carteira” prevê esforços da organização para contribuir com as 5 (cinco) Diretrizes Estratégicas do PDNG 2018-2022 conforme tabela a seguir:
Diretriz Estratégica Projeto
Excelência Operacional
Reestruturação organizacional.
Implantação do ProERP.
Centro de Serviço Compartilhado.
Redução de custos administrativos.
Redução de custos de P (hora extra, periculosidade, sobreaviso, assistência médica, etc.).
Estratégia Regulatória de &T – Gestão de Multas.
Automação de instalações de transmissão.
Disciplina Financeira
Orçamento base zero.
Otimização Tributária.
Venda de imóveis administrativos.
Venda de participação em SPEs.
Governança Corporativa 5 dimensões de compliance.
Eliminação das fraquezas materiais.
Valorização das Pessoas Dimensionamento qualiquantitativo de pessoal.
Atuação Sustentável Listagem em índices e selos.
Compromisso Agenda 2030 (Objetivo do Desenvolvimento Sustentável).
Indicadores e Metas dos Projetos de Melhorias da Gestão
22
*5 – indicadores novos cujas metas estão em avaliação.
3.5 Premissas para Prospecção de Cenário
3.5.1 Premissas Macroeconômicas
Os dados econômicos abaixo foram utilizados para projetar receitas, despesas e dívidas da Empresa no período. Indicadores Macroeconômicos:
2018 2019 2020 2021 2022
IPCA (%) 4,0% 4,09% 4,07% 4,04% 3,85% CÂMBIO (R$/US$) 3,34 3,57 3,63 3,68 3,69 TJLP (%) 7,0% 6,45% 6,37% 6,62% 6,53% Taxa SELIC (%) 7,25% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%
Fonte: Premissas Eletrobras
Demais Premissas: O estudo foi elaborado a partir de premissas definidas pela Eletrobras para todas as empresas do grupo e outras premissas, peculiares à Eletronorte, definidas em conjunto com o Comitê de Estratégia Empresarial (CEE) e aprovadas pela Diretoria Executiva da Eletronorte.
3.5.2 Premissas definidas pela Eletrobras
Indicadores sócio-ambientais 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Pontuação ISE Bovespa (Dimensão Geral) 68,80 72,20 75,80 79,60 82,00
ISE-Bovespa - mudanças climáticas 59 51 53 53 61,25 64,3 67,5 70,9 73,0 73,0
ISE-Bovespa - ambiental 60 64 63 63 64,80 68,6 72,0 74,0 74,0 74,0
ISE-Bovespa - social 53 65 68 65 68,72 72,2 73,0 73,0 73,0 73,0
ISE-Bovespa - econômica 60 56 59 59 63,00 66,2 69,5 73,0 73,0 73,0
Consumo administrativo de água de rede de
abastecimento2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%
Redução do consumo de combustíveis fósseis da
frota veicular terrestre2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%
Redução do consumo próprio de energia elétrica
proveniente de rede pública de distribuição2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%
Flimpa - Participação de fontes de energia limpa 94,60% 94.6% 94,60% 94,60% 94,60%EPROCEL - Energia economizada com o Procel
(Gwh/ano) 23,8 25,7 27,7 29,9 32
Intensidade de emissão GEE (GHG Intensity)/Rol
Ajustada *5
Investimento em P&D+I / ROL Ajustada *5 1% 1% 1% 1% 1%
Indicadores corporativos
Número de empregados 3.394 3.355 3.345 3.335 3.093 2.475 2.455 2.435 2.415 2.395
Administração 1.652 1.590 1.586 1.579 1.420 1.100 1.090 1.080 1.070 1.060
Geração 611 539 515 507 485 465 460 455 450 450
Ativos próprios não renovados ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND
O&M - Ativo Renovado ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND
Transmissão 1.131 1.226 1.244 1.244 1.188 910 905 900 895 890
Ativos próprios não renovados ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND
O&M - Ativo renovado ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND
Taxa de frequência de acidentes 1,68 2,7 0,51 2,06 0,95 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Taxa de gravidade de acidentes 14 68 67 33 11 30 30 30 30 30
ISC - Gestão de Pessoas 62,07 NA 63,55 NA 65 NA 65 NA 65 NA
ISC - Ambiente de Trabalho 72,07 NA 69,36 NA 70 NA 70 NA 70 NA
ISC - Filosofia de Gestão 72,17 NA 79.05 NA 72,17 NA 72,17 NA 72,17 NA
ISC - Motivação 72,82 NA 72,14 NA 72,82 NA 72,82 NA 72,82 NADVDH - Denuncias por violação de direitos humanos 100% 100% 100% 100% 100%CTINTEG - Colaboradores treinados em políticas anti-
corrupção *5 100% 100% 100% 100% 100%
DDF - Due Diligence de Fornecedor Crítico 60% 70% 80% 90% 100%MUGER -Cargos de gerência ocupados por mulheres
*5 20,3% 20,3% 20,3% 20,3% 20,3%FDIVERSIDADE - Fornecedores com práticas de
diversidade *5 40% 60% 80% 90% 100%Fornecedores críticos treinados em políticas e
procedimentos de combate a corrupção *560,00% 80,00% 80,00% 80,00% 100,00%
Parceiros Comerciais treinados em políticas e
procedimentos de combate a corrupção *5 60,00%80,00%
100,00%100,00%
100,00%
Índice de Desempenho de Projeto - IDP ProERP 1 1
Remediação das Deficiências Significativas 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%
Controle de Remediação das Deficiências 95,00% 95,00% 97,00% 97,00% 97,00%
Quantidade de Fraquezas Materiais - MW 0 0 0 0 0
Desigualdade Salarial *5
Outros
Satisfação dos Colaboradores 70,13 NA 73,9 NA 74 75 76 76 76 76
Atingir, até 2020, o valor de até 10x.
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3.5.3 Premissas definidas pela Eletronorte
Algumas das premissas citadas acima são detalhadas a seguir:
Captação de Recursos: não foi considerado captação de recursos neste cenário devido à disponibilidade financeira crescente da Empresa conforme pode ser verificado no fluxo de caixa ao longo deste relatório. Ressalta-se que com o objetivo de melhorar a performance e rentabilidade dos empreendimentos não está descartado captação de recursos nessa circunstância. Apenas não foi considerado captação sob a ótica de necessidade financeira para suportar o fluxo operacional ou de investimentos neste momento.
CENÁRIO 1 CENÁRIO 2BASE ALVO
Ferramenta
Dados Iniciais
Período
Caixa Mínimo para as empresas
Eletrobras
Receitas de G, T e D
1 - Nas condições contratadas(ACR e ACL) e preços
corrigidos conforme contratos.
2 - Para novos contratos ACR, ACL e nas liquidações
no Curto prazo (CCEE), adotar preços conforme
condições vigentes reajustadas pela inflação.
1 - Agregação de novas receitas dos
investimentos futuros
2 - Para novos contratos ACR, ACL e liquidações
no Curto prazo (CCEE), adotar preços conforme
estabelecido pelo Comitê de Comercialização
PMSOPartir do atual (base DEZ 2017) do PMSO, observando
os limites do PDG para os anos de 2017 e 2018
Considerar atingimento da meta de PMSO
regulatório, no ciclo 2018-2022, com diminuição
mínima de 20% em 2018 do que falta para
atingir o nível regulatório, baseado nas
iniciativas apontadas e novas que podem ser
sugeridas pela empresa.
Pessoal e Encargos
1 - Mesma observação geral do Item PMSO;
2 - Para reajuste de P, considerar como incremento a
Inflação(ACT) + 1%(ATS) +1%(SGD e SAN) OBS: Para
SGD & SAN o limite já é 1% da folha salarial.
1 - Considerar: A) a redução do quadro de
colaboradores com a implantação de
Programas: Desligamento Voluntário. B)
Proposta de ACT que não ultrapasse o
indexador da receita operacional (já incluso
ATS, SGD e SAN).
2 - Considerar iniciativas adicionais propostas
pela empresa, em consonância com o item
PMSO.
RBSE:
1 - recebimento do corrente de forma regular,
conforme Portaria MME nº 120/2016.
2 -Excluir do BASE a parte Controversa
RBSE:
1 - recebimento do corrente de forma regular,
conforme Portaria MME nº 120/2016.
2- Recebimento do controverso conforme
critério utilizado no PDG, isto é, em 8 anos, a
partir de julho/18,
Geração:
1 - Não considerar recebimento de indenização de
geração
Geração:
1 - Não considerar recebimento de indenização
remanescente de geração em 2018.
2 - Atuar de forma a obter junto ao órgão de
regulador para recebimento a partir de 2019,
nos mesmos moldes da RBSE.
SPE: Equivalência Patrimonial (EP) e
Receita de Dividendos
Considerar a Equivalência Patrimonial e o
recebimento de Dividendos na proporção da
participação na SPE. Somente investimentos já
contratados e empreendimentos ganhos em leilão
1 - Idem Cenário 1, com a inclusão de
investimentos para os empreendimentos de
expansão previstos
2 - Participações dos ativos componentes do
processo de dação em pagamento, transferidos
para a Holding em dez/2017
AFAC
1 - Apenas os já contratados em leilões, até a
data de 31/08/2017
2- Considerar os limites pactuados no PDG para
os Investimentos em 2018
Avaliar a realização de Investimentos em ativos
performados.
OBS: observar retorno mínimo exigido
Avaliar novos investimentos corporativos ou em
parcerias com limite de financiamento em 50%.
Ativos com concessão a vencer
Serviço da dívida
Provisões
PLR
Critério: Disponibilidade de Caixa mínima do PDNG 2017 - 2021 + Covenants/Bloqueios Judiciais na
Base de 2017
Eletronorte: R$ 387,7 Milhões
Projeções Econômico-Financeiras 2018-2022
VARIÁVEIS
MOFISEL
Balanço, DRE, FCX, Creditos Tributários e saldo de prejuízos fiscais : dezembro de 2017
2018 a 2028
Indenizações: RBSE + Geração
Elaborar plano de uso da RBSE para recuperação de receita que remunere a Companhia
Considera o ganho de capital do valor reconhecido + remuneração em relação ao valor contábil.
Considera o diferimento do pagamento do IR proporcionado pelo ganho de capital das indenizações
RBSE e de Geração no mesmo prazo de recebimento de suas respectivas indenizações.
Empréstimos
Considerar operações contratadas e em processo final de contratação com instituições financeiras
Não considerar financiamentos da Eletrobras
Financiamentos externos: CDI + 1%(taxa de administração) + Spread de risco
Prazo: 5 anos
Carência: 6 meses
Avaliar a possibilidade de securitização da RBSE ou que ela seja dada como garantia para obtenção de
novos financiamentos ligados ao plano de investimento futuro somente.
Não projetar provisões
Conforme acordado no ACT vigente
1 - Integralização da base de AFACs concedidos pela Holding até Dezembro de 2017
2-Não Considerar novos AFACs
Investimentos Corporativos e SPEs
1 - Apenas os já contratados em leilões, até a data de
31/08/2017
2- Considerar os limites pactuados no PDG para os
Investimentos em 2018
Considerar regramento atual previsto pela 12.783/13
Considerar adimplência de 100% com a Holding e terceiros.
Dividendos a Pagar
Payout de 100%, considerando as reservas estatutárias
Diferimento do pagamento de dividendos proporcionado pelo ganho de capital das indenizações de
RBSE e de Geração no mesmo prazo de recebimento de suas respectivas indenizações.
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PMSO: As projeções consideram a realização do Programa de Incentivo à Demissão com custo total de R$ 492 milhões e redução de despesas no montante de R$ 310 milhões, conforme quadros a seguir.
Programa de Incentivo à Demissão – PID - Econômico (R$/milhões)
2017 2018 2019 2020 2021
Custo 492 - - - -
Redução
77 310 - -
A premissa considerada e determinada pela Eletrobras é o reconhecimento do PID no exercício de 2017 e saída a partir de 2018, por isso será detalhado na tabela abaixo a curva de desembolso financeiro em 2018.
Programa de Incentivo à Demissão – PID - Financeiro (R$/milhões)
2018 2019 2020 2021 2022
Custo 492 - - - -
Redução 77 310 - - -
Os valores de custo e redução relacionados ao PID foram estimados com base em cálculos preliminares realizados pelas áreas de gestão de pessoas da Eletronorte e Eletrobras. A quantidade de adesão é de 30% do total de pessoal, totalizando uma quantidade de 920 funcionários, conforme determinação da Eletrobras. Além de medidas de redução relacionadas a PID, foi considerado também uma redução adicional de 5% do custo de pessoal conforme detalhado a seguir. Estas reduções estão relacionadas na carteira de projetos da Eletronorte que serão acompanhados e monitorados.
Redução adicional (R$/milhões)
2018 2019 2020 2021 2022
Redução 63 56 42 41 41
Redução Acumulada 63 119 161 203 244
Transferência de Participações Societárias: Em consonância com o estabelecido no PDNG 2017-2021, a Eletronorte aprovou a transferência de participações societárias para a Eletrobras para posterior alienação no total de R$ 1.132 bilhão, com venda das seguintes SPE:
SPE transferidas para a Eletrobras em dação em pagamentos (R$/milhões) Eletronorte – SPEs em dação de pagamento Valor
Belo Monte Transmissora de Energia – 24,50% (BMTE) 419
Manaus Transmissora de Energia – 30,00% (MTE) 202
Integração Transmissora de Energia – 37,00% (INTESA) 160
Brasnorte Transmissora de Energia – 49,71% (BRASNORTE) 129
Transmissora Matogrossense de Energia – 49,00% (TME) 106
Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia – 24,50% 34
Brasventos Eolo Geradora de Energia – 24,50% 20
Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia – 24,50% 20
Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia – 49,00% (AETE) 41
TOTAL 1.132
Apesar de a BMTE estar incluída na dação em pagamentos de dívidas para a Eletrobras, cujo valor representa R$ 419 milhões, a SPE encontra-se em etapa de construção, na eminência de liberações de créditos já contratados junto ao BNDES, bem como em fase de constituição de garantias para emissão de debêntures. Desta forma, o processo de transferência de ações para a Eletrobras neste momento pode prejudicar ou atrasar o processo de liberação de crédito e emissão de dividas, tendo a Eletronorte e Eletrobras já recebido sinalização, por meio de reuniões com os agentes financiadores, das dificuldades de substituição de garantias e possível reanálise de crédito por parte deles.
Assim, diante dos fatos mencionados acima, não foi considerado no PNG 2018/2022 a transferência da BMTE para a Eletrobras. Esta SPE consta na carteira de participações da Eletrobras, bem como a projeção de equivalência e dividendos até 2022.
A incorporação pela Eletronorte na participação da Abengoa na Norte Brasil Transmissora de Energia (NBTE) foi considerada nas projeções econômico-financeiras. A aquisição está prevista para acontecer em dezembro de 2017 no valor de R$ 300 milhões. A receita referente a essa aquisição está sendo considerada no plano a partir de 2019 no valor de R$ 344 milhões a.a e uma dívida de R$ 1,1 bilhão.
Expansão: Entre os investimentos planejados, foram considerados aqueles já contratados e os previstos no Plano de Expansão do ONS/Aneel para reforços nos ativos de transmissão da Eletronorte, além de ampliações das UHE, Curuá-Una, sistemas de telecomunicações, programas socioambientais e investimento em bens móveis e imóveis.
Além dos projetos de expansão, foi considerado a incorporação da Eletronorte na participação da Abengoa na Norte Brasil Transmissora de Energia, cujo desembolso previsto é dezembro de 2017. Esta premissa está alinhada aos limitadores definidos pela Eletrobras para o cenário Recuperação para Estabilização, anteriormente mencionado.
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Importante destacar que a manutenção da distribuição de 100% dos dividendos, em um cenário de baixa liquidez do mercado de crédito, entre outros motivos, seria um dos fatores determinantes pra expansão de novos projetos e participações em leilões. A tabela abaixo apresenta o programa de investimento utilizado nas projeções:
Programa de Investimentos (R$/milhões)
Recebimento das Indenizações: Considerou-se a premissa de recebimento da indenização do RBSE conforme definido pela Portaria MME 120/2016: Valor recebido: R$ 5,2 bilhões (valores de dez/2016), Início do pagamento: julho de 2017, Prazo de Amortização: 8 anos, Diferimento do IR/CS e dividendos ao longo do prazo de recebimento. Cabe destacar que, conforme mencionado na Portaria MME 120/2016, o saldo a indenizar passará a compor a Base de Remuneração Regulatória – BRR das concessionárias de transmissão e o custo de capital será adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas – RAP. Destaca-se que a parte controversa da remuneração do Ke (capital próprio) não homologada pela Aneel na RAP do ciclo 2017/2018, devido à ações de associações do setor, está sendo considerado o recebimento em 25 anos a partir de julho/2018.
Quanto ao desconto por indisponibilidade, considerou-se a perda de 1,5% da receita sob a forma de Parcela Variável – PV. Cabe destacar que foi considerada uma possível revisão tarifária para essa receita referente a indenização. A tabela a seguir apresenta a previsão anual de recebimento das indenizações referentes ao RBSE (sem a PV de 1,5%):
Recebimento da Indenização (R$/milhões) Recebimento COM KE 2018 2019 2020 2021 2022
Receita Financeira - controversa 37.738 75.476 75.476 75.476 75.476
Receita Financeira - incontroversa 445.958 445.958 445.958 445.958 445.958
RAP 515.196 500.250 470.357 440.465 410.572
Total 998.892 1.021.684 991.791 961.899 932.006
Receitas: Este estudo desconsidera a premissa de antecipação da renovação das concessões, ou seja, as projeções contemplam a receita das concessões até a data de vencimento. O quadro abaixo apresenta a data de vencimento de todas as concessões da Eletronorte:
Vencimento das Concessões Empreendimentos de Transmissão Concessão Final Concessão Empreendimentos de Geração Concessão Final Concessão
Contrato 058/2001 058/2001 31/12/2042 UHE Tucuruí 007/2014 30/08/2024
LT São Luis II/São Luis III 007/2008 17/03/2038 UHE Curuá-Una 007/2014 27/07/2028
Ribeiro Gonçalves/Balsas 001/2009 28/01/2039 UHE Samuel 005/2011 14/09/2029
Miranda II 002/2009 28/01/2039 UHE Coaracy Nunes 002/2012 31/12/2042
LT Lechuga - Jorge Teixeira C1 009/2010 07/05/2043
LT Lechuga - Jorge Teixeira C3 014/2012 07/05/2043
SE Nobres 013/2011 09/12/2041
SE Lucas do Rio Verde 004/2011 28/06/2041
RBTE 022/2009 19/11/2039
ETE 012/2009 25/02/2039
Linha Verde 021/2009 10/11/2039
PVTE 010/2009 26/02/2039
3.5.4 Geração (Comercialização de energia):
A projeção de receita de geração considera, além dos atuais contratos de venda de energia, a recontratação dos contratos vincendos, conforme premissas definidas pela área de comercialização de energia. Comercialização (ACR/ACL/SPOT/PLD) - As disponibilidades de energia e preços de venda são apresentadas no quadro abaixo:
Premissas de Comercialização de Energia
Importante salientar que a projeção utilizada para a tarifa SPOT está alinhada a premissa definida pela Eletrobras para todas as empresas do grupo. Cabe ressaltar que, com a adesão à Repactuação do Risco Hidrológico, sob as condições da Resolução ANEEL nº 684, de 11 de dezembro de 2015, a Eletronorte anulou a possibilidade de ocorrência de GSF em um contrato do ACR, com energia vendida de 280 MW médios e vencimento em dezembro de 2019. Desta forma, as premissas acima valem para todos os contratos realizados pela Empresa, com exceção do
INVESTIMENTOS 2018 2019 2020 2021 2022
Corporativo 498.430.505 610.680.068 196.273.022 143.442.000 120.221.000
Geração 25.480.000 54.547.238 34.226.044 12.850.000 12.600.000
Transmissão 431.601.189 521.132.830 127.046.978 95.592.000 72.621.000
Distribuição - - - - -
Luz Para Todos - - - - -
Qualidade Ambiental 23.249.316 20.000.000 20.000.000 20.000.000 20.000.000
Infraestrutura 18.100.000 15.000.000 15.000.000 15.000.000 15.000.000
SPE 293.901.713 50.000.000 - - -
Geração 243.901.713 - - - -
Transmissão 50.000.000 50.000.000 - - -
TOTAL 792.332.218 660.680.068 196.273.022 143.442.000 120.221.000
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contrato que aderiu à repactuação. A Tabela abaixo apresenta a expectativa de disponibilidade de energia para recontratação, baseado nas premissas acima e nos atuais contratos de venda, já considerado o efeito da repactuação do risco hidrológico:
Disponibilidade de Energia (MW médio)
2018 2019 2020 2021 2022
Garantia Física MW médio 4.200,280 4.200,280 4.200,280 4.200,280 4.200,280
Disponibilidade1 67,6% 82,2% 85,7% 91,7% 91,7%
Garantia Física Líquida MW médio 3.173,525 3.565,217 3.675,245 3.877,625 3.877,625
Energia Contratada MW médio 1.936,751 1.700,450 1.296,341 1.258,341 1.248,341
Perda MW médio 93,295 105,046 108,347 114,418 114,418
Sobra de Energia MW médio 343,044 703,888 908,223 1.001,946 1.005,946
Transmissão: A receita da Transmissão (Regulatória) contempla a Resoluções Homologatórias Aneel 2258/2017, que estabelece - para cada concessionária - a RAP do período entre julho do ano em que a resolução foi homologada e junho do ano seguinte. Como informado anteriormente, considerou-se, para todas as concessões de transmissão, a perda de 1,5% referente a Parcela Variável – PV. Importante informar que, em concordância com Portaria MME 120/2016, considerou-se que os recursos da indenização da RBSE serão contabilizados como receita do contrato 058/2012. Além disso, foi considerado como receita para o contrato 058/2001 o valor de R$ 382.769 mil a partir de julho/2018, cujo valor já contempla a expectativa do resultado da revisão tarifária para este contrato em audiência pública atualmente.
Outras receitas + Multimídia: Considera a receita em decorrência do contrato firmado junto a Norte Energia para prestação de serviço de O&M à UHE Belo Monte, empresas de transmissão e a receita de Telecom. O quadro a seguir apresenta as premissas adotadas para outras receitas operacionais e comunicação multimídia:
Outras Receitas Operacionais (R$/milhões)
2018 2019 2020 2021 2022
O&M - UHE Belo Monte 87 90 94 98 102
Comunicação Multimídia 83 91 99 109 119
Outras 86 26 28 29 30
Total 193 207 222 236 251
A tabela a seguir apresenta a expectativa de receita da Eletronorte, conforme as premissas citadas acima:
Receita Societária (R$/milhões) Receita Operacional Bruta 2018 2019 2020 2021 2022
Geração 4.610 5.061 4.660 5.083 4.654
Transmissão 1.642 2.482 1.913 1.835 2.675
Outras + Multimídia 193 207 222 236 251
Total 6.446 7.751 6.795 7.154 7.581
3.5.5 Despesas Operacionais:
A projeção de despesas operacionais tem como base o Plano de Dispêndios Globais (PDG 2018). Para os demais exercícios, considera-se a correção dos valores do PDG pela projeção de IPCA e a redução com o PID – A e reduções adicionais em Pessoal, conforme detalhado na premissa PMSO. Para a conta compra de Energia, este estudo considera que, apesar do atual cenário hidrológico, a possibilidade de exposição do mercado de curto prazo é baixa. Isto porque, ao longo do período, há vencimentos de contratos de venda de energia, o que atenua as consequências da redução da garantia física. Por tanto, não foram consideradas despesas com compra de energia (no mercado de curto prazo) ao longo do período de avaliação.
Por outro lado, como consequência da adesão à repactuação do risco hidrológico, espera-se a ocorrência de despesas referentes ao pagamento de prêmio até 31.12.2019, assim como os custos referentes à prorrogação da concessão da UHE Tucuruí em 50 dias.
Ademais, adotou-se a premissa de que o contrato Edelca (atual CORPOELEC), de compra de energia elétrica da Venezuela, se estenderá até dezembro de 2021. Isto porque o empreendimento para interligação do sistema Manaus/Boa Vista está com cronograma de obras atrasado.
3.6 Análise Econômico – financeira Demonstrativos Financeiros – Consolidados:
3.6.1 Balanço Patrimonial (R$/mil) Balanço Patrimonial 2018 2019 2020 2021 2022 ATIVO
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Circulante 4.900 5.776 6.478 7.803 8.966 Não Circulante 14.012 16.802 17.126 17.283 17.498
Investimentos 4.587 2.874 2.747 2.777 2.848 Imobilizado 6.269 5.933 5.576 5.199 4.834 Intangível 224 224 224 224 224
TOTAL DO ATIVO 29.991 31.609 32.150 33.285 34.370 PASSIVO
Circulante 3.558 4.301 4.488 5.132 5.567 Não Circulante 9.562 10.122 10.186 10.258 10.426 Passivo Total 13.119 14.423 14.675 15.390 15.993 Patrimônio Líquido 16.872 17.185 17.476 17.895 18.377 TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 29.991 31.609 32.150 33.285 34.370
3.6.2 Fluxo de Caixa (R$/mil)
Sinalização
A Eletronorte apresenta melhora no caixa operacional a partir de 2019. Durante todo o exercício de 2018 a Companhia apresenta um saldo de caixa superior ao caixa mínimo definido de R$ 300 milhões. No entanto, o saldo de caixa em 2018 apresenta uma piora devido ao pagamento de dividendos previstos para a Eletrobras em dezembro no montante de R$ 680 milhões e gasto para indenização com o PID no valor de R$ 492 milhões. Caso o cenário se concretize e com o objetivo de manter um saldo de caixa mínimo no montante já indicado, a Eletronorte poderá negociar com a Eletrobras um parcelamento ou postergação de parte deste compromisso. De 2019 em diante a melhoria consistente do saldo de caixa principalmente pela melhora da gerarão operacional de caixa conforme pode ser observado acima.
A distribuição dos dividendos se dará da seguinte forma:
Diferimento RBSE, conforme recebimento – R$ 2,3 bi
Resultado 2016: AFAC 350MM (dez/17) Pagamento de R$ 464 MM 2019
Dividendos correntes 25% 2018 – R$ 372 MM 75% 2019 – R$ 605 MM 100% 2020 a 2022 – R$ 4,031 bi
Segue abaixo a curva de pagamento de dividendos para o período: Fluxo Financeiro
Dividendos 2018 2019 2020 2021 2022
RBSE 311.744 306.961 297.264 287.566 277.869
Resultado 2016
464.889
Corrente 372.000 605.819 1.300.567 1.211.263 1.520.142
Total 683.744 1.377.669 1.597.831 1.498.829 1.798.011
Os principais fatos que estão possibilitando a melhora do fluxo operacional é a incorporação da receita da NBTE em torno de R$ 350 milhões e a redução de custos com pessoal em torno de R$ 400 milhões com ações de redução com PID e complementar correspondente a 5% do custo total de pessoal. Assim, diante das premissas consideradas neste plano a Empresa não apresenta problemas de liquidez. Pelo contrário, os resultados indicam que a Companhia é capaz de suportar aumento de investimentos, o que prioritariamente deverá ocorrer por meio de aquisição de ativos performados para recomposição do EBITDA e mitigação do impacto de eventual perda de receita com a venda ou renovação da UHE Tucuruí, hoje principal gerador de caixa da Empresa.
A frustração na realização de algumas premissas como os preços de PLD, a necessidade de comercialização da energia não contratada da Eletronorte aos preços planejados e a situação de inadimplência dos pagamentos efetuados pelo CCEE, pode prejudicar a situação do caixa da Eletronorte já em 2018. Outro fato considerado neste estudo e que merece atenção e acompanhamento e quanto ao recebimento da RBSE haja vista a insegurança jurídica ainda existente quanto a esta questão. Neste PNG está sendo considerado o recebimento da RBSE pela regra vigente atual (recebimento em 8 anos de 2017 a 2025) o que corresponde a um recebimento anual em torno de R$ 1,1 bilhão. No entanto, esta questão está sendo reavaliada pelo Ministério de Minas e Energia e Agência Nacional de Energia Elétrica, há um risco de alteração da regra vigente por possibilidade do recebimento em 25 anos (período remanescente da concessão do contrato 058) o que torna necessário a reavaliação deste cenário devido à materialidade desta premissa, podendo comprometer a liquidez, disponibilidade financeira e covenants contratados.
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Outra questão fundamental e que ultrapassa o período do estudo, refere-se à necessidade de se preparar para uma possível renovação ou licitação da concessão da UHE Tucuruí. Neste período, a receita proveniente da UHE Tucuruí deverá representar aproximadamente 60% da receita operacional da Eletronorte. A expectativa é de que a renovação ou licitação, caso ocorra, implique em significativa redução de receita. Neste sentido, apesar do esforço em se promover a redução de despesas por meio de redução do quadro de pessoal, por exemplo, é necessária a reavaliação dos investimentos realizados pela Empresa em parcerias e a revisão da política de distribuição de dividendos.
Análise da Evolução dos Indicadores econômico-financeiros e CMDE:
3.6.3 Indicadores econômico-financeiros e CMDE Indicadores Econômico-Financeiros e do CMDE 2018 2019 2020 2021 2022
PMSO/ROL Ajustada 35,3% 26,4% 24,8% 23,4% 23,8% PMSO Clássico 1.883 1.578 1.392 1.408 1.425 ROL Ajustada 5.340 5.967 5.609 6.026 5.979
PMSO Clássico/PMSO Regulatório 1,99 1,60 1,36 1,32 1,28 PMSO Clássico 1.883 1.578 1.392 1.408 1.425 PMSO Regulatório 945 984 1.024 1.066 1.109
Margem EBITDA 45,3% 50,9% 50,5% 55,8% 58,6% EBITDA Ajustado 2.417 3.039 2.834 3.363 3.503 ROL Ajustada 5.340 5.967 5.609 6.026 5.979
Lucro Líquido/PL 7,2% 11,1% 10,3% 12,4% 13,3% Lucro Líquido 1.219 1.916 1.797 2.227 2.451 Patrimônio Líquido 16.872 17.185 17.476 17.895 18.377
ROIC 7,3% 10,1% 9,5% 10,7% 11,1% NOPAT 1.207 1.781 1.647 1.889 1.966 Capital Investido 16.523 17.604 17.411 17.695 17.767
Dívida Líquida/EBITDA 1,49 1,24 0,92 0,25 (0,21) Dívida Líquida 3.609 3.773 2.610 850 (753) EBITDA Ajustado 2.417 3.039 2.834 3.363 3.503
EBITDA/Resultado Financeiro 6,37 14,92 20,27 21,20 63,04 EBITDA Ajustado 2.417 3.039 2.834 3.363 3.503 Resultado Financeiro (379) (204) (140) (159) (56)
ICSD 1,84 2,32 2,64 3,48 3,81 EBITDA Ajustado 2.316 2.972 2.767 3.296 3.436 IR + CSLL (288) (426) (405) (484) (518) PRINCIPAL (767) (809) (659) (620) (604) JUROS (338) (291) (235) (189) (161)
Margem PMSO: Considerando as premissas deste estudo, a margem PMSO apresenta tendência de queda. Verifica-se redução do indicador a partir de 2018 devido à implantação do Programa de Incentivo à Demissão – PID cuja saída do pessoal é até outubro/2018. Além do PID, foi considerado como medida adicional de redução de custos o percentual de 5% do custo de pessoal estimado para 2018, correspondente a R$ 65 milhões por ano de 2018 a 2022 decorrente de outras ações que a Diretoria da Companhia perseguirá para reduzir custos como exemplo, controle de horas extras, redução de gastos com periculosidade, hora in itinere, entre outros.
Destaca-se também que a Companhia utilizou como premissa a incorporação da SPE NBTE a partir de 2019 de forma a melhorar a performance do ativo e o EBITDA da empresa ao estimar a agregação de receita de cerca de R$ 343 milhões anuais a partir de 2019 e uma dívida atual de R$ 1,1 bilhão da SPE. A incorporação desta SPE, além de melhorar o EBITDA da Eletronorte, propiciará a diluição do custo fixo do negócio de transmissão.
Margem EBITDA: a margem EBITDA da Eletronorte apresenta uma tendência de melhora consistente ao longo do período do PNG. Os principais fatores destacados são tanto pela agregação de receita operacional, especialmente no negócio de transmissão quanto pela significativa redução de custo de pessoal a partir de 2018. Além disso, outras despesas da companhia tendem a reduzir como exemplo, gastos com seguros a partir de 2020 devido ao encerramento do seguro de risco hidrológico e o término do contrato de arrendamento da UTE Araguaia que representa o montante de despesa de R$ 165 milhões anuais e tem como contrapartida o recebimento deste recurso via ESS. Outra redução considerável de custo acontecerá em 2022 devido ao término do contrato de compra de energia com a Corpoeletric cujo obtivo é o suprimento à Eletrobras Distribuição Roraima. O contrato tem prazo para encerramento em 31.12.2021.
Por fim, a Companhia não apresenta um nível de EBITDA mais elevado devido à projeção de despesas com provisão superior a R$ 500 milhões para todo o período do PNG. Tal fato decorre da expectativa de provisionamento com a Taxa de Fiscalização de Recursos Hídricos do Pará em torno de R$ 40 milhões/mês. A legislação que obriga a cobrança desta taxa está em análise no Supremo Tribunal Federal por uma ação de inconstitucional pleiteada pela CNI, a qual a Eletronorte poderá reverter a provisão caso o STF declare a cobrança inconstitucional.
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PMSO/PMSO regulatório: Apesar dos esforços para redução de despesas principalmente na conta de pessoal a tendência é de a Eletronorte chegar no final do período com o resultado de 1,41 para este indicador, não atingindo a meta estabelecida pela Holding de 1,0. O maior gasto do PMSO está relacionado na conta de pessoal. Desde de 2017 a Empresa vem realizando medidas para redução de seus custos. Nesta rubrica podemos destacar o PAE realizado em 2017, PID – A estimado para 2018 e uma redução adicional de R$ 65 milhões a.a (2018/2022) com ações estratégicas de modo a reduzir o gasto com pessoal. Porém o custo existente de pessoal é muito elevado e demanda medidas externas (definição da holding) para uma maior redução e atingimento da meta.
Dívida Líquida/EBITDA: O nível de endividamento da Eletronorte apresenta uma tendência decrescente, apesar de já estar abaixo do nível máximo determinado pela Eletrobras (dívida líquida/EBITDA < 3). Os principais motivos para a redução do indicador são a melhora do fluxo de caixa operacional, tanto pela receita quanto pelas despesas conforme já explicitado acima, pelas amortizações das dívidas contratadas e não contratação de novos recursos, além. Além disso, destacamos também a transferência de participações societárias em SPEs para a Eletrobras em dezembro de 2017 e cuja contrapartida será a quitação de contratos de dívida com a Holding no total de R$ 713 milhões com reflexo já a partir de janeiro de 2018.
Por fim, destacamos que a melhora do perfil da capacidade de pagamento de dívida da Eletronorte já contempla a incorporação da dívida da NBTE, cuja previsão de incorporação é janeiro de 2019.
Como destaque positivo para a redução da dívida, considerado também a redução recente da taxa SELIC e TJLP devido às medidas fiscais e monetárias implementadas pelo Governo Federal neste ano, a qual está contemplada no cenário macroeconômico utilizado neste PNG. Caso a piora do cenário macroeconômico ocorra ao longo dos próximos anos, o perfil poderá apresentar uma piora moderada, visto que a Eletronorte acompanha o risco macroeconômico sobre os seus negócios e poderá adotar medidas preventivas para mitigar este risco. Devido a redução do programa de investimento o caixa da Empresa a partir de 2020 apresenta um saldo elevado, reduzindo o valor da dívida líquida.
Rentabilidade do Patrimônio Líquido: A rentabilidade da Companhia tem uma tendência de melhoria ao longo do tempo, com exceção do ano de 2018 onde está previsto uma queda na receita de geração e aumento de despesas no resultado financeiro decorrente de expectativa de perda com derivativo embutido. Para os demais anos a rentabilidade sobre o Patrimônio Líquido aumentará em função dos lucros crescentes.
Retorno sobre o Capital Investido: O retorno sobre o capital investido da Companhia tem uma tendência de melhoria ao longo do tempo, com exceção do ano de 2018 onde está previsto uma menor receita de geração e aumento de despesas no resultado financeiro decorrente de expectativa de perda com derivativo embutido. Para os demais anos o retorno aumentará em função dos lucros crescentes.
EBITDA sobre o resultado financeiro: este indicador avalia se a geração operacional de caixa é superior ao custo com encargo de dívida ao longo do tempo. No caso da Eletronorte tende a apresentar uma melhora tanto pela melhora do EBITDA em função dos motivos já explicitados quanto pela melhora do resultado financeiro com a redução dos encargos de dívida.
Índice de Cobertura do Serviço da Dívida: É calculado a partir da geração de caixa da atividade pelo serviço da dívida, referindo-se a um mesmo período para o numerador e denominador. A perspectiva é de crescimento ao longo do tempo em função da melhora tanto do EBITDA quanto da redução do serviço da dívida ao longo do período do PNG 2018/2022.
4 Análise de Riscos
Deve-se destacar, inicialmente, que a Eletronorte adota como diretrizes e premissas a Política de Gestão de Riscos das Empresas Eletrobras, documento que define princípios, diretrizes e responsabilidades referentes à gestão integrada de riscos nas Empresas.
A gestão integrada de riscos tem como objetivo orientar os processos de identificação, avaliação, tratamento, monitoramento e comunicação dos eventos de riscos inerentes às atividades das empresas, incorporando a visão de gestão de riscos à tomada de decisões estratégicas, em conformidade com as regulamentações aplicáveis e as melhores práticas de mercado. A Empresa monitora 48 eventos de riscos priorizados pela Alta Administração, com reportes específicos e sistemáticos. Os riscos monitorados estão definidos na Matriz de Riscos das Empresas Eletrobras.
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Fazem parte destes 48 (quarenta e oito) eventos de riscos monitorados pela Eletronorte os 11 (onze) eventos de riscos priorizados pela Eletrobras, para o monitoramento em conjunto com as demais empresas Eletrobras, que possam impactar o ambiente de negócios das empresas Eletrobras, conforme listados abaixo:
1. Evento de Risco: Fluxo de Caixa. 2. Evento de Risco: Gestão do Negócio SPEs e Consórcios. 3. Evento de Risco: Gestão de Negócios Corporativos. 4. Evento de Risco: Formação e Gestão do Contencioso. 5. Evento de Risco: Demonstrações Contábeis e Financeiras. 6. Evento de Risco: Compliance FCPA/LACBRA. 7. Evento de Risco: Fundos de Pensão. 8. Evento de Risco: Novos Negócios e Leilões. 9. Evento de Risco: Gestão Ambiental de Empreendimentos. 10. Evento de Risco: Licenciamento Ambiental. 11. Evento de Risco: Marco Regulatório.
Para os riscos priorizados foi implantada a metodologia de Gestão Integrada de Riscos - GIR com base na NBR ISO 31000 e no modelo conceitual COSO. Estes riscos permeiam aspectos estratégicos, econômicos, operacionais, ambientais, segurança, tecnológicos e de conformidade, abordando também, questões relacionadas à fraude e corrupção. Alinhado ao PDNG 2018-2022, em seu PNG a Eletronorte dará continuidade ao monitoramento dos riscos, aperfeiçoará os controles de mitigação dos riscos a cada ciclo e realizará análise de indicadores chaves de riscos – KRIs, bem como acompanhará a gestão dos planos de mitigação de riscos. A gestão e o monitoramento dos eventos de riscos na Eletronorte constituem numa ferramenta importante para subsidiar a Alta Administração com informações para a tomada de decisão.
Outros riscos não monitorados pelo processo estruturado de Gestão Integrada de Riscos. Abaixo estão relacionados os eventuais riscos não monitorados pela Gestão de Riscos que podem impactar o alcance dos objetivos e metas estabelecidos neste Plano de Negócios 2018-2022.
Risco Estratégico pela baixa previsibilidade do cenário político-econômico após 2018: O PNG 2018-2022 foi baseado em premissas estimadas que poderão ser significativamente alteradas a partir de janeiro de 2019 com a entrada de um novo governo e novas diretrizes políticas e econômicas. Estas diretrizes poderão alterar radicalmente o atual modelo do setor elétrico e orientações ou ações em curso poderão não ter continuidade. Esta situação pode ser agravada pela crescente polarização que poderá resultar em candidaturas radicalizadas com propostas que representarão os extremos do espectro político-econômico, invalidando ou convalidando a atual regulamentação. Cenários não previstos poderão ter forte influência no desempenho da Empresa e de todas as Empresas Eletrobras.
Risco dos resultados operacionais e financeiros das SPEs em que a Empresa investiu afetar adversamente seus resultados: A Eletronorte detém participações no capital de diversas Sociedades de Propósito Específico - SPEs - constituídas a partir da participação em leilões públicos relacionados a concessões nos segmentos de geração e transmissão de energia elétrica. A Empresa geralmente faz uso da estrutura de SPEs quando celebra parcerias para explorar novos projetos. Tendo em vista a redução significativa das tarifas de geração e transmissão nos últimos anos, bem como as atuais condições macroeconômicas do Brasil, os resultados operacionais e financeiros de tais SPEs e consórcios poderão ser adversamente afetados. Esses investimentos também estão sujeitos a atrasos nos licenciamentos ambientais que podem acarretar redução na rentabilidade.
Adicionalmente, a Eletronorte não controla a administração de tais SPEs e consórcios e suas práticas de gestão podem não estar alinhadas às da Empresa, o que poderia resultar em sanções ou penalidades impostas a tais entidades. Qualquer deterioração dos resultados ou da situação financeira das SPEs ou consórcios, ou quaisquer sanções ou penalidades a eles impostas podem resultar em um efeito negativo nos resultados das operações e situação financeira da Eletronorte. De forma a padronizar a gestão das SPEs nas quais a Eletrobras e suas subsidiárias detêm participação no capital, foi desenvolvido um modelo uniforme de governança corporativa que será implementado, de modo que o sigam em todos os investimentos futuros em SPEs ou consórcios.
Risco da Empresa que está sujeita a regras que limitam o endividamento para as empresas do setor público, não obter recursos suficientes para completar seu programa de investimento: A Eletronorte não pode garantir que conseguirá financiar o programa de investimentos, com base no fluxo de caixa e/ou recursos externos. Além disso, como uma empresa controlada pela Eletrobras, está sujeita a certas regras que limitam seu endividamento e
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investimentos e deve submeter sua proposta de orçamento anual, incluindo estimativas de montante e fontes de financiamento, ao Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão e ao Congresso Nacional, para aprovação. Desta forma, caso suas operações não se enquadrem nos parâmetros e condições estabelecidos por essas regras e pelo Governo Federal, a Eletronorte poderá ter dificuldade na obtenção de financiamentos. Sua capacidade de investimento em expansão e manutenção poderá ser adversamente impactada, o que poderá afetar a execução da sua estratégia de crescimento, e, particularmente, projetos de grande escala, e impactar adversamente os resultados operacionais e financeiros.
Risco dos processos judiciais e procedimentos administrativos envolvendo a Empresa que poderão afetar negativamente sua situação econômico-financeira: A Eletronorte é parte em diversas ações judiciais e processos administrativos relacionados a matérias cíveis, fiscais, trabalhistas, ambientais e regulatórias. Tais ações envolvem montantes substanciais em dinheiro e outras indenizações, e muitos desses litígios respondem individualmente por parte significativa do montante total dessas demandas. A Empresa constituiu provisões para todos os valores em disputa que representem chance de perda provável, conforme classificado por seus consultores legais, ou conforme leis, decretos administrativos, ou ainda outros decretos ou decisões que, segundo entendimento, ocasionem impacto desfavorável nas referidas demandas.
Caso haja decisão desfavorável em processo que envolva quantia relevante, e sobre a qual a Empresa não tenha constituído provisão, ou no caso de as perdas estimadas resultarem em valores significativamente superiores às provisões realizadas, o custo total das decisões desfavoráveis poderá afetar, adversa e substancialmente, as condições financeiras e o resultado operacional da Empresa. Além disso, a defesa desses processos poderá exigir o dispêndio de tempo e atenção por parte da Administração, o que poderá desviá-la do foco das atividades principais da Empresa. Dependendo do resultado, certos litígios poderão resultar em restrições operacionais e ocasionar um efeito adverso relevante em alguns dos resultados dos principais negócios.
Risco da cobertura de seguros da Empresa que pode ser insuficiente para cobrir potenciais perdas: O negócio desenvolvido pela Eletronorte está sujeito a diversos riscos incluindo acidentes industriais, disputas trabalhistas, condições geológicas inesperadas, riscos ambientais e mudanças no ambiente regulatório. Além disso, a Empresa é responsável por eventuais perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas da prestação dos serviços de geração e transmissão. Caso a Empresa optasse por cobrir todos os possíveis riscos, o prêmio seria de valor muito acima do aceitável, o que inviabilizaria a contratação do seguro. Desta forma, as coberturas contratadas cobrem somente as perdas com os riscos com maior possibilidade de ocorrência. Se houver incapacidade de renovar suas apólices de seguro ou surgirem sinistros não cobertos ou que excedam o limite de suas apólices, a empresa poderá estar sujeita a perdas inesperadas em valores substanciais.
Risco do atual regime de revisão tarifária aplicável às concessões de geração e transmissão que pode não assegurar o recebimento pela Eletronorte do valor total necessário à compensação dos custos incorridos na operação e manutenção destas concessões e as despesas relacionadas aos ativos a elas vinculados: A ANEEL determina as receitas que serão cobradas pelas concessionárias e que devem cobrir todos e quaisquer custos de capital, operação e manutenção considerados eficientes. No momento da revisão tarifária o objetivo da ANEEL é recalcular os custos para uma operação e manutenção eficientes do sistema gerenciado pelas empresas de transmissão. Caso as concessionárias apresentem custos operacionais elevados quando comparadas com outras concessionárias similares elas recebem apenas compensação parcial pelos custos.
Também cabe à ANEEL determinar as receitas que serão cobradas pelas concessionárias de geração que tenham renovado suas concessões ou que tenham vencido os leilões de novas concessões (em ambos os casos em observância à Lei n.º 12.783/2013). A Receita Anual de Geração (“RAG”) é o valor que as concessionárias de geração têm a obrigação de prestar garantia física em relação a uma usina hidrelétrica. A RAG é calculada levando em consideração os custos de operação, manutenção administração, compensação e amortização da usina hidrelétrica, podendo ser corrigido anualmente, além de ser revisado a cada 5 anos. Em conformidade com a regulação vigente, para reconhecer os investimentos necessários para manter adequadamente a prestação do serviço, a ANEEL determinou que as concessionárias de geração devem preparar e apresentar planos de investimento a cada 5 anos, que devem ser aprovados pela agência para que então os pagamentos comecem a ser realizados após o início das operações das usinas. Contudo a ANEEL está promovendo a revisão desta metodologia que consiste em estabelecer por meio da regulação o valor para cobrir os investimentos em melhorias de forma que eles sejam incluídos na receita fixa da concessão. Esta receita será então corrigida anualmente sem a necessidade de um processo de revisão tarifária.
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Se as concessões de transmissão não apresentarem resultados satisfatórios ou a ANEEL escolher manter o atual processo de revisão tarifária das concessões de transmissão, a Eletronorte estará exposta à possibilidade de não ser adequadamente compensada pelos custos e despesas com investimentos nestes ativos. Caso materializada, esta situação pode afetar adversamente os resultados operacionais e as condições financeiras. Caso a mudança no processo de revisão tarifária não venha a ocorrer, o risco de não ser adequadamente remunerada pela ANEEL continuará a existir e esta situação pode afetar adversamente os resultados operacionais e as condições financeiras.
Risco de a cada cinco anos as garantias físicas relativas às usinas hidrelétricas podem ser reavaliadas o que pode acarretar custos adicionais levando à compra de energia para cumprir os contratos existentes, o que pode reduzir as receitas: A Portaria do MME n.º 622/2016 divulgou e colocou em audiência pública o Relatório Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia e os Valores Revistos de Garantia Física de Energia das Usinas Hidrelétricas Despachadas operadas pelo SIN. Como o resultado da consulta pública ainda não foi divulgado, os impactos para o grupo Eletrobras podem causar mudanças no sistema de garantia física como um todo e continuam sob análise. Espera-se que o processo seja concluído ainda em 2017 e que a revisão passe a ser aplicada a partir de 2018. As possíveis mudanças nas garantias físicas em 2018 podem afetar as usinas reduzindo suas respectivas garantias físicas. A diminuição nas garantias físicas, pode impactar as receitas e aumentar as despesas em razão da necessidade de comprar energia para cumprir os contratos de compra e venda de energia que ainda estiverem vigentes.
Risco do Governo Federal exercer influência significativa sobre a economia brasileira. As condições econômicas e políticas brasileiras têm um impacto direto sobre os negócios, condição financeira, resultados de operações e perspectivas futuras: A economia brasileira tem sido caracterizada pela intervenção significativa do Governo, que muitas vezes altera as políticas monetária, de crédito, de câmbio e outras para influenciar a economia do Brasil. As ações do governo brasileiro para controlar a inflação e implementar outras políticas já incluíram o controle de salários e preços, desvalorização do real, controles sobre remessas de recursos ao exterior, intervenção pelo Banco Central para afetar a taxa básica de juros e outras medidas. A Eletronorte não tem nenhum controle sobre elas, e não pode prever quais medidas ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro. Os negócios, a condição financeira, os resultados de operações e perspectivas futuras podem ser adversamente afetados por mudanças nas políticas do Governo, bem como fatores gerais, incluindo, mas sem excluir outros eventuais:
crescimento econômico do Brasil;
inflação;
taxas de juros;
variações nas taxas de câmbio;
políticas de controle cambial;
liquidez do mercado de capitais e dos empréstimos;
política fiscal e alterações na legislação tributária;
alegações de corrupção contra partidos políticos, políticos eleitos e outros funcionários públicos, incluindo alegações feitas em relação à Operação Lava-Jato; e
outras políticas, diplomacia, políticas sociais e econômicas ou acontecimentos que afetem o Brasil.
Mudanças ou incertezas no domínio das políticas listadas acima quanto à implementação delas poderia contribuir para a imprevisibilidade econômica no Brasil, aumentando assim a volatilidade do mercado de valores mobiliários brasileiro e do valor dos títulos brasileiros negociados no exterior.
Risco da Prorrogação antecipada da Concessão da UHE Tucuruí: Atualmente, cerca de 94% da produção total de energia elétrica produzido pela Eletronorte é proveniente da UHE Tucuruí, cuja concessão expirará em julho de 2024. Nos termos da Lei nº 12.783/2012, a Empresa poderá optar pela prorrogação antecipada a partir do ano de 2019, em regime de cotas, ou se submeter a processo licitatório por meio de leilão ou concorrência, nos termos do art. 8º e suas revisões. Na primeira opção, desde que aceita pelo poder concedente, haverá significativa perda de receita estimada em cerca de 70% do montante atual, o que poderá inviabilizar a sustentabilidade empresarial. Estima-se que a segunda alternativa deva atrair vários interessados o que implicará em redução da possibilidade de sucesso da Empresa em se sagrar vencedora do certame. Mesmo em caso de vitória, é possível que o lance implique em redução da receita em comparação com a venda de energia que gera a receita atual.
Risco da factibilidade do alcance da meta de redução de pessoal por meio do Programa de Incentivo a Demissão – PID: Considerando que a meta de redução de despesas com pessoal, por meio da demissão de pessoas,
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anteriormente estabelecida para o Programa de Aposentadoria Extraordinária – PAE de 2017 ficou aquém do previsto e considerando que a implantação do Centro de Serviços Compartilhados – CSC capitaneada pela Holding ensejará a racionalização de diversos processos com consequente redução da necessidade de profissionais, o presente PNG prevê a realização de um novo Programa de Incentivo a Demissão – PID, obedecendo diretriz emanada pela Holding. No entanto, de forma equivalente ao PAE, a adesão ao novo programa de demissão é voluntária o que origina o risco do não alcance da meta estabelecida pela Holding (meta de redução de 30,6% do quadro de pessoal atual da Empresa em 2018). Desta forma, para que se possa chegar ao objetivo proposto, será necessária a adoção de outras medidas de incentivo que somente poderão ser levadas adiante com a promoção e concordância da Eletrobras.