plano de negÓcios ed amazonas 2014 - 2018 · fluxograma de elaboração do plano de negócios e...
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Distribuidoras
PLANO DE NEGÓCIOS – ED AMAZONAS
2014 - 2018 MEMÓRIA DE CÁLCULO
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Índice
1. Introdução ................................................................................................................................. 5
2. Resolução de Criação do Grupo de Trabalho .............................................................................. 6
3. Sumário...................................................................................................................................... 7
3.1. Diretrizes constantes do PDNG - 2014 – 2018 ......................................................................... 7
3.2. Fluxograma de Elaboração do Plano de Negócios e Gestão – 2014 a 2018 .............................. 8
3.3. Diagnóstico Resumido ............................................................................................................ 9
3.4. Estruturação do Plano ...........................................................................................................10
3.5. Resultados Projetados ...........................................................................................................11
3.5.1. Demonstativo de Resultado do Exercício ...........................................................................11
4. Plano Comercial ........................................................................................................................12
4.1. Mercado................................................................................................................................12
4.1.1. Mercado Faturado .............................................................................................................12
4.1.2. Balanço Energético ............................................................................................................13
4.2. Perdas de Energia ..................................................................................................................15
4.2.1. Metas ................................................................................................................................15
4.2.2. Plano de Ação de Combate às Perdas Não Técnicas de Energia ..........................................15
4.2.3. Projetos e Ações ................................................................................................................16
4.3. Meta de Inadimplência ..........................................................................................................24
4.3.1. Metas de Redução da Inadimplência e Melhoria da Arrecadação .......................................25
4.3.2. Plano de Ação da Gestão da Redução da Inadimplência .....................................................26
5. Plano da Expansão ....................................................................................................................29
5.1. Programa de Obras................................................................................................................30
5.2. Plano de Desembolso do Programa de Obras ........................................................................32
5.3. Mapa Eletrogeográfico das Obras de Alta Tensão ..................................................................32
6. Plano Administrativo .................................................................................................................38
6.1. Objetivo ................................................................................................................................38
6.1.1. Objetivo Geral ...................................................................................................................38
6.2. Objetivo Específico ................................................................................................................38
6.3. Premissas e Diretrizes ............................................................................................................39
6.4. Evolução do Indicador ...........................................................................................................39
3
6.5. Ações para a Melhoria do Desempenho ................................................................................43
6.6. Pessoal ..................................................................................................................................43
6.6.1. Programa de Incentivo ao Desligamento – PID ...................................................................46
6.6.2. Reduzir o número de funções gratificadas em 25% ............................................................46
6.6.3. Redução das Horas Extraordinárias e Adicional de Periculosidade......................................48
6.6.4. Atender o Ministério Público do Estado do Amazonas .......................................................50
6.6.5. Reduzir o quadro de pessoal de operadores com a aplicação dos PIEs ...............................50
6.6.6. Reduzir os cargos de assessoramento Art. 37 em 30% .......................................................53
6.6.7. Ampliar os treinamentos via EAD (LUME) ..........................................................................53
6.6.8. Desverticalização das atividades de geração e transmissão ................................................54
6.7. MATERIAL, SERVIÇOS DE TERCEIROS E OUTROS DESPESAS (MSO) ..........................................54
6.7.1. Otimização dos Custos Administrativos ..............................................................................55
6.7.2. Reduzir custos com terceirização .......................................................................................55
6.7.3. Capturar os ganhos com TI e Telecomunicações ................................................................56
6.7.4. Combater à inadimplência e perdas de energia..................................................................56
6.7.5. Otimização dos custos com O&M e qualidade dos serviços ................................................57
6.7.5.1. Implantar sistema de medição de produtividade para promover novos ganhos de
eficiência operacional .......................................................................................................................57
6.7.5.2. Reduzir custos de Contratos de O&M. (Desenvolver Custo por Atividade / Custo de Hh /
Custo por Estrutura Modular)Organizacional Diretoria de Operação .................................................57
6.7.5.3. SDM – Sistema de Despacho Móvel ...............................................................................58
6.7.5.4. COI – Centro de Operação Integrado..............................................................................59
6.7.5.5. Projeto de Automação de Redes de Distribuição ............................................................60
6.7.5.6. Projeto de Automação de Subestações ..........................................................................60
6.7.5.7. Redução de Custos Operacionais com Revisitas (DI - Deslocamentos Improcedentes) ....60
6.7.5.8. Implantação de Inovações Tecnológicas e/ou Melhores Práticas para Melhorar a
Eficiência Operacional .......................................................................................................................61
6.8. ADEQUAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS AOS RECONHECIDOS NA TARIFA .........................61
6.9. CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................................63
7. Plano da Operação e Manutenção (O & M) ...............................................................................64
7.1. Objetivo ................................................................................................................................64
7.2. Estratégia de Operação e Manutenção ..................................................................................64
7.3. Ações e Projetos ....................................................................................................................65
7.4. Definição dos Limites de DEC e FEC da ANEEL ........................................................................71
7.5. Orçamento – Diretoria de Operação ......................................................................................74
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8. Projeções Econômico Financeiras ..............................................................................................75
8.1. Receita de Fornecimento .......................................................................................................75
8.2. Outras Receitas .....................................................................................................................75
8.3. Tarifa .....................................................................................................................................77
8.4. Deduções da Receita .............................................................................................................78
8.5. Combustível/CCC/Grupos Geradores .....................................................................................79
8.6. Compra de Energia ................................................................................................................79
8.7. Balanço Energético ................................................................................................................82
8.8. Encargos de Uso ....................................................................................................................83
8.9. PMSO ....................................................................................................................................84
8.9.1. Meta de PMSO ..................................................................................................................85
8.10. Provisão.............................................................................................................................85
8.11. Plano de Obras / Investimento...........................................................................................86
9. Plano Regulatório ......................................................................................................................89
9.1. Plano de Ação........................................................................................................................90
9.1.1. Reajustes Tarifários Anuais e Revisão Tarifaria Periódica – 4ºCRTP ....................................90
10. Plano Financeiro ....................................................................................................................96
10.1. Plano de Ação para Equacionamento .................................................................................96
10.2. Renegociação da Dívida no Cenário ...................................................................................96
11. Balanço Patrimonial ............................................................................................................101
12. Fluxo de Caixa .....................................................................................................................102
13. Indicadores CMDE ...............................................................................................................104
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1. Introdução
O processo de planejamento e gestão do Sistema Eletrobras vem avançando significativamente ao
longo dos anos. Dentre as principais conquistas do período, podem ser assinalados o Plano
Estratégico 2010-2020, o Plano Diretor para os Negócios 2011-2015 e a formalização dos
Contratos de Metas e Desempenho Empresarial – CMDE.
Como desdobramento de seu Plano Estratégico 2010-2020, a Eletrobras evoluiu para o
desenvolvimento de seu Plano Diretor de Negócios 2011-2015, voltado preferencialmente para os
eixos de negócio Geração, Transmissão e Distribuição, contemplando também estudos,
diagnósticos e carteira de projetos nas áreas de Comercialização de Energia, Internacionalização e
Gestão de Programas de Governo e Fundos Setoriais.
Configurou-se deste modo um Plano Diretor para os Negócios do Sistema Eletrobras,
contemplando focos, objetivos, estratégias, projetos e iniciativas, capaz de orientar grandes
metas para Geração, Transmissão, Distribuição e Gestão Corporativa. Adicionalmente, com o
desdobramento de diretrizes econômico-financeiras endereçadas a cada empresa controlada,
foram criadas as condições para um processo que resultou na pactuação de planos de negócio
específicos, passíveis de imediata tradução em planos de ação operacionais.
Visando dar sustentação ao equilíbrio econômico e financeiro futuro das controladas e atender
aos objetivos estratégicos da Eletrobras e suas controladas de atingir os objetivos de eficiência,
expansão e rentabilidade das controladas, foram aprovadas, através da Deliberação DEL-
134/2009, de 30/10/09, as “Novas Regras de Governança Corporativa das Controladas do Sistema
Eletrobras” e dentro das Novas Regras de Governança ficou determinado a elaboração do
Contrato de Metas de Desempenho Empresarial, sendo estabelecidas as metas e os resultados a
serem alcançados para maior eficiência, robustez e rentabilidade financeira da Controlada e para
a Eletrobras e suas demais controladas, bem como as condições de acompanhamento e
monitoramento CMDE.
Este plano tem o objetivo de documentar a memória de cálculo das premissas e variáveis
utilizadas na atualização das projeções econômico financeiras da Eletrobras Amazonas Energia
mensalizadas ao longo do ano de 2014 e anualizadas até 2018, além da comparação com os
resultados pactuados no âmbito do CMDE, cujas simulações ocorreram aproximadamente em
meados de maio de 2013. Ressalta-se que as metas estão sendo revistas conforme carta de
encaminhamento à Eletrobrás e devidamente autorizado pelo Sr. Presidente.
Além das simulações dos Demonstrativos de Resultados do Exercício, são contemplados também
os Planos de Ação associados para atendimento às metas.
São apresentadas as projeções de mercado e tarifas de venda de energia, ambas com
detalhamento do perfil de consumo, reajuste tarifário, curva de perdas de energia e
detalhamento do PMSO até o último nível considerado no PDG.
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2. Resolução de Criação do Grupo de Trabalho
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3. Sumário
3.1. Diretrizes constantes do PDNG - 2014 – 2018
A exemplo do seu antecessor, o Plano Diretor de Negócios e Gestão – PDNG – 2014-2018 deriva-
se de um arcabouço de objetivos e estratégias do Plano Estratégico do Sistema Eletrobras 2010-
2020, e contém uma carteira de projetos prioritários diretamente associados a diretrizes
estratégicas, cujo desenvolvimento é imperativo, constituindo-se desta forma numa ação
articulada para reagir às ameaças do ambiente externo e fraquezas do ambiente interno.
Todos os projetos do PDNG endereçam, direta ou indiretamente, pelo menos um Objetivo
Estratégico Finalístico ou de Gestão e Competências do Plano Estratégico 2010-2020. Para
garantir essa integridade e aderência, foram estabelecidas as diretrizes estratégicas para o ciclo
do PDNG 2014-2018, que na realidade são direcionadores dos projetos. São elas: expansão
sustentável e eficiência operacional.
A expansão sustentável objetiva preservar a liderança da Eletrobras no mercado nacional,
priorizando a participação em projetos estruturantes no país, e também no exterior, estritamente
pautada por critérios de seleção de empreendimentos segundo sua viabilidade técnica e
econômico-financeira.
A eficiência operacional contempla ações de curto e médio prazo que visam a redução de custeio,
o aumento de receitas e o aprimoramento da qualidade e segurança do serviço de energia
elétrica.
As duas diretrizes serão suportadas, essencialmente, por meio de uma carteira de projetos que se
caracteriza pelo seu alto potencial de agregação de valor. Destaca-se ainda, no arcabouço
conceitual deste PDNG, a robustez da carteira de projetos ligados ao Modelo de Negócios,
Governança e Gestão. Tais projetos, muitos iniciados no PDNG 2013-2017, representam a base
técnica de suporte para que as diretrizes aqui propostas reflitam positivamente no Desempenho
Econômico-Financeiro da companhia. A figura a seguir apresenta um diagrama do arcabouço
conceitual do PDNG 2014-2018:
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3.2. Fluxograma de Elaboração do Plano de Negócios e Gestão – 2014 a 2018
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3.3. Diagnóstico Resumido
Este Plano baseia-se no equacionamento dos principais problemas enfrentados pela Amazonas
Energia.
Nº Sigla Residencial
(R$/MWh)Nº Sigla
Residencial
(R$/MWh)Nº Sigla
Residencial
(R$/MWh)
1 ELETROACRE 428,0 22 COELBA 336,3 43 ESCELSA 298,8
2 CEMIG-D 396,4 23 EEB 331,3 44 CFLO 298,7
3 CERON 393,9 24 LIGHT 328,7 45 CAIUÁ-D 296,0
4 AMPLA 389,3 25 CPFL Mococa 327,6 46 FORCEL 294,1
5 CEMAT 381,1 26 ENERSUL 326,5 47 CELG-D 293,5
6 CELTINS 378,8 27 CEPISA 325,7 48 CPFL Leste Paulista 290,4
7 CHESP 377,1 28 ELFSM 325,1 49 EBO 289,8
8 EMG 371,6 29 ENF 324,0 50 CELESC-DIS 288,7
9 COELCE 359,2 30 EFLUL 322,6 51 RGE 284,8
10 HIDROPAN 357,6 31 EFLJC 321,3 52 CNEE 282,3
11 CELPA 357,5 32 CPFL-Paulista 316,9 53 COCEL 279,0
12 SULGIPE 352,2 33 CEEE-D 312,6 54 CPFL- Piratininga 278,2
13 JARI 350,6 34 ELEKTRO 311,9 55 AmE 276,9
14 CELPE 350,6 35 MUXENERGIA 311,7 56 COPEL-DIS 263,6
15 DEMEI 350,0 36 IENERGIA 307,6 57 CEB-DIS 256,5
16 COOPERALIANÇA 348,7 37 CEAL 306,7 58 CEA 253,9
17 ELETROCAR 344,9 38 BANDEIRANTE 304,9 59 Boa Vista 247,6
18 ESE 344,8 39 EPB 304,5 60 ELETROPAULO 238,4
19 CEMAR 343,6 40 CPFL Sul Paulista 302,7 61 CPFL Jaguari 238,4
20 COSERN 342,5 41 DMED 301,7 62 CERR 228,9
21 CPFL Santa Cruz 340,1 42 EDEVP 299,1
* Tarifas com vigência válida em 30/04/2014 - Fonte: ANEEL
RECEITAS DESPESAS
i) Perdas de Energia (38,3%) acima
do Regulatório (23,51%)i) PMSO acima do Regulatório
ii) Tarifa de Energia insuficiente ii) Alto Endividamento
iii) Base de Remuneração defasada
PRINCIPAIS PROBLEMAS
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3.4. Estruturação do Plano
Estruturação do Plano
Plano de Negócios
2014 a 2018
Plano Comercial
Plano de Operação e
Manutenção
Plano Financeiro
Plano de Expansão
Plano Administrativo
Plano Regulatório
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3.5. Resultados Projetados
3.5.1. Demonstativo de Resultado do Exercício
A seguir apresentamos o Demonstrativo de Resultado do Exercício - DRE de 2012 e 2013
(realizado) e 2014 a 2018 (projeção).
R$ Mil
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Receita Fornecimento 1.981.462 1.740.756 1.787.160 2.160.414 2.568.643 2.947.191 3.509.954
Outras Receitas 16.910 30.245 31.708 33.452 35.291 37.232 39.280
CDE - Equilibrio de Redução da Tarifa - 217.267 250.339 264.108 278.634 293.959 310.127
Receita de PLD (suprimento) - 273.936 459.896 646.667 793.147 733.028 668.156
Receita de Construção 719.202 988.576 602.595 363.538 523.185 441.994 294.799
Receita Bruta 2.717.574 3.250.780 3.131.698 3.468.179 4.198.901 4.453.405 4.822.316
Receita Bruta s/ Rec Constr 1.998.372 2.262.204 2.529.103 3.104.641 3.675.716 4.011.411 4.527.517
Deduções (647.183) (539.296) (638.287) (783.922) (928.046) (1.012.779) (1.143.036)
ROL 2.070.391 2.711.484 2.493.411 2.684.257 3.270.855 3.440.626 3.679.279
ROL sem Rec. Constr. 1.351.189 1.722.908 1.890.815 2.320.720 2.747.670 2.998.632 3.384.480
Despesas Operacionais (2.387.238) (2.937.519) (2.605.001) (2.619.992) (3.236.321) (3.326.852) (3.400.121)
Compra de Energia (98.100) (406.444) (722.770) (1.502.021) (1.850.075) (2.086.068) (2.238.096)
Encargos de Uso - - (49.032) (29.983) (33.274) (36.654) (45.852)
Combustível (3.294.316) (3.751.983) (4.090.053) (2.906.055) (2.076.707) (1.957.315) (2.060.074)
CCC 3.124.593 3.611.563 4.351.073 3.063.577 1.916.782 1.778.695 1.870.777
PMSO (653.625) (692.511) (809.803) (499.553) (507.473) (458.501) (482.572)
Pessoal (327.245) (345.998) (393.739) (277.212) (265.624) (262.109) (275.870)
PID - (30.092) -
Material (46.835) (38.837) (38.900) (21.472) (15.043) (9.755) (10.267)
Serviço de Terceiros (251.664) (249.808) (268.778) (178.851) (172.409) (163.401) (171.979)
Outros (27.881) (27.776) (108.386) (22.018) (54.397) (23.237) (24.457)
Aluguel de Grupo Geradores (351.531) (405.112) (463.890) (272.818) (54.564) - -
Outros (54.652) (42.631) (14.296) (2.901) (3.061) (3.229) (3.407)
Custo de Construção (719.202) (988.576) (602.595) (363.538) (523.185) (441.994) (294.799)
Depreciação (133.551) (154.067) (164.213) (95.897) (91.922) (107.049) (128.549)
PCLD S/ Créditos Tributários Federais - - - - - - -
Provisão (206.854) (107.758) (39.422) (10.802) (12.843) (14.736) (17.550)
Resultado Operacional (316.847) (226.035) (111.591) 64.266 34.534 113.774 279.158
Lajida Ajustado 23.558 35.790 92.045 170.965 139.299 235.559 425.257
Resultado Financeiro (638.140) (768.851) (736.315) (492.731) (675.615) (826.974) (925.443)
Resultado Não Operacional (115.943) 30.873 500 2.126 2.232 2.344 2.461
Resultado Antes IR e Lei (1.070.930) (964.013) (847.406) (426.340) (638.849) (710.856) (643.824)
Ganho sobre a Lei 12.783/13 6.577 (500.198) - - - - -
IR e CS - - - - -
Lucro Líquido (1.064.353) (1.464.211) (847.406) (426.340) (638.849) (710.856) (643.824)
AmazonasREALIZADO PROJETADO
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4. Plano Comercial
4.1. Mercado
4.1.1. Mercado Faturado
A economia do Amazonas é fortemente dependente da atividade do Polo Industrial de Manaus –
PIM, cujos efeitos agem como elemento propulsor do desenvolvimento regional, e, em
consequência, gera grande dicotomia socioeconômica entre a capital e o interior do estado.
Manaus concentra 82% do Produto Interno Bruto – PIB do Amazonas (R$ 69.113 bilhões em 2012)
que responde por 1,6% do PIB nacional, com quase a totalidade da produção fabril direcionada ao
mercado nacional - 90% país, 3% local e 7% exterior -, cuja demanda local depende do mercado
de trabalho e renda, política de crédito e das transferências financeiras institucionais, onde as
oscilações nas transações comerciais repercutem no ritmo da economia regional. A condução da
política econômica do Governo tem sido de estímulo ao consumo, através de desoneração fiscal e
tarifária, e expansão do crédito.
O mercado de energia elétrica no Amazonas nos últimos anos tem mostrado comportamento
peculiar na Classe Industrial, que apresentava 35% de participação relativa no mercado e um
crescimento da ordem de 6%, retraiu-se para uma participação relativa de 30% e variação
negativa de 1,8% em 2013 em relação a 2012. Já a Classe Residencial, atualmente com 702.376
consumidores e consumo médio de 212 kWh/mês, com um crescimento em anos recentes ao
redor de 7%, expandiu sua participação relativa no mercado, igualando-se ao consumo industrial
com 30%, devido ao crescimento de 14,7% em 2013. O mercado elétrico global no Amazonas
cresceu 6,7% em 2013, com média de 8,2% nos últimos quatro anos. Vale ressaltar que apesar da
economia brasileira em cinco anos ter crescido 2,7% na média, o desempenho favorável do
mercado energético regional tem sido beneficiado pela manutenção do emprego e renda e pelos
programas governamentais de inclusão social de distribuição de renda, que juntos têm
dinamizado o consumo de bens e serviços.
Apesar do regular crescimento da economia brasileira de 2,3% em 2013, há confiança nas
perspectivas a partir de 2014, como resultado da política do governo federal para o crescimento
econômico, tanto do PIB quanto da atividade industrial. Com isso, há expectativas positivas sobre
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o que poderá ocorrer nas atividades socioeconômicas do Estado do Amazonas nos próximos anos,
devido a:
a) A operação da ponte Rio Negro tem facilitado o desenvolvimento dos municípios de Iranduba,
Manacapuru e Novo Ayrão, e demais regiões do rio Solimões, seja no intercâmbio comercial, na
logística de carga e produtos nativos, no turismo doméstico e ecológico, na ocupação imobiliária,
na criação de assentamentos produtivos com escoamento eficiente, e na descoberta de novas
demandas de serviços e oportunidades;
b) O Polo Industrial Naval de Manaus em toda a cadeia produtiva estima gerar 20 mil empregos,
gozará dos benefícios da Zona Franca de Manaus – ZFM e créditos do Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, tornando-se a nova matriz econômica da região,
com implantação prevista para 2015;
c) A retomada da construção da BR-319 (Manaus-Porto Velho), cujo funcionamento minimizará os
custos no fluxo de mercadorias para o resto do país, especialmente para o escoamento da
manufatura do PIM;
d) A interligação ao SIN através da linha de transmissão de 500 kV Tucuruí-Manaus ocorrida em
julho de 2013, com constante ampliação da carga solucionando a oferta de energia permanente
na capital e nos municípios ligados à rede elétrica;
e) A consolidação da matriz energética do gás natural nas termelétricas da região e nas linhas de
produção das indústrias do PIM, com os ganhos de produtividade absorvendo os custos tarifários
e de adequação dos equipamentos;
f) Os investimentos estaduais nos sete municípios da Região Metropolitana de Manaus (RMM), em
infraestrutura necessária ao desenvolvimento e incentivo na produção regional.
A projeção dos requisitos de energia para o período de 2014 a 2018, se baseou nas perspectivas
de expansão moderada da economia amazonense descritas abaixo. Já o Mercado Cativo de
Energia projeta um crescimento médio anual da ordem de 10%, fruto das ações de combate as
perdas e aos Programas habitacionais de Governo.
Desde o mês de julho de 2013, o Sistema Eletrico de Manaus está recebendo energia elétrica do
Sistema Integrado Nacional – SIN, através da linha de transmissão Tucuruí-Manaus, com previsão
da interligação definitiva para o segundo semestre de 2014. Neste sentido, o Polo Industrial de
Manaus, que conta com cerca de 500 indústrias, sendo que metade delas com potencial para
adquirir energia do Mercado Livre, poderá, em função de diversas circunstancias, promover uma
significativa redução do Mercado Cativo da empresa, porem com reflexo na desoneração da
energia comprada. Ainda não há estimativas dessa eventual migraçao, em função de que as
empresas não se dispõem a revelar suas estratrategias empresariais, assim como para uma
eventual migração do uso da energia elétrica para o gás natural.
4.1.2. Balanço Energético
A seguir as demonstrações da evolução do Mercado, da Carga e das Perdas de 2010 a 2013.
14
Nas tabelas a seguir apresentam-se o balanço energético mensal para 2014 e o anual de 2014 a
2018.
Projeção Balanço Energético Mensal 2014
Projeção Balanço Energético Anual - 2014-2018
Evolução do Mercado por Classe - Mensal 2014.
Evolução do Mercado por Classe - 2014-2018
15
4.2. Perdas de Energia
4.2.1. Metas
O gráfico a seguir apresenta a evolução do índice de Perda Total de 2011 a 2018, com o realizado,
o projetado, a nova meta CMDE e o Nível Regulatório de Perda em relação a Energia Injetada:
4.2.2. Plano de Ação de Combate às Perdas Não Técnicas de Energia
No período de 2014 a 2018 a empresa dará continuidade as ações de fiscalização e de
regularização de Unidades Consumidoras, bem como implemetará ações estruturantes
objetivando a redução e a consolidação do processo de controle das perdas de energia, baseado
nas seguintes diretrizes:
Atualização cadastral da iluminação pública, das unidades consumidoras e dos
consumidores;
Localização das perdas, com medição em todos os alimentadores de média tensão e de
transformadores de MT/BT em áreas críticas e sob controle de intervençoes.
Aplicação de modernas tecnologias de medição, de sua blindagem e de sistemas de
informação para o gerenciamento das ações de combate às Perdas Não Técnicas, tendo
por base a melhoria das informações propiciadas pelas medidas acima identificadas;
Priorização dos investimentos e das ações de regularização e blindagem para as unidades
consumidoras eletrointensivas de grande porte e com histórico de fraude;
Investimento intensivo na blindagem das redes em via pública, dos ramais de serviço e
dos padrões de entrada de energia nos imóveis e dos equipamentos de medição;
Melhoria dos procedimentos operacionais associados ao faturamento;
Ampliação e adequação do Sistema Elétrico em Alta e Média Tensão,
35,00
30,00
25,0023,50
22,00
41,80
39,06 38,33
23,51 23,51 23,51 23,51
35,00
30,00
25,0023,50
22,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Evolução do Índice de Perdas (%)
Projeção Realizado Regulatório CMDE
16
Para 2014 esta projetado que as perdas absolutas de 3.666.741 MWh ocorridas em 2013 recuem
para 3.461.696 MWh (- 205.045 MWh) e que as perdas percentuais em relação a Energia Injetada
sejam reduzida em 3,33p.p, saindo de 38,33% para 35,00%, fruto de ações de combate às Perdas
Não Técnicas e da redução das Perdas Técnicas em função do Plano de Obras, com a redução do
carregamento das redes hoje existentes e de um fluxo otimizado da energia na cidade de Manaus.
Considerando a Energia Injetada prevista para 2014 de 9.890.560 MWh, a redução de 3,33 pontos
percentuais equivale a cerca de 330 GWh, o que valorado pela tarifa média de compra ( R$
165,64) perfaz o total de R$ 54,5 milhões no ano, beneficio este muito superior em valor de custo,
tendo em vista que a energia gerada no Amazonas e fortemente subsidiada pela CCC.
Para este período estão previstos investimentos no combate as Perdas Não Tecncias de R$ 576,9
milhões, sendo que R$ 212 milhões oriundos de financiamento obtido junto ao Banco Mundial –
Projeto Energia + , bem como uma despesa de R$ 83,3 milhões, conforme tabela seguir.
4.2.3. Projetos e Ações
Ações de Fiscalização e de Regularização
Está prevista a continuidade do esforço de fiscalização e de regularização de unidades
consumidoras da média e da baixa tensão, num volume suficiente para o alcance das metas de
perdas, com foco nos imóveis residenciais de médio e grande porte e nas atividades produtivas.
Tabela – Medidas de Inspeção e Regularização.
Ações Operacionais
Descrição da ação 2014 2015 2016 2017 2018 Total
Medidas de Inspeção
Número de operações 162.033 127.600 114.840 103.356 93.020 600.849
Energia Recuperada (MWh) 150.878 147.460 126.690 110.582 97.568 633.178
Medidas de Regularização
Número de Unidades Consumidoras
137.480 103.005 47.288 41.275 36.418 365.466
Energia Agregada no Ano (MWh)
564.957 462.918 129.141 112.686 99.424 1.369.126
Em 2014 estima-se fiscalizar cerca de 20% do total de Unidades Consumidoras da área de
concessão.
2014 2015 2016 2017 2018 Total
Despesa (R$xMil) 18.783 18.783 16.904 15.214 13.692 83.376
Investimento (R$xmil) 150.000 119.140 126.285 86.454 95.099 576.978
17
Atualização Cadastral de Iluminação Pública, Consumidores e Unidades Consumidoras
O recadastramento da carga de iluminação pública já foi realizado na capital com o aumento de
26% da energia faturada. O recadastramento das principais cidades do interior tem previsão de
conclusão para 2014.
Visando melhorar a qualidade do seu cadastro para as ações de combate às perdas e à
inadimplência, assim como para propiciar um melhor atendimento aos seus clientes será
realizado em 2014 e 2015, com recursos do Projeto Energia +, o recadastramento de todas as
unidades consumidoras e consumidores da empresa, com orçamento de cerca de R$ 8,0 milhões
e ganhos de receita estimada de R$ 20,6 milhões.
Quanto a atualização cadastral da rede elétrica de média e baixa tensão está prevista para
conclusão em 2014.
No quadro a seguir estão os percentuais de evolução desta atualização cadastral.
Telemedição do Grupo A4
Este projeto, inciado em 2013, contemplou a aquisição de 985 conjuntos externos encapsulados
de medição, os quais encontram-se em fase de instalação com previsão de conclusão para
setembro de 2014. Neste projeto estão sendo investidos R$ 11,2 milhões.
CRONOGRAMA DE INSTALAÇÃO
Qtde 2013 2014
OUT NOV DEZ JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT
985 29 45 21 39 37 20 40 66 40 198 198 198 54
Consumo por CLASSSE - GRUPO A4
Classe de Consumo Qtde de UCs Consumo Mensal
(kWh)
RESIDENCIAL 40 629.744
INDUSTRIAL 384 64.056.531
COMERCIAL 814 45.283.191
PODER PÚBLICO 578 22.453.785
SERVIÇO PÚBLICO 154 4.762.853
CONSUMO PRÓPRIO 15 434.167
TOTAL 1.985 137.620.271 *
* Representa 96 % do consumo faturado do grupo A4 da capital
Atualização do Cadastro (%)
2013 2014 2015
Rede Elétrica 90 100 100
Consumidores 20 70 100
Iluminação Pública 90 100 100
18
Telemedição na MT e de Grandes Clientes de BT
Este projeto abrange os subprojetos 1 e 2 do Projeto Energia + e prevê a implantação de 35.117
pontos de telemedição e supervisão em unidades consumidoras de BT, bem como a incorporação
dos 2.929 pontos já telemedidos na MT e das unidades consumidoras que fazem parte do Projeto
Parintins.
Está projetada a implantação de um Centro de Medição em Brasília, com o objetivo de
supervisionar todas as unidades consumidoras atendidas em MT, além das unidades de BT com
consumo médio acima de 600 kWh/mês.
Destaca-se que das 2.929 instalações já supervisionadas, 845 possuem conjuntos de medição
externos encapsulados e mais 800 novos conjuntos em fase de instalação com recursos próprios.
Este projeto, com previsão de início para dezembro de 2014, e 20 meses de implantação,
apresentará resultados a partir de 2015.
Substituição de Medidores Obsoletos
Este projeto denominado subprojeto 3 do Projeto Energia +, prevê a substituição de 40.369
medidores eletromecânicos com mais de 15 anos de uso e de medidores danificados por
medidores eletrônicos, bem como a instalação de ramais de ligação com cabo concêntrico para as
unidades consumidoras monofásicas e ramais multiplexados para as polifásicas.
O projeto, com valor estimado na ordem de R$ 8,6 milhões, foi iniciado em maio de 2013 e tem
previsão de conclusão para outubro de 2014, cujo a meta para este ano é:
AÇÃO META 2014
Medidores 37.757
Energia Agregada no Ano (MWh) 35.538
Energia Recuperada no Ano (MWh) 10.054
Telemedição dos Alimentadores
Este projeto denominado subprojeto 4 do Projeto Energia + prevê a instalação de 76 novos
pontos de telemedição nos alimentadores de 13,8 kV da Empresa, que se somarão a outros 153
alimentadores já dotados de telemedição. Os dados da medição destes alimentadores, obtidos
de forma remota, serão coletados e tratados no Centro de Medição de Brasília. Com este projeto
todos os alimentadores de Manaus passarão a ser telemedidos.
Espera-se, com esta ação, uma melhoria das informações contidas no Balanço Energético,
contribuindo para a maior precisão na localização das perdas de energia.
19
Os equipamentos já forma adquiridos e o projeto tem previsão de conclusão para novembro de
2014.
Regularização de Unidades Consumidoras em Áreas de Alta Complexidade Social
Este projeto denominado subprojeto 5 do Projeto Energia +, considerado fundamental no
combate às perdas em Manaus, contempla a regularização de cerca de 41 mil unidades
consumidoras utilizando as tecnologias de cabos cobertos ou protegidos na rede de MT, isolados
na BT e ramais de serviço blindados com caixas de medição adequadas, num investimento de
cerca de R$ 82 milhões.
Os benefícios esperados são:
Dificultar as derivações para desvio de energia a partir de rede em via pública e nos
ramais de serviço;
Adequar as redes em avenidas e ruas de Manaus, melhorando a imagem da cidade;
Reduzir os índices de duração e frequência dos desligamentos, assim como o de queima
de transformadores;
Aumento da segurança para os eletricistas e público em geral;
Melhoria da imagem da empresa
O início das obras de construção e/ou reforma, está previsto para outubro de 2014 e terá 12
meses para a implantação.
Telemedição em Condomínios Horizontais e Verticais
Esse projeto atenderá cerca de 15.000 unidades consumidoras em condomínios horizontais e
verticais por meio de uma infraestrutura de medição avançada, empregando equipamentos de
telemedição e monitoramento.
Este projeto está previsto para início no terceiro trimestre de 2014 e 12 meses de implantação,
com resultados configurados a partir de 2015. Conforme entendimentos do agente financiador –
Banco Mundial, a implantação deste projeto deve ser dar através de aditivos aos contratos
firmados para execução dos subprojetos 1 e 2.
Adequação das Medições das Unidades Consumidoras do Grupo A3
Este projeto contempla a reforma e adequação aos padrões do PRODIST-CCEE para consumidores
potencialmente livres do sistema de medição de 31 unidades consumidoras do Grupo A3 que hoje
representa cerca 18% do consumo da empresa.
Este projeto foi concluído em março de 2014, num investimento de R$ 1,92 milhão, com prazo de
retorno do valor investido de 10 meses.
20
Recuperação e Adequação das CP-Rede
Em 2002 foram instalados equipamentos do tipo CP-Rede numa área da cidade de Manaus
atendida pela SE Cachoeirinha. Essas instalações, em sua maioria, se encontram em mau estado
de conservação e/ou depredadas, provocando perdas expressivas. As perdas estimadas para a
área atendida pela SE é de 53%, com base nos dados realizados de 2012.
Este Projeto visa retornar com a medição ao padrão convencional onde for possível, para 8.000
unodades consumidoras.
Iniciado em 2013, este projeto se estenderá ao longo de 2014, com investimento inicial de R$ 3,4
milhões, com ampliação já prevista de mais R$ 850 mil reais tendo em vista o excelente resultado
obtido, o que possibilitra alcançar cerca de 13.000 instalaçoes.
Regularização de Unidades Consumidoras Clandestinas, Faturadas pelo Mínimo e
Autorreligados
Está prevista para o segundo semestre de 2014, com execução estimada de 12 meses, a
contratação de serviços para instalação de padrões de entrada de energia, visando à regularização
de consumidores clandestinos (aqueles que ainda não têm relação comercial com a empresa), a
adequação dos padrões que não oferecem condições técnicas para serem atendidos pela
Eletrobras Amazonas Energia e que encontram-se sem medição e de unidades consumidoras
autorreligadas em função do corte por falta de condições tecncias do padrão de entrada de
energia.
Esta previsto um investimento de R$ 8,8 milhões, com atuação em cerca de 32.000 unidades
consumidoras.
Sala de Comando
Foi instituída a Sala de Comando, processo de gestão que tem por objetivo principal propor
diretrizes e facilitar as ações de combate sistemático às Perdas na cidade de Manaus, buscando a
ação coordenada de todas as áreas que direta ou indiretamente possam contribuir para aumentar
a efetividade, a produtividade e a perenidade das ações, na busca da indispensável sinergia entre
todos os setores da Empresa.
Sua missão e a recuperação da autoridade da empresa sobre seus ativos da rede de MT e BT,
contribuindo para a redução da demanda por energia e por uma curva de investimentos mais
adequada, que reflete na modicidade tarifária. Outro benefício direto é a melhoria da qualidade
do produto e redução das interrupções, melhorando os indicadores e reduzindo de forma
substancial as penalidades e outras obrigações.
Ações em andamento:
a) Mapeamento das perdas com recursos de medição e informática, quer em nível de
alimentadores como de transformadores de MT/BT;
21
Para o controle das perdas sobre os transformadores de MT/BT, a solução e o sistema SGRede já
em operaçao em cerca de 1.600 transformadores, com previsão de alcançarmos 3.000 em 2014,
num investimento da ordem de R$ 7,0 milhões e numa evolução ao longo do período, conforme
tabela a seguir.
Com apoio de recursos de informática e de medição esta sendo desenvolvida rotina automatizada
para o acompanhamento das ações num ambiente geo referenciado, por alimentador, com o
apoio de medições, do SGD e do Ajuri, conforme tela abaixo.
Melhoria das Medições em Subestações e Medição em Transformadores de Distribuição
(valores acumulados)
2013 2014 2015 2016 2017 2018
Alimentadores * 203 279 - - - -
Transformadores** 1.000 3.000 4.500 6.000 7.500 9.000
* Todos os novos alimentadores já estão sendo implantados atendendo às
exigências do PRODIST com relação às medições de energia passante;
• ** Até 2018 está planejado controlar por medição on line, 50% do parque
de transformadores de distribuição instalados, propiciando o balanço energético por circuito de baixa tensão.
22
b) Projeto Terra Nova
O objetivo deste Projeto é aproximar a Empresa dos moradores do Bairro Terra Nova,
apresentando a importância do assunto “Perdas de Energia” e seus impactos sob os mais diversos
aspectos. Além da apresentação das ações em andamento para combater as perdas, devem ser
exploradas as oportunidades que estas ações apresentam, tais como:
Tarifa Social;
palestras e filmes ilustrativos sobre dicas de economia de energia;
demonstrativo do simulador do consumo de energia;
distribuição de folders sobre segurança na rede elétrica e eficiência energética;
cadastramento das unidades consumidoras a serem contempladas no projeto de
eficiência energética como substituição de geladeiras e lâmpadas eficientes;
realizar projeto de eficiência energética em 2014 para benefício coletivo, com
recursos regulatórios e o Projeto de Troca de Geladeiras e Lâmpadas.
Levantamento em campo para a identificação de transformadores clandestinos
ID 1746 QT. PART.
CLIENTE 57 73%
CLANDESTINO 21 27%
TOTAL 78 100%
23
Essa ação devera ser ampliada com o completo recadastramento da rede em Manaus, conforme
projeto levado a efeito pela Diretoria de Operaçoes.
Consolidando todas as ações elencadas pelo Plano, ilustramos a seguir os ganhos associados para
cada iniciativa, seguido de tabelas resumidas do Balanço Energético de 2014 e da trajetória
projetada:
Ganhos Associados às Iniciativas
Com relação ao Balanço Energetico, tenho em vista a dificuldade na mensuração da evolução das
Perdas Tecnicas, estamos considerando, de forma conservadora, que o aumento das perdas em
virtude do crescimento da carga, sera integralmente compensado com a redução atribuída as
ampliações e adequações do sistema elétrico e de sua nova conspecção operativa.
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezGanho
(%)
Ações de Fiscalização e de Regularização - 1.660 4.813 9.162 14.347 20.369 27.227 34.921 43.453 52.820 63.025 74.065 23,4%
Atualização Cadastral de Iluminação
Pública, Consumidores e Unidades
Consumidoras
- - - - - - - 2.331 2.462 2.518 2.588 2.662 0,8%
Telemedição do Grupo A 0 481 1.418 2.601 4.278 6.768 9.751 15.175 23.041 33.347 44.318 55.290 17,5%
Telemedição na MT e de Grandes
Clientes de BT*- - - - - - - - - - - - -
Substituição de Medidores Obsoletos - 1.018 2.954 5.622 8.804 12.499 16.707 21.429 26.664 32.413 38.674 45.449 14,4%
Telemedição dos Alimentadores* - - - - - - - - - - - - -
Regularização de Unidades Consumidoras
em Áreas de Alta Complexidade Social- - - - - - - - - - - 755 0,2%
Telemedição em Condomínios
Horizontais e Verticais*- - - - - - - - - - - - -
Adequação das Medições das Unidades
Consumidoras do Grupo A3*- 1.652 1.652 1.652 1.652 1.652 1.652 1.652 1.652 1.652 1.652 1.652 0,5%
Recuperação e Adequação das CP-Rede - 778 1.556 2.334 3.112 3.890 4.668 5.446 6.224 7.002 7.780 8.558 2,7%
Regularização de Clandestinos 0 276 801 1.524 2.387 3.389 4.530 5.811 7.230 8.789 10.487 12.324 3,9%
Regularização de UC sem
Medição/Autorreligados0 215 623 1.185 1.856 2.635 3.522 4.518 5.621 6.833 8.153 9.582 3,0%
SUBTOTAL 1 0 6.080 13.816 24.081 36.436 51.202 68.058 91.283 116.347 145.373 176.677 210.337 66,6%
Ações de Fiscalização e de Regularização 5.777 11.553 17.330 23.106 28.883 34.659 40.436 46.213 51.989 57.766 63.542 69.319 21,9%
Atualização Cadastral de Iluminação
Pública, Consumidores e Unidades
Consumidoras
- - - - - - - 614 176 333 419 443 0,1%
Telemedição do Grupo A 83 384 1.058 1.884 3.248 4.075 8.167 12.259 16.351 17.467 17.467 17.467 5,5%
Telemedição na MT e de Grandes
Clientes de BT*- - - - - - - - - - - - -
Substituição de Medidores Obsoletos 1.038 2.076 3.114 4.152 5.191 6.229 7.267 8.305 9.343 10.381 11.419 12.457 3,9%
Telemedição dos Alimentadores* - - - - - - - - - - - - -
Regularização de Unidades Consumidoras
em Áreas de Alta Complexidade Social- - - - - - - - - - - 534 0,2%
Telemedição em Condomínios
Horizontais e Verticais*- - - - - - - - - - - - -
Adequação das Medições das Unidades
Consumidoras do Grupo A3*- - - - - - - - - - - - -
Recuperação e Adequação das CP-Rede 195 389 584 778 973 1.167 1.362 1.556 1.751 1.945 2.140 2.334 0,7%
Regularização de Clandestinos - - - - - - - - - - - - -
Regularização de UC sem
Medição/Autorreligados- - - - - - - - - 1.008 2.016 3.024 1,0%
SUBTOTAL 2 7.092 14.403 22.085 29.921 38.295 46.130 57.232 68.947 79.610 88.900 97.004 105.579 33,4%
7.092 20.483 35.902 54.002 74.730 97.332 125.289 160.230 195.957 234.274 273.681 315.916 100,0%
MWh
2014
ENER
GIA
AG
REG
AD
AEN
ERG
IA R
ECU
PER
AD
A
TOTAL
24
Dessa forma, abaixo a evolução do Balanço Energetico em 2014.
Balanço Energético Resumido
4.3. Meta de Inadimplência
O principal indicador, objeto da meta empresarial do CMDE, é o INAD, que mede a relação entre a
Inadimplência Ativa no mês apurado e o somatório do Faturamento dos últimos 12 meses. Esse
indicador teve uma meta no ano de 2013 definida em 10,3%, tendo sido atingido o valor de
10,0%.
Fruto de ações implementadas ao longo do ano de 2013, em especial as cobranças judiciais e
administrativas e ajustes contábeis, a empresa apresentou uma regressão na inadimplência ativa
de R$ 253,2 milhões em 2012 para R$ 185,8 milhões.
Adicionalmente, é adotado o indicador TAF - Taxa de Arrecadação Financeira que é a relação
entre o Faturamento e a Arrecadação, apurados nos últimos 12 (doze) meses, exclusive receita de
MWh 2014
Energia Injetada 9.890.560
Energia Faturada Total 6.428.864
Mercado 6.112.948
Energia Agregada com Plano 210.337
Energia Recuperada com Plano 105.579
Perdas Globais 3.461.696
Perdas Técnicas 2014 1.008.243
Aumento Perdas Técnicas
Redução Perdas Técnicas com Plano
Perdas Não Técnicas 2.453.453
Perdas % 35,00%
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
META (%) 38,45 38,31 38,07 37,87 37,67 37,27 37,32 36,83 36,40 35,84 35,72 35,00
33,00
34,00
35,00
36,00
37,00
38,00
39,00
Projeção Perdas Anualizadas
25
terceiros. No ano de 2013 a empresa teve ótimo desempenho na arrecadação obtendo uma TAF
de 98,1%.
4.3.1. Metas de Redução da Inadimplência e Melhoria da Arrecadação
Para o período 2014-2018, a Gestão da Inadimplência estará focada nos procedimentos
estabelecidos através da Régua de Cobrança, com o objetivo de evitar o envelhecimento da
dívida, com rigoroso acompanhamento dos contratos de parcelamento firmados (classes privadas
e prefeituras), assim como na busca de reversão de liminares e na cobrança judicial, com a
solução dos débitos emblemáticos no período 2014-2015.
Os indicadores INAD e TAF, em base anual, foram projetados até o ano de 2018 obedecendo a
premissas de (i) estabilização nos índices das TAF obtidas em 2013 para as classes privadas, (ii)
resolução dos débitos emblemáticos remanescentes e (iii) realização de um plano de ação, cujo
detalhamento é destacado no sub-item 4.5.2.
No quadro a seguir são demonstrados os desempenhos em 2012-2013 e as projeções dos
indicadores INAD e TAF até o ano de 2018.
Nos quadro e gráfico a seguir constam as evoluções em valores mensais para 2014 projetadas
para o INAD e a TAF.
26
Como conseqüência do alcance das metas do INAD e TAF, projeta-se expressiva redução do
montante provisionado como créditos de liquidação duvidosa. Para 2014, estima-se uma redução
de R$ 9,3 milhões na PCLD, o que representará uma diminuição de 5,8% em relação ao valor
registrado em 2013.
4.3.2. Plano de Ação da Gestão da Redução da Inadimplência
A seguir são apresentadas as principais ações e seus custos correspondentes, projetados
mensalmente para o ano de 2014.
27
Os custos associados são:
As principais iniciativas remetem para:
Mídias Espontâneas e Próprias: Viabilizar matérias em jornais, rádios, televisões e
internet, dirigidas a todas as classes de consumidores, com abordagem de temas
institucionais e, principalmente, tratando da necessidade de suspensão do fornecimento
de energia às unidades consumidoras inadimplentes.
Estrutura para corte por débito: O volume de cortes deverá ser acrescido em 10% com
eficiência e sucesso da ação de 70% (Visitas Bem Sucedidas - VBS);
Visitas Bem Sucedidas: Serviço realizado por cobradores-motoqueiros, a quem são
entregues ordens de serviço para unidades consumidoras que contenham um número de
faturas pendentes entre 01 a 06, vencidas e reavisadas. Deverão ser executadas duas
visitas pelos cobradores:
Na primeira visita ele informará que a unidade consumidora está em débito, solicitando que o mesmo procure uma loja de atendimento mais próxima para quitação e/ou negociação;
Na segunda visita, que acontece no mesmo dia, ele retornará a unidade consumidora para averiguação da efetivação do pagamento e/ou negociação;
Caso não ocorra a quitação dos débitos pendentes a unidade será sinalizada para execução do corte em até 48 horas após a execução da primeira visita.
Serasa: Por meio de novo contrato, pretende-se ampliar o montante de inclusões,
passando a enviar uma média de 105.000 negativações mensais e incrementar
definitivamente a ferramenta do segundo comunicado (boleto contendo nova notificação
de existência de débitos), consolidando o envio mensal de 30.000 consumidores já
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ TOTAL
EXECUÇAO DE CORTES 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 198.000
VBS (VISITA BEM SUCEDIDA) 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 6.590 79.080
SERASA 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 135.000 1.620.000
COBRANÇA JUDICIAL 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 2.640
SMS 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 350.000
TELECOBRANÇA 900 900 900 900 900 900 900 6.300
SALDO 158.310 158.310 158.310 158.310 158.310 209.210 209.210 209.210 209.210 209.210 209.210 209.210 2.256.020
AÇÕESPROPOSIÇÃO - QUANTIDADE DE EVENTOS - 2014
PROJEÇÃO EVENTOS CUSTO ANUAL (R$) PROJEÇÃO EVENTOS ORÇAMENTO
APROVADO (R$)PROJEÇÃO EVENTOS
ORÇAMENTO
APROVADO (R$)
Cortes Executados 198.000 141.550 56.450
Visitas Bem Sucedidas 79.080 79.080 -
Serasa 1.620.000 2.737.800 1.132.401 1.913.758 487.599 824.042
Cobrança Judicial 2.640 3.010.040 1.200 1.368.200 1.440 1.641.840
SMS 350.000 101.500 - - 350.000 101.500
Telecobrança 6.300 27.720 - - 6.300 27.720
TOTAL GERAL 2.256.020 13.548.155 1.354.231 9.418.834 901.789 4.129.321
7.671.095 6.136.876 1.534.219
CUSTO COM AS AÇÕES DE COBRANÇA
AÇÕES
ORÇAMENTO NECESSÁRIO ORÇAMENTO ATUAL AJUSTES FÍSICOS E ORÇAMENTÁRIOS
28
negativados. Frente à taxa atual de eficiência da ordem de 83,94% espera-se alcançar
uma melhoria no índice, atingindo 94%;
Cobrança Judicial e Extrajudicial: Promover aditivo de 25% do contrato de cobrança
judicial, de modo a viabilizar ajuizamento mensal de 300 processos e 100 cobranças
extrajudicial;
Cobrança via SMS: Definição de diferentes canais de cobrança para cada perfil de
devedor, buscando a melhor relação custo x benefício. Está previsto o envio de 50.000
mensagens por mês, com taxa de acerto do projeto em 60%.
Telecobrança: Trata-se de ação nova, que prevê a utilização do Call Center, na
modalidade de atendentes multi skill, de forma ativa para fazer o trabalho de cobrança.
Com algumas boas práticas, esse trabalho pode ficar muito assertivo — o que trará
lucratividade e qualidade no serviço.
Além dessas ações, esta sendo criado o NAE – NÚCLEO DE ARRECADAÇÃO ESPECIAL, que terá por
objetivo principal propor diretrizes, coordenar e realizar as ações de cobrança das faturas
relacionadas aos Processos de Irregularidades. Espera-se arrecadar cerca de 70% do estoque de
créditos associados ao Processo de Irregularidade no período de três anos, sendo que, após essa
ação concentrada e especializada de cobrança, a atividade retorna para a rotina empresarial. O
NAE representará um custo anual da ordem de R$ 2,6 milhões, incluindo o pessoal próprio e
serviços de terceiros (equipes de corte), custos esses que já fazem parte do orçamento da
empresa e devera promover a cobrança de créditos novos gerados da ordem de R$ 60
milhões/ano.
A seguir relacionamos os principais créditos em valores históricos catalogados como “Dívidas
Emblemáticas”, que, por sua origem e dificuldade de cobrança exigem soluções especiais de
negociação e cobrança, totalizando, em valores históricos, R$ 81,2 milhões em dezembro/13:
1. SAAE DE MANACAPURU, TEFÉ, HUMAITÁ E PRES. FIGUEIREDO – R$ 34.408.827,10
* Status Atual: Em cobrança judicial e algumas com liminares para suspensão de corte.
2. PREFEITURAS DE MANACAPURU E LÁBREA – R$ 31.817.304,39
*Status Atual: Em cobrança judicial e com liminares para suspensão de corte.
3. NITRON DA AMAZÔNIA – R$ 6.585.411,19
*Status Atual: Aguardando julgamento de embargos de declaração.
4. AMAZÔNIA OPERAÇÕES PORTUARIAS LTDA – R$ 3.539.607,89
*Status Atual: Em cobrança judicial e com liminar para suspensão de corte.
5. MANAUS AMBIENTAL – R$ 3.196.717,38
*Status Atual: Há liminar com suspensão de corte.
6. COBRAS MOTEL – R$ 1.026.937,62
*Status Atual: Dívida em cobrança judicial e em tentativa de negociação com a Eletrobrás .
7. FUNDAÇÃO DE APOIO INSTITUCIONAL RIO SOLIMÕES (HOSPITAL FRANCISCA MENDES) – R$ 776.990,52
*Status Atual: Há liminar com suspensão de corte.
29
5. Plano da Expansão
Plano de Expansão do Sistema Elétrico da Eletrobrás Amazonas energia, para o período 2014 a
2018, foi elaborado de acordo com os objetivos estratégicos da Eletrobrás, contemplando o
panorama da economia do estado do Amazonas, a produção de energia e evolução do mercado
de energia elétrica.
A cidade de Manaus apresenta elevado índice de crescimento e consequentemente apresenta
também elevada necessidade de atendimento de energia elétrica, fazendo com que haja a
necessidade de investimento em tal área.
A maioria dos transformadores 69-13,8 kV – 26,6 MVA e 13,3 MVA e das instalações apresentam
carregamentos excessivos, não atendendo a critérios adequados de utilização (exemplo: critério
N-1)
Ainda existem linhas de transmissão antigas e com capacidade limitadas de transporte de energia,
com carregamento elevado, propiciando uma maior perda técnica.
Com a realização da interligação do sistema elétrico de Manaus ao Sistema Interligado Nacional –
SIN, julho/2013 e a entrada em operação das instalações 230/138 kV e 69 kV (obras estruturantes
das SEs Jorge Teixeira, Mauá Três, Mutirão, Cachoeira Grande e Compensa, considera-se que
haverá condições de reforço e melhorias operacionais, em decorrência de mudança na concepção
básica da configuração atual.
As citadas obras estruturantes na cidade de Manaus nas tensões de 230 kV e 138 kV tiveram com
objetivo principal a redução/eliminação da geração térmica a óleo, com a consequente redução
do dispêndio com este tipo de combustível.
Apenas as localidades de Iranduba, Manacapuru e Presidente Figueiredo estão interligadas ao
sistema de Manaus e consequentemente ao SIN.
A partir de 2016 e até 2018, a Eletrobras Amazonas Energia deverá envidar todos os esforços para
começar a interligar ao SIN as cidades de Rio Preto da Eva, Parintins, Itacoatiara e Silves.
A seguir é apresentado o orçamento de investimento da Diretoria de Planejamento e Expansão da
Eletrobras Amazonas energia “Aprovado” e o orçamento de investimento “Revisado”. Em relação
ao orçamento da Diretoria de Planejamento e Expansão, a revisão foi necessária principalmente
em virtude da disponibilidade de recursos financeiros e frustração da solicitação de financiamento
junto ao BNDES.
TABELA N° 1 – ORÇAMENTO APROVADO / REVISADO ANO 2014
R$
Diretoria Aprovado 2014 Revisão 2014 - Cenário III Revisão 2014 - Cenário II
DP 382.464.717,00 212.606.172,34 158.556.000,00
30
5.1. Programa de Obras
Na sequência é apresentada a tabela n°2 – Quadro Resumo dos Investimentos da Diretoria de
Planejamento e expansão “Revisado”. Nesta tabela é especificada a expectativa de expansão do
sistema estratificando por número de subestações, quilômetros de linhas de distribuição AT, MT e
BT. Bem como, os totais orçamentários dos anos 2014 a 2018. Os valores dos investimentos estão
associados ao ano previsto para entrada em operação (imobilização) das obras relacionadas no
Programa de Obras.
TABELA EXPANSÃO N°2 – Quadro dos Investimentos da Diretoria de Planejamento e Expansão –
Cenário II.
A seguir, a título informativo, é apresentada a lista dos empreendimentos do sistema de distribuição
de alta tensão do biênio 2014 -2018, em conformidade com a orientação empresarial, sendo
adotado para o ano 2014 o cenário II (apenas obras contratadas).
TABELA EXPANSÃO N°3 – PROGRAMA DE OBRAS 2014 – 2018
31
Referência: valores praticados pela Eletrobras Amazonas Energia.
32
5.2. Plano de Desembolso do Programa de Obras
Como parte do trabalho, foi elaborada uma projeção de desembolso do investimento previsto
para o Programa de Obras, conforme tabela N° 4, que seguiu as premissas de prazo para a
execução das obras, aquisições de terrenos para instalações de subestações e aquisição dos
equipamentos.
TABELA N° 4 – Plano de Desembolso do Programa de Obras
5.3. Mapa Eletrogeográfico das Obras de Alta Tensão
A seguir são apresentados os Mapas Eletrogeográficos, indicando os empreendimentos do
sistema de distribuição de alta tensão descritos na Tabela Nº3.
ATENDIMENTO A MANAUS
33
ATENDIMENTO A MANAUS
ATENDIMENTO A MANAUS
34
ATENDIMENTO A MANAUS
ATENDIMENTO A MANAUS
35
ATENDIMENTO AO RIO PRETO DA EVA
ATENDIMENTO A PARINTINS
36
ATENDIMENTO A IRANDUBA - MANACAPURU
ATENDIMENTO A IRANDUBA - MANACAPURU
37
ATENDIMENTO AO SISTEMA ITACOATIARA
ATENDIMENTO AO SISTEMA SILVES
38
6. Plano Administrativo
6.1. Objetivo
6.1.1. Objetivo Geral
As Empresas de Distribuição da Eletrobras tem buscado diminuir suas despesas operacionais
PMSO (Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros) aos limites reconhecidos na tarifa pelo
Órgão Regulador.
A Medida Provisória 579/12, transformada na Lei nº 12.783/13, de 14/01/2013, que dispõe
sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica trouxe fortes
impactos na redução da receita operacional das Empresas do Sistema Eletrobras. Desta forma,
as empresas do Sistema tem buscado adotar medidas para a obtenção de melhorias na sua
eficiência operacional, de modo a atingir um novo equilíbrio econômico-financeiro.
No 3º Ciclo de Revisões Tarifárias das empresas de distribuição, a Aneel estabeleceu uma nova
metodologia para o cálculo dos Custos Operacionais (Empresa de Referência), introduzindo uma
análise de eficiência comparativa (Benchmarking) com outras concessionárias, mediante o uso
de indicadores de eficiência.
Em consonância com a diretriz estratégica para as distribuidoras de atingir o nível regulatório
em todos os indicadores até 2017 e atendendo orientação da holding de redução das despesas
com Pessoal, Material, Serviços e Outros Dispêndios (PMSO) foi elaborado o Plano de Redução
dos Custos Operacionais que tem como objetivo consolidar as ações para melhoria da eficiência
operacional.
6.2. Objetivo Específico
Apresentar as ações para Melhoria da Eficiência operacional, tendo em vista atender o Plano de
Ação de Recuperação da Amazonas Distribuidora de Energia, consoante RDE – PR 046/13,
atendendo a recomendação prevista no voto do relator que ensejou a Resolução Autorizativa nº
4.244, de 16 de julho de 2013, da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
39
6.3. Premissas e Diretrizes
No setor elétrico brasileiro a atividade de distribuição esta fortemente regulada e com foco na
busca da eficiência. O conjunto de medidas tomadas pelo regulador procura estabelecer uma
série de incentivos em direção à eficiência, procurando garantir a viabilidade econômica na
prestação de serviço com o menor custo e determinado nível de qualidade.
O regulador a partir do mecanismo de price cap, define os níveis de custos operacionais
eficientes que serão consideradas nas tarifas. Com essa metodologia o regulador fornece um
referêncial de gestão para os administradores que lhes permite identificar aquelas atividades e
processos que são possíveis de buscar melhorias em relação ao padrão estabelecido.
Ciente do desafio de alcançar a viabilidade econômica e financeira da Amazonas Energia, a
Eletrobras por meio dos seus líderes apresenta o Plano proposto com vistas a aproximar os
custos operacionais praticados aos estabelecidos pelo regulador.
O Plano está embasado nas seguintes Premissas e Diretrizes:
1. Planejamento Estratégico elaborado para o ano de 2014;
2. Metas pactuadas no Contrato de Metas de Desempenho – CMDE, para o período de 2014 a
2017;
3. Diretrizes da Holding de reduzir o PMSO aos níveis regulatórios;
4. Necessidade de adequar a estrutura frente a Desverticalização;
5. Referência das informações obtidas por meio das Demonstrações Financeiras auditadas e
publicadas e Notas Técnicas emitidas pela Aneel.
6.4. Evolução do Indicador
As empresas de distribuição do setor elétrico brasileiro divulgam por meio das Demonstrações
Financeiras (auditadas), os principais indicadores realizados de desempenho das despesas com
PESSOAL, MATERIAIS, SERVIÇOS e OUTROS – PMSO.
Na Tabela abaixo são apresentados o histórico dos principais indicadores de desempenho do
PMSO, com valores ainda verticalizados:
40
Tabela 1 – Evolução dos indicadores de performances dos custos operacionais
Num processo contínuo na busca pela redução das despesas, quando cabível, deverá fazer
comparações com empresas do mercado que tenham perfis semelhantes.
Essa comparação se faz necessária considerando que a Aneel por meio da Nota Técnica nº
294/2011, de 26/10/2011, introduziu aperfeiçoamentos na metodologia anteriormente utilizada
para calcular os custos operacionais a serem reconhecidos na tarifa (Empresa de Referência). Os
aprimoramentos propostos para o cálculo foram inclusão dos ganhos de produtividade e
comparação da eficiência das concessionárias.
Para a comparação da eficiência das distribuidoras é utilizado o método de Benchmarking, que
consiste em analisar entre os níveis de eficiência das distribuidoras e definir os valores de custos
operacionais esperados para cada concessionária. Porém, ao invés de um valor único, será
construído um intervalo de valores de custos operacionais.
Os parâmetros de eficiência estimados levarão em conta as características específicas das áreas
de concessão, denominada de variáveis ambientais. Essas características dizem respeito a
variáveis que, em grande medida, escapam ao controle das empresas e que afetam seus custos
Resultados Econômicos e Financeiros 2010 2011 2012 2013
Receita Operacional Líquida (ROL) (R$ mil) 1.081.301 1.149.420 1.351.188 1.722.908
LAJIDA (EBTIDA) AJUSTADO (R$ mil) (30.697) 170.838 23.558 35.790
PMSO (R$ mil) 671.651 658.327 653.625 692.511
PESSOAL (R$ mil) 287.261 309.326 327.245 376.090
Lucro / Prejuízo Líquido (R$ mil) (1.314.626) (625.483) (1.064.353) (1.464.211)
Resultados Operacionais
Nº de empregados 2.300 2.310 2.279 2.128
Energia Vendida (GWh) 4.815 5.085 5.596 5.999
Consumidores 709.229 750.727 777.858 827.236
Indicadores de Produtividade
Consumidor por empregado 308,4 325,0 341,3 388,7
Consumo (GWh) por empregado 2,1 2,2 2,5 2,8
Consumo (GWh) por consumidor 6,8 6,8 7,2 7,3
ROL por empregado (R$ mil) 470,1 497,6 592,9 809,6
ROL por consumidor (R$ mil) 1,5 1,5 1,7 2,1
Indicadores de Pessoal
PMSO/ROL (%) 62,12 57,27 48,37 40,19
Pessoal/ROL (%) 26,57 26,91 24,22 21,83
Pessoal/GWh (R$/GWh) 5.965,48 6.082,69 5.847,49 6.269,27
MWh / Nº Empregado 2,1 2,2 2,5 2,8
41
operacionais, como, por exemplo, o salário médio pago na área de concessão a colaboradores
com ocupações típicas de uma distribuidora de energia elétrica, o nível de precipitação, que
afeta a freqüência de intervenções na rede e a densidade de consumidores, que afeta o tempo
de deslocamento ou mesmo o nível de ociosidade das equipes de manutenção.
42
O Custo de PMSO das Empresas de Distribuição Amazonas e Rondônia atingiram os valores de R$ 658.326 e R$ 242.556 mil, respectivamente, enquanto
as empresas de mercado de distribuição estão praticando os custos com a média de R$ 147.705 mil, conforme gráfico acima. Cabe observar que a
Amazonas Energia também possui atividade de geração para atender os municípios do interior do Estado, característica bem diferente das demais
distribuidoras. O Custo de PMSO sobre a ROL das Empresas de Distribuição Amazonas e Rondônia tem apresentado melhorias em relação ao ano
anterior, a Amazonas reduziu de 59% (2011) para 49%, enquanto Rondônia reduziu de 34% (2011) para 30%. As EDEs ainda continuam acima da média
praticada pelas empresas de mercado de distribuição.
Nº
Consumidores
Energia
Vendida
(Mwh)
Nº
Empregados
ROL
(R$ mil)
EBTIDA
(R$ mil)
LUCRO
LÍQUIDOPMSO
PMSO/ROL
(%)
PESSOAL/ ROL
(%)
Pessoal /
MWh
MWh / Nº
Empregado
Consumidor /
Empregado
Consumo
(Mwh) /
Empregado
Consumo
(Mwh) /
Consumidor
ROL /
Empregado
ROL /
Consumidor
ED-AMAZONAS - Eletrobras Distribuição 777.858 5.596.330 2.279 1.351.189 82.044 -828.448 658.326 49% 24% 58,5 2.456 341 2.456 7,2 593 1,7
ENERGISA-SE - Distribuidora de Energia 652.295 2.530.793 963 678.894 152.700 65.419 139.255 21% 11% 30,2 2.628 677 2.628 3,9 705 1,0
ED-RONDÔNIA - Eletrobras Distribuição 548.553 2.713.084 848 807.708 -29.153 -197.205 242.556 30% 13% 37,4 3.199 647 3.199 4,9 952 1,5
CELTINS - Companhia de Energia Elétrica
do Estado do Tocantins499.893 1.585.330 837 758.528 72.282 -21.051 156.155 21% 7% 33,7 1.894 597 1.894 3,2 906 1,5
Indicadores de Produtividade
Grupo Empresarial Empresas de Médio Porte
Operacional Financeiro Indicadores de Pessoal
1.790
963848 837 900
ED-AMAZONAS ENERGISA-SE ED-RONDÔNIA CELTINS MÉDIA
Nº Empregados658.326
139.255
242.556
156.155 147.705
ED-AMAZONAS ENERGISA-SE ED-RONDÔNIA CELTINS MÉDIA
PMSO
49%
21%
30%
21% 21%
ED-AMAZONAS ENERGISA-SE ED-RONDÔNIA CELTINS MÉDIA
PMSO/ROL (%)
43
6.5. Ações para a Melhoria do Desempenho
Com o objetivo de alcançar os níveis de custos operacionais reconhecidos pela ANEEL e os níveis
de eficiência praticados pelas empresas de distribuição do setor elétrico brasileiro, a Diretoria
de Distribuição da Eletrobras, em consonância com o planejamento estratégico e com o Comitê
Interno de Administração do Sistema Eletrobras – CIASE, estabeleceu um conjunto de 39
projetos e ações distribuídos em 12 vetores, conforme quadro abaixo:
DESCRIÇÃO QTD.
Pessoal 10
1 - Custos gerenciáveis 8
2 - Programa de Incentivo ao Desligamento – PID 1
3 - Desverticalização da geração da distribuição 1
Material, Serviços e Outros Dispêndios (MSO) 29
4 - Otimizar Custos Administrativos 6
5 - Redução de custos com terceirização 1
7 - Ganhos com TI e Telecomunicações 4
9 - Combate à inadimplência e perdas de energia 11
10 - Otimização dos custos com O&M e qualidade dos serviços 6
12 - Desverticalização da geração da distribuição 1
TOTAL DE PROJETOS E AÇÕES 39
6.6. Pessoal
Na figura abaixo pode ser visualizada a evolução do quadro de empregados, onde estima-se
alcançar no final do ano de 2016 o número de 1.412 empregados.
44
A despesa operacional com Pessoal em 2013 apresentou um montante de R$ 376,09 milhões, o
crescimento em relação ao ano anterior se deve ao custo com o Programa de Incentivo a
Demissão – PID, conforme abaixo:
Conforme estimado em média as despesas de Pessoal estão distribuídas da seguinte forma:
2.300 2.310 2.279 2.142
1.562 1.659 1.412
2010 2011 2012 2013 Previsto 2014 Previsto 2015 Previsto 2016
Quadro de Pessoal
287.261 309.326
327.245
376.090 393.739
277.212 265.624
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Despesas de Pessoal - EDE - R$ mil
45
Para se buscar os custos operacionais eficientes que serão reconhecidos na tarifa, estão em
andamento importantes ações que visam a Reestruturação Organizacional, a Revisão da Força
de Trabalho (empregados, terceirizados, cargos comissionados, estagiários etc) e a implantação
da Sinergia entre as empresas.
Em médio prazo estão sendo tomadas medidas para revisar as vantagens e benefícios utilizados
pelos empregados. Estas ações envolvem uma complexidade maior, pois dependem de
negociações juntos aos sindicatos e demais entidades dos trabalhadores.
A Diretoria Executiva tem envidado esforço na redução dos custos operacionais gerenciáveis de
pessoal, buscando medidas diretas para a diminuição de custos ao patamar aceitável no
mercado e reconhecidos na tarifa. Para isso, estão em andamento ações que visam a redução de
Horas Extras, Sobreaviso e Periculosidade, com metas e acompanhamento mensal pela
Diretoria, através de relatórios gerenciáveis.
O plano para otimizar as despesas com o Pessoal possui o total de 10 ações e projetos, que no
período de 2014 a 2016 estima reduzir o valor na ordem de R$ 187 milhões, conforme o quadro
abaixo:
46
6.6.1. Programa de Incentivo ao Desligamento – PID
O Programa de Incentivo ao Desligamento – PID é a principal medida para redução do quadro de
pessoal e aumento da produtividade. O quadro de pessoal registrado em 2012 é de 2.279
empregados, sendo que 143 empregados aderiram ao PID, o equivalente a uma redução de 6%
do seu quadro total.
A despesa com o PMSO é de R$ 658 milhões em 2012, a rubrica Pessoal representa 49,7% deste
total, ou seja, R$ 327 milhões.
6.6.2. Reduzir o número de funções gratificadas em 25%
A revisão do número de funções gratificadas (estrutura organizacional) parte da necessidade de
alinhamento às estratégias da Eletrobras, assim como atingir os objetivos empresariais e
proteger o valor da empresa frente aos novos cenários trazidos pelas legislações para o
ambiente empresarial.
A mudança organizacional é realidade mundial e deverá acontecer sempre e com ritmo cada vez
mais acelerado e ela sempre passa por redesenho da estrutura. A estrutura organizacional deve
ser permanentemente analisada, avaliada, e aprimorada, tanto no seu desenho, como nos
sistemas, nos processos, capacidade das pessoas, nos indicadores e informes gerenciais de
forma a se adequar à conjuntura de mercado.
O que mais influencia neste momento:
PROJETOS / AÇÕES ESTRATEGICOS Sit. 2014 2015 2016
Implantar o Programa de Incentivo a Demissão - PID Andamento 15.064 - -
Reduzir o número de funções gratificadas em 25% Andamento 3.371 - -
Reduzir os custos com Horas Extras em 20% Andamento 1.083 1.294 594
Implantar sistematica de Periculosidade Andamento 2.523 - -
Atender o Ministério Público do Estado do Amazonas Novo 5.309 5.681
Reduzir o quadro de pessoal de operadores com a
aplicação dos PIEsNovo 48.930
Reduzir os cargos de assessoramento Art. 37 em 30% Andamento 2.745
Ampliar os treinamentos via EAD (TV LUME) Andamento 501 501 -
Atualizar o cadastro de dependentes e substituir a
sistemática de auto gestão do plano de saúde, reduzindo
em 20% os custos
Andamento 2.350
Separação das atividades de Geração e Transmissão das
atividades de Distribuição - DesverticalizaçãoAndamento 96.927 - -
129.874 56.407 594 TOTAL
47
Exigência de reduzir o PMSO aos níveis regulatórios;
Necessidade de adequar a estrutura frente a Desverticalização (Amazonas Energia);
Alinhamento à Arquitetura de Processos aprovada pela Eletrobras;
Estrutura de funcionamento por processo desvirtuada:
– Domínio funcional dos Departamentos;
– Processos funcionando como unidade organizacional;
– Pouca transversalidade;
– Demanda crescente de pessoal.
Excesso de Funções Gratificadas (Número excessivo de Ponto de Decisão gerando
morosidade no andamento das ações);
Alinhamento aos principais desafios empresariais (Visão, Missão, Planejamento
Estratégico);
Capturar os ganhos com a implementação da Sinergia entre as EDE;
Distanciamento dos custos da Empresa de Referência.
O quadro atual possui 292 funções gratificadas a um custo na ordem de R$ 11,8 milhões,
distribuído por função conforme o quadro abaixo:
Os critérios gerais que nortearam as adequações na estrutura organizacional já foram
estabelecidos pela Diretoria e estão em andamento com previsão de conclusão para o ano de
2014.
Redução do quantitativo de Assistentes por Diretoria, permanecendo apenas um;
Implantar os Coordenadores Corporativos com visão do compartilhamento de serviços e
macro fluxo de processo de acordo com a orientação da Diretoria Executiva;
Adequar/reduzir a estrutura de Macro Processos;
Cargo Comissionado ou Função Gratificada Qtd. Custo R$ mil
Assistente de Diretor 32 5.576
Gerente de Assessoria, Departamento, Ouvidoria, PLpT,
Auditoria, Secretaria Geral e CPL 40 2.548
Processos Locais ou Funcionais 196 2.569
Pregoeiro e Secretária 6 816
Operador Chefe 18 381
TOTAL 292 11.890
48
Utilizar as propostas apresentadas pelas Diretorias;
Redimensionar o número de processos de acordo com a força de trabalho e os resultados
empresariais;
Adequar o nível de subordinação aos padrões das empresas de distribuição do setor
elétrico e da ER (Lideranças / Empregados : 1:15)
Atender a exigência legal da segregação de função e dos processos regulados;
Análise dos resultados/indicadores que cada processo tem que entregar;
Análise qualiquantitativa;
6.6.3. Redução das Horas Extraordinárias e Adicional de Periculosidade
Com base em estudos específicos para redução dos custos com as rubricas variáveis de Pessoal
(periculosidade, horas-extras e escalas de sobreaviso), ficou pacificada a necessidade de
urgentes medidas.
Atualmente a empresa tem realizado despesas com adicionais de Periculosidade e Insalubridade
na ordem de R$ 25 milhões, considerando os encargos. A repercussão dos adicionais na folha de
pagamento é extremamente onerosa e a sua revisão é essencial para se alcançar os resultados
almejados.
Dentre as medidas para reduzir os valores dos adicionais supracitados, foi contratada empresa
especializada para a elaboração de laudos técnicos de periculosidade e insalubridade com
revisão de todos os credenciamentos emitidos em favor dos empregados.
O trabalho da empresa especializada está com a previsão de concluir em outubro de 2013, e a
implantação no mês de novembro, com a suspensão de pagamentos, e se estima a redução dos
valores com a despesa de periculosidade conforme a tabela abaixo:
Valores em R$ mil
49
Para a redução dos valores com Horas Extras a empresa adotou as seguintes premissas:
Colaborador no exercício de função de confiança não percebe Adicional de Sobreaviso e
nem Hora Extraordinária;
Limitação a 44 horas horas-extras mensais e a 300 anuais para as áreas operacionais e a
150 para as demais áreas, deixando o restante para uso nas compensações coletivas até o
limite de 40 horas, exceto nos casos caracterizados de calamidade pública e previamente
autorizadas pelo Diretor;
Somente serão autorizadas a realização de horas extras quando ficar evidenciada essa
necessidade de forma extraordinária e não contumaz;
Tempo de permanência na Empresa ou no exercício do trabalho, fora do horário de
expediente normal ou do plantão, deverá ter a autorização prévia da Gerência, com as
devidas justificativas.
Com as ações que vêm sendo realizadas se reduziu o custo na ordem de R$ 3 milhões ano com
as horas extras, no comparativo de 2011 com 2012, conforme o quadro abaixo:
Valores em R$ mil
2012 2013 2014 2015 2016
CAD 84 82
DC 1.166 1.800 1.541 1.649 1.764
DF 23 23
DG 420 358 230 246 263
DO 8.666 9.299 9.093 9.730 10.411
DP 180 208 211 226 241
DT 12.571 13.911 5.669 6.066 6.491
PR 271 322 235 252 269
TOTAL 23.381 26.004 16.979 18.168 19.440
Realizado PrevistoDiretorias
50
6.6.4. Atender o Ministério Público do Estado do Amazonas
O Ministério Público do Estado do Amazonas, por meio do Inquérito Civil nº 464/2012, requereu
uma posição acerca do andamento do programa de regularização da situação dos empregados
admitidos sem concurso público.
A legislação em vigor estabelece a data 23/04/1993 como limite para admissão sem concurso
público, quando então o Supremo Tribunal Federal – STF, através do Acórdão STF/Pleno, MS
21322/DF, Rel. Min. Paulo Brossard, jul.03/12/1992, DJU de 23/04/2013, p. 6921, Ement. Vol.
01700-04, p. 593, resolveu a controvérsia, entendendo por nula a contratação de empregados
públicos, mesmo pela Administração Pública Indireta, sem a prévia realização de concurso
público.
Em consonância com o regramento a empresa por meio da CTA-PRJ Nº 123/2013, de
28/08/2013, se posicionou junto a supracitado órgão no sentido de regularizar o quadro
existente de 259 empregados enquadrados na situação epigrafada, os quais poderão ser
desligados em três anos.
6.6.5. Reduzir o quadro de pessoal de operadores com a aplicação dos PIEs
Atualmente, a Amazonas Energia opera o Sistema Isolado da Região Norte do Brasil, estando
submetida às restrições previstas pela Lei nº 12.111/2009, que dispõe sobre os serviços de
energia elétrica nos Sistemas Isolados e principalmente a forma de reembolso por meio da
Conta de Consumo de Combustíveis – CCC dos custos com o suprimento e geração de energia
elétrica.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
CAD 19 32 9 8 7 5 5
DC 627 688 464 384 328 262 232
DF 402 351 246 218 186 149 132
DG 482 494 316 283 242 193 171
DO 2.446 4.048 2.730 1.240 1.062 848 750
DP 388 524 404 382 327 261 231
DT 4.809 4.589 3.801 4.878 4.176 3.337 2.951
PR 366 376 204 132 113 90 80
TOTAL 9.539 11.103 8.174 7.524 6.440 5.146 4.552
Realizado Previsto
Diretorias
51
Com a eminência de ocorrer a interligação do sistema de Manaus-AM ao Sistema Interligado
Nacional (SIN), a Amazonas Energia que atualmente explora os serviços públicos de geração,
transmissão, distribuição e comercialização de energia, deverá executar o processo de
desverticalização (reestruturação institucional, societário e patrimonial) para atender o que
estabelece o art. 20 da Lei nº 10.848, de 15/03/2004, e Lei nº 12.111/2009, para atuar somente
nas atividades de distribuição e comercialização de energia na sua área de concessão.
Ocorre que o suprimento e fornecimento de energia elétrica do interior do Estado do Amazonas
continuará com a Amazonas Distribuição de Energia, sendo necessário ser contemplado com o
reembolso da CCC.
Visando adequar aos níveis de eficiência conforme exigidos pela § 12, do art. 3 da Lei nº
12.111/2009, está em andamento o projeto para substituição da geração própria das localidades
do interior do Estado por geração proveniente de Produtor Independente de Energia – PIE.
§ 12., Art. 3: O regulamento previsto no caput deverá prever mecanismos que induzam à
eficiência econômica e energética, à valorização do meio ambiente e à utilização de
recursos energéticos locais, visando a atingir a sustentabilidade econômica da geração
de energia elétrica nos Sistemas Isolados.
Com a introdução do PIE a Amazonas Energia deverá adequar os seus custos operacionais com
mão de obra, logística, administrativo e outros, com vistas a alcançar a eficiência e
produtividade exigida pela Lei. Dessa forma, torna-se necessário revisar o quadro de pessoal de
435 empregados disponíveis para as atividades de geração própria no interior do Estado.
Segundo a Nota Técnica DO nº 004/2014, de 20/06/2014, da Diretoria de Geração Distribuida a
Amazonas Distribuidora de Energia S/A, possui a informação informal de que seu Projeto do
Grupo A, com 33 localidades foi aprovado junto a EPE e o MME e que está aguardando a
aprovação da ANEEL, bem como do preço teto do leilão para a realização do processo licitatório.
Ainda segundo a NT espera-se receber a aprovação e informações da ANEEL até final de junho
de 2014, e com isso realizar o cronograma abaixo, envolvendo um total de 81 localidades
divididas em dois grupos, o Grupo A com 33 localidades e o Grupo B com 48 localidades. Sendo:
a) Grupo A: Dados, Mapa de localização e Cronograma
52
DADOS GERAIS GRUPO A
LOTE N°
LOC.
DEMANDA
(kW)
ENERGIA
(MWh)
POTÊNCIA
INSTALADA
(kW)
Preço
Projeto
(R$/MWh)
1 1 19.181 1.455.565 24.000 xxxxxxx
2 16 44.544 3.383.731 67.775 xxxxxxx
3 16 40.903 3.072.985 66.205 xxxxxxx
TOTAL 33 104.628 7.912.281 157.980
b) Grupo B: Dados, Mapa de localização e Cronograma
DADOS GERAIS GRUPO B
LOTE N°
LOC.
DEMANDA
(kW)
ENERGIA
(MWh)
POTÊNCIA
INSTALADA
(kW)
*Preço
Projeto
(R$/MWh)
1 18 39.673 2.984.009 69.325 xxxxxxx
2 20 117.086 10.378.023 155.875 xxxxxxx
3 10 45.020 3.363.031 70.575 xxxxxxx
TOTAL 48 201.780 16.725.063 295.775
* Preços em fase de ajustes para envio EPE até 30/06/2014
53
6.6.6. Reduzir os cargos de assessoramento Art. 37 em 30%
A revisão do número de cargos de assessoramento por meio de contratação sem concurso
público conforme o Art. 37 do Estatuto Social, parte da necessidade de cumprir com as metas
estabelecidas pela holding no Contrato de Metas e Desempenho – CMDE, de reduzir 30% dos
valores gastos com PMSO e atingir os limites exigidos pela ANEEL.
Esta adequação dos custos operacionais correlaciona a nova realidade do setor elétrico nacional
que impõe um necessário e imediato realinhamento estratégico, que implica forçosamente na
redução das despesas e aumento das receitas. Torna-se necessário reavaliar os mecanismos de
gestão para capturar sinergias dos seus processos, readequação da estrutura organizacional com
vistas a garantir o retorno adequado do investimento e melhoria do desempenho.
Diante desse desafio será necessário revisar o quadro atual de 22 (vinte e dois) empregados na
condição epigrafada.
6.6.7. Ampliar os treinamentos via EAD (LUME)
A Amazonas Energia dispõe de tecnologia via satélite de Ensino a Distância - EAD denominada
LUME, que disponibiliza programação própria voltada ao desenvolvimento das competências
essenciais e específicas dos colaboradores, cobrindo a capital e o interior do Estado.
Ampliar a participação dos colaboradores no EAD visa alcançar um maior numero de
empregados capacitados e atendidos nas especializações e atualizações necessárias para o
aumento da vantagem competitiva e a ampliação dos resultados empresariais. Ainda se buscará
reduzir os custos com os processos de contratação de cursos e treinamentos externos.
54
6.6.8. Desverticalização das atividades de geração e transmissão
A desverticalização está na eminência de ser aprovada pelo órgão regulador, e com isso atender
à legislação do setor elétrico que estabelece a separação das atividades de Geração e
Transmissão das atividades de Distribuição, conforme estabelece o art. 20 da Lei nº 10.848, de
15/03/2004, complementado posteriormente pela Lei nº 12.111 de 09/02/2009.
Para isso foi criada uma nova empresa (Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. –
AmGT) no âmbito do Sistema Eletrobras para viabilizar a transferência das atividades de
Geração e Transmissão de Energia (assumindo os ativos de G&T sob concessão da AmE em
Manaus).
Após estudo se definiu a estrutura mínima necessária para o desenvolvimento das atividades da
Amazonas GT, com o dimensionamento da força de trabalho (despesa de Pessoal) e contratos
de serviços e material (despesas de material, serviços e outros) necessários para a
operacionalização da empresa.
Desta forma, se estimou os custos operacionais que a empresa Amazonas Energia deixará de
realizar nós próximos anos com a conclusão do processo de desverticalização.
6.7. MATERIAL, SERVIÇOS DE TERCEIROS E OUTROS DESPESAS (MSO)
Consta de cerca de 30 ações e projetos que visam a redução das despesas com o MSO. Os
resultados das medidas para redução das despesas totalizam nos próximos três anos o valor
aproximado de R$ 149 milhões, e estão estruturadas em seis eixos como podem ser visualizados
no quadro abaixo:
Os custos operacionais com o MSO devem considerar as características do mercado e da área de
concessão a ser atendida, para isso se observa o volume de materiais e serviços a serem
aplicados para atender o crescimento da demanda de ativos e clientes com vista a garantir a
DESCRIÇÃO 2014 2015 2016
Material, Serviços e Outros Dispêndios (MSO) 101.636 25.777 21.805
5 - Otimizar Custos Administrativos 5.801 2.372 -
6 - Reduzir custos com terceirização 3.817 - -
7 - Capturar os ganhos com TI e Telecomunicações 12.990 - -
8 - Combater à inadimplência e perdas de energia 10.963 2.057 2.202
9 - Otimizar os custos com O&M e qualidade dos Serviços 22.627 21.348 19.604
10 - Desverticalizar a geração da distribuição 45.438 - -
55
qualidade estabelecida pelo órgão regulador. Alem do crescimento da demanda, outro fator que
influência os custos com MSO é a inflação.
As ações para redução e otimização dos custos com o MSO estão detalhadas a seguir:
6.7.1. Otimização dos Custos Administrativos
Os projetos visam otimizar a utilização de recursos aplicados em logística, serviços e
administração de materiais, gestão e manutenção de bens patrimoniais móveis e imóveis,
infraestrutura.
6.7.2. Reduzir custos com terceirização
Com o objetivo de revisar a sua força de trabalho para enquadrar aos níveis regulatórios e
buscar a redução das despesas aos limites do Contrato de Metas e Desempenho – CMDE, bem
como, cumprir as decisões do TCU e MPT para substituir a terceirização dos serviços de natureza
continuada.
Os órgãos externos tem exigido a substituição de pessoal terceirizado no prazo de até 5 anos, e
o descumprimento de acordos firmados poderão gerar penalidades. Este projeto requer uma
atenção especial, pois, se deve encontrar o ponto de equilíbrio para o cumprimento do acordo
sem causar problemas financeiros e de fluxo de caixa, e comprometer a continuidade e a
qualidade dos serviços prestados.
PROJETOS / AÇÕES ESTRATEGICOS Sit. 2014 2015 2016
Substituir a segurança armada por sistema de vigilância
eletrônica ou sistema alarmeAndamento
1.242 1.329
Reduzir custos com passagens Andamento 919
Reduzir custos com limpeza e conservação Andamento 1.121
Reavaliar o dimensionamento da mao de obra terceirizada Andamento3.817
Dimensionar o quadro quali-quantitativo de pessoal e
readequação organizacionalAndamento
1.386
Fortalecer o conceito de sustentabilidade e promover
ações de consumo consicenteAndamento
158
Redução dos custos com empregados requisitados Novo974 1.042
56
6.7.3. Capturar os ganhos com TI e Telecomunicações
Os projetos visam a modernização das atividades e processos por meio da Tecnologia da
Informação, capturando ganhos de produtividade, de escala, e a redução do tempo com a
realização das atividades.
6.7.4. Combater à inadimplência e perdas de energia
Os projetos que visam combater a inadimplência e perdas de energia trazem como
contrapartida a redução de custos com serviços e materiais.
PROJETOS / AÇÕES ESTRATEGICOS Sit. 2014 2015 2016
Implementar o Sistema de Gestão da Frota de Veículos Andamento 326
Implantar Serviço de Infraestrutura de Telecomunicações
UnificadoNovo 11.150
Promover a Padronização e a Centralização do
Processamento da Folha de Pagamento das EDENovo 425
Projeto Consolidação de Thin Client/Virtuailização Novo 1.088
PROJETOS / AÇÕES ESTRATEGICOS Sit. 2014 2015 2016
Revisar as estruturas de atendimento técnico comercial
visando centralizar o despacho e serviçosAndamento 335
Revisar o quantitativo de equipe para o serviços comerciais
e implementar melhoria tecnologia que reduza os custos em
10% ao ano.
Novo 2.057 2.202
Telemedir UC em AT (todas), MT (todas) e grandes clientes
de BT (consumo médio mensal > 600 KWh) e implantação
do Centro de Medição de Brasília (financiado pelo BIRD)
Andamento 1.019
Regularizar UC em áreas de alta complexidade social, com
aplicação de redes blindadas e telemetria (financiado pelo
BIRD)
Andamento 478
Telemedir UC em condomínios Horizontais e Verticais
(BIRD) Andamento 42
Telemedir todos os alimentadores de 13,8 kv (financiado
pelo BIRD) Andamento 300
Telemedir 2500 UC de MT nas EDE´s mediante
externalização da medição e integração ao Centro de
Medição de Manaus
Andamento 800
Implantar os projetos de AMI do Energia + Andamento 7.657
Implantar as normas de padrões de entrada Andamento 61
Estruturar o banco de dados do mercado e compra de
energiaNovo 180
Desenvolver sistema de gestão de contratos e compra de
energiaNovo 90
57
6.7.5. Otimização dos custos com O&M e qualidade dos serviços
Os projetos visam a melhoria do desempenho e eficiência bem como dos índices operacionais e
redução de custos
6.7.5.1. Implantar sistema de medição de produtividade para promover novos
ganhos de eficiência operacional
Fazer Gestão de Produtividade da Força de Trabalho implantando módulo no SDM, Sistema de
Despacho Móvel, que permita apuração de resultados e ganhos na utilização e eficiência das
equipes de campo.
Considerações:
Case de sucesso em empresas do setor elétrico indicam ganhos de produtividade na ordem
de 15 a 20% no primeiro ano após a implantação.
Como premissa adotamos que no primeiro ano após implantação o ganho projetado será
de 5%.
Custos estimados para desenvolvimento (R$200mil).
6.7.5.2. Reduzir custos de Contratos de O&M. (Desenvolver Custo por Atividade /
Custo de Hh / Custo por Estrutura Modular)Organizacional Diretoria de
Operação
Buscar a eficiência de custos de acordo com o sinal regulatório e consolidar os parceiros atuais,
buscando níveis de produtividade/custos diferenciados, realizando as seguintes ações:
PROJETOS / AÇÕES ESTRATEGICOS Sit. 2014 2015 2016
Implantar Centros de Operação Integrados - COI e a
centralização de despachoAndamento 630
Reduzir custos de Cotratos de O&M. (Desenvolver Custo
por Atividade / Custo de Hh) (premissa de não
obrigatoriedade de primarização).
Novo 7.774 7.774 7.774
Implantar sistema de medição de performance das Equipes
de Campo. Novo 1.744 1.744 -
Desenvolver competências na Gestão de Qualidade do
Produto e Qualidade do Serviço e demais regulamentações
do Setor Elétrico.
Novo 11.830 11.830 11.830
Implantar sistemática de acompanhamento de indicadores
que retratam retrabalhos e prover planos para redução dos
mesmos.
Novo 605 - -
Buscar inovações tecnológicas para logística e execução
de serviços para promover ganho de eficiênciaNovo 44 - -
58
As premissas para ganhos consistem em buscar eficiência de custos “no preço” contratado,
procurando os menores preços e as melhores práticas.
Levantamento de todos os contratos:
Valor do Contrato;
Período do Contrato;
Objeto;
Número de Equipes;
Número de Veículos.
Criação de índices básicos de referência:
Custo por pessoal operacional;
Custo por pessoal de apoio;
Custo por pessoal total;
Custo por veículo.
6.7.5.3. SDM – Sistema de Despacho Móvel
O Sistema dispõe de várias funcionalidades para diferentes etapas do processo de gestão de
equipes de campo:
Controle das Escalas de trabalho;
Programação e Roteirização do despacho em ambiente georeferenciado;
Agendamento, envio e reenvio de ordens de serviços técnicos e comerciais;
Monitoramento on-line das atividades de Campo;
Controle ativo das principais etapas de trabalho de uma equipe, como chegada ao turno,
Deslocamentos, Execuções, Desvios e Intervalos.
Além dessas principais funcionalidades o sistema permite controles de atividades de apoio,
mas não menos importantes, como:
Controle de frota;
Controle de aplicações e retiradas de materiais;
Controle de velocidade e deslocamento das equipes;
Controle de horas trabalhadas e extras.
59
Os resultados esperados:
Aumento da Eficiência e Utilização das equipes de campo proporcionando até 30% de
aumento na produtividade global;
Garantir melhoria na performance das equipes de campo, com redução dos tempos médios
de atendimento. Com menores tempos de atendimento será possível garantir menores
tempos de interrupções e com isso menor DEC e Menores Compensações. Redução de 30%
no TMP e 20% no TMD;
Além dos principais indicadores operacionais o ganho de produtividade das equipes de
campo irá permitir “fazer mais com menos”, com isso se espera:
Aumentar o volume de serviços preventivos no sistema elétrico;
Reduzir força de campo;
Reduzir horas extras e sobreavisos.
A implantação do Sistema de Automação da Força de Campo pode ser um divisor de águas na
gestão das equipes de campo para a obtenção de resultados de alta performance de
produtividade, eficiência e utilização que tem por objetivo principal melhoria dos indicadores
operacionais e redução de custos.
6.7.5.4. COI – Centro de Operação Integrado
Os investimentos realizados na gestão da força de campo aliados com a automação de redes e
subestações torna realidade a criação do Centro de Operação Integrado.
Com uma visão de todas as demandas e todos os recursos disponíveis a interação entre equipes
comerciais, técnicas emergenciais e de combate as perdas proporcionará ter mais equipes
disponíveis nas ruas, permitindo mais flexibilidade e agilidade em atendimentos de serviços
emergenciais de grande abrangência.
O principal objetivo é gerar soluções rápidas e eficazes para os serviços prioritários e otimizar
todos os demais atendimentos, visando redução de custos operacionais e melhora na qualidade
e continuidade.
Resumo das funcionalidades e principais benefícios:
Reduzir as estruturas de operação do interior;
Permitir ter uma visão de toda a distribuição de energia da empresa, em um único local;
60
Melhorar a gestão de crise proporcionada por desastres naturais (utilização de equipes
integradas com um só objetivo);
Melhorar os indicadores operacionais com a utilização de estruturas sinérgicas;
Permitir maior produtividade das equipes devido a maior capacidade de despacho do
Centro de Operação;
Melhorar a gestão de PRE e PÓS Operação.
6.7.5.5. Projeto de Automação de Redes de Distribuição
Automação do Sistema de Distribuição
Consiste na automação de redes de distribuição com a adoção de religadores
automatizados;
Os ganhos projetados consistem em reduções de indicadores de continuidade de DEC e FEC
e consequentemente compensações pagas por DIC, FIC e DMIC.
6.7.5.6. Projeto de Automação de Subestações
Adoção de um modelo simplificado, de baixo custo, com foco no telecomando e supervisão,
para subestações de pequeno porte.
Para subestações de médio e grande porte a automação prevê digitalização e modernização de
equipamentos, desde que economicamente viável o projeto.
Basicamente os ganhos de ambos os projetos estão na redução de compensações pagas e
redução de custos em desassistir as subestações, com minimização da devolução através da
compensação por violação dos índices de qualidade (DIC, FIC e DMIC) e as reduções com os
operadores nas subestações e gerações distribuídas.
6.7.5.7. Redução de Custos Operacionais com Revisitas (DI - Deslocamentos
Improcedentes)
Melhorar os índices de deslocamentos improcedentes e reprovas de serviços comerciais, para
atingir a referência de mercado para deslocamentos improcedentes emergenciais e reduzir o
custo por deslocamento improcedente e reprovas de revisitas comerciais.
Este projeto, além do viés de economia de recurso, possui papel fundamental para melhoria de
qualidade, uma vez que para os índices atuais para cada 2,5 atendimentos 1 atendimento foi
61
desnecessário, podendo ser convertido em um novo atendimento emergencial com menor
tempo de resposta.
6.7.5.8. Implantação de Inovações Tecnológicas e/ou Melhores Práticas para
Melhorar a Eficiência Operacional
Prospectar tecnologias que colaborem para uma maior eficiência operacional e implementar
tecnologias que ampliem a automação/mecanização do serviço de campo. Repensar o modelo
de operações em função das tecnologias incorporadas e nova realidade regulatória.
Oportunidade de Ganho
Redução no custo de operação da frota e em contratos de terceiros.
Redução em compensações por DIC com a melhoria do TMA com o ganho de agilidade nos
deslocamentos.
6.8. ADEQUAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS AOS RECONHECIDOS
NA TARIFA
Segundo a Aneel, a metodologia para estabelecer os Custos Operacionais a serem reconhecidos
na tarifa, procura estabelecer os custos operacionais eficientes para determinada área de
concessão, em condições que assegurem que a concessionária possa atingir os níveis de
qualidade exigidos para a prestação de serviço, baseando-se em três aspectos fundamentais:
1) Eficiência de Gestão;
2) Consistência entre o tratamento regulatório dado para os custos operacionais;
3) Condições específicas de cada área de concessão.
Os custos operacionais da distribuição (considerando os custos com geração do interior) atingirá
em 2014 o valor de R$ 471 milhões. Considerando como referência os custos estabelecidos pela
Aneel na 3ª Revisão Tarifária Periódica (3RTC) da Amazonas Distribuidora de Energia que está na
ordem de R$ 350 milhões, os custos praticados estão acima em 35%, não sendo cobertos pela
tarifa de venda de energia, conforme o gráfico abaixo:
62
Realizando a mesma comparação utilizando como referência os custos estabelecidos pela
ANEEL, e desconsiderando os custos de geração do interior que são subsidiados pela CCC,
observa-se uma aproximação dos custos operacionais de distribuição praticados pela empresa
aos níveis regulatórios no ano de 2017, conforme o gráfico abaixo. Para que isso ocorra há a
necessidade da realização dos investimentos financiados pelo BIRD, para a melhoria da
qualidade do serviço, combate as perdas e atualização tecnológica, somados as ações
estruturantes realizadas no curto e médio prazo apresentados neste plano.
350.418 362.373 374.744 394.634
121.481 137.180 132.729
63.867
471.899 499.553 507.473
458.501
2014 2015 2016 2017
Empresa de Referencial/Aneel Desvio do PMSO
Evolução do PMSO Evolução da ER
350.418 362.373 374.744
394.634
19.604 29.614
45.785 7.267 370.022 391.987
420.529 401.902
2014 2015 2016 2017
Empresa de Referência/Aneel Desvio do PMSO Evolução do PMSO Evolução da ER
63
6.9. CONSIDERAÇÕES FINAIS
A elaboração do Plano de Redução dos Custos Operacionais é resultado do trabalho que vem
sendo desenvolvido pela Diretoria Executiva e os dirigentes das empresas, por meio de reuniões
estratégicas, que visam implementar objetivos e diretrizes para alinhar o desempenho
organizacional ao novo ambiente institucional do setor elétrico brasileiro, com eficiência
empresarial para melhorar os diversos resultados exigidos pelos órgãos reguladores e acionistas.
As ações e projetos adotados estão analisados por meio de viabilidades financeiras, e espera-se
alcançar ate o ano de 2017 as reduções dos Custos Operacionais, enquadrando a empresa aos
principais indicadores de desempenho praticados por empresas de distribuição do setor elétrico
brasileiro.
As metas deverão alcançar no ano de 2017 os patamares que têm sido praticados no mercado
para os principais indicadores de produtividade e desempenho com o PMSO, conforme tabela
abaixo:
AMAZONAS
Resultados Econômicos e Financeiros 2014 2015 2016 2017 2018
Receita Operacional Líquida (ROL) - S/
Receita de Construção (R$ mil)1.890.815 2.320.720 2.747.670 2.998.632 3.384.480
Receita Operacional Líquida (ROL) - (R$ mil) 2.493.411 2.684.257 3.270.855 3.440.626 3.679.279
LAJIDA (EBTIDA) AJUSTADO (R$ mil) 92.045 170.965 139.299 235.559 425.257
LAJIDA (EBTIDA) (R$ mil) 52.623 160.163 126.456 220.823 407.707
PMSO (R$ mil) 809.803 499.553 507.473 458.501 482.572
PESSOAL (R$ mil) 393.739 277.212 265.624 262.109 275.870
Lucro / Prejuízo Líquido (R$ mil) (847.406) (426.340) (638.849) (710.856) (643.824)
Resultados Operacionais
Nº de empregados 2.142 1.562 1.659 1.412 1.412
Energia Vendida (GWh) 6.429 7.329 8.260 8.920 9.634
Consumidores 845.596 869.712 894.516 920.027 946.266
Indicadores de Produtividade
Consumidor por empregado 394,8 556,8 539,2 651,6 670,2
Consumo (GWh) por empregado 3,0 4,7 5,0 6,3 6,8
Consumo (GWh) por consumidor 7,6 8,4 9,2 9,7 10,2
ROL por empregado (R$ mil) 882,7 1.485,7 1.656,2 2.123,7 2.396,9
ROL por consumidor (R$ mil) 2,2 2,7 3,1 3,3 3,6
Indicadores de Pessoal
PMSO/ROL (%) 42,83 21,53 18,47 15,29 14,26
Pessoal/ROL (%) 20,82 11,95 9,67 8,74 8,15
Pessoal/GWh (R$/GWh) 6.124,56 3.782,45 3.215,91 2.938,29 2.863,48
MWh / Nº Empregado 3,0 4,7 5,0 6,3 6,8
EMPRESAS DE DISTRIBUIÇÃO DA ELETROBRAS
64
7. Plano da Operação e Manutenção (O & M)
7.1. Objetivo
O objetivo específico do Plano de Operação e Manutenção 2014-2018 é estabelecer as ações A serem
implementadas visando a melhoria do desempenho do sistema de distribuição de energia elétrica do
Amazonas e consequentemente melhorar os Indicadores de Continuidade Coletivos (DEC e FEC) e Individuais
(DIC, FIC e DMIC).
As Ações aqui tratadas possuem em sua abrangência os circuitos de distribuição de energia elétrica (MT e BT)
da cidade da capital Manaus e do Interior do estado do Amazonas. Premissas
Disponibilidade de Recursos Financeiros
Mesmo com dotação orçamentária, o entrave na realização física das ações tem sido a indisponibilidade de
recursos financeiros. Este trabalho leva como premissa básica a equalização da fonte de recursos para a
implantação dos projetos e sucesso na melhoria dos indicadores de continuidade.
Obras de Expansão entregues no prazo
Para se atingir os objetivos do Plano, faz-se necessário que os Projetos de Expansão de Rede de MT,
Interligação de Novos Alimentadores 13,8kV, Obras de Ampliação e Melhorias nos Sistemas de AT, MT e BT
sejam executados e entregues à Operação dentro do prazo e em conformidade com as Normas e Padrões
aplicáveis.
Geração do Interior com recursos até entrada dos PIEs
O Plano de Melhoria de Desempenho do Sistema de Distribuição do Amazonas leva em consideração a
continuidade de fornecimento da Geração Distribuída, mediante a garantia de recursos para operação de
grupos geradores locados e manutenção preventiva e corretiva dos grupos geradores próprios existentes até
que se tenha plena implantação dos Produtores Independentes de Energia (PIEs) no interior.
7.2. Estratégia de Operação e Manutenção
Os projetos e ações de O&M da Eletrobras Amazonas foram concebidos a partir do Planejamento Estratégico
ciclo 2014-2018, que revisitou o planejamento do ciclo anterior, tendo como principal balizador o
desenvolvimento de uma nova metodologia de análise e tratativas das ocorrências, resultando em novo
pacote de projetos a Melhoria dos Indicadores de Continuidade e Qualidade, inclusive com direcionamento à
redução de compensações por transgressão de indicadores individuais.
Do ponto de vista da Manutenção, as ações foram divididas em dois focos de priorização:
Plano anual de Manutenção Corretiva e Preventiva, baseado em análises de causa e efeito, avaliando o desempenho de equipamentos e circuitos que mais contribuíram para os indicadores FEC e DEC em 2013, bem como os eventos no decorrer de 2014, havendo avaliações por:
o Conjuntos o Calhas
65
o Subestações o Alimentadores o Chaves o Transformadores
Pontos críticos para atendimento à Copa do Mundo de Futebol 2014.
Para as ações relativas à Operação do sistema elétrico, a estratégia foi fortemente direcionada à gestão
otimizada de processos e recursos, concluindo em 2014 grandes projetos que já estavam em andamento e
otimizando os processos e tempo real, pré e pós operação e gestão dos serviços de campo, após a
reestruturação organizacional ocorrida em abril de 2014. A estratégia está focada na multifuncionalidade e
aumento de produtividade das equipes.
7.3. Ações e Projetos
Otimização da gestão de equipes
O projeto busca a melhoria da Gestão de Produtividade da Força de Trabalho implantando módulo no SDM,
Sistema de Despacho Móvel, que permita apuração de resultados e ganhos na utilização e eficiência das
equipes de campo.
SDM – Sistema de Despacho Móvel
O sistema possui o objetivo de melhoria da gestão dos serviços de campo e recursos disponíveis, provendo
ganhos de qualidade por meio de uma melhor logística de alocação e designação das demandas técnicas e
comerciais.
O Sistema dispõe várias funcionalidades para diferentes etapas do processo de gestão de equipes de campo:
Controle das Escalas de trabalho;
Programação e Roteirização do despacho em ambiente georeferenciado;
Agendamento, envio e reenvio de ordens de serviço técnicos e comerciais;
Monitoramento on-line das atividades de Campo;
Controle ativo das principais etapas de trabalho de uma equipe, como Chegada ao turno, Deslocamentos,
Execuções, Desvios e Intervalos.
Além dessas principais funcionalidades o sistema permite controles de atividades de apoio, mas não menos
importantes, como:
Controle de frota;
Controle de aplicações e retiradas de materiais;
Controle de velocidade e deslocamento das equipes;
Controle de horas trabalhadas e extras.
66
Resultados
Aumento da Eficiência e Utilização das equipes
de campo proporcionando até 30% de aumento na
produtividade global.
Garantir melhoria na performance das equipes
de campo, com redução dos tempos médios de
atendimento. Com menores tempos de
atendimento será possível garantir menores
tempos de interrupções e com isso menor DEC e
Menores Compensações. Redução de 30% no TMP
e 20% no TMD.
Além dos principais indicadores operacionais o ganho de produtividade das equipes de campo irá permitir
“fazer mais com menos”, com isso se espera:
Aumentar o volume de serviços preventivos no sistema elétrico;
Reduzir força de campo ou converter esse ganho na busca me melhoria na qualidade e continuidade;
Reduzir horas extras e sobreaviso.
COI – Centro de Operação Integrado
Os investimentos realizados na Gestão da Força de Campo aliados aos investimentos com automação de redes
e subestações torna realidade a Criação do Centro de Operação Integrado.
Com uma visão de todas as demandas e todos os recursos disponíveis a interação entre equipes comerciais,
técnicas emergenciais e de combate a perdas serão mais equipes disponíveis nas ruas, permitindo mais
flexibilidade e agilidade em atendimentos de serviços emergenciais de grande abrangência.
67
O principal objetivo é gerar Soluções Rápidas e Eficazes para os serviços prioritários e otimizar todos os demais
atendimentos visando redução de custos operacionais e melhora na qualidade e continuidade.
Resumo das Funcionalidades e Principais Benefícios:
Reduzir as estruturas de operação do interior;
Permitir ter uma visão de toda a distribuição de energia da empresa, em um único local;
Melhorar a gestão de crise proporcionada por desastres naturais (utilização de equipes integradas com
um só objetivo);
Melhorar os indicadores operacionais com a utilização de estruturas sinérgicas;
Permitir maior produtividade das equipes devido a maior capacidade de despacho do Centro de
Operação;
Melhorar a gestão de PRE e PÓS Operação.
Gestão de Produtividade da Força de Campo
O objetivo é atuação na gestão e melhoria de indicadores macros de desempenho das equipes de campo,
sendo os principais:
Utilização – Elevação do Hh das equipes de campo em atendimento efetivo. Mapeamento de desvios,
tratamento em pareto e medidas propostas para redução dos desvios são as principais gestões para
melhoria da utilização das equipes. A elevação dos níveis de utilização dos eletricistas podem superar
20%;
Eficiência – Redução na execução dos tempos das atividades. Enquanto o eletricista está em “utilização”,
ou seja, fora de desvio e realizando uma atividade técnica, comercial ou em deslocamento, quão ele está
sendo eficiente em realizar essas atividades no menor tempo possível.
Case de sucesso em empresas do setor elétrico indicam ganhos de produtividade na ordem de 15 a 20% no
primeiro ano após a implantação.
68
Esses ganhos de produtividade podem ser convertidos em redução de força de campo, em maior capacidade
de realização de atendimentos e manutenções preventivas ou redução de tempos de atendimento praticados
atualmente, ou seja, pode-se optar em converter o ganho em eficiência de custos ou melhoria na qualidade e
continuidade.
Implantação de Inovações Tecnológicas e/ou Melhores Práticas para Melhorar a Eficiência Operacional
Prospectar tecnologias que colaborem para uma maior eficiência operacional e implementar tecnologias que
ampliem a automação/mecanização do serviço de campo. Repensar o modelo de operações em função das
tecnologias incorporadas e nova realidade regulatória.
Redução de Deslocamentos Improcedentes
Melhorar os índices de deslocamentos improcedentes e reprovas de serviços comerciais. Meta de atingir
referência de mercado para deslocamentos improcedentes emergenciais. Redução de custo por deslocamento
improcedente. Redução de custos por reprovas e revisitas comerciais.
Este projeto além do viés de economia de recurso possui papel fundamental para melhoria de qualidade, uma
vez que para os índices atuais para cada 2,5 atendimentos 1 atendimento foi desnecessário, podendo ser
convertido em um novo atendimento emergencial com menor tempo de resposta.
Automação de redes de distribuição
Automação do Sistema de Distribuição
Consiste na automação de redes de
distribuição com a adoção de religadores
automatizados.
Os ganhos projetados consistem em reduções de indicadores de continuidade de DEC e FEC e consequentemente compensações pagas por DIC, FIC e DMIC.
69
O projeto prevê a instalação de 333 religadores em Manaus. O projeto já está em andamento e prevê a conclusão das entregas dos equipamentos em setembro/2014
Manutenção otimizada do sistema de MT/BT
O projeto traz uma nova perspectiva de estratificação e análise de causa e efeito direcionando a atuação da
manutenção para pontos críticos do sistema, por meio da realizaçãode análise de causa a curto e médio prazo,
buscando direcionar a atuação da manutenção adequada a cada tipo de evento e necessidade de resposta.
Serão criadas três níveis de inspeção e manutenção de forma a proporcionar atuação mais célere para cada
tipo de problema e levando em consideração o impacto causado ao consumidor final.
Manutenção Nível 01 – Manutenção imediata a ser realizada sob a coordenação do COI, assim que identificado um problema reincidente, que tem como objetivo básico estancar a causa das interrupções de determinado equipamento/circuito. Durante esta intervenção já se identifica a necessidade de atauação de inspeção e manutenção de nível 02.
Manutenção Nível 02 – Manutenção programável, a ser realizada em curto prazo (máximo 30 dias), tratando
defeitos em equipamentos e circuitos que gerem potenciais riscos de desligamentos. Manutenção Nível 03 – Manutenção programada corretiva e preventiva de médio e logo em todo o sistema,
seguindo os critérios de priorização definidos nas análises de causa e efeito realizados anualmente e revisados trimestralmente.
Neste projeto estão contempladas as ações de termovisão, manutenção em linha morta e linha viva, poda de
árvores e serviços emergenciais.
Otimização da manutenção corretiva a curto prazo
Implantação da Pesquisa diárias dos eventos que mais impactaram para o sistema (DEC/FEC e
DIC/FIC/DMIC) - nos últimos 5 e 15 dias com tratamento imediato pela manutenção.
Revisitação mensal das ações de manutenção preventiva em alimentadores
Manutenção programada focada em tronco de alimentadores e ramais prioritários, otimizando os
recursos existentes
Termovisão/Linha Viva
Poda/Linha Viva
Inspeção Visual/Linha Viva
AÇÕES DE MELHORIAS NO CONTROLE, ANÁLISE E TRATAMENTO DE OCORRÊNCIAS NA AT
Apresentar de maneira resumida a metodologia da análise de causas, para linhas, SEs e Rede e finalizando com
o apontamento dos resultados e locais, os circuitos que decidimos atacar por serem os mais significativos e
impactantes para o DEC, FEC e TMA, por subestação, alimentador, conjunto, região e calha, para que fosse
apresentado em gráficos e um mapa evidenciando pontos críticos e o alvo da manutenção, na capital haverá
um mapa urbano onde destacaremos SEs e Alimentadores a serem atacados, no interior focaremos as cidades
e calhas mais impactantes.
Melhorar o controle, análise e tratamento de ocorrências na AT, onde criaremos um Grupo de Análise de
Ocorrências – GAO, após definição das ações e análise, tratar-se-á das ocorrências em SE’s e Linhas, em definir
70
e implantar metodologia/ferramenta de controle de não-conformidades no sistema de AT, abertas pela
operação ou identificadas pela Manutenção para definirmos os critérios e prioridades juntos aos responsáveis
com o prazos dos prioritários, para o acompanhamento das medições e resultados juntos aos indicadores de
disponibilidades e taxa de falha no equipamento.
GESTÃO DE EQUIPES TÉCNICAS E COMERCIAIS
A reorganização de equipes de campo e o redimensionamento de operadores do COI, avalia a capacidade de
despacho com a quantidade de equipes, redimensionando os operadores do COI e avaliando a capacidade de
despacho com o nível quantitativo de equipes, ajustando as escalas com o direcionamento das maiores
disponibilidades de equipe para os momentos de maiores demandas, realocando as equipes da capital, onde
leva-se em consideração a demanda regionalizada, demanda horária e o fluxo de trânsito. Nova contratação
com equipes de campo com filosofia multifuncional obtêm-se o controle de produtividade e a conclusão do
SDM implantado.
MELHORIA DO PROCESSO DE ESTUDOS DE PROTEÇÃO E SUAS RESPECTIVAS IMPLEMENTAÇÕES
Otimizar a manutenção corretiva a curto prazo com a Implantação das Pesquisas diárias dos eventos que mais
impactaram para o sistema (DEC/FEC e DIC/FIC/DMIC) - nos últimos 5 e 15 dias, com tratamento imediato pela
manutenção e revisitação mensal das ações de manutenção preventiva em alimentadores para manutenção
programada, focada em tronco de alimentadores e ramais prioritários, otimizando os recursos existentes em
Termovisão/Linha Viva, com a criação de rotinas de controle dos pontos quentes e seu respectivo tratamento,
realizar poda junto a Linha Viva com inspeção Visual, os estudos de proteção da Distribuição, ) ocorrerá um
redesenho do processo como um todo, onde definiremos as responsabilidades por etapa e segmento do
sistema (AT e MT), redefinição de rotina dos estudos e implementação onde atualizaremos o cadastro e
ajustes para o dimensionamento do SGTD no cadastro técnico e aprimoramento dos relatórios extraídos.
QUALIDADE DO PRODUTO (DRP/DRC E RESSARCIMENTO)
Com a qualidade do produto (DRP/DRC e Ressarcimento), reavaliaremos o processo atual para ajustar a
estrutura de execução e controlar os processos e pedidos com medições de grandeza, inspeções em campo,
para que os projetos de adequação de rede sejam definidos com suas respectivas responsabilidades e fluxo
nos ajustes dos prazos na execução de obras para regularização e avaliação da estrutura atual, mostrando a
situação dos contratos de seviços e validação do atendimento.
MODERNIZAÇÃO DA AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES
71
O projeto prevê a substituição de equipamentos obsoletos do sistema SAGE, que visa melhorar o desempenho
da automação das subestações melhorando a qualidade das informações.
7.4. Definição dos Limites de DEC e FEC da ANEEL
A partir da capacidade de esforços de cada projeto, foram projetadas as metas anuais de DEC e FEC para o
ciclo 2014 a 2018, onde verifica-se a necessidade de ajuste nas metas do CMDE conforme apresentado no
gráfico a seguir.
No entanto, estamos projetando que já no ano de 2014 estaremos atingindo as metas regulatórias globais de
DEC e FEC.
Vale destacar a proporcionalidade das ações distintas na capital do estado e no interior, sendo que para o
alcance da meta em 51,23 h de DEC será necessário uma redução significativa da capital de 45,28 para 35,42
representando 22% de melhoria do indicador.
72
73
74
7.5. Orçamento – Diretoria de Operação
Mesmo diante das especificidades da área de concessão da Distribuidora Eletrobras Amazonas e
todas as ações que já se encontram em curso temos como objetivo principal deste plano, a
obtenção de novos patamares de eficiência e qualidade, buscando a melhoria dos resultados
operacionais e consequentemente melhoria da imagem da empresa perante a sociedade, bem
como contribuindo para melhoria dos resultados econômico e financeiro.
CUSTEIO 2014
INVESTIMENTO 2014
Total Descrição
R$ 68.354.000,00 R$ 43.975.886,93 R$ 112.329.886,93 Gerenciável Necessário
R$ 85.178.386,00 R$ 0,00 R$ 85.178.386,00 Rateado outra Área
R$ 24.715.000,00 R$ 0,00 R$ 24.715.000,00 Dimension Serv Com
R$ 178.247.386,00 R$ 43.975.886,93 R$ 222.223.272,93 Total Necessário
R$ 152.624.790,00 R$ 58.750.066,00 R$ 211.374.856,00 Aprovado Gerenciável
R$ 7.000.000,00 R$ 0,00 R$ 7.000.000,00 Aprovado Serv Com
R$ 152.631.790,00 R$ 58.750.066,00 R$ 211.381.856,00 Total Aprovado
-R$ 25.615.596,00 R$ 14.774.179,07 -R$ 10.841.416,93 Diferença
A proposição de orçamento, advinda do dimensionamento das ações planejadas de Operação e
Manutenção para superação das metas de indicadores de continuidade, encontra-se com
variação de % em relação ao aprovado para 2014. Desta forma, faz-se extremamente necessário a
adequação do orçamento às ações projetadas pela Diretoria de Operação.
75
8. Projeções Econômico Financeiras
8.1. Receita de Fornecimento
A seguir são apresentadas as Receitas de Fornecimento por Classe de Consumo de acordo com os
correspondentes Mercados e Tarifas de Venda de energia.
8.2. Outras Receitas
Receita de PLD
Receita de Venda de Energia no Mercado Spot é o resultado da energia liquidada no mercado de
curto prazo ao preço da liquidação das diferenças – PLD.
Nesse tópico, por conta da sobrecontratação involuntária da AmE de energia adquirida no ACR,
faremos a exposição do impacto no caixa da Distribuidora, por ocasião da Liquidação no Mercado
de Curto Prazo – MCP.
Desde janeiro de 2012 a AmE está liquidando os montantes de energia adquiridos por meio dos
Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEARs (Leilão de Energia
Nova). Por força desses contratos, a AmE possui obrigações de efetuar o pagamento da energia
contratada aos agentes de Geração.
Por outro lado, face à restrição técnica da conexão ao SIN, a diferença entre o montante
contratado e o montante de energia transferido do SIN é liquidada no MCP à base de PLD. Como o
PLD vem apresentando valores acima do preço médio dos CCEARs celebrados com a AmE, a
empresa vem apresentando ganhos nessa operação.
Parte dessa sobrecontratação decorreu por aquisições involuntárias de energia nos leilões, como
destaca a Tabela abaixo.
DATA jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
RECEITA (R$ MIL) 128.726 128.422 131.766 139.017 142.274 146.841 151.172 159.494 161.705 164.367 170.466 162.910 1.787.160
Residencial 47.502 50.543 46.643 52.251 53.680 57.799 61.034 60.727 61.732 62.567 65.107 62.123 681.709
Industrial 31.499 29.534 34.485 35.586 35.673 34.350 35.963 39.422 39.679 40.418 41.886 39.912 438.407
Comercial 32.944 32.059 33.591 33.315 34.512 35.980 35.525 39.172 39.669 40.407 41.579 39.594 438.346
Poder Público 7.969 7.955 8.659 9.800 9.919 9.983 9.528 10.439 10.767 10.946 11.454 10.910 118.330
Iluminação Pública 2.626 2.687 2.477 2.440 2.751 3.118 3.152 3.526 3.609 3.648 3.789 3.633 37.456
Serviço Público 4.010 4.015 4.186 4.000 4.095 3.855 3.950 4.134 4.019 4.269 4.432 4.472 49.438
Rural 1.518 1.077 1.111 1.045 1.036 1.165 1.367 1.378 1.499 1.402 1.486 1.570 15.653
Próprio 658 552 615 580 606 592 653 696 731 708 732 697 7.820
Amazonas Distribuidora 2015 2016 2017 2018
RECEITA (R$) 2.160.414.317 2.568.643.010 2.947.191.324 3.509.953.745
Residencial 840.691.455 1.013.892.119 1.179.977.186 1.425.402.178
Industrial 505.207.212 597.017.734 677.932.030 798.535.012
Comercial 553.667.187 663.033.887 753.218.064 887.920.940
Poder Público 134.700.144 152.386.843 173.011.786 204.236.106
Iluminação Pública 44.948.710 51.364.945 60.007.388 72.691.907
Serviço Público 55.923.358 62.585.813 70.821.866 83.121.116
Rural 17.986.170 20.572.053 23.806.983 28.610.584
Próprio 7.290.082 7.789.615 8.416.022 9.435.903 Reajuste/Revisão Tarifária (%) 20,9% 18,9% 14,7% 19,1%
76
Tabela – Aquisição Involuntária de Energia nos Leilões de Energia Nova
Com a conclusão das obras do sistema receptor de Manaus, deixando de existir a restrição de
transmissão, a energia excedente contratada via CCEARs será liquidada no MCP, compelindo a
AmE à exposição do Mercado de Curto Prazo.
Nesse quadro, a AmE terá os custos dos montantes de energia contratados conforme os CCEARs
(Despesas) e, para os montantes excedentes liquidadas no Mercado de Curto Prazo, terá receita
ou despesa, dependendo do valor do PLD.
Em 2014 a empresa espera liquidar no mercado de curto prazo ao preço médio de R$/MWh
119,94 o excedente de energia adquirido em leilões no ACR. Desta forma, espera-se que a
Amazonas Energia Distribuidora receba um montante de R$ 459,9 milhões, vide tabela abaixo.
Composição de Receitas Adicionais
Energia Contratada
Involuntariamente
(MWmédio)
Motivo Ato Administrativo
71,2
Exclusão da Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA do 2º
Leilão de Fontes Alternativas – LFA/2010, promovendo o rateio do
montante de energia da CEA entre as demais distribuidoras na
proporção da energia por elas adquirida no certame.
Despacho Nº 1.279/2012
44,74
O resultado do 12º Leilão de Energia Nova impeliu a AmE a contratar
147,68 MW médio, sendo este valor superior à necessidade declarada
pela AmE quando participou do certame que foi de 102,94 MW médio.
Homologação do Leilão Nº 2/2011-
ANEEL, publicado no Diário
Oficial da União no dia 21/10/11.
RECEITA DE PLD jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
Energia Excedente/Sobrecontratação
de Energia (MWh)206.674 228.134 352.808 329.021 339.988 329.021 339.988 339.988 329.272 343.801 342.185 353.591 3.834.471
Preço Médio PLD (R$/MWh) 128,69 128,75 119,04 119,04 119,04 119,04 119,04 119,04 119,02 118,76 118,07 118,07 119,94
Receita de PLD (R$ Mil) 26.597 29.372 41.999 39.168 40.473 39.168 40.473 40.473 39.191 40.831 40.403 41.749 459.896
RECEITA DE PLD 2015 2016 2017 2018
Energia Excedente/Sobrecontratação de Energia (MWh) 3.808.946 4.584.603 4.040.527 3.520.219
Preço Médio PLD (R$/MWh) 169,78 173,00 181,42 189,81
Receita de PLD (R$ Mil) 646.667 793.147 733.028 668.156
DATA jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
Outras Receitas (Valores em R$ Mil) 100.999 102.934 117.478 115.103 116.809 114.566 115.745 115.613 114.641 116.331 115.431 115.700 1.361.350
REPASSE CDE 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 20.862 250.339
Venda de Energia Mercado Spot - PLD 26.597 29.372 41.999 39.168 40.473 39.168 40.473 40.473 39.191 40.831 40.403 41.749 459.896
Renda da Prestação de Serviços -
Venda de Produtos -
Venda de Serviços -
Arrendamentos e Aluguéis -
Doações, Contribuições e
Subvenções Vinculadas ao Serviço
Concedido -
Ganhos na Alienação de Materiais -
Receita de Construção 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 51.617 619.406
Outras Receitas e Rendas 1.924 1.083 3.000 3.457 3.857 2.919 2.793 2.661 2.971 3.021 2.550 1.472 31.708
77
Repasse CDE (TUSD)
A receita de repasse – CDE trata-se de uma receita compensatória, homologada pela ANEEL no
Art. 9º da resolução homologatória 1.457/13, na qual propõe o reposicionamento do equilíbrio
referente à redução da tarifa. Para 2013 foi considerado este repasse mensal no montante de
R$.19,7 milhões durante o período de 11 meses da AmE. Para 2014 essa receita foi mantida uma
vez que os índices de reajuste proposto para tarifa não contemplavam essa compensação. Na
proposta de orçamento 2014 a Receita Compensatória da TUSD será da ordem de R$ 250,3
milhões.
8.3. Tarifa
Neste estudo, foi considerado a tarifa realizada do mês de dezembro de 2013. Dessa forma, esta
tarifa já contempla os efeitos da redução de -3,81% ocorrido no terceiro ciclo da RTP.
Para novembro de 2014 o valor do índice de reajuste tarifário a ser concedido à Eletrobras
Amazonas Energia será de 4,8107%. Este índice está alinhado com os estudos da Diretoria de
Regulação.
R$ Mil
Amazonas Distribuidora 2015 2016 2017 2018
Outras Receitas 1.521.096 1.630.258 1.506.214 1.312.362
REPASSE CDE 264.108 278.634 293.959 310.127
Receitas de Venda de Energia Mercado Spot - PLD 646.667 793.147 733.028 668.156
Renda da Prestação de Serviços
Venda de Produtos
Venda de Serviços
Arrendamentos e Aluguéis
Doações, Contribuições e Subvenções Vinculadas ao
Serviço Concedido
Ganhos na Alienação de Materiais
Receita de Construção 576.869 523.185 441.994 294.799
Outras Receitas e Rendas 33.452 35.291 37.232 39.280
332,47 365,2
291,5 277,99
273,8 306,5
241,7 229,9
-
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
2011 2012 2013 2014
R$
/ M
WH
Tarifa de Venda
Realizado Bruto Nova Projeção Bruta
Realizado Líquido Nova Projeção Líquida
294,8 311,0
330,4 364,3
242,3 255,3 271,0
298,5
-
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
400,0
2015 2016 2017 2018
R$
/ M
WH
Tarifa de Venda
Bruta Líquida
78
8.4. Deduções da Receita
DATA jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
TARIFAS (R$/MWh) 274,76 277,80 272,64 274,34 274,65 277,13 277,64 275,85 275,54 275,76 288,90 288,57 277,99
Residencial 333,75 335,99 333,29 335,87 336,14 337,41 338,47 337,53 336,40 337,03 352,56 352,40 339,22
Industrial 229,59 229,64 229,54 229,56 229,57 229,61 229,59 229,52 229,55 229,53 240,61 240,61 231,55
Comercial 316,34 315,53 315,60 317,05 317,12 317,32 316,85 317,40 316,95 317,05 332,53 332,55 319,56
Poder Público 203,78 204,43 197,71 196,76 195,18 196,34 197,29 197,31 198,78 198,58 208,85 208,84 200,27
Iluminação Pública 182,71 183,57 182,22 182,12 183,64 184,89 185,29 184,92 184,08 184,49 193,14 192,84 185,65
Serviço Público 208,16 208,12 208,13 208,33 208,56 208,38 208,28 207,70 208,48 207,86 218,01 217,97 209,89
Rural 185,97 187,28 187,77 187,70 188,88 189,46 187,44 187,74 187,22 187,79 196,65 195,96 189,28
Próprio 166,93 181,36 188,90 187,14 191,49 184,31 170,29 179,15 170,46 178,71 187,31 187,31 180,53 Reajuste/Revisão Tarifária (%)
Amazonas Distribuidora 2015 2016 2017 2018
TARIFAS (R$/MWh) 294,78 310,99 330,39 364,33
Residencial 357,79 376,86 400,18 441,07
Industrial 242,82 255,06 270,43 297,42
Comercial 335,68 352,37 373,65 410,96
Poder Público 209,53 219,28 232,24 256,46
Iluminação Pública 195,67 205,71 218,87 241,47
Serviço Público 220,05 230,80 244,77 269,24
Rural 198,62 208,61 221,68 244,64
Próprio 227,98 239,06 253,46 278,88
Reajuste/Revisão Tarifária (%) 6,0% 5,5% 6,2% 10,3%
R$ Mil
2014
2012 2013 Nova projeção
ICMS 344.937 301.314 376.474
PIS / COFINS 180.078 211.865 233.988
RGR 28.572 2.434 -
CCC 76.227 7.207 -
CDE - - -
P&D / PEE / FCNDT 17.368 16.475 27.826
OUTROS -
TOTAL 647.183 539.296 638.287
DEDUÇÕES DA RECEITA
AmazonasREALIZADO
R$ Mil
Amazonas Distribuidora 2015 2016 2017 2018
ICMS (462.371) (547.379) (597.356) (674.184)
COFINS (236.114) (279.524) (305.045) (344.278)
PIS (51.262) (60.686) (66.227) (74.745)
OUTROS (34.174) (40.457) (44.151) (49.830)
TOTAL (783.922) (928.046) (1.012.779) (1.143.036)
DEDUÇÕES DA RECEITA
79
8.5. Combustível/CCC/Grupos Geradores
8.6. Compra de Energia
A Amazonas mantém contratos de 05 (cincos) produtores independentes de energia da Capital
desde 2006. Para 2014 está previsto um custo econômico de R$ 384 milhões.
Outro fator importante na Curva de Compra de Energia do sistema Manaus será os montantes de
energia adquiridos através dos Contratatos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado
– CCEARs, que foram projetados para todo o período, levando em consideração os contratos já
fechados e os CCEARs a contratar.
Para que a energia do CCEARs contratado seja utilizada em sua totalidade pela AmD é necessário
que a interligação ao SIN seja concluída. Atualmente a AmE é considerada pelo ONS – Operador
Nacional do Sistema, em um sistema semi-isolado, pois a empresa cumpriu apenas a primeira
etapa da interligação, interligando o sistema Manaus através da Subestação Lechuga em Julho de
2013, via seccionamento do Circuito 230 kV Manaus - Cristiano Rocha.
De acordo com a Nota Técnica 115/2013-SEM/SRG/ANEEL, a condição resolutiva para o sistema
Manaus ser considerado interligado ao SIN se dará por meio de Despacho do Diretor Geral,
atestando a conclusão das seguintes obras (a serem efetuadas pela AmE) no sistema Manaus:
Seccionamento completo na Subestação Lechuga do circuito existente em 230 kV
Manaus – Balbina;
Entrada em operação da Subestação Jorge Teixeira 230/138 kV suprindo a Subestação
Mutirão e o transformador 230/138 kV da Subestação Manaus, que suprirá as
Subestações de Cachoeira Grande e Compensa;
Entrada em operação da Subestação Mauá 3 230/138 kV e 138/69 kV; e
Entrada em operação do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC para evitar
colapso de frequência no sistema Manaus quando da perda da interligação.
O referido ato será o marco a partir de quando o sistema Manaus será considerado plenamente
interligado e, portanto, passarão a valer as regras do sistema interligado para região, tanto para o
ambiente de operação como para a comercialização de energia elétrica.
DATA jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
(Valores em R$ Mil) 37.778 28.194 1.760- 38.066 22.502 13.907 37.027 306- 1.309 10.927 10.626 4.599 202.870
Combustível 326.766 312.992 332.320 328.800 378.026 365.689 339.495 356.396 342.716 352.375 324.934 329.545 4.090.053
CCC (327.645) (323.455) (372.738) (329.392) (394.181) (390.439) (341.125) (395.360) (380.064) (380.105) (352.965) (363.604) (4.351.073)
Aluguel Grupo Gerador 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 38.658 463.890
Amazonas Distribuidora 2015 2016 2017 2018
(Valores em R$ Mil) 115.296 214.489 178.620 189.297
Combustível 2.906.055 2.076.707 1.957.315 2.060.074
CCC (3.063.577) (1.916.782) (1.778.695) (1.870.777)
Aluguel Grupo Gerador 272.818 54.564 - -
80
O gráfico a seguir apresenta a evolução anual do valor de Compra de Energia, bem como a
projeção de 2014. Importante salientar os valores da compra de energia sem o efetio leasing
representam o resultado regulatório de contabilização.
As projeção de 2015 a 2018 para a Compra de Energia são as seguintes:
O gráfico abaixo apresenta a abertura da compra de energia (PIEs versus Leilão), bem como a
projeção de 2014. Importante salientar os valores da compra de energia sem o efetio leasing
representam o resultado regulatório de contabilização.
179.302 98.100
406.444
722.770
-
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
2011 2012 2013 2014
R$
Mil
Compra de Energia c/ Efeito Leasing
Realizado Nova Projeção
465.312 405.760
736.024
1.017.465
-
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
2011 2012 2013 2014
R$
Mil
Compra de Energia s/ Efeito Leasing
Realizado Nova Projeção
1.502.021
1.850.075
2.086.068 2.238.096
-
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
2015 2016 2017 2018
R$
Mil
Compra de Energia c/ Efeito Leasing
1.796.690
2.144.743 2.380.736
2.532.764
-
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
2015 2016 2017 2018
R$
Mil
Compra de Energia s/ Efeito Leasing
179.302
96.460 99.074 89.311
1.640
307.370
633.458
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
2011 2012 2013 2014
R$
Mil
Compra de Energia c/ Efeito Leasing (PIE e Leilão)
PIE Realizado PIE ProjetadoLEILÃO Realizado** LEILÃO Projetado
465.312 404.120 428.654
384.007
1.640
307.370
633.458
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
2011 2012 2013 2014
R$
Mil
Compra de Energia s/ Efeito Leasing (PIE e Leilão)
PIE Realizado PIE ProjetadoLEILÃO Realizado** LEILÃO Projetado
81
Nas tabelas a seguir os valores de compra de energia estão discriminados mensalmente para o
ano 2014.
A partir de 2015 a Amazonas Distribuidora passará a comprar energia da Amazonas Geradora. Nas
tabelas a seguir os valores de compra de energia estão discriminados anualmente de 2015 a 2018.
405.127 427.644 450.917 475.717
814.106 911.174
958.173 1.010.575
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
2015 2016 2017 2018
R$
Mil
Compra de Energia c/ Efeito Leasing (PIE e Leilão)
PIE Projetado LEILÃO Projetado
110.459 132.976 156.248 181.049
814.106 911.174
958.173 1.010.575
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
2015 2016 2017 2018
R$
Mil
Compra de Energia s/ Efeito Leasing (PIE e Leilão)
PIE Projetado LEILÃO Projetado
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
455.914 442.394 589.228 570.221 589.228 570.221 589.228 589.228 570.472 593.041 583.385 602.831 6.745.391
PIEs - Produtores Independente de Energia 226.920 204.960 226.920 219.600 226.920 219.600 226.920 226.920 219.600 226.920 219.600 226.920 2.671.800
PIE - Breitener Tambaqui 44.640 40.320 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 525.600
PIE - Breitener Jaraqui 44.640 40.320 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 525.600
PIE - Rio Amazonas Energia 48.360 43.680 48.360 46.800 48.360 46.800 48.360 48.360 46.800 48.360 46.800 48.360 569.400
PIE - CIA Energética de Manaus 44.640 40.320 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 525.600
PIE - Geradora de Energia do Amazonas 44.640 40.320 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 44.640 43.200 44.640 43.200 44.640 525.600
CCVEE Leilão 228.994 237.434 362.308 350.621 362.308 350.621 362.308 362.308 350.872 366.121 363.785 375.911 4.073.591
Cresc % MWh -3,0% 33,2% -3,2% 3,3% -3,2% 3,3% 0,0% -3,2% 4,0% -1,6% 3,3%
ENERGIA COMPRADA (MWh) DE
CADA CONTRATO
VALOR ECONÔMICO jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
ENERGIA COMPRADA (R$ mil) DE
CADA CONTRATO 45.608.119 46.886.844 63.318.818 61.465.954 63.318.818 61.465.954 63.318.818 63.318.818 61.495.987 63.774.738 63.444.375 65.352.407 722.769.651
PIEs - Produtores Independente de Energia 31.833.001 31.199.036 31.833.001 31.621.679 31.833.001 31.621.679 31.833.001 31.833.001 31.621.679 31.833.001 33.360.872 33.583.816 384.006.771
PIE - Breitener Tambaqui 6.538.433 6.403.964 6.538.433 6.493.610 6.538.433 6.493.610 6.538.433 6.538.433 6.493.610 6.538.433 6.850.758 6.898.047 78.864.194
PIE - Breitener Jaraqui 6.545.157 6.410.688 6.545.157 6.500.334 6.545.157 6.500.334 6.545.157 6.545.157 6.500.334 6.545.157 6.857.852 6.905.140 78.945.621
PIE - Rio Amazonas Energia 6.875.961 6.741.173 6.875.961 6.831.032 6.875.961 6.831.032 6.875.961 6.875.961 6.831.032 6.875.961 7.206.739 7.254.139 82.950.912
PIE - CIA Energética de Manaus 5.823.394 5.712.298 5.823.394 5.786.362 5.823.394 5.786.362 5.823.394 5.823.394 5.786.362 5.823.394 6.104.612 6.143.681 70.260.042
PIE - Geradora de Energia do Amazonas 6.050.057 5.930.913 6.050.057 6.010.342 6.050.057 6.010.342 6.050.057 6.050.057 6.010.342 6.050.057 6.340.911 6.382.810 72.986.002
PIE - Reversão da Compra de energia - Leasing (24.429.360) (23.942.840) (24.429.360) (24.267.187) (24.429.360) (24.267.187) (24.429.360) (24.429.360) (24.267.187) (24.429.360) (25.601.882) (25.772.975) (294.695.416)
CCVEE Leilão 38.204.478 39.630.648 55.915.177 54.111.461 55.915.177 54.111.461 55.915.177 55.915.177 54.141.494 56.371.097 55.685.385 57.541.565 633.458.297
Cresc % R$ mil 2,8% 35,0% -2,9% 3,0% -2,9% 3,0% 0,0% -2,9% 3,7% -0,5% 3,0%
2015 2016 2017 2018
13.493.354 15.597.504 15.701.246 15.871.611
PIEs - Produtores Independente de Energia 2.671.800 2.679.120 2.671.800 2.671.800
PIE - Breitener Tambaqui 525.600 527.040 525.600 525.600
PIE - Breitener Jaraqui 525.600 527.040 525.600 525.600
PIE - Rio Amazonas Energia 525.600 527.040 525.600 525.600
PIE - CIA Energética de Manaus 525.600 527.040 525.600 525.600
PIE - Geradora de Energia do Amazonas 569.400 570.960 569.400 569.400
UHE Balbina 1.158.948 1.162.123 1.158.948 1.158.948
PIEs - Interior 785.455 1.678.299 1.787.994 1.911.280
CCVEE - AmGT 4.752.154 5.436.418 5.421.564 5.421.564
UHE Balbina 1.158.948 1.162.123 1.158.948 1.158.948
UTE Aparecida
UTE Mauá BL 3
UTE Mauá 3 3.593.206 4.274.294 4.262.616 4.262.616
CCVEE Leilão 5.283.945 5.803.667 5.819.887 5.866.967
Cresc % MWh 15,6% 0,7% 1,1%
ENERGIA COMPRADA (MWh) DE CADA CONTRATO
82
8.7. Balanço Energético
Na tabela a seguir está apresentada a abertura do Balanço Energético considerando a Oferta de
Energia para atender a Carga em 2014.
VALOR ECONÔMICO 2015 2016 2017 2018
ENERGIA COMPRADA (R$ mil) DE CADA CONTRATO 1.502.021 1.850.075 2.086.068 2.238.096
PIEs - Produtores Independente de Energia 405.127 427.644 450.917 475.717
PIE - Breitener Tambaqui 83.202 87.828 92.606 97.699
PIE - Breitener Jaraqui 83.288 87.918 92.701 97.800
PIE - Rio Amazonas Energia 87.513 92.376 97.404 102.762
PIE - CIA Energética de Manaus 74.124 78.242 82.502 87.040
PIE - Geradora de Energia do Amazonas 77.000 81.279 85.703 90.417
PIE - Reversão da Compra de energia - Leasing (294.669) (294.669) (294.669) (294.669)
PIEs - Interior 195.233 328.838 369.966
CCVEE - AmGT 577.456 610.692 642.809 676.506
CCVEE - Leilão 814.106 911.174 958.173 1.010.575
Cresc % R$ mil -99,8% 23,2% 12,8% 7,3%
MWh
Balanço Energético Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2014
Mercado de Energia 468.509 462.277 483.288 506.735 518.013 529.862 544.482 578.193 586.861 596.046 590.048 564.550 6.428.864
Perdas de Energia 335.498 211.942 281.821 290.540 291.036 281.424 298.802 299.942 303.932 299.524 291.517 275.718 3.461.696
Compra de energia 804.007 674.220 765.108 797.275 809.049 811.286 843.284 878.135 890.793 895.570 881.565 840.268 9.890.560
Indíce de Perdas 41,7% 31,4% 36,8% 36,4% 36,0% 34,7% 35,4% 34,2% 34,1% 33,4% 33,1% 32,8% 35,0%
MWh
Balanço Energético Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2014
MERCADO DE ENERGIA 804.007 674.220 765.108 797.275 809.049 811.286 843.284 878.135 890.793 895.570 881.565 840.268 9.890.560
OFERTA DE ENERGIA 804.007 674.220 765.108 797.275 809.049 811.286 843.284 878.135 890.793 895.570 881.565 840.268 9.890.560
CAPITAL 697.062 573.798 657.040 689.132 696.970 704.178 733.946 759.829 772.347 777.427 763.084 724.265 8.549.077
Geração Hidraúlica 98.431 88.906 98.431 95.256 98.431 95.256 98.431 98.431 95.256 98.431 95.256 98.431 1.158.948
Geração Térmica 216.744 168.000 215.760 212.584 220.151 217.072 224.032 186.000 180.000 186.000 180.000 186.000 2.392.342
Aparecida 111.600 100.800 111.600 108.000 111.600 108.000 111.600 111.600 108.000 111.600 108.000 111.600 1.314.000
Mauá 105.144 67.200 104.160 104.584 108.551 109.072 112.432 74.400 72.000 74.400 72.000 74.400 1.078.342
Mauá BL 1 14.880 0 14.880 14.400 14.880 14.400 14.880 0 0 0 0 0 88.320
Mauá BL 3 74.400 67.200 74.400 72.000 74.400 72.000 74.400 74.400 72.000 74.400 72.000 74.400 876.000
Mauá BL 4 15.864 0 14.880 18.184 19.271 22.672 23.152 0 0 0 0 0 114.022
Nova UTE Mauá 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Locação de GG 132.647 102.633 106.428 140.093 129.148 150.650 162.243 226.158 255.891 243.755 246.628 190.593 2.086.867
PIE`S 226.920 204.960 226.920 219.600 226.920 219.600 226.920 226.920 219.600 226.920 219.600 226.920 2.671.800
ACR - Considerado 22.320 9.300 9.500 21.600 22.320 21.600 22.320 22.320 21.600 22.320 21.600 22.320 239.120
ACR - Contratado 228.994 237.434 362.308 350.621 362.308 350.621 362.308 362.308 350.872 366.121 363.785 375.911 4.073.591
ACR - Descontratado 206.674 228.134 352.808 329.021 339.988 329.021 339.988 339.988 329.272 343.801 342.185 353.591 3.834.471
ACR - Complemento 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
INTERIOR 106.945 100.421 108.069 108.142 112.079 107.108 109.338 118.307 118.446 118.143 118.481 116.003 1.341.483
Geração Térmica 106.945 100.421 108.069 108.142 112.079 107.108 109.338 118.307 118.446 118.143 118.481 116.003 1.341.483
83
A mesma abertura, para o horizonte de 2015 a 2018, da Amazonas D é apresentada a seguir:
8.8. Encargos de Uso
MWh
Balanço Energético Amazonas
Distribuidora2014 2015 2016 2017 2018
Mercado de Energia 6.428.864 7.328.905 8.259.675 8.920.450 9.634.085
Perdas de Energia 3.461.696 3.140.959 2.753.225 2.740.269 2.717.306
Compra de energia 9.890.560 10.469.864 11.012.901 11.660.718 12.351.392
Indíce de Perdas 35,0% 30,0% 25,0% 23,5% 22,0%
Balanço Energético 2014 2015 2016 2017 2018
MERCADO DE ENERGIA 9.890.560 10.469.864 11.012.901 11.660.718 12.351.392
OFERTA DE ENERGIA 9.890.560 10.469.864 11.012.901 11.660.718 12.351.392
CAPITAL 8.549.077 8.898.953 9.334.602 9.872.724 10.440.112
Geração Hidraúlica 1.158.948 1.158.948 1.162.123 1.158.948 1.158.948
Geração Térmica 2.392.342 3.593.206 4.274.294 4.262.616 4.262.616
Aparecida 1.314.000 0 0 0 0
Mauá 1.078.342 0 0 0 0
Mauá BL 1 88.320 0 0 0 0
Mauá BL 3 876.000 0 0 0 0
Mauá BL 4 114.022 0 0 0 0
Nova UTE Mauá 3 0 3.593.206 4.274.294 4.262.616 4.262.616
Locação de GG 2.086.867 0 0 0 0
PIE`S 2.671.800 2.671.800 2.679.120 2.671.800 2.671.800
ACR - Considerado 239.120 1.475.000 1.219.064 1.779.360 2.346.748
ACR - Contratado 4.073.591 5.283.945 5.803.667 5.819.887 5.866.967
ACR - Descontratado 3.834.471 3.808.946 4.584.603 4.040.527 3.520.219
ACR - Complemento 0 0 0 0 0
INTERIOR 1.341.483 1.570.910 1.678.299 1.787.994 1.911.280
Geração Térmica 1.341.483 785.455 0 0 0
PIE`S 0 785.455 1.678.299 1.787.994 1.911.280
jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 49.032
Encargo de transmissão 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 4.086 49.032
Encargos de Uso da Rede Elétrica (R$ mil)
2015
Projeção
2016
Projeção
2017
Projeção
2018
Projeção
29.983 33.274 36.654 45.852
Encargo de transmissão 29.983 33.274 36.654 45.852
Encargos de Uso da Rede Elétrica (R$ mil)
84
8.9. PMSO PMSO Mensal 2014
PMSO AmE - R$ Mil jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
I - CUSTOS GERENCIÁVEIS (PMSO) 54.552,6 53.482,6 111.062,6 50.598,8 73.068,6 88.451,4 60.815,2 70.843,7 66.723,3 52.992,4 57.851,0 69.360,8 809.803,0
1 - PESSOAL 33.714,5 28.027,5 30.020,2 27.372,3 38.176,6 52.441,5 28.260,1 39.016,0 36.603,2 25.584,5 29.022,5 25.500,4 393.739,5
1.1 - Pessoal Salário 7.862,6 8.389,5 8.962,9 8.191,0 7.788,7 7.222,0 6.889,7 8.604,1 7.505,0 7.614,9 15.171,1 15.201,4 109.402,7
1.2 - Encargos Sociais 24.442,9 6.976,2 6.570,9 6.195,1 8.372,7 7.401,6 7.336,0 9.816,9 7.822,1 6.770,2 2.705,3 4.644,0 99.053,8
1.3 - Horas Extras 615,1 539,9 715,2 741,1 807,5 1.701,7 831,4 801,9 588,0 750,3 804,3 585,3 9.481,7
1.4 - Gratificação por Função 699,3 740,1 829,6 477,4 809,2 812,2 782,5 1.069,9 855,0 845,1 865,1 459,9 9.245,4
1.5 - Outros Adicionais 3.028,1 3.054,9 3.164,8 2.742,1 3.637,3 3.645,3 3.743,2 9.204,9 3.709,0 909,6 924,6 914,7 38.678,5
1.6 - Benefícios Sociais -6.944,1 4.982,8 6.429,3 5.513,1 5.409,0 6.029,3 6.104,3 7.181,0 6.392,7 5.522,8 5.927,5 1.013,2 53.560,9
1.7. - Programa de Deslig. Voluntário 146,1 0,0 0,0 0,3 0,0 919,1 0,0 0,0 0,0 919,1 0,0 0,0 1.984,5
1.8 - Programa de Alimentação ao trabalhador 2.197,0 1.705,7 1.756,6 1.635,6 1.904,4 1.922,1 1.587,9 1.680,3 8.719,7 1.577,8 1.679,7 1.718,1 28.084,8
1.9 - Indenizações Trabalhistas 965,7 1.012,0 1.071,1 1.031,3 8.511,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 12.591,4
1.10 - Auxílios 701,9 626,4 519,8 845,2 936,5 657,0 985,2 656,9 1.012,0 674,7 944,9 963,9 9.524,4
1.11 - PLR - Participação de Lucros e Resultados 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 22.131,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 22.131,2
2 - MATERIAL 3.138,4 3.041,2 2.213,2 2.120,5 5.016,8 2.893,0 4.679,1 3.711,1 3.883,7 3.172,2 2.620,3 2.410,3 38.899,8
2.1 - Consumo Geral 90,8 125,8 82,1 121,7 346,6 334,3 542,1 294,0 275,1 300,0 193,0 192,9 2.898,4
2.2 - Área Comercial 0,0 0,0 0,0 0,0 21,0 10,3 10,3 15,5 14,4 10,3 10,3 8,2 100,4
2.3 - O & M Geração 1.370,4 1.963,0 878,0 723,3 2.383,5 1.625,7 2.024,0 1.376,6 2.892,1 2.246,1 1.996,2 1.811,8 21.290,7
2.4 - O & M Distribuição 479,9 242,7 356,1 268,2 825,8 242,8 399,5 462,8 471,9 465,5 362,5 144,8 4.722,6
2.5 - Apoio e Infra-Estrutura 190,2 119,0 67,0 83,8 97,3 153,8 90,4 136,9 139,2 176,3 84,1 291,8 1.629,7
2.6 - Combustíveis e Lubrificantes 1.253,6 823,1 1.010,8 916,9 1.719,2 903,0 1.989,6 1.802,2 467,8 350,8 350,9 337,5 11.925,4
2.7 - Tecnologia da Informação 4,6 0,0 0,0 6,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 15,1
2.8 - (-) PIS Material -44,8 -232,4 -32,2 0,0 -43,6 -43,6 -43,6 -43,6 -43,6 -43,6 -43,6 -43,6 -657,9
2.9 - (-) COFINS Material -206,2 0,0 -148,4 0,0 -333,7 -333,7 -333,7 -333,7 -333,7 -333,7 -333,7 -333,7 -3.024,5
3 - SERVIÇOS DE TERCEIROS 16.630,9 21.092,3 22.373,4 17.379,3 26.966,8 25.393,6 23.021,4 26.269,7 23.103,3 21.319,5 23.333,2 21.894,3 268.777,6
3.1 - Área Comercial 5.346,4 5.005,9 4.347,8 4.334,2 6.419,4 4.481,5 4.638,2 5.342,1 4.404,0 4.023,4 5.116,2 2.744,2 56.203,2
3.2 - Consultoria e Auditoria 249,0 381,8 430,3 450,6 1.151,9 1.520,9 1.163,0 1.142,6 1.527,2 1.105,4 957,2 1.306,1 11.386,1
3.3 - Logística 3.156,5 1.297,8 2.562,4 1.625,2 1.731,4 1.766,0 1.832,2 1.776,2 1.917,2 1.525,2 1.271,3 1.063,8 21.525,2
3.4 - Apoio e Infra-Estrutura 312,2 2.347,6 1.834,5 2.011,6 3.140,5 3.140,5 3.140,5 3.140,5 3.140,5 3.140,5 3.140,5 3.140,8 31.630,4
3.5 - Despesas com Viagens 201,7 270,8 278,9 298,7 501,2 590,9 649,4 413,3 326,5 515,5 446,3 437,9 4.931,2
3.6 - Serviço Técnico de Apoio 558,5 1.185,4 3.005,3 1.386,1 2.248,5 2.710,8 2.137,6 2.558,4 1.635,4 2.333,3 1.577,9 598,6 21.935,7
3.7 - Serviços Conveniados 78,5 59,6 56,7 0,0 55,4 59,8 60,8 61,5 61,4 61,5 60,0 343,0 958,1
3.8 - O & M Geração 1.299,8 2.989,0 2.894,2 1.475,4 3.247,2 2.617,5 2.540,4 3.465,0 2.641,5 1.980,0 3.677,3 3.207,4 32.034,6
3.9 - O & M Distribuição 4.265,8 4.294,3 5.765,3 3.648,1 6.343,6 6.608,2 5.164,9 6.145,4 6.224,8 4.601,5 5.540,6 3.068,1 61.670,7
3.10 - Outros Serviços 84,3 159,3 28,9 144,9 199,0 644,5 205,8 294,8 147,3 123,3 239,7 286,6 2.558,3
3.11 - Tecnologia da Informação 745,3 649,3 765,7 769,4 782,4 853,2 817,6 722,5 735,0 734,9 658,2 2.119,3 10.352,9
3.12 - Propaganda e Publicidade 117,9 98,1 55,6 65,8 258,7 323,4 258,7 323,4 284,6 323,4 258,7 323,4 2.692,0
3.13 - Utilidades e Serviços 634,0 2.834,0 968,4 1.169,2 1.509,8 698,7 1.034,7 1.506,3 680,2 1.473,9 1.011,8 3.877,4 17.398,5
3.14 - (-) PIS Serviços -74,8 -85,7 -110,7 0,0 -111,0 -111,0 -111,0 -111,0 -111,0 -111,0 -111,0 -111,0 -1.159,3
3.15 - (-) COFINS Serviços -344,4 -394,9 -509,9 0,0 -511,4 -511,4 -511,4 -511,4 -511,4 -511,4 -511,4 -511,4 -5.340,0
4 - OUTROS 1.068,8 1.321,6 56.455,8 3.726,7 2.908,4 7.723,3 4.854,6 1.847,0 3.133,0 2.916,2 2.874,9 19.555,8 108.386,1
4.1 - Consumo Próprio de Energia Elétrica 1.334,0 1.211,9 1.201,3 1.175,1 1.297,8 1.245,1 1.300,2 1.393,2 1.482,4 1.665,1 1.632,4 1.546,8 16.485,2
4.2 - Seguros 325,1 302,0 325,0 86,9 354,0 347,2 354,0 364,0 352,3 353,4 346,9 334,6 3.845,4
4.3 - Área Comercial 824,8 859,7 766,1 684,0 653,5 628,1 2.303,9 812,0 818,0 830,0 770,3 727,1 10.677,5
4.4 - Tributos 247,8 288,3 873,9 113,4 556,9 419,8 267,2 139,2 276,0 202,1 143,4 610,0 4.138,0
4.5 - Despesas com Viagens 60,4 55,1 90,6 78,3 219,3 161,7 184,8 164,7 133,8 142,7 179,3 142,1 1.612,8
4.6 - Serviços Conveniados 41,4 40,3 40,8 41,7 399,2 1.801,9 1.581,2 1.244,7 519,9 133,0 170,2 4.092,2 10.106,4
4.7 - Demandas Judiciais e Obrigações Legais 1.037,6 889,6 55.411,3 1.498,3 1.212,2 4.787,9 1.849,4 1.251,8 1.665,3 1.677,2 1.414,5 10.728,3 83.423,4
4.8 - Convênios, Doações, Patrocínios e Assoc. de Classe 23,9 256,9 254,7 25,5 32,4 49,0 168,2 31,4 57,8 173,2 32,5 413,9 1.519,5
4.10 - Aluguéis 574,5 426,0 385,5 567,3 468,1 427,4 427,4 507,8 465,8 468,9 463,6 536,4 5.718,7
4.11 - Propaganda e Publicidade 107,1 191,5 320,1 594,3 155,1 568,9 386,7 568,9 386,7 386,7 433,6 386,7 4.486,2
4.12 - Outros 137,0 313,9 128,2 140,9 37,8 37,8 37,8 37,8 37,5 37,9 37,8 37,8 1.022,4
4.13- Recuperação de Despesas -3.644,9 -3.513,6 -3.341,7 -1.279,0 -2.477,9 -2.751,5 -4.006,4 -4.668,6 -3.062,5 -3.153,9 -2.749,6 0,0 -34.649,5
85
PMSO anualizado 2015 a 2018.
8.9.1. Meta de PMSO
8.10. Provisão
Amazonas Distribuidora2015
Projeção
2016
Projeção
2017
Projeção
2018
Projeção
PMSO (R$ Mil) 499.553 507.473 458.501 482.572
PESSOAL 277.212 265.624 262.109 275.870
MATERIAL 10.945 10.619 9.755 10.267
SERVIÇO TERCEIRO 180.581 176.939 163.401 171.979
OUTROS 30.814 54.291 23.237 24.457
671.651 658.327 692.511
809.803
-
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
2011 2012 2013 2014
R$
Mil
PMSO
Realizado Nova Projeção
499.553 507.473 458.501 482.572
-
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
2015 2016 2017 2018
R$
Mil
PMSO
Nova Projeção
AmE - Verticalizada jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
Provisão (R$ mil) 18.755 21.056 15.130 12.600 2.111 2.685 1.193 4.232 8.971 157 4.022 2.990 93.901
1. Provisões 139 16.825 11.155 8.960 2.111 2.685 1.193 4.232 8.971 157 4.022 2.990 63.439
Tributária - - - 260 - 1.193 - - - - - 1.454
Civil 139 16.825 - 1.850 1.735 - 4.232 2.991 13 2.633 358 30.776
Regulatório - - 11.155 - - - - - - - - 11.155
Trabalhista 8.960 - 949 - - 5.980 144 1.389 2.632 20.054
2. Provisão para Devedores Duvidosos 18.615 4.231 3.975 3.641 - - - - - - - - 30.462
3. Outras Provisões - - - - - - - - - - - - -
AmE - Verticalizada jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/142014
Previsto
Reversão da Provisão (R$ mil) 20.808 10.769 19.262 3.641 - - - - - - - - 54.479
1. Reversão para Devedores Duvidosos - - - - - - - - - - - - -
2. Outras Reversões 20.808 10.769 19.262 3.641 - - - - - - - - 54.479
Amazonas Distribuidora 2015 2016 2017 2018
Provisão (R$ mil) 10.802 12.843 14.736 17.550
1. Provisões - - - -
Tributária - - - -
Cível - - - -
Regulatório - - - -
Trabalhista - - - -
2. Provisão para Devedores Duvidosos 10.802 12.843 14.736 17.550
3. Outras Provisões - - - -
86
8.11. Plano de Obras / Investimento
Amazonas Distribuidora – 2014
RGR CDE BIRDCDE A
CONTRATAR
SEM FONTE DE
RECURSO
SOLICITADO
BNDES
Programa Energia Elétrica - 2033 345.605.682 - 116.870.000 30.013.210 - 198.722.472 -
130.000.000 - 116.870.000 - - 13.130.000 -
130.000.000 - 116.870.000 - - 13.130.000 -
Ação 11XUAmpliação do Sistema de Distribuição Rural de Energia Elétrica - Luz
Para Todos (AM)130.000.000 - 116.870.000 - - 13.130.000 -
215.605.682 - - 30.013.210 - 185.592.472 -
11.340.000 - - - - 11.340.000 -
Ação 3267Ampliação da Capacidade do Parque de Geração Térmica de Energia
Elétrica (AM)8.340.000 - - - - 8.340.000 -
Ação 20PE Manutenção do Sistema de Geração de Energia Elétrica (AM) 3.000.000 - - - - 3.000.000 -
204.265.682 - - 30.013.210 - 174.252.472 -
Ação 20PDAdequação de Sistema de Comercialização e Distribuição de Energia
Elétrica- Redução de Perdas Comerciais (AM)41.818.052 - - 15.316.150 - 26.501.902 -
Ação 14L7Ampliação do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica - PPA 2012-
2015 (AM)103.666.302 - - 14.697.060 - 88.969.242 -
Ação 20PI Manutenção do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (AM) 58.781.328 - - - - 58.781.328 -
6.260.000 - - - - 6.260.000 -
Ação 20PMPreservação e Conservação Ambiental em Empreendimentos de
Distribuição de Energia Elétrica (AM)6.260.000 - - - - 6.260.000 -
18.974.622 - - - - 18.974.622 -
Ação 4101 Manutenção e adequação de bens imóveis 6.250.000 - - - - 6.250.000 -
Ação 4102Manutenção e adequação de bens móveis, veículos, máquinas e
equipamentos2.600.000 - - - - 2.600.000 -
Ação 4103Manutenção e Adequação de Ativos de inforrmática, informação e
teleprocessamento.10.124.622 - - - - 10.124.622 -
Total 370.840.304 - 116.870.000 30.013.210 - 223.957.094 -
Programa de Gestão e Manutenção de Infraestrutra de Empresas Estatais Federais -
0807
Códigos Título Ação
Proposta
Orçamento
Revisão
2014
Objetivo 0045 - Universalizar o acesso à energia elétrica
Iniciativa 0035: Ampliação do Acesso à Energia Elétrica na Área Rural (Luz para
Objetivo 0436 - Ampliar, reforçar e manter os sistemas de distribuição de energia
elétrica, incluíndo a geração nos sistemas isolados
Iniciativa 01FU: Prover a geração de energia elétrica necessária aos Sistemas
Iniciativa 01FS: Ampliar, manter e reforçar as redes de distribuição de energia
Programa de Gestão e Manutenção do Ministério de Minas e Energia - N2119
FONTE DE RECURSOS PARA PROPOSTA
RECURSOS CONTRATADOS RECURSOS NÃO ASSEGURADOS
87
Amazonas Geradora 2014
RGR CDE RO BIRDSEM FONTE DE
RECURSO
CDE A
CONTRATAR
SOLICITADO
BNDES
Programa Energia Elétrica - 2033 374.778.742 - - - - 98.149.494 - 276.629.248
45.739.494 - - - - 45.739.494 - -
45.739.494 - - - - 45.739.494 - -
Ação 151CImplantação de Linha de Transmissão, com 15,5 km em 230 kV e
Subestações Mauá Três e Jorge Teixeira (AM)45.739.494 - - - - 45.739.494 - -
- - - - - - - -
- - - - - - - -
Ação 212V Manutenção do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica (AM) - - - - - - - -
52.410.000 - - - - 52.410.000 - -
52.410.000 - - - - 52.410.000 - -
Ação 212U Manutenção do Sistema de Geração de Energia Elétrica (AM) 52.410.000 - - - - 52.410.000 - -
276.629.248 - - - - - - 276.629.248
276.629.248 - - - - - - 276.629.248
Ação 151BImplantação da Usina Termelétrica MAUÁ 3, em ciclo combinado, com
Capacidade de Geração de até 650 MW, em Manaus (AM)276.629.248 - - - - - - 276.629.248
387.214 - - - - 387.214 - -
Ação 212W
Preservação e Conservação Ambiental em Empreendimentos de
Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica no Estado do
Amazonas
387.214 - - - - 387.214 - -
3.400.000 - - - - 3.400.000 - -
Ação 4101 Manutenção e adequação de bens imóveis 1.700.000 - - - - 1.700.000 - -
Ação 4102Manutenção e adequação de bens móveis, veículos, máquinas e
equipamentos800.000 - - - - 800.000 - -
Ação 4103Manutenção e Adequação de Ativos de inforrmática, informação e
teleprocessamento.900.000 - - - - 900.000 - -
Total 378.565.956 - - - - 101.936.708 - 276.629.248
Objetivo 0023 - Utilizar as fontes térmicas para geração de energia elétrica,
contribuindo para o equilíbrio, complementariedade e diversificação da matriz
elétrica.
Iniciativa 04EQ - Implantação da Usina Termelétrica Mauá 3 em Manaus (AM)
Programa de Gestão e Manutenção do Ministério de Minas e Energia - N2119
Programa de Gestão e Manutenção de Infraestrutra de Empresas Estatais Federais -
0807
Objetivo 0036 - Expandir o Sistema Interligado Nacional (SIN), para o pleno
atendimento ao mercado, para a integração dos novos empreendimentos de
geração de energia elétrica e para a extensão a todas capitais brasileiras
Iniciativa 0027: Implantação de Linhas de Transmmissão e Subestações
Objetivo 0437 - Promover a manutenção das instalações de geração e de
transmissão de energia, visando a confiabilidade e a segurança do sistema.
Iniciativa 01G2: Manutenção do sistema de transmissão
Objetivo 0437 - Promover a manutenção das instalações de geração e de
transmissão de energia, visando a confiabilidade e a segurança do sistema.
Iniciativa 01G1: Manutenção do parque gerador de energia
Códigos Título Ação
Proposta
Orçamento
Revisão
2014
FONTE DE RECURSOS PARA PROPOSTA
RECURSOS CONTRATADOS RECURSOS NÃO ASSEGURADOS
88
Amazonas Distribuidora – 2015 a 2018
R$ Mil
INVESTIMENTOS 2015 2016 2017 2018
Geração da Capital 0 0 0 0
Manutenção 0 0 0 0
Ampliação 0 0 0 0
Implantação 0 0 0 0
Geração do Interior 16.000 0 0 0
Manutenção 16.000 0 0 0
Ampliação 0 0 0 0
Transmissão 0 0 0 0
Distribuição 306.806 514.185 432.994 285.799
Combate às Perdas 125.160 126.285 86.454 95.099
Implantação de SE's 72.812 88.000 202.000 65.000
Implantação de LT's 17.451 189.800 24.040 29.000
Ampliação e Melhorias na Rede de Distribuição - 13,8 kV 19.419 42.070 56.350 46.690
Modernização e Melhorias - SE's 69 kV 18.850 18.030 24.150 20.010
Outros 53.114 50.000 40.000 30.000
Programa Luz para Todos 77.231 0 0 0
Programa Luz para Todos 77.231 0 0 0
Outros 40.731 9.000 9.000 9.000
Qualidade Ambiental 9.695 4.000 4.000 4.000
Infraestrutura 31.036 5.000 5.000 5.000
TOTAL 440.768 523.185 441.994 294.799
89
9. Plano Regulatório
O Plano de Negócio Regulatório da Amazonas Distribuidora de Energia tem o objetivo de
delinear e acompanhar as ações a serem desenvolvidas por todas as áreas da empresa para
atingir o equilíbrio econômico e financeiro da concessão, através do cumprimento das cláusulas
do contrato de concessão de serviço público de distribuição e cumprimento do regramento
normativo vigente, realizando gestões junto às demais diretorias, no que se refere aos diversos
processos internos e externos, tendo como foco principal os processos de reajuste e revisão
tarifária.
De forma a atingir o objetivo acima, a Diretoria de Assuntos Regulatórios e Projetos Especiais:
Acompanhará e estudará a legislação que regulamenta a concessão e o desempenho dos
serviços de eletricidade, fornecendo a orientação necessária a todas as áreas envolvidas de
forma a sensibilizar e dar conhecimento aos colaboradores sobre as questões regulatórias
do setor, comunicando os impactos administrativos e financeiros do não cumprimento da
legislação e regulação vigente.
Coordenará as negociações e acompanhará a tramitação de assuntos de interesse da
empresa junto ao Órgão Regulador, participando de audiências, consultas e reuniões
públicas daquele colegiado, acompanhando as fiscalizações e providenciando o
atendimento aos ofícios, termos de notificação e autos de infração.
Conduzirá os processos internos referentes aos reajustes anuais e revisões tarifárias
periódicas, coordenando o trabalho junto às diversas áreas envolvidas da empresa.
Acompanhará o cumprimento das obrigações regulatórias de acordo com o que dispõe o
Contrato de Concessão e Resoluções da ANEEL.
Coordenará o desenvolvimento e acompanhamento de atividades, ações, programas e
projetos relacionados à eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento (PEE e P&D), de
acordo com o que estabelece a Agência Reguladora e os objetivos estratégicos da
distribuidora, orientando a execução destas atividades na empresa.
90
9.1. Plano de Ação
9.1.1. Reajustes Tarifários Anuais e Revisão Tarifaria Periódica – 4ºCRTP As ações relacionadas à regulação tarifária têm o objetivo de buscar o equilíbrio econômico-
financeiro da empresa, desenvolvendo as atividades do processo tarifário de forma a atingir o
maior reconhecimento possível dos custos operacionais e dos investimentos realizados. Desta
forma, na busca de melhorar os índices dos reajustes tarifários anuais e preparar as
distribuidoras para enfrentar o processo de revisão tarifária serão realizadas as seguintes ações:
Tema Ação 2014 2015 2016 2017 2018
Reajuste
Tarifário
Realizar o aperfeiçoamento técnico dos
profissionais das empresas no cálculo de tarifas
de energia elétrica.
x x x X x
Buscar junto à ANEEL, o reconhecimento
tarifário das despesas oriundas de: (i)
exposição involuntária; (ii) risco hidrológico;
(iii) contratos por disponibilidade; (iv)
sobrecontratação, (v) nova cota CDE e (vi)
reembolsos pela CDE/CCC.
x
Incluir no cálculo da apuração da CVA o Fator K
menor que 100% para as cotas de energia. x x x X x
Apresentar para a ANEEL os cálculos de ajuste
da CVA-2013 referente à valoração das sobras
(empilhamento), no processo tarifário,
conforme estabelecido no Despacho
4225/2013.
x
Coordenar junto às demais áreas da empresa
as ações para levantamento das informações
que subsidiarão a elaboração do pleito do
reajuste tarifário.
x x x x
Encaminhar o pleito de reajuste para a ANEEL e
participar das reuniões do processo tarifário. x x x x
Elaborar termo de referência e contratar
empresa para prestar serviço de auditoria da
CVA (reajuste e revisão).
x x x X x
Acompanhar mensalmente as componentes do
processo tarifário (CVA, TSEE, SAMP, Fator X). x x x X x
91
Tema Ação 2014 2015 2016 2017 2018
Revisão
Tarifária
Realizar revisão/reestudo dos itens que compõem os
IRTs/RTPs (BRR, PNT, Estrutura Tarifária, Sinal Tarifário,
etc.) x
Acompanhar, analisar e participar de
audiências públicas sobre a metodologia
proposta pela ANEEL para o 4CRTP em
conjunto com a ABRADEE, objetivando o
reconhecimento das especificidades das
distribuidoras.
x x x
Elaborar o termo de referência e contratar
empresas de consultorias para suporte ao
processo tarifário.
x x X
Coordenar junto às demais áreas da empresa
as ações para levantamento das informações
que subsidiarão a elaboração da revisão
tarifária.
X
Encaminhar as informações referentes à
revisão tarifária para a ANEEL e participar das
reuniões e audiência pública do processo
tarifário.
X
Coordenar junto às demais áreas da empresa
as ações referentes à gestão de ativos. x x x X x
Cenário Plano de Negócios
Desta forma, para adequação das ações propostas e premissas definidas pela direção da
empresa para a AmED projetou-se tarifa, contemplando índices de reajustes e revisões para o
período de 2014 a 2021, partindo-se a premissa de que, em 2014, ocorrerá uma Revisão
Tarifária Extraordinária-RTE.
As premissas bases para a elaboração do cenário foram as seguintes:
Para o ponto de partida foi utilizada a tarifa homologada na Revisão Tarifária de 2013, sem
os componentes financeiros.
92
Foi considerado o programa de investimentos fornecido pelo Departamento de
Planejamento Financeiro – DFF, de 2013 a 2020/2043, como base para o cálculo do
investimento incremental.
Quadro 1 – Estimativa de Investimento da Amazonas Energia (D)
Fonte: Departamento de Planejamento Financeiro - DFF
Foram utilizadas as premissas acima e o resultado da Revisão Tarifária da Amazonas Energia,
considerando-se a hipótese de a ANEEL reconhecer integralmente (em uma possível Revisão
Tarifária Extraordinária-RTE em 2014) os custos operacionais reais (Parcela B, ver Anexo I) e o
pleito da concessionária relativo à correção do erro material da Base de Remuneração
Regulatória-BRR (vide Anexo II) e consequente reconhecimento dos valores corretos.
PMSO – Foi considerado na projeção o PMSO real fornecido pela Diretoria de Gestão da
empresa, como sendo o custo operacional regulatório a ser reconhecido no ponto de partida
em 2014. A partir deste ponto considerou-se a fórmula definida no contrato de concessão na
qual a Parcela B é calculada e atualizada anualmente.
Para os anos de 2017 e 2021 considerou-se o incremento do investimento realizado no
período, de acordo com o plano de investimento utilizado pela área financeira, constante na
planilha “Base Tarifária 2014-2043”, com um índice de imobilização de 100%, e aplicada a
taxa WACC de 7,5% e a taxa de Depreciação de 3,5%.
Para os anos de 2017 e 2021 foi aplicado o mesmo fator de produtividade da Parcela “B”
calculado em 2014.
Foi considerado o mercado projetado de acordo com as informações fornecidas pela área de
mercado da AmE e encontram-se detalhadas na planilha “Base Tarifária 2014-2043”.
Para o cálculo do reconhecimento das perdas regulatórias foi adotada a trajetória de redução
constante do Plano de Negócio da Área Comercial, conforme tabela a seguir:
R$ mil
INVESTIMENTOS 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020-2043
Distribuição 204.265,68 510.169 514.185 432.994 285.799 232.000 97.000
Combate às Perdas 119.140 126.285 86.454 95.099 10.000 10.000
Implantação de SE's 140.100 88.000 202.000 65.000 135.000 0
Implantação de LT's 79.180 189.800 24.040 29.000 0 0
Ampliação e Melhorias na Rede de Distribuição - 13,8 kV 67.242 42.070 56.350 46.690 50.000 50.000
Modernização e Melhorias - SE's 69 kV 20.580 18.030 24.150 20.010 7.000 7.000
Outros 83.927 50.000 40.000 30.000 30.000 30.000
Programa Luz para Todos 130.000,00 172.332 0 0 0 0 0
Programa Luz para Todos 172.332 0 0 0 0 0
Outros 25.235 24.467 9.000 9.000 9.000 9.000 9.000
Qualidade Ambiental 6.260,00 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000
Infraestrutura 18.974,62 20.467 5.000 5.000 5.000 5.000 5.000
TOTAL 359.500 706.968 523.185 441.994 294.799 241.000 106.000
93
Fonte: Diretoria Comercial – Área de Mercado
Adotou-se para 2014 o ponto de partida de 53,85% de perdas sobre a energia vendida, que
equivale a 85% sobre o mercado de baixa tensão e ao percentual de 35% de perdas globais
sobre a energia requerida bruta. Para o restante das projeções foram adotados os valores
referentes às perdas sobre Energia Vendida, conforme a tabela acima.
A tabela a seguir representa a consolidação dos índices econômicos projetados de acordo com
as premissas supramencionadas.
Fonte: Assessoria de Regulação – AmE
Para consolidação das propostas apresentadas, elaboramos o seguinte cronograma de trabalho
para realização dos estudos de revisão dos itens componentes do IRT/RTP:
AÇÃO RESPONSÁVEL DATA
Encaminhar para a ANEEL o plano de ação de recuperação da viabilidade da AmE
AmE 01/08/2014
Criar grupo de trabalho multidisciplinar
sob a coordenação da ANEEL ANEEL / AmE 08/08/2014
Contratar empresa especializada para reavaliação da BRR, PNT e demais itens
componentes do IRT/RTP
AmE 31/08/2014
Coordenar a realização dos estudos da
base de remuneração AmE 01/09 a
24/09
Coordenar a realização dos estudos para
reconhecimento do PMSO real da AmE AmE 01/09 a
24/09
Coordenar a realização dos estudos para
reconhecimento das perdas não técnicas da AmE
AmE 01/09 a
24/09
Avaliar os resultados finais dos estudos
supracitados AmE 26/09/2014
Apresentar os resultados preliminares dos estudos para a ANEEL
AmE 29/09/2014
Protocolar na ANEEL o resultado final dos
estudos realizados AmE 01/10/2014
Homologar o reajuste tarifário anual ANEEL 01/11/2014
DESCRIÇÃO Unidade 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Energia Requerida Bruta MWh 9.890.560 10.469.864 11.012.901 11.660.718 12.351.392 13.184.228 14.068.383 15.003.746
Consumo MWh 6.428.864 7.328.905 8.259.675 8.920.450 9.634.085 10.367.174 11.148.925 11.979.791
Perdas MWh 3.461.696 3.140.959 2.753.225 2.740.269 2.717.306 2.817.053 2.919.458 3.023.956
Perdas % 35,0% 30,0% 25,0% 23,5% 22,0% 21,4% 20,8% 20,2%
Crescimento do Mercado (%) 7,2% 14,0% 12,7% 8,0% 8,0% 7,6% 7,5% 7,5%
Perdas Sobre a Energia Vendida 53,85% 42,86% 33,33% 30,72% 28,21% 27,17% 26,19% 25,24%
Mercado
REAJUSTE ANUAL REV2014 IRT2015 IRT2016 REV2017 IRT2018 IRT2019 IRT2020 REV2021
ÍNDICE ECON - ANEXO II 26,11% 4,44% 4,07% 2,57% 3,93% 3,94% 3,95% 2,43%
94
ANEXOS
95
Comparativo "Parcela B"-3CRTP X "Parcela B"-RTE
3CRTP RTE
Custos Oper. Pessoal 174.114 204.745
Custos Oper. - Material e Serviços 151.614 212.192
Receitas Irrec + Cons. Consumidores 16.168 22.812
Total Custo Adm + Oper +Man (CAOM) - Sub-total 1 341.895 439.749
Remuneração Capital - RC 16.261 41.015
Quota Reintegração Reg. - QRR 13.357 42.184
Custo Anualidades - CAIMI 12.982 19.558
Custos Anuais dos Ativos-CAA - Sub-total 2 42.600 102.757
TOTAL PARCELA B 384.495 542.505
Fonte: Planilha SPARTA e Projeções DG-AmE
DescriçãoVALORES EM R$ 1.000
Anexo I
Amazonas Distribuidora de Energia S/A
Comparativo BRR-3CRTP X BRR-RTE
BRR-3CRTP BRR-RTE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 1.136.613 1.919.688
(2) Índice de Aproveitamento Integral 1.948 13.599
(3) Obrigações Especiais Bruta 648.521 637.030
(4) Bens Totalmente Depreciados 123.383 123.383
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 362.761 1.145.676
(6) Depreciação Acumulada 300.431 882.250
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 836.182 1.037.438
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado 1.435 4.668
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 834.747 1.032.770
(10) Almoxarifado em Operação 9.044 18.470
(11) Ativo Diferido 0 0
(12) Obrigações Especiais Líquida 590.193 579.736
(13) Terrenos e Servidões 3.619 3.619
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)257.216 475.123
(15) Saldo RGR PLPT 0 0
(16) Saldo RGR Demais Investimentos 167.426 167.426
(17) Taxa de Depreciação 0 0
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17) 13.357 42.184
(19) Remuneração de Capital (RC) 16.261 41.015
Fonte: Planilhas SPARTA (Original e Ajustada)
Anexo II
Base de Remuneração Regulatória
DescriçãoVALORES EM R$ 1.000
96
10.Plano Financeiro
10.1. Plano de Ação para Equacionamento
Contingenciamento de despesas operacionais;
Suspensão de encargos e principal da dívida de julho a dezembro de 2014;
Renegociação dos empréstimos de RO (Recursos Ordinários) e RGR ocorridos em 2014 por
novos empréstimos com a Eletrobras ao custo de 119% da CDI + 0,5% de taxa de
administração;
Renegociação da respectiva dívida suspensa de julho à dezembro de 2014 ao custo de
119% da CDI + 0,5% de taxa de administração;
A necessidade de recurso no ano de 2014 será financiada ao custo de 119% da CDI + 0,5%
de taxa de administração;
Gestão Especifica junto ao Ministério de Minas e Energia (MME) para:
• Regularizar os repasses da Conta CCC.
Gestões Especificas junto a ANEEL:
• Atendimento aos pleitos já encaminhados relativos à cobertura de custos de
geração pela CCC;
• Reavaliar as condições tarifárias da Amazonas Energia.
A direção executiva das EDE fez gestões junto ao MME solicitando que o ministério efetue o
repasse imediato dos valores incontroversos, a conclusão da análise dos pleitos já
encaminhados, o reconhecimento e ressarcimento dos encargos financeiros que estão incidindo
nas faturas da Petrobras, CIGÁS, PIE e outros são motivados pelo atraso no repasse dos recursos
pelo Fundo CCC e manutenção da regularidade do repasse dos reembolsos mensais.
10.2. Renegociação da Dívida no Cenário
O nível de endividamento da empresa verticalizada em 12 de junho de 2014 é de R$.8.660
milhões. Esta dívida é composta pelos empréstimos, parcelamentos e fornecedores.
97
Para esse estudo, está sendo considerado que a totalidade da dívida com os fornecedores, assim
como os parcelamentos, serão assumidos pela Distribuidora.
10.2.1. Posição Atual da Dívida da Amazonas Energia
A composição da dívida da Amazonas Energia em Jul/2014 é:
A composição da dívida da Amazonas Distribuidora de Energia em Jul/2014 é:
7.115,7
75,61%
836,3
8,89%
1.458,9
15,50%
DÍVIDA - Jul/2014 - R$ 9.410 Mi
Fornecedores Parcelamento Empréstimos
3.927,3
55,19%
3.051,9
42,89%
136,5
1,92%
FORNECEDORES - Jul/2014 - R$ 7.118 Mi
Petrobras Cigás PIE´s
567,438,89%
891,661,11%
EMPRÉSTIMOS - Jul/2014 - R$ 1.459 Mi
RGR + BIRD RO
605,741,52%
853,258,48%
EMPRÉSTIMOS - Jul/2014 - R$ 1.459 Mi
AmGT AmD
7.115,7
80,81%
836,3
9,50%
853,2
9,69%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - R$ 8.805 Mi
Fornecedores Parcelamento Empréstimos
375,343,99%
477,956,01%
EMPRÉSTIMOS AmD - 12-Jun/2014 - R$ 853 Mi
RGR + BIRD RO
98
10.2.2. Renegociação da dívida
Pagar Fornecedores com o Contas a Receber de R$ 4.977 milhões
Transformar Dívida de Fornecedores em Parcelamento de R$ 1.407 milhões até Set/14
Novas Dívidas Futuras com Fornecedores de R$ 293 milhões até Dez/14
7.115,7
80,81%
836,3
9,50%
853,2
9,69%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - R$ 8.805 Mi
Fornecedores Parcelamento Empréstimos
2.138
55,86%
836
21,85%853
22,29%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Pagando Fornecedores com o Contas A Receber de R$
4.977 mi
Fornecedores Parcelamento Empréstimos
2.138
55,86%
836
21,85%853
22,29%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Pagando Fornecedores com o Contas A Receber de R$
4.977 mi
Fornecedores Parcelamento Empréstimos
731
19,10%
2.244
58,61%
853
22,29%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Novo Parcelamento BR de R$ 1.407 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
731
19,10%
2.244
58,61%
853
22,29%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Novo Parcelamento BR de R$ 1.407 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
1.024
24,85%
2.244
54,44%
853
20,70%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Novas Dívidas com Fornecedores Até Dez/2014 - R$ 293 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
99
Transformar Dívida de Fornecedores em Parcelamento de R$ 823 milhões até Set/14
Transformar a Dívida de Fornecedores de R$ 201 milhões em Empréstimos
Pagar Parcelamentos de R$ 335 milhões até Dez/14
1.024
24,85%
2.244
54,44%
853
20,70%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Novas Dívidas com Fornecedores Até Dez/2014 - R$ 293 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
201; 5%
3.066;
74%
853; 21%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Novo Parcelamento CIGÁS de R$ 823 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
201; 5%
3.066;
74%
853; 21%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Novo Parcelamento CIGÁS de R$ 823 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
0; 0%
3.066;
74%
1.055;
26%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Transformar Dívida de Forncedores de R$ 201 Mi, em
Empréstimos
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
0; 0%
3.066;
74%
1.055;
26%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Transformar Dívida de Forncedores de R$ 201 Mi, em
Empréstimos
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
0; 0% 2.731; 72%
1.055; 28%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Pagando o Parcelamento Até Dez/2014 - R$ 335 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
100
Operação de Drop Down de R$ 964 milhões para o Processo de Desverticalização até
Dez/14
0; 0% 2.731; 72%
1.055; 28%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Pagando o Parcelamento Até Dez/2014 - R$ 335 Mi
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
0; 0%
1.767; 63%
1.055; 37%
DÍVIDA da AmD - Jul/2014 - Operação de Drop Down de R$ 964 milhões para o Processo de
Desverticalização
Fornecedores Parcelamento Emprestimos
101
11.Balanço Patrimonial
BALANÇO PATRIMONIAL 2014 2015 2016 2017 2018
R$ mil
ATIVO
CIRCULANTE
Caixas e equivalentes de caixa 30.000 30.000 48.854 48.854 48.854
Clientes 464.428 464.428 464.428 464.428 464.428
Tributos e contribuições sociais 34.063 34.063 34.063 34.063 34.063
Direito de ressarcimento 10.195.291 10.534.408 10.534.408 10.534.408 10.534.408
Almoxarifado 141.381 137.936 137.936 137.936 137.936
Outros 240.725 231.553 231.553 231.553 231.553
Total do Ativo Circulante 11.105.888 11.432.388 11.451.242 11.451.242 11.451.242
NÃO CIRCULANTE 5.728.650 4.072.788 4.522.109 4.872.817 5.061.612
Clientes 53.619 53.619 53.619 53.619 53.619
Tributos e contribuições sociais 1.749.861 1.624.491 1.624.491 1.624.491 1.624.491
Depósitos vinculados 270.213 238.976 238.976 238.976 238.976
Ativo financeiro - concessão de serviço público (D) 3.645.886 2.146.631 2.595.952 2.946.659 3.135.454
Outros 9.071 9.071 9.071 9.071 9.071
Total do Ativo Não Circulante Realizável a Longo Prazo 1.348.732 1.341.447 1.040.574 1.024.811 1.002.266
Investimentos 7.678 7.678 7.678 7.678 7.678
Imobilizado 1.341.054 1.333.769 1.032.896 1.017.133 994.588
Total do Ativo Não Circulante 7.077.382 5.414.235 5.562.683 5.897.628 6.063.878
TOTAL DO ATIVO 18.183.270 16.846.623 17.013.925 17.348.870 17.515.120
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
PASSIVO 20.632.079 20.655.036 21.461.187 22.506.989 23.317.062
CIRCULANTE
Fornecedores e prestadores de serviço 230.523 82.638 93.441 23.699 20.244
Tributos e contribuições sociais 63.227 63.227 63.227 63.227 63.227
Financiamentos e empréstimos 637.771 950.855 1.339.736 1.843.756 2.188.254
Arrendamento mercantil 181.596 181.596 181.596 181.596 181.596
Obrigações estimadas 48.028 40.314 40.314 40.314 40.314
Obrigações de ressarcimento 10.534.408 11.255.632 11.315.734 11.315.734 11.315.734
Benefícios pós-emprego 1.022 1.022 1.022 1.022 1.022
Outros 668.155 668.155 668.155 668.155 668.155
Total do Passivo Circulante 14.538.947 14.349.366 14.462.954 14.611.137 14.807.690
NÃO CIRCULANTE
Financiamentos e empréstimos 1.505.686 1.693.393 2.385.957 3.283.575 3.897.096
Conta de Consumo de Combustíveis - CCC 2.009.423 2.009.423 2.009.423 2.009.423 2.009.423
Arrendamento mercantil 1.891.628 1.891.628 1.891.628 1.891.628 1.891.628
Benefícios pós emprego 6.211 6.211 6.211 6.211 6.211
Provisões para contingências 273.615 258.595 258.595 258.595 258.595
Obrigações com contrato de concessão 382.678 422.529 422.529 422.529 422.529
Outros 23.890 23.890 23.890 23.890 23.890
Total do Passivo Não-Circulante 6.093.131 6.305.669 6.998.233 7.895.852 8.509.373
Total do Passivo 20.632.079 20.655.036 21.461.187 22.506.989 23.317.062
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social 5.573.958 4.610.171 4.610.171 4.610.171 4.610.171
Ajustes de avaliação patrimonial (2.409) (2.409) (2.409) (2.409) (2.409)
Prejuízos acumulados (8.020.358) (8.416.175) (9.055.024) (9.765.881) (10.409.704)
Total do Patrimônio Líquido (2.448.809) (3.808.413) (4.447.262) (5.158.119) (5.801.942)
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 18.183.270 16.846.623 17.013.925 17.348.870 17.515.120
Indicadores 2014 2015 2016 2017 2018
Liquidez Geral 0,60 0,62 0,58 0,55 0,53
Liquidez Corrente 0,76 0,80 0,79 0,78 0,77
Endividamento Geral
Composição das exigibilidades 0,70 0,69 0,67 0,65 0,64
Alavancagem em relação ao PL 2,49- 1,66- 1,57- 1,53- 1,47-
Análise dinâmica do Capital de Giro
Capital de Giro (3.433.060) (2.916.978) (3.011.712) (3.159.895) (3.356.447)
Necessidade Capital de Giro 7.119.376 8.348.967 8.295.482 8.147.299 7.950.746
Saldo do Disponível (10.552.436) (11.265.946) (11.307.193) (11.307.193) (11.307.193)
102
12.Fluxo de Caixa
R$ Mil
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
Disponível Inicial 84.656 84.656 43.732 211.103 124.718 68.753 67.965 64.184 159.903 46.293 238.872- 394.857- 589.947-
1. Recursos Financeiros 5.907.071 176.435 480.176 245.578 188.631 264.886 398.646 562.789 1.049.729 648.297 629.856 635.107 626.941
1.1 Receita Oper. / Retorno Fin. 1.704.260 139.950 129.437 133.599 128.483 132.914 128.103 143.509 149.625 151.698 154.196 159.918 152.829
1.2 Recursos Obtidos 841.940 178 311.206 14.721 12.066 58.953 - 24.150 404.133 4.133 4.133 4.133 4.133
1.2.1 Financiamentos 28.308 178 201 6.356 - 669 - 237 4.133 4.133 4.133 4.133 4.133
1.2.2 Demais Recursos (AFAC, CCEE e RO) 413.632 - 311.005 8.365 12.066 58.284 - 23.912 - - - - -
1.2.3 Empréstimo BR - Eletrobras (R$ 400 mi) 400.000 - - - - - - - 400.000 - - - -
1.3 Receita Não Operacional 500 - - 500 - - - - - - - - -
1.4 Recursos Curto Prazo - - - - - - - - - - - - -
1.5 Recursos da CCC 2.246.324 - - - - - 188.330 270.054 357.588 357.588 357.588 357.588 357.588
1.6 Recursos da CCC - Voltado ao Parcelamento BR -
Negociação Eletrobras 420.714 - - - - - - 74.412 84.906 81.090 60.102 60.102 60.102
1.6 Outros 693.333 36.308 39.533 96.758 48.082 73.019 82.213 50.664 53.477 53.788 53.837 53.366 52.288
2. Dispêndios Financeiros 6.796.576 217.359 312.806 331.962 244.596 265.674 402.427 467.070 1.163.339 933.462 785.842 830.196 841.845
2.1 Investimento - Outros (Aprovado 2014 R$ 886,6) 467.403 31.981 20.203 24.444 36.433 36.601 20.026 44.296 57.323 30.259 37.686 45.743 82.408
2.2 Investimento - UTE Mauá 3 (Aprovado 2014 R$ 276,6) 445.850 2.028 114.546 66.241 4.154 - - - - 158.172 19.380 39.641 41.688
2.3 Serviço da Dívida 481.358 28.457 28.355 31.987 31.658 23.077 25.765 35.074 43.622 56.820 57.513 58.785 60.247
2.4 Concessão Empréstimos e Financiamentos - - - - - - - - - - - - -
2.5 Parcelamento 594.932 1.820 1.829 1.863 1.894 1.918 1.925 76.332 103.440 99.773 101.034 101.378 101.725
2.6 Despesas Operacionais 4.807.035 153.073 147.873 207.427 170.457 204.079 354.711 311.368 958.954 588.438 570.227 584.649 555.777
2.6.1 Pessoal e Enc. Sociais 382.006 35.740 28.149 29.273 27.219 29.609 29.917 31.004 32.978 32.978 32.978 32.978 39.184
2.6.2 Material 27.236 3.999 3.998 1.156 732 1.053 1.873 1.925 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500
2.6.3 Serviços de Terceiros 274.471 27.218 21.144 22.432 22.944 22.231 24.185 24.316 22.000 22.000 22.000 22.000 22.000
2.6.4 Tributos e Encargos (Parafiscais/Setoriais) 70.427 5.931 6.109 5.855 4.973 6.359 5.854 5.345 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000
2.6.5 Energia Comprada para Revenda 1.154.989 54.743 31.489 123.922 72.280 96.999 142.336 151.146 96.015 96.015 95.693 96.015 98.338
2.6.6 Combustível 2.208.095 - - - - - - 21.960 746.214 375.698 357.808 371.908 334.506
2.6.7 Locação de Grupo Geradores 403.424 12.715 19.058 15.369 9.999 11.116 102.946 57.221 35.000 35.000 35.000 35.000 35.000
2.6.8 Outras Despesas 286.387 12.728 37.926 9.420 32.311 36.712 47.599 18.450 18.248 18.248 18.248 18.248 18.248
2.7 Despesas Não Operacionais - - - - - - - - - - - - -
Disponível 804.849- 43.732 211.103 124.718 68.753 67.965 64.184 159.903 46.293 238.872- 394.857- 589.947- 804.851-
3. Contas A Pagar 4.218.174 - - - - - - - 4.218.174 - - - -
4. Caixa Mínimo 30.000 30.000
Disponível Final 5.053.023- 43.732 211.103 124.718 68.753 67.965 64.184 159.903 4.201.881- 4.487.046- 4.643.031- 4.838.120- 5.053.025-
5. Proposta de Fontes de financiamento 5.053.025 - - - - - - - 4.201.881 285.165 155.985 195.089 214.904
Novo Disponível Final 30.000 - - - - - - - 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000
FLUXO DE CAIXA - R$ Mil 2014REALIZADO PREVISTO
103
Abaixo é apresentado o Fluxo de Caixa Anualizado
R$ Mil
Disponível Inicial 30.000 30.000 30.000 30.000
1. Recursos Financeiros 7.137.770 6.044.468 5.806.282 6.411.917
1.1 Receita Oper. / Retorno Fin. 2.149.612 2.555.800 2.932.455 3.492.404
1.2 Recursos Obtidos 229.931 110.092 - -
1.2.1 Financiamentos 152.700 110.092 - -
1.2.2 Demais Recursos (AFAC, CCEE e RO) 77.231 - - -
1.3 Receita Não Operacional 2.126 266.193 2.344 2.461
1.4 Recursos Curto Prazo
1.5 Recursos da CCC 3.784.801 1.976.884 1.778.695 1.870.777
1.6 Outros 971.300 1.135.500 1.092.788 1.046.275
2. Dispêndios Financeiros 8.332.475 7.269.195 7.986.246 8.476.508
2.1 Investimento - Outros (Aprovado 2014 R$ 886.596) 440.768 523.185 441.994 294.799
2.2 Investimento - Mauá 3 (Aprovado 2014 R$ 276.629) - - - -
2.3 Serviço da Dívida 346.346 562.640 1.196.000 1.686.833
2.4 Concessão Empréstimos e Financiamentos
2.5 Parcelamento 1.136.076 446.306 429.296 223.716
2.6 Despesas Operacionais 6.409.285 5.737.064 5.918.957 6.271.161
2.6.1 Pessoal e Enc. Sociais 277.212 265.624 262.109 275.870
2.6.2 Material 21.472 15.043 9.755 10.267
2.6.3 Serviços de Terceiros 178.851 172.409 163.401 171.979
2.6.4 Tributos e Encargos (Parafiscais/Setoriais) 85.389 100.487 110.431 130.341
2.6.5 Energia Comprada para Revenda 2.168.735 2.538.513 2.914.876 3.103.666
2.6.6 Combustível 3.344.081 2.519.405 2.423.919 2.551.175
2.6.7 Locação de Grupo Geradores 300.626 60.125 - -
2.6.8 Outras 32.919 65.458 34.466 27.863
2.7 Despesas Não Operacionais - - - -
Disponível 1.164.705- 1.194.726- 2.149.963- 2.034.591-
3. Contas A Pagar - - - -
4. Caixa Mínimo 30.000 30.000 30.000 30.000
Disponível Final 1.194.705- 1.224.726- 2.179.963- 2.064.591-
5. Proposta de Fontes de financiamento 1.194.705 1.224.726 2.179.963 2.064.591
Novo Disponível Final 30.000 30.000 30.000 30.000
DESCRIÇÃO AMAZONAS 2015 2016 2017 2018
104
13.Indicadores CMDE
2014 2015 2016 2017 2018
Nova
Proposta
Nova
Proposta
Nova
Proposta
Nova
Proposta
Meta
DFO
PMSO
ROL% 43% 22% 18% 15% 14%
EBITDA R$ Mil 52.623 160.163 126.456 220.823 407.707
Investimento Realizado /
Investimento Aprovado% 90 90 90 90 90
EBITDA AJUSTADO R$ Mil 92.045 170.965 139.299 235.559 425.257
DEC horas 51,23 40,50 33,10 28,50 26,84
FEC Ocorrências 33,56 30,75 27,58 23,75 22,09
Perdas Totais % 35,0% 30,0% 25,0% 23,5% 22,0%
INAD % 9,1 6 2,8 1,4 1,4
(**) A ROL apurada não considera a receia de construção;
(***) O EBITDA AJUSTADO inclui as Provisões.
(*) A empresa já faz parte do ISE/Bovespa no ano anterior e tem como meta aumentar em 5% sua
pontuação no ano.
EDE AME - Metas e Indicadores do CMDE
Indicador Utilizado Unidade
ECONOMICO-FINANCEIROS
OPERACIONAIS