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Plano de Recuperação e Correção das Falhas e

Transgressões

CNEE

SETEMBRO DE 2013

CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

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Conteúdo

1. Introdução ............................................................................................................................. 7

2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição............................................... 9

3. Caracterização da Concessão .............................................................................................. 15

4. Diagnóstico Atual da Concessão ......................................................................................... 20

Seção 4.01 Mercado .......................................................................................................... 20

Seção 4.02 Regulatório ...................................................................................................... 28

(a) Qualidade da Energia .............................................................................................. 28

(b) Compensações pagas .............................................................................................. 33

(c) Sanções Regulatórias ............................................................................................... 36

(d) Perdas de Energia .................................................................................................... 37

(e) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores ................................... 40

(f) Nível Tarifário .............................................................................................................. 41

(g) Compra de Energia .................................................................................................. 44

(h) P&D e PEE ................................................................................................................ 44

(i) Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão .............................................................. 46

(j) Renovação das Concessões ......................................................................................... 47

Seção 4.03 Jurídico ............................................................................................................ 48

(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais ............................................................ 48

Seção 4.04 Operacional ..................................................................................................... 50

(a) Caracterização do Ativo........................................................................................... 50

(b) Caracterização da Operação ................................................................................... 54

(c) Caracterização da Manutenção ............................................................................... 64

(d) Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição) ............................................ 69

(e) Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística) ............................................ 69


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(f) Evolução do Custo Operacional .................................................................................. 80

(g) Evolução do Investimento ....................................................................................... 84

(h) Programa Luz para Todos (PLPT) ............................................................................. 88

Seção 4.05 Comercial ......................................................................................................... 88

(a) Indicadores Comerciais ........................................................................................... 88

(b) Call Center ............................................................................................................... 97

(c) Atendimento Presencial ........................................................................................ 101

(d) Inadimplência ........................................................................................................ 102

Seção 4.06 Gestão ........................................................................................................... 104

Seção 4.07 Financeiro ...................................................................................................... 106

(a) Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial .......................................................... 106

(b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida ............................................ 108

(c) Nível de Comprometimento de Recebível ............................................................ 108

(d) Estrutura de Capital ............................................................................................... 109

(e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants) ......................................................... 110

(f) Stand Still ................................................................................................................... 111

(g) Mútuos .................................................................................................................. 113

5. Visão do Interventor sobre a Concessão ........................................................................... 114

6. Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões

119

7. Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual – Avaliação Econômico-Financeira ......... 122

Seção 7.01 Cenário Macroeconômico ............................................................................. 122

Seção 7.02 Mercado ........................................................................................................ 124

Seção 7.03 Regulatório .................................................................................................... 139

(a) Qualidade da Energia e Compensações ................................................................ 139

(b) Perdas Regulatórias ............................................................................................... 141


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(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos .............................................. 143

(d) Compra de Energia ................................................................................................ 143

(e) P&D e PEE .............................................................................................................. 145

(f) Reajustes e Revisões Tarifárias ................................................................................. 146

(g) Sanções Regulatórias ............................................................................................. 152

Seção 7.04 Jurídico .......................................................................................................... 153

(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais .......................................................... 153

Seção 7.05 Operacional ................................................................................................... 155

(a) Evolução Custos Operacionais .............................................................................. 155

(b) Evolução Investimentos ........................................................................................ 157

(c) Programa Luz para Todos ...................................................................................... 162

Seção 7.06 Comercial ....................................................................................................... 162

(a) Inadimplência ........................................................................................................ 162

(b) Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD) ........................................ 164

(c) Call Center e Atendimento Presencial................................................................... 165

(d) Indicadores Comerciais ......................................................................................... 169

Seção 7.07 Econômico-Financeira ................................................................................... 171

(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais e Setoriais) ....................................... 171

(b) Endividamento Financeiro .................................................................................... 172

(c) Impostos, Taxas e Contribuições ........................................................................... 173

(d) Reestruturação de Capital e Dividendos ............................................................... 174

(e) Mútuos .................................................................................................................. 179

Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras ............................................................... 181

(a) Demonstrativo de Resultado Projetado ................................................................ 181

(b) Fluxo de Caixa Projetado ....................................................................................... 182


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(c) Sumário das Projeções Financeiras ....................................................................... 183

8. Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para as concessões do Grupo

Rede? ......................................................................................................................................... 184

9. Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões – Proposta ...................... 190

Seção 9.01 Mercado ........................................................................................................ 190

Seção 9.02 Regulatório .................................................................................................... 191

(a) Perdas Regulatórias ............................................................................................... 191

(b) Compra de Energia ................................................................................................ 196

(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores ................................. 196

(d) P&D e PEE .............................................................................................................. 196

(e) Reajustes e Revisões Tarifárias ............................................................................. 198

(f) Renovação das Concessões ....................................................................................... 200

(g) Sanções Regulatórias ............................................................................................. 201

Seção 9.03 Operacional ................................................................................................... 203

(a) Evolução do Custo Operacional ............................................................................ 203

(b) Evolução do Investimento ..................................................................................... 203

(c) Programa Luz para Todos ...................................................................................... 203

Seção 9.04 Econômico-Financeira ................................................................................... 203

(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais) ......................................... 203

(b) Endividamento Financeiro .................................................................................... 205

(c) Impostos, Taxas e Contribuições ........................................................................... 205

(d) Reestruturação de Capital e Dividendos ............................................................... 205

Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras ............................................................... 211

(a) Demonstrativo de Resultado Projetado ................................................................ 211

(b) Fluxo de Caixa Projetado ....................................................................................... 212

(c) Sumário das Projeções Financeiras ....................................................................... 213


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10. Plano de Integração e Gestão ....................................................................................... 214

Seção 10.01 Estrutura de Serviços Compartilhados .......................................................... 214

Seção 10.02 Plano de Integração....................................................................................... 252

11. Sumário do Regime Excepcional Regulatório ................................................................ 271

12. Mensagem Final ............................................................................................................ 273

13. Anexos ........................................................................................................................... 275


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1. Introdução

Como é do conhecimento, a ENERGISA S.A. (“ENERGISA”) está em processo de aquisição do

controle das concessionárias de distribuição de energia elétrica do Grupo Rede. Para tanto,

em 03/07/13 a ENERGISA apresentou a sua oferta de aquisição de ações que lhe asseguram o

controle acionário das sociedades “holding” que controlam tais concessionárias do Grupo

Rede, a qual foi vertida em Plano de Recuperação Judicial submetido à votação dos credores

do Grupo Rede, no âmbito de seu processo de recuperação judicial em 05/07/13. Em 21/08/13

o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da recuperação judicial.

Em 09/09/13 foi proferida a decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial, sendo a

sua publicação dada em 19/09/13. Com a decisão favorável, em primeira instância, será

necessário deflagrar processos relacionados às outras condições precedentes visando à

conclusão da aquisição, como a submissão ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica –

CADE e à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

Nesse contexto, a ENERGISA apresenta, por meio deste documento, para avaliação dessa

Agência, a proposta para o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões para a

Companhia Nacional de Energia Elétrica S.A. – CNEE.

O Plano ora apresentado atende às disposições estabelecidas pela Lei nº 12.767, de 27/12/12,

quais sejam: i) discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;

ii) a demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; iii) proposta de regime

excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e iv) prazo necessário para

o alcance dos objetivos.

Para permitir a elaboração deste Plano, a ENERGISA envolveu uma equipe de mais de 60

profissionais, fez um profundo diagnóstico da situação da concessão com base nas

informações e dados disponíveis e realizou duas reuniões na CNEE. A primeira, que durou uma

semana, foi caracterizada pelo conhecimento detalhado da concessão e identificação dos

principais problemas e desafios. A segunda, com duração de um dia, visava uma interação mais

objetiva com o interventor e sua equipe.

Essa segunda reunião teve por finalidade obter a visão mais detalhada do interventor sobre os

principais problemas da concessão, bem como a apresentação, pela ENERGISA, das premissas

que seriam utilizadas neste Plano.


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O Plano ora apresentado está composto por 12 capítulos, dos quais se destacam o diagnóstico

atual da concessão, o cenário prospectivo a partir da situação atual da concessão e a proposta

da ENERGISA para o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da CNEE.

Como ficará claro ao longo deste documento, algumas questões, que serão detalhadas,

impactam substancialmente a concessão, impossibilitando a sua viabilidade econômica e

financeira. Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para

consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido

possível, tanto do ponto de vista financeiro como operacional.

Isso será possível mediante aporte de capitais, equacionamento das dívidas, reformulação da

gestão e definição de regime excepcional regulatório específico. As três primeiras ações

dependem da ENERGISA, a quarta ação depende da ANEEL, diante das justificativas e

comprometimentos da ENERGISA.

Esta proposta de Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões será a base

para o diálogo com a ANEEL no sentido de que possam ser estabelecidas ações que permitam

a recuperação da concessão sob o comando de um novo controlador.


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2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição

A CNEE é uma sociedade por ações de capital aberto controlada por Rede Energia S.A..

A ENERGISA, juntamente com alguns bancos de investimentos, estudou e discutiu uma

potencial aquisição do Grupo Rede, incluindo a CNEE, em algumas ocasiões ao longo dos

últimos anos. Porém, divergências entre as expectativas do controlador e a proposta da

ENERGISA impediram que as discussões avançassem.

No ano de 2011, em processo coordenado pelo Bradesco, a ENERGISA se associou com outro

grande grupo brasileiro para apresentação de uma proposta para aquisição das

concessionárias do Grupo Rede.

Realizada uma primeira diligência, a ENERGISA constatou que algumas ações precisariam ser

tomadas para que o Grupo Rede se tornasse viável, seja (i) pela contaminação da situação

econômico-financeira das holdings, (ii) pelo grave desequilíbrio de CELPA, (iii) pelos problemas

de sobrecontratação de CEMAT e (iv) pelo forte descasamento contratual da Rede

Comercializadora (CTCE), somente para citar os problemas mais críticos.

Entendendo não ser factível a implementação de determinadas ações necessárias para a

sobrevivência do Grupo Rede, relacionadas, por exemplo, aos processos de negociação de

deságio para credores, a ENERGISA desistiu do processo em fevereiro de 2012, de forma que o

controlador do Grupo Rede prosseguiu com o projeto de venda de suas concessionárias.

Paralelamente, em agosto/2011 e em fevereiro/2012, mediante estudos elaborados no âmbito

do processo de fiscalização por monitoramento periódico do equilíbrio econômico-financeiro

das concessões, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF apresentou

diagnósticos do desempenho das concessionárias de distribuição geridas pelo Grupo Rede, que

apontaram a delicada situação econômico-financeira em que essas empresas se encontravam.

As concessionárias apresentavam elevado endividamento relativamente ao fluxo de caixa

obtido, problema este que ocorria preponderantemente em quatro concessionárias do Grupo:

CELPA, CEMAT, EEB e CAIUÁ.

Em 28/02/2012, a CELPA ajuizou pedido de recuperação judicial perante a us a stadual do

ará. Em abril desse mesmo ano, observou-se o início de inadimplência sistêmica das

concessionárias do Grupo Rede em relação aos encargos setoriais.


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A SFF/ANEEL determinou, assim, que o Grupo Rede apresentasse um Plano de Ação,

abrangendo todas as concessionárias do grupo, além da própria empresa Rede Energia S.A., e

que contemplasse:

a retomada imediata do recolhimento de encargos setoriais e do pagamento de

fornecedores (energia e transmissão) correntes em atraso;

a redu o gradual da rela o ida quida A at e es e da ida quida

( A – ape ) at 7,0 vezes em todas as distribuidoras; e

a liquidação imediata dos empréstimos de mútuos vencidos a pagar e a receber que

envolvessem as distribuidoras ou o envio de documentos que atestassem os

respectivos pagamentos, no prazo de 10 dias.

Mediante a Nota Técnica no 288, de 13/07/2012, a SFF apresentou nova análise da situação

econômico-financeira e de inadimplência das concessionárias de distribuição controladas pelo

Grupo Rede, que indicou o agravamento do quadro dessas concessionárias.

Nesse contexto, em 10/08/2012, a Diretoria da ANEEL determinou à SFF a adoção urgente de

providências para a instauração de processos administrativos de verificação da

sustentabilidade econômico-financeira dessas concessionárias.

Em 30/08/2012 foi publicada a Medida Provisória no 577, posteriormente transformada na Lei

nº 12.767/2012 que, dentre outras providências: (i) determinou a não aplicação às

concessionárias de serviços públicos de energia elétrica dos regimes de recuperação judicial e

extrajudicial, previstos na Lei no 11.101/20 sal o posteriormente e n o da concess o; e

(ii) disciplinou a intervenção administrativa para a adequação da prestação do serviço público

de energia elétrica.

Em 31/08/2012, por meio da Resolução Autorizativa no 3.647, a ANEEL determinou a

Intervenção Administrativa na CNEE, pelo período de um ano, com o objetivo de assegurar a

prestação adequada do serviço publico de distribuição de energia elétrica e o fiel cumprimento

das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes. Foi então designado como

interventor o Sr. Sinval Zaidan Gama. Na mesma data, a ANEEL também determinou a

intervenção nas demais sete concessionárias do grupo (Cemat, Celtins, EEB, CFLO, CAIUÁ,

ENERSUL e EDEVP). Findo o período de um ano, essas intervenções foram prorrogadas pelo

prazo de dois anos.


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Em 25/09/2012 a Equatorial assinou o contrato de aquisição da CELPA, que estava em

processo de recuperação judicial.

Em outubro de 2012, para atender ao § 3º do Art. 3º da REA nº 3.647/2012, o acionista

majoritário do Grupo Rede à época da intervenção apresentou um Plano de Recuperação e

Correção das Falhas e Transgressões das 8 concessionárias de distribuição sob intervenção.

Em 23/11/2012, quatro empresas holdings e uma comercializadora do Grupo Rede

requereram Recuperação Judicial: Rede Energia S.A., Companhia Técnica de Comercialização

de Energia (CTCE), QMRA Participações S.A. (QMRA); Denerge Desenvolvimento Energético

S.A. (Denerge) e Empresa de Eletricidade Vale do Paranapanema S.A. (EDEVP).

O pedido foi distribuído à 2ª Vara de Falências e Recuperação Judicial da Comarca de São

Paulo-SP (proc. 0067341-20.2012.8.26.0100) e, em 19/12/2012, o processamento foi deferido,

nomeando-se como administradora judicial a Deloitte Touche Tohamtsu.

De acordo com a relação de credores apresentada pelas recuperandas, e mais tarde

corroborada pela administradora judicial: (a) na Classe I (trabalhistas), não há credores

listados; (b) na Classe II, estão listados apenas o BNDES (R$135 MM) e o FI-FGTS (R$ 712 MM);

(c) na Classe III, estão listados, de forma consolidada, os credores quirografários de todas as

recuperandas, alcançando-se um valor total de R$ 3.142 milhões e USD 655 milhões, incluindo

dívidas com empresas ligadas. Não há credores extraconcursais.

Em 15/03/2013, as recuperandas depositaram em Juízo um plano de recuperação judicial

único, com condições uniformes para os credores de todas as cinco recuperandas. O plano

tinha por premissa a alienação do controle societário ao consórcio formado pelas empresas

CPFL Energia (CPFL) e Equatorial Energia S.A. (Equatorial). O preço da alienação seria de R$1,00

e as adquirentes se comprometiam a investir até R$ 1,8 bilhão nas recuperandas. O valor de

investimento seria revertido, em parte, para pagamento dos credores e, em parte, para

atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, conforme exigido

pela ANEEL.

Para a ENERGISA o Grupo Rede é certamente uma grande oportunidade de consolidação no

setor de distribuição de energia no Brasil. Assim, ao longo de todo esse processo, a ENERGISA

se manteve atenta e atualizando suas avaliações permanentemente, até encontrar uma forma

de voltar a competir.


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Impedida de apresentar uma proposta de compra do Grupo Rede, em função da exclusividade

concedida ao grupo concorrente até 30/06/2013, a ENERGISA teve como única estratégia

viável a proposição de uma alternativa aos credores, confrontando a proposta do grupo que

possuía exclusividade.

A ENERGISA ingressou nos autos (então em parceria com a COPEL), em 04/04/2013, para que

fosse assegurada sua participação, e de outros interessados, no processo de aquisição dos

ativos do Grupo Rede. Em 29/05/2013, a ENERGISA apresentou proposta firme, embora sujeita

a determinadas condições precedentes, para a aquisição dos ativos de distribuição do Grupo.

A primeira assembleia geral de credores se instalou em 05/06/2013 e as recuperandas naquela

oportunidade pediram, já na abertura dos trabalhos, a suspensão da reunião. A ENERGISA, que

garantira na véspera o direito de participar da assembleia, assumiu o compromisso de

readequar o formato da sua proposta para um idêntico àquele adotado por CPFL-Equatorial,

i.e., uma proposta pela aquisição do controle acionário do grupo e não mais pelos seus ativos.

Essa assembleia restou suspensa para análise dos planos pelos credores.

Entre a data da assembleia (05/06/2013) e a data da sua continuação (03/07/2013), a COPEL

desistiu de participar do processo, alegando que não teria tempo para concluir a diligência que

estava em curso. A ENERGISA assumiu, então, integralmente os compromissos contidos na

oferta.

Quando da retomada da assembleia, em 03/07/2013, já com a possibilidade de rescisão da

exclusividade de forma unilateral por qualquer das partes, uma vez que era válida apenas até

30/06/2013, a ENERGISA apresentou a sua oferta reformatada, a qual foi posteriormente

vertida em um plano de recuperação judicial simplificado, apto a ser votado pelos credores em

assembleia. O preço da alienação seria também de R$1,00. Porém, a ENERGISA se

comprometeu a investir até R$1,95 bilhão nas recuperandas, além de um montante de até R$

1,1 bilhão para atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões,

conforme exigido pela ANEEL.

Em 05/07/2013, numa sessão prévia a votação visando apreciar o plano de recuperação

judicial, a proposta da ENERGISA foi a escolhida para ser levada à votação por ter sido superior

e mais interessante para os credores e para as Recuperandas, em relação a proposta

submetida por CPFL-Equatorial. Prosseguindo então os trabalhos da Assembleia Geral de


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redores (“AG ”) os credores decidiram por colocar em votação o Plano fundado na proposta

da Energisa, que obteve o seguinte resultado:

VOTAÇÃO POR CRÉDITO

CLASSE II CLASSE III Total

SIM 100% 48,20% 58,44%

NÃO 0,00% 51,80% 41,56%

ABSTENÇÃO 0,00% 6,41% 5,21%

VOTAÇÃO POR CREDOR

CLASSE II CLASSE III Total

SIM 100% 47,06% 47,83%

NÃO 0,00% 52,94% 52,17%

ABSTENÇÃO 0,00% 12,82% 12,66%

A votação resultou na rejeição do plano por determinados credores quirografários, os

chamados Bondholders, titulares de notas perpétuas emitidas pela Rede Energia, que votaram

com R$ 1,139 bilhões ou mais de 30% dos créditos presentes à assembleia (e cerca de 36% do

total dos créditos quirografários).

Apresentado o resultado ao Juízo pelo Administrador Judicial, as Recuperandas, a ENERGISA e

alguns credores pugnaram pela homologação do Plano na forma do art. 58, §1º, da Lei no

11.1 1 2 o “cram down”. Os Bondholders pugnaram expressamente pela não aplicação do

dispositivo e pela apresentação de um novo plano.

Em 21/8/2013, o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da

Recuperação Judicial.

Em 09/09/2013 foi proferida decisão homologando o plano de recuperação judicial, pela via

ordinária (art. 58, caput, da Lei no 11.101/2005), uma vez que o Juiz, reconsiderando sua

decisão anterior, retirou o direito de voto do Bank of New York Mellon na qualidade de agente

fiduciário das notas perpétuas. Além disso, a decisão reconheceu a possibilidade de voto do FI-


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FGTS na qualidade de credor do Grupo Rede (na Classe II), bem como reconheceu o direito de

sociedades coligadas à CPFL e à Equatorial a votarem em Assembleia Geral de Credores - AGC.

A decisão menciona ainda que os créditos em moeda estrangeira devem ser apurados, para

efeito do cômputo do voto, pelo câmbio da véspera da primeira AGC (dia 4/6/2013) e

reconhece a inexistência de tratamento diferenciado aos credores e a impossibilidade de voto

da Liasa – Ligas de Alumínio S.A.

Com isso, o Juízo reconheceu que o Plano foi aprovado por 100% dos credores da classe II,

num total de R$ 712 milhões, e por 66,34% dos credores da classe III, num total de R$.2.081

milhões. A totalização final implica em 74,93% dos créditos favoráveis ao Plano, com o valor de

R$ 2.793 milhões.

A decisão foi publicada no dia 19/9/2013 e ainda está sujeita a eventuais recursos por parte

dos credores, das recuperandas e/ou do Ministério Público. A partir desta data os credores

terão 60 (sessenta) dias para se manifestarem quanto à forma de receber seus créditos.

Com a decisão favorável em primeira instância, processos relacionados a outras condições

precedentes para a aquisição do Grupo Rede começam a ser deflagrados, como submissão da

operação ao CADE e à ANEEL e a desoneração das ações de controle a serem transferidas à

ENERGISA, dentre outras.

Todo o esforço está sendo empreendido para que a transação possa ser concluída ainda neste

ano de 2013, pela urgência das concessões retornarem à normalidade. Entretanto, essa

efetivação não depende apenas dos esforços do Grupo Rede e da ENERGISA.


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3. Caracterização da Concessão

A Companhia Nacional de Energia Elétrica – CNEE é uma concessionária de distribuição de

energia elétrica, de capital fechado, cuja sede regional localiza-se em Catanduva – SP. A

concessão foi celebrada pelo Governo Federal por intermédio da ANEEL – Agência Nacional de

nergia l trica com a N atra s do “ ON RA O ON SSÃO Nº 16 99 - AN ” com

vencimento em 07 de julho de 2015.

A CNEE utilizava moto geradores a óleo diesel nos primeiros anos de atividade, o que

debilitava a qualidade do serviço prestado. Em 1921, a Nacional iniciou as suas atividades e

colocou em execução o projeto para construção de uma usina hidrelétrica no rio Ribeirão dos

Porcos, na divisa entre os municípios de Itápolis e Borborema. Após a inauguração da usina,

batizada de Reynaldo Gonçalves, em 1923, a área de atuação da Nacional se expandiu e a

empresa adquiriu concessão para o fornecimento de energia elétrica para outras cidades.

A CNEE possui uma área de concessão de 4.500 Km² e, é responsável por beneficiar com

energia elétrica 106.768 consumidores, equivalente a uma população de aproximadamente

400 mil habitantes, em 15 municípios das regiões de Catanduva e Novo Horizonte (interior do

Estado de São Paulo), distribuindo 38.762 Mwh/ano.

A microrregião de Catanduva é uma das microrregiões do estado de São Paulo pertencentes à

mesorregião de São José do Rio Preto. Catanduva é hoje um polo microrregional, com

movimentados setores de comércio, serviços, indústrias e agropecuária. Sua população foi


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estimada em 2010 pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística em 221 465 habitantes e

está dividida em treze municípios. Possui uma área total de 2 283,6 km²

O principal rio que cruza a região é o Tietê, que é reconhecido como limpo neste trecho,

servindo de lazer para a região, proporcionando pesca e esportes náuticos.

O clima da região é tropical semiúmido, com verões quentes e úmidos, e invernos secos e

amenos. A temperatura média no inverno é de 19 graus centígrados e, no verão, é de 29 graus

centígrados. A precipitação média do mês mais seco é inferior a 60 milímetros. A temperatura

média anual é de 24,1 graus centígrados.

Com relação aos ventos, a região está inserida naquele que é conhecido como polígono dos

tornados da América do Sul, que abrange leste de Minas Gerais, centro, norte e oeste de São

Paulo, centro, norte e oeste de Paraná, sudeste de Mato Grosso do Sul, além de Paraguai e

Argentina.

Segundo dados do Instituto Nacional de Meteorologia (Inmet), a temperatura mínima

registrada na região foi de 0,3 ºC, ocorrida no dia 18 de julho de 1975 no município de

Catanduva. Já a máxima foi de 39,9 ºC, observada dia 11 de outubro de 1963, no mesmo

município. O maior acumulado de chuva registrado em 24 horas foi de 108,3 mm. A densidade

de descargas atmosféricas é de três raios/km2 ao ano.

Em sua área de concessão se destacam as atividades industriais sucroalcooleiras, suco-cítricas,

alimentícias e de ventiladores, além do comércio e prestação de serviços.

Grande destaque da indústria é a produção e o comércio de ventiladores, o que tornou o

município de Catanduva conhecido como a "Capital nacional dos ventiladores". As fábricas da

http://pt.wikipedia.org/wiki/Clima

http://pt.wikipedia.org/wiki/Tropical_semi-%C3%BAmido

http://pt.wikipedia.org/wiki/Instituto_Nacional_de_Meteorologia

http://pt.wikipedia.org/wiki/18_de_julho

http://pt.wikipedia.org/wiki/1975

http://pt.wikipedia.org/wiki/11_de_outubro

http://pt.wikipedia.org/wiki/1963

http://pt.wikipedia.org/wiki/Chuva


_____________________________________________________________________________

17

cidade são responsáveis por cerca de 90 por cento da produção nacional de ventiladores e

empregam 60 por cento da mão de obra ocupada da indústria no município. Em quatro

grandes empresas - Loren Sid, ARGE, Venti Delta e Ventiladores Tron -, trabalham mais de 2

800 metalúrgicos.

A região é a quarta maior região sucroalcooleira do estado de São Paulo, produzindo cerca de

22.000.000 de toneladas de cana, 35.000.000 de sacas de 50 kg de açúcar e 903.000.000 de

litros de álcool anidro e hidratado. Em 2009, o município exportou mais de US$ 350.000.000.

Na cidade de Catanduva, está instalada a Biocana - Associação de Produtores de Açúcar, Álcool

e Energia - uma sociedade civil sem fins lucrativos, que representa 14 empresas produtoras de

cana-de-açúcar e derivados. A Biocana abrange todo o centro-sul do país. Pertencem ao

município a Usina São Domingos e a Noble Bioenergia, além delas estão presentes na região as

usinas Santa Isabel I e II, Monte Rey, São José da Estiva e Itajobi.

O desenvolvimento da região está fortemente relacionado à posição geográfica, proximidade

de grandes centros (São José do Rio Preto, Ribeirão Preto e São Carlos), além de vias de acesso

que possibilitam o escoamento da produção, tais como BR-153, Rodovia Washington Luiz,

Rodovia Brigadeiro Faria Lima, entre outras regionais.

Seu sistema elétrico é composto por 3 pontos de suprimento, 17 subestações e 43

alimentadores de distribuição. As linhas que atendem as subestações são de tensões que

variam entre 34,5 kV, 69kV e 138kV.

O crescimento de mercado é da ordem de 2,53% ao ano. A evolução da quantidade de clientes

pode ser observada no gráfico abaixo:


_____________________________________________________________________________

18

Para atendimento a estrutura de redes de distribuição e quantidade de clientes mencionados a

CNEE conta com uma força de trabalho de 215 empregados próprios, 5 estagiários e 117

terceirizados.

Os funcionários ficam distribuídos entre um escritório em Presidente Prudente, onde

funcionam as áreas de gestão centralizadas da CAIUA, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, um prédio

administrativo na sede da empresa em Catanduva, também em Catanduva, e em 5 Unidades

de Serviços descentralizadas, conforme figura abaixo:


_____________________________________________________________________________

19

As áreas centralizadas em Presidente Prudente são responsáveis pela gestão dos processos,

enquanto as Gerências Regionais focam o atendimento e demais atividades operacionais. Os

processos centralizados são: gestão de pessoas, gestão administrativa e financeira, segurança,

comunicação, processos regulatórios e ouvidoria, gestão de documentos, gestão de ativos,

mercado, grandes clientes e poder público, processos comerciais, gestão de obras, gestão da

manutenção, planejamento, gestão da operação do sistema, gestão de serviços operacionais,

gestão de perdas e medição, suprimentos (materiais e serviços), tecnologia da informação,

qualidade (sistema ISO) e gestão de processos. Outro processo centralizado é o faturamento,

porém fica centralizado em Bragança Paulista, assim como a contabilidade e o jurídico ficam

centralizados em São Paulo.

Além das áreas de gestão listadas acima, o call center da CNEE fica localizado em Presidente

Prudente e é integrado ao atendimento da CAIUA, EDEVP, EEB e CFLO. Enquanto o COD se

localiza em Catanduva atendendo apenas a CNEE.

A frota destinada ao atendimento das necessidades da concessão é composta de 57 veículos,

sendo 36 próprios (02 caminhões, 16 motos, 17 utilitários médios e 01 veículos leves) e 21

locados (13 utilitários leves e 08 veículos leves).


_____________________________________________________________________________

20

4. Diagnóstico Atual da Concessão

Seção 4.01 Mercado

Cenário

A CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica - possui uma área de concessão de 4.500 km²

e atende a uma população de mais de 247 mil habitantes em 15 municípios da região de

Catanduva e Novo Horizonte (interior do estado de São Paulo). Os municípios atendidos são:

Adolfo, Borborema (onde mantém a PCH Reynaldo Gonçalves), Catanduva, Catiguá, Elisiário,

Irapuã, Itajobi, Marapoama, Mendonça, Nova Aliança, Novaes, Novo Horizonte, Sales, Tabapuã

e Urupês.

De acordo com o censo de 20101, a população atual da área de concessão da CNEE é de

246.861 habitantes, tendo densidade demográfica média de 54,11 habitantes por quilômetro

quadrado.

Os 10 maiores municípios representam 87,7% do consumo cativo e 86,7% dos clientes da área

de concessão. O maior município é Catanduva2, com 49.057 clientes (46%) e 280.327 MWh de

consumo total (55%).

Ranking IDH Brasil por Município

Fonte: PNUD.

1 Censo IBGE 2010

2 http://www.cnee.com.br/sobre-a-nacional/nosso-mercado/

Adolfo (SP) 1021 º 0,730 0,774 0,840 0,751

Borborema (SP) 1021 º 0,730 0,774 0,840 0,751

Catanduva (SP) 92 º 0,785 0,797 0,848 0,717

Cat iguá (SP) 526 º 0,751 0,732 0,852 0,807

Elisiário (SP) 599 º 0,747 0,764 0,886 0,751

Irapuã (SP) 1514 º 0,713 0,732 0,852 0,807

Itajobi (SP) 1021 º 0,730 0,774 0,840 0,751

Marapoama (SP) 508 º 0,752 0,717 0,866 0,768

Mendonça (SP) 667 º 0,744 0,762 0,875 0,738

Nova Aliança (SP) 823 º 0,738 0,716 0,859 0,728

Novais (SP) 1331 º 0,719 0,672 0,848 0,717

Novo Horizonte (SP) 488 º 0,753 0,743 0,869 0,746

Sales (SP) 526 º 0,751 0,732 0,852 0,768

Tabapuã (SP) 897 º 0,735 0,708 0,873 0,720

Urupês (SP) 648 º 0,745 0,740 0,861 0,752

Municípios atendidos

CNEE

Ranking

IDHM 2010IDHM 2010

IDHM

Renda

2010

IDHM

Longevidade

2010

IDHM

Educação

2010


_____________________________________________________________________________

21

O Índice de Desenvolvimento Humano Municipal (IDHM)3 de Catanduva é 0,785, em 2010. O

município está situado na faixa de Desenvolvimento Humano Alto (IDHM entre 0,700 e 0,799).

Entre 2000 e 2010, a dimensão que mais cresceu em termos absolutos foi Educação (com

crescimento de 0,139), seguida por Longevidade e por Renda.

Fonte: PNUD

Principais Municípios CNEE

Fonte: CNEE.

A renda per capita média de Catanduva cresceu 45,6% nas últimas duas décadas, passando de

R$649,09, em 1991 para R$757,21, em 2000 e R$945,05, em 2010. A taxa média anual de

crescimento foi de 16,7% no primeiro período e 24,8% no segundo. A extrema pobreza

(medida pela proporção de pessoas com renda domiciliar per capita inferior a R$ 70,00, em

reais de agosto de 2010) passou de 0,72% em 1991 para 1,69% em 2000 e para 0,62% em

2010.

3 IDH significa uma medida geral do desenvolvimento humano, sendo composto por três pilares: saúde, educação e renda.

Catanduva 280.327 49.057

Novo Horizonte 57.036 14.485

Itajobi 29.457 6.129

Urupes 25.796 5.633

Borborema 22.663 5.834

Tabapua 18.042 4.785

Sales 11.288 3.824

Cat igua 10.096 2.560

Irapua 9.506 2.748

Nova Aliança 9.229 2.329

Total 473.442 97.384

Principais Municípios

2012

MWh Nº Cons.


_____________________________________________________________________________

22

Renda per capita por Município - CNEE

Fonte: http://atlasbrasil.org.br/2013/.

A desigualdade diminuiu: o Índice de Gini4 passou de 0,51 em 1991 para 0,53 em 2000 e para

0,46 em 2010. Quando comparada com o Brasil, 0,53, Catanduva possui uma desigualdade de

renda inferior aos dos brasileiros.

Índice de Gini por Município - CNEE

Fonte: http://atlasbrasil.org.br/2013/.

4 É um instrumento usado para medir o grau de concentração de renda. Ele aponta a diferença entre os rendimentos dos mais pobres e dos mais ricos. Numericamente, varia de 0 a 1, sendo que 0 representa a situação de total igualdade, ou seja, todos têm a mesma renda, e o valor 1 significa completa desigualdade de renda, ou seja, se uma só pessoa detém toda a renda do lugar.

Adolfo (SP) R$ 351,6 R$ 439,6 R$ 661,7

Borborema (SP) R$ 536,3 R$ 527,2 R$ 664,6

Catanduva (SP) R$ 649,1 R$ 757,2 R$ 945,1

Cat iguá (SP) R$ 382,2 R$ 484,6 R$ 771,8

Elisiário (SP) R$ 350,1 R$ 394,3 R$ 666,9

Irapuã (SP) R$ 303,7 R$ 410,9 R$ 579,6

Itajobi (SP) R$ 403,6 R$ 494,3 R$ 739,5

Marapoama (SP) R$ 244,4 R$ 384,3 R$ 781,0

Mendonça (SP) R$ 482,0 R$ 584,9 R$ 707,4

Nova Aliança (SP) R$ 458,1 R$ 523,6 R$ 662,5

Novais (SP) R$ 275,5 R$ 308,9 R$ 671,2

Novo Horizonte (SP) R$ 438,1 R$ 588,3 R$ 806,8

Sales (SP) R$ 262,4 R$ 432,1 R$ 645,8

Tabapuã (SP) R$ 500,0 R$ 497,3 R$ 731,3

Urupês (SP) R$ 437,6 R$ 564,8 R$ 805,7


CNEE

Renda per capita

1991

Renda per capita

2000

Renda per capita

2010

Adolfo (SP) 0,41 0,38 0,38

Borborema (SP) 0,61 0,50 0,42

Catanduva (SP) 0,51 0,53 0,46

Cat iguá (SP) 0,35 0,42 0,43

Elisiário (SP) 0,37 0,37 0,33

Irapuã (SP) 0,46 0,48 0,36

Itajobi (SP) 0,49 0,47 0,38

Marapoama (SP) 0,35 0,41 0,40

Mendonça (SP) 0,66 0,56 0,36

Nova Aliança (SP) 0,53 0,45 0,38

Novais (SP) 0,35 0,43 0,45

Novo Horizonte (SP) 0,49 0,49 0,45

Sales (SP) 0,47 0,50 0,42

Tabapuã (SP) 0,54 0,49 0,40

Urupês (SP) 0,52 0,53 0,43


CNEE

Índice de Gini

1991

Índice de Gini

2000

Índice de Gini

2010

http://atlasbrasil.org.br/2013/


_____________________________________________________________________________

23

Sua economia é baseada no comércio, prestação de serviços, indústrias diversas e agricultura.

Catanduva possui quatro distritos industriais e neles funcionam mais de 340 indústrias de

diferentes ramos, como metalúrgico, construção, mecânica, tipográfico, calçadista, moveleiro,

usinagem e outros. Entre elas está a Vitalex, que é uma empresa conceituada no ramo desde

1989, fabricando aparelhos eletrodomésticos e manuais voltados para o uso residencial,

comercial e industrial.

O PIB dos municípios da CNEE fechou o ano de 2010 em R$ 4,7 bilhões5, e respondendo por

0,4% do total da riqueza produzida6 no estado de São Paulo. De 2006 a 2010, o PIB a preços

correntes da área de concessão da CNEE cresceu 7,7% a.a., contra 12,3% a.a. no Brasil, no

mesmo período.

Fonte: LCA.

Fonte: LCA.

5 Preços correntes

6 O PIB representa a soma de todas as riquezas finais produzidas em determinada região ou parcela da sociedade (qual seja, países, estados, cidades), durante um período determinado (mês, trimestre, ano etc.).

-

1

2

3

4

5

2006 2007 2008 2009 2010

PIB Preços Correntes (R$ bilhões)CNEE

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2006 2007 2008 2009 2010

PIB Preços Correntes (R$ bilhões)Brasil

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

2006 2007 2008 2009

PIB Preços Correntes Crescimento (%)

CNEE e Brasil CNEE

Brasil

http://pt.wikipedia.org/wiki/Com%C3%A9rcio

http://pt.wikipedia.org/wiki/Servi%C3%A7os

http://pt.wikipedia.org/wiki/Ind%C3%BAstria

http://pt.wikipedia.org/wiki/Agricultura


_____________________________________________________________________________

24

Evolução do Mercado 2006 a 2012

O mercado cativo da CNEE apresentou um crescimento médio de 3,1% a.a. entre 2006 e 2012.

A classe que mais se destacou foi a Comercial, com crescimento no mesmo período de 7,4%

a.a..

Fonte: CNEE e SAMP ANEEL.

O consumo da classe residencial da CNEE atingiu crescimento médio de 4,9% a.a. ao longo do

período de 2006-2012. A menor taxa deste período foi registrada no ano de 2011, sendo

compensada no ano em 2012.

O industrial foi o segmento que exibiu menor desempenho ao longo do período em análise,

com ligeiro crescimento de 1,6% a.a., taxa impactada pela retração nos últimos dois anos.

Em dezembro de 2012, a CNEE possuía em sua carteira 4 clientes livres. Estes clientes

respondiam por 15 GWh, 3% do consumo total da Companhia.

O gráfico abaixo mostra o histórico de migração destes clientes para o Mercado Livre, em

número de consumidores:

8,0

3,0

5,3 4,5

1,6

7,2

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

-

50

100

150

200

250

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Residencial - GWhCresc Acum 2006/2012

4,9%

11,0

4,3 6,5 7,0

-16,1

-0,5

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

-

20

40

60

80

100

120

140

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Industrial - GWh

Cresc Acum 2006/2012

1,6%

7,9 7,8

6,2

8,6

5,8

8,5

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

20

40

60

80

100

120

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Comercial - GWh


7,4%

7,2

3,8 2,8

3,3

-1,7

3,6

-3,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

-

100

200

300

400

500

600

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Total - GWh

Cresc Acum

2006/20123,1%


_____________________________________________________________________________

25


Expurgando-se o efeito de migrações do histórico, observa-se que o crescimento do mercado

industrial da CNEE7 passa de 1,6% a.a. no período de 2006 a 2012, para 7,9% a.a.. Para o

consumo total da CNEE, a taxa média de crescimento neste período passa de 3,1% a.a. para

4,2% a.a., como se pode notar no gráfico abaixo:

Fonte: CNEE.

Em 2012, a CNEE apresentou um desempenho superior ao da Região Sudeste e praticamente

igualou com a média Brasil, no Mercado Total, pelos dados da EPE.

7 Balanço Energético

3

4 4

2011 2012 2013

Número de Clientes Livres

IND

-2,0

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento (%)Sem Efeito Migração

Ind Tot


_____________________________________________________________________________

26

Fonte: EPE e SAMP ANEEL.

As classes residencial e comercial superaram tanto a média Brasil quando a média da Região

Sudeste, encerrando 2012 com crescimento de 7,2% e 8,5%, respectivamente.

Na classe industrial, não houve nenhum desempenho favorável, considerando Brasil e Região

Sudeste, medidos pela EPE e a CNEE. O consumo da CNEE registrou taxa abaixo da média

Brasil, porém apresentou desempenho melhor que a média Regional.

Número de Consumidores

O número de consumidores da CNEE cresceu em média 2,7% a.a. ao longo do período 2006-

2012. Em relação aos consumidores residenciais, o crescimento geométrico no período foi de

2,3% a.a.. O maior crescimento em relação ao número de consumidores foi registrado na

classe industrial, 19,2% a.a.

3,5

2,0

3,6

EPE - Brasil EPE - Sudeste CNEE

CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - TOTAL(%) 2012 vs. 2011

(0,1)

(1,6)

-0,6


CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - INDUSTRIAL(%) 2012 vs. 2011

5,1

3,8

7,2


CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - RESIDENCIAL(%) 2012 vs. 2011

7,8 7,0

8,5


CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - COMERCIAL(%) 2012 vs. 2011


_____________________________________________________________________________

27


Consumo Médio

O crescimento mais ameno do número de clientes demonstra que o aumento do mercado, ao

longo do período em análise, se deveu basicamente ao número de clientes e não ao consumo

médio.

O consumo total médio ficou praticamente estagnado no período de 2006-2012, com

crescimento de 0,5% a.a.. Entretanto, neste resultado, há grande contribuição do segmento

industrial.

O crescimento do consumo residencial médio atingiu crescimento de 2,5% a.a. neste período,

apresentando taxa negativa somente em 2011. O consumo médio comercial, por sua vez,

cresceu 4,3% a.a. ao longo de 2006-2012, com desempenho um pouco oscilante ao longo dos

anos, mas sempre com crescimento superior a 2,5% a.a. Já no segmento industrial, o consumo

médio encerrou em queda de 14,7%, o que pode ser explicado pela queda no consumo e pela

migração de clientes industriais para o mercado livre.

O Consumo Residencial Médio da CNEE fechou o ano de 2012 com 195 kWh/consumidor/mês,

acima dos 180 kWh/consumidor/mês da região Sudeste e dos 159 kWh/consumidor/mês do

Brasil. Trata-se de um consumo médio bastante elevado quando comparado à média Brasil e

2,9 2,7 2,4

3,1 2,5 2,5

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

80.000

85.000

90.000

95.000

100.000

105.000

110.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Total


2,7%

2,7 2,5 2,0

2,6

1,9 2,2

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

70.000

72.000

74.000

76.000

78.000

80.000

82.000

84.000

86.000

88.000

90.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Residencial


2,3%

20,3 18,8 19,1 22,4 21,4

13,1

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Industrial


19,2%

3,7

2,2

3,2 3,7

3,2 2,5

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

7.000

7.500

8.000

8.500

9.000

9.500

10.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Comercial


3,1%


_____________________________________________________________________________

28

Regional, refletindo uma população de alto poder aquisitivo e bem equipada em termos de

eletrodomésticos nos domicílios.


Seção 4.02 Regulatório

(a) Qualidade da Energia

Análise de evolução da Qualidade do Serviço

Para uma análise efetiva da evolução dos indicadores de continuidade e da situação atual da

distribuidora é importante revisitar aspectos associados à conformação e interoperabilidade

dos ativos elétricos e da estrutura de atendimento existente, como também determinados

aspectos da área de concessão que condicionam a prestação do serviço público de distribuição

de energia elétrica ao consumidor. Esse conjunto de informações é apresentado ao longo

desse Plano de Recuperação e contemplou questões como:

Clima tropical seco-úmido com verões quentes e úmidos, e invernos secos e amenos;

Localizada no polígono dos tornados da América do Sul;

Vias terrestres em bom estado de conservação;

4,2

1,1 0,4 0,3

-4,1

1,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

375

380

385

390

395

400

405

410

415

420

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCTM MensalCresc Acum 2006/2012

0,5%

5,2

0,6

3,2

1,8

-0,3

4,9

-3,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

150

155

160

165

170

175

180

185

190

195

200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCRM Mensal


2,5%

-7,8 -12,2 -10,6

-12,6

-31,0

-12,1

-35,0

-25,0

-15,0

-5,0

5,0

15,0

25,0

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCIM Mensal


-14,7%

4,1

5,5

2,9

4,7

2,5

5,9

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

-

200

400

600

800

1.000

1.200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCCM MensalCresc Acum 2006/2012

4,3%


_____________________________________________________________________________

29

Malha elétrica bem distribuída com 3 pontos de suprimento, 17 subestações e 43

alimentadores de distribuição;

Passivo de equipamentos contaminados com PCB;

Linhas de 138kV em bom estado;

Linhas de 69kV com padrão construtivo desfavorável, característica construtiva com

classe de poluição incompatível com a região;

Predominância de redes de distribuição com característica aérea nua na BT e MT;

Apenas 26% das subestações automatizadas;

Ausência de equipamentos de proteção e manobras nas redes de distribuição com

comunicação para monitoramento ou acionamento remoto; e

Terceirização ampla das equipes de manutenção de redes de distribuição.

É o conhecimento dos parâmetros técnicos em conjunto com essas especificidades que

permite um maior entendimento da evolução da Qualidade do Serviço ao longo dos anos e

uma visão das questões a serem enfrentadas futuramente pelo planejamento e pela operação

dos sistemas de distribuição na região no atendimento das demandas regulatórias.

Para orientar as discussões desse Capítulo o Plano de Recuperação se baseou em informações

passadas pelos Interventores, visitas técnicas às áreas de concessão, análise estatísticas dos

dados das distribuidoras para ocorrências emergenciais e levantamento das contribuições

encaminhadas para a ANEEL por ocasião dos processos de definição dos limites regulatórios

para a Qualidade do Serviço dos conjuntos elétricos.

Cumpre ressalvar nosso entendimento que um maior conhecimento futuro, de demais

aspectos que afetam os resultados da qualidade na região, a partir do aprofundamento nas

causas associadas aos desligamentos de energia, pode favorecer o alinhamento das estratégias

empresariais em prol da consecução dos objetivos pretendidos.

De modo a avaliar o comportamento dos indicadores de continuidade da CNEE ao longo dos

últimos ciclos de revisões tarifárias, apresentam-se a seguir gráficos com os índices realizados

de DEC e FEC bem como os limites ANEEL desde o ano de início do 1CRTP (2005).

O gráfico a seguir apresenta os resultados e limites de DEC:


_____________________________________________________________________________

30

Evolução do DEC na CNEE: comparação entre realizado e limite regulatório

A avaliação dos resultados do DEC praticado pela CNEE, até o ano de 2012, permite identificar

que a distribuidora vem continuamente praticando valores inferiores aos limites regulatórios

estabelecidos pela ANEEL. Tem-se ainda, através de uma projeção informada pela empresa,

que o ano de 2013 também aponta para o atendimento do limite regulatório.

Portanto, é possível concluir que as questões operacionais relacionadas às eventuais

dificuldades no atendimento à área de concessão foram devidamente equacionadas, com a

empresa bem posicionada, em um patamar baixo em termos de DEC realizado (inferior a 8

horas/ano).

Não obstante, nota-se que ao longo dos anos a margem de segurança entre os valores

realizados e seus respectivos limites (que sinaliza a condição adequada para a operação da

distribuidora, sem incorrer em transgressão significativa dos indicadores individuais), vem

reduzindo substancialmente.

As taxas de decréscimo constantes na trajetória aplicada pelo Regulador (no 3CRTP de 5,63%

a.a. contra 0,02% a.a. e 4,77% a.a. no 1CRTP e 2CRTP respectivamente) se mostram factíveis

para a área de concessão, mas trazem grandes desafios para os próximos anos em decorrência

da perda da margem de segurança em face do envelhecimento dos ativos.

Já o resultado de FEC apresenta uma trajetória com prognóstico de violação do limite

regulatório. Tem-se uma pequena margem de segurança em relação ao limite até o ano de

4,17

6,777,97 8,04

7,308,23 8,58

7,38 7,65

0,00 0,00 0,00

11,94 11,96 11,92 11,93 11,89

11,10 10,95

10,269,94

9,33

8,648,35

0

2

4

6

8

10

12

14

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

CNEEDEC

DEC REALIZADO DEC limite Homolog

3 CRTP2 CRTP1 CRTP


_____________________________________________________________________________

31

2012 e, se confirmada a previsão do resultado de 2013, será inteiramente consumida já nesse

primeiro ano do 3CRTP.

Apresentamos esse gráfico com os resultados e limites de FEC da CNEE:

Evolução do FEC na CNEE: comparação entre realizado e limite regulatório

No FEC a trajetória de limites regulatórios do período referente ao 3CRTP se apresenta com

uma taxa superior à exigência estabelecida nos ciclos anteriores, como resultado do modelo

estatístico da ANEEL. Observa-se uma taxa média de redução de 7,91% a.a (contra 3,69% a.a. e

4,34% a.a. no 1CRTP e 2CRTP, respectivamente).

Ou seja, o incremento dado pela ANEEL à trajetória do 3CRTP trouxe complexidade para a

operação da empresa em relação ao FEC, o que deve nortear as devidas ações por parte da

distribuidora para evitar complicações decorrentes da perda da margem de segurança

(violação dos indicadores coletivos, ampliação das compensações aos consumidores).

Portanto, em termos da Qualidade do Serviço, pode-se observar que a distribuidora alcançou

bons resultados no passado, no atendimento à área de concessão e precisa coordenar suas

ações para que possa vir a praticar indicadores aderentes aos limites regulatórios. Essa

avaliação se pauta na análise do período referente ao 2CRTP, onde a distribuidora realizou

valores adequados que, inclusive, ainda lhe proporcionavam uma margem de segurança e

contrasta, especialmente em termos de FEC, com o futuro da concessão.

5,16

8,9110,56

13,99

9,59

11,52

9,23 9,2910,97

15,9315,25 14,94

14,22

13,19

12,2111,77 11,53

10,90

9,869,27

8,51

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

CNEEFEC

FEC REALIZADO FEC limite homolog.

3 CRTP2 CRTP1 CRTP


_____________________________________________________________________________

32

Análise de evolução da Qualidade do Produto

O processo de análise da situação atual da CNEE amplia-se aqui por meio dessa avaliação da

performance da empresa no quesito Qualidade do Produto, que é ofertado aos consumidores

de acordo com o estabelecido na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. O estudo, no entanto,

atem-se às condições relacionadas aos indicadores de conformidade de tensão (nível de

tensão em regime permanente) por meio da avaliação do DRPE e DRCE da distribuidora, bem

como, dos montantes pagos por violações dos limites de DRP e DRC dos consumidores, como

veremos mais à frente.

Nesse sentido, o universo da análise compreende o período iniciado em 2003 quando a ANEEL

passou a receber os dados das medições amostrais de tensão das distribuidoras brasileiras,

momento em que se propunha com esta ação o aperfeiçoamento das disposições relativas ao

controle dos níveis de tensão em regime permanente no sentido de reforçar a atuação

preventiva do regulamento, até o ano corrente.

Não cabendo neste momento detalhar a forma tampouco a metodologia do cálculo, o gráfico a

seguir ilustra o resultado dos indicadores DRPE e DRCE (realizado) da CNEE ao longo do período

informado, contrastando com os limites regulatórios (DRCM e DRPM):

Resultados dos indicadores da Qualidade do Produto na CNEE

Observa-se que tanto o DRPE quanto DRCE da CNEE apresentam resultados satisfatórios, no

que se refere aos limites estabelecidos no regulamento vigente, apenas assumindo a partir de

2011 uma tendência de elevação no DRPE, mas ainda confortável em relação ao limite. Esse

0,41%

0,01% 0,01% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,02% 0,01%

4,28%

1,81% 1,72%1,47% 1,38%

1,75%1,92%

0,52% 0,62%0,84%

1,72%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

CNEEDRPE e DRCE

DRCE DRPE DRCM DRPM


_____________________________________________________________________________

33

desempenho é entendido pela distribuidora como uma condição favorável na área de

concessão, havendo apenas a necessidade de reversão da tendência verificada.

(b) Compensações pagas

Indicadores de continuidade individuais

Após a análise que envolve os resultados e limites de indicadores de continuidade coletivos

(DEC e FEC) é importante uma avaliação, dos indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC,

DMIC e DICRI), dada a correlação natural entre essas instâncias da regulamentação da

Qualidade do Serviço.

Nesse âmbito a avaliação recai sobre os resultados dos montantes de compensações aos

consumidores, propiciando informações sobre o desempenho da empresa e a realização de

projeções para os próximos anos, considerando todas as condições e características que

envolvem a empresa, sejam elas inerentes aos processos da qualidade e a metodologia, sejam

motivadas pela condição atual da CNEE.

Dessa forma, apresenta-se a seguir o desempenho da distribuidora quanto ao pagamento de

compensações ao longo dos últimos anos.

Evolução dos pagamentos de compensações por violação dos indicadores individuais


_____________________________________________________________________________

34

Depreende-se da tabela anterior que o comprometimento de Parcela B de 2012 da

distribuidora com o pagamento de compensações aos seus consumidores é significativamente

baixo em termos setoriais (0,38%), reflexo da margem de segurança existente.

Ranking do comprometimento da Parcela B com compensações

O ranking setorial foi construído considerando a Parcela B atual e as compensações pagas

pelas distribuidoras em 2012, para fins de orientação desse trabalho.

Se a empresa consegue manter seu realizado distante dos limites regulatórios, em termos de

indicadores coletivos, é sinal que em termos de indicadores individuais não são encontradas

dificuldades significativas em atender as Tabelas do PRODIST. O desafio para os próximos anos

é manter esse perfil de atendimento à medida que a margem de segurança vai se estreitando,

caso contrário, o comprometimento da Parcela B vai se tornando maior, afetando os

resultados da empresa.

DISTRIBUIDORA

Compensação/

Parcela BOrdem Posição

CELPA 9,51% 1

CEMAT 3,67% 2

CEB-DIS 3,00% 3

CELTINS 2,98% 4

CEEE-D 2,70% 5

AES-SUL 2,56% 6

CELPE 1,37% 7

CEMIG-D 1,22% 8

ELETROPAULO 1,11% 9

ENERSUL 1,06% 10

EEB 1,01% 11

ELEKTRO 0,92% 12

ESE 0,72% 13

CELESC-DIS 0,67% 14

EPB 0,61% 15

COPEL-DIS 0,57% 16

ENF 0,56% 17

EMG 0,55% 18

BANDEIRANTE 0,51% 19

COSERN 0,50% 20

CAIUÁ-D 0,43% 21

CNEE 0,38% 22

CPFL-Paulista 0,38% 23

COELCE 0,27% 24

CPFL- Piratininga 0,24% 25

EBO 0,21% 26

EDEVP 0,17% 27

CFLO 0,10% 28

1º

2º

3º

4º


_____________________________________________________________________________

35

A estratégia empresarial, portanto, nesse caso, deve estar atenta a essa necessidade de

garantir a observação na área de concessão das tabelas de indicadores individuais do PRODIST,

para além de um mero atendimento dos indicadores DEC e FEC.

Indicadores de conformidade de tensão

Como consequência dos índices de conformidade de tensão já aqui apresentados, tem-se um

dispêndio relativo às compensações individuais pagas aos consumidores - por força da violação

dos limites individuais de DRP e DRC, seja ela originada em processos amostrais ou por

solicitação dos próprios consumidores – muito pouco expressivo. O gráfico a seguir ilustra essa

situação:

Compensações por violações na Qualidade do Produto

Apesar do resultado de leve e crescente deterioração do indicador DRPE apresentado a partir

de 2010, o mesmo cenário não é encontrado no comportamento dos montantes pagos por

violação dos limites de DRC e DRP. Dessa forma, o resultado sinaliza uma condição favorável

na área de concessão e não se mostra assim um problema para a empresa no atendimento ao

mercado consumidor.

Tal conclusão é reforçada pelo resultado do indicador DRCE (destacado anteriormente) que

apresenta um comportamento adequado e também através das análises que consideram a

4,590 4,472

0,638R$ -

R$ 0,50

R$ 1,00

R$ 1,50

R$ 2,00

R$ 2,50

R$ 3,00

R$ 3,50

R$ 4,00

R$ 4,50

R$ 5,00

2011 2012 2013

CNEE

Valor de compensações (R$/mil)


_____________________________________________________________________________

36

performance de distribuidoras similares à CNEE como forma de comparação. O gráfico a seguir

ilustra essa avaliação.

Obtém-se na análise do gráfico anterior um comportamento de distribuidoras similares em

termos de pagamentos de compensações em montantes comparáveis ao que é praticado pela

CNEE, especialmente em 2013. Importante citar que as empresas adotadas como comparáveis

à CNEE foram definidas a partir da análise de trabalhos realizados pela própria ANEEL relativos

aos processos de revisão tarifária da distribuidora. Nestes há comparações com as mesmas

empresas aqui elencadas.

Deve-se aqui ressaltar que as conclusões e análises indicadas estão baseadas em um cenário

atual da regulamentação relativa à gestão da tensão em regime permanente. Obviamente a

CNEE deve ser inserida, tal qual as demais que não vivem este movimento de recuperação

judicial, nas discussões e variações que o regulamento poderá imputar com base nos

resultados da Audiência Pública 093/2013. Audiência esta que pode trazer alterações

expressivas para o cenário atual deste tema.

(c) Sanções Regulatórias

Em relação aos processos punitivos de caráter administrativo, a distribuidora possui:

(i) Termos de Notificação anteriores à intervenção e sem decisão por parte das

Agências Reguladoras;

(ii) Termos de Notificação emitidos durante o período de intervenção com caráter

orientativo e /ou determinativo como disposto no Despacho 1.493/2013; e

(iii) Autos de Infração com exigibilidade suspensa.

4,59 4,47

0,64

4,50

0,43 0,802,40

5,14 5,61

19,89

27,85

6,99

0,312,42

0,16

39,99

3,222,14

0,001,46 0,010,00 0,45 0,110,00

2,91 2,71

R$ -

R$ 5,00

R$ 10,00

R$ 15,00

R$ 20,00

R$ 25,00

R$ 30,00

R$ 35,00

R$ 40,00

R$ 45,00

2011 2012 2013

Compensações por conformidade do nível de tensão (R$/mil)

CNEE CAIUÁ-D EEB EMG ENF CPFL Santa Cruz CPFL Sul Paulista CPFL Leste Paulista CPFL Mococa CPFL Jaguari


_____________________________________________________________________________

37

Nas tabelas seguintes apresentamos os Autos de Infração e Termos de Notificação citados

acima.

Dentre as sanções regulatórias impostas pela ANEEL à empresa, destaca-se o Auto de Infração

nº 089/2012 - que resultou em multa de R$ 1,6 milhão, reduzida para R$ 808 mil (valores

históricos), após recurso interposto pela empresa – decorrente da inadimplência da

distribuidora no pagamento dos encargos setoriais. Inadimplência esta originada na situação

econômico-financeira da concessão que resultou em processo de intervenção e na

necessidade da apresentação do presente plano de recuperação.

Autos de Infração – CNEE

Termos de Notificação – CNEE

(d) Perdas de Energia

A representatividade de perdas de energia no balanço energético da CNEE é baixa e se situa na

ordem de 9% ao longo dos anos, conforme ilustrado abaixo.

nº Tema Auto de InfraçãoPenalidade Inicial

(R$)

Penalidade pós

Recurso (R$)Situação

1 Comercial 336/2010-ARSESP 418.672,39 418.672,39 Ação Judicial

2 Indicadores de Continuidade 0323/2011-ARSESP 147.624,77 147.624,77 ANEEL

3 Indicadores de Continuidade 0386/2012-ARSESP 27.570,09 27.570,09 ANEEL

4 Teleatendimento 0352/2011 - ARSESP 31.050,40 31.050,40 ANEEL

5 Inconsistência no Preenchimento do RIT 018/2013-SFF 11.787,41 11.787,41 ANEEL

6 Verificação a adimplência com relação aos encargos setoriais AI089/2012- SFF 1.617.151,81 808.575,84 ANEEL

nº Termo de Notificação Tema

1 097/2003 – SFF Encaminhamento Relatório de Fiscalização – Racionamento

2 0739/2003 - CSPEFiscalização: período de outubro/2003. Não conformidades apontadas: faturas das unidades consumidoras referente ao mês de

julho/03 apresentam valores diferentes da tarifa de encargo de capacidade emergencial (“ECE”); valor da tarifa do ECE não

corresponde ao valor publicado pela ANEEL; faturas não apresentam percentual de reajuste do ECE

3 832/2004 Fiscalização Programa Anual de P&D Ciclo 2001/2002

4 929/2005 - CSPEFiscalização PCH Reynaldo Gonçalves. De acordo com o TN apresentado não foram constatadas nenhuma não conformidade e/ou

se fez determinação de ações a serem empreendidas.

5 1550/2007 – CSPE

Fiscalização: período junho/2007 - promovida pela CSPE, na CGH REINALDO GONÇALVES. Não conformidades apontadas:

atividades suspensas devido a não condução do trabalho de remoção de vegetação aquática do reservatório; placas de

geradores com dados desatualizados; reguladores de velocidades de turbinas inoperantes por defeito e comportas desgastadas

pelo tempo; descumprimento de condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança e atualidade.

7 284/2008 – SFF

Fiscalização: período dezembro de 2008. Não conformidades apontadas: não cumprimento do que determina o acompanhamento

de repasse de energia livre às geradoras; não cumprimento do cálculo mensal das amortizações relativas ao referido

acompanhamento; não amortização integral dos valores homologados de perda de receita de energia livre; não atendimento

adequado dos parâmetros gerais de metodologia de cálculo da recomposição tarifária extraordinária.

8 158/2011 – SFF

Fiscalização: período novembro de 2011. Não conformidades apontadas: adoção de procedimento em desacordo com instruções

Contábeis do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico; erros de parametrização de sistema e descontrole na gestão de ativos da

concessionária; imobilização de equipamentos gerais de baixo valor; classificação incorreta de contas contábeis; erro de cálculo de

depreciação; inconsistência no arquivo de baixas fornecido pela concessionária; componentes menores de manutenção

imobilizados como investimento; atraso e falta de entrega de documentos à fiscalização.

9 136/2012 – SFFFiscalização: período de abril/2009 a Novembro/2011. Não conformidades apontadas: inadimplência no envio tempestivo de

informações obrigatórias à ANEEL, no âmbito do Balancete Mensal Padronizado – BMP.

10 2338/2012 - ARSESP

Fiscalização: período de julho/2012. Não conformidades apontadas: descumprimento dos critérios para aplicação de recursos em

Programas de Eficiência Energética; não cadastramento e execução de projetos de P&D em montante correspondente ao

enquadramento regulamentar; descumprimento do manual de orientação de trabalhos de auditoria contábil e financeira dos

projetos de gestão dos programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa de Eficiência Energética (PEE); incorreção os

valores contabilizados de P&D e PEE.


_____________________________________________________________________________

38

Destaca-se que a maior participação na composição das perdas de energia se dá pela

incidência da perda técnica. A perda técnica representa cerca de 96% das perdas totais.

As perdas não técnicas, por outro lado, se situam em patamar baixíssimo se comparado com o

vivenciado pelo setor de distribuição de energia elétrica.

No que tange a estrutura de combate às perdas não técnicas, destaca-se que há uma gerência

responsável pela gestão das ações e acompanhamento dos resultados, estando esta ligada à

superintendência comercial. A estrutura da gerencia é compartilhada entre as empresas da

Rede Sul (Bragantina, Caiuá, Força e Luz do Oeste, Nacional, Vale Paranapanema). Nesta

gerência há duas coordenações, sendo uma de Recuperação de Perda e outra de Medição.

Apesar do enorme esforço no combate as perdas por parte da CNEE, a empresa ainda se

encontra em patamar de perda acima do estipulado pela ANEEL, como é ilustrado no gráfico

abaixo. O descasamento e sua consequência serão abordados em outros capítulos deste

documento.

Efetivamente a não cobertura dos custos com perdas de energia é um problema que agrava

uma concessão que não demonstra problemas de perdas elétricas, dado o baixíssimo patamar

de operação que se encontra. A situação que a empresa se encontra é sui generis: o alvo de

perdas regulatórias não promove a eficiência ou guarda razoabilidade econômica e técnica. O

patamar de perdas regulatórias é simplesmente inatingível com os meios que podem ser

acessados por concessões deste porte. E o pior é a evicção de receitas é permanente, ao fixar

um teto inatingível, retira capacidade financeira da concessão, criando um descasamento

entre a perda regulatória e a perda real de R$ 5 milhões até o final do ciclo tarifário atual. Esta


_____________________________________________________________________________

39

receita poderia estar sendo aplicado na modernização e investimentos mais rentáveis e

produtivos para a distribuidora.

Fonte: informações da própria distribuidora e ANEEL

(*) 2013 projetado

Por fim, dentre as principais atividades e processos relacionados ao combate a perdas, que

ensejarão esforço operacional para se buscar melhoria no patamar de perdas, de acordo com

as interações junto à equipe da CNEE, destacamos:

Estabelecimento de uma área de inteligência em combate a perdas;

Melhorias no processo de inspeção;

Melhoria na gestão e conhecimento da taxa de reincidência;

Esforço relacionado à aferição e blindagem de medidores;

Melhoria no controle da taxa de falha de medidores;

Instalação de laboratório de medidores; e

Esforço no que diz respeito ao investimento em perdas, especialmente troca de

medidores e inversões em ativos de rede.

8,3% 8,3% 8,3% 8,3% 8,3% 6,9%

7,9% 7,5% 7,9%7,3%

9,7%9,0%

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Perda Real versus Perda Regulatória

Perda Global (Homologada) Perda Real


_____________________________________________________________________________

40

Obras de reforço e modernização de redes e SEs que possam ter impacto marginal nas

perdas técnicas

Melhoria na gestão e conhecimento da taxa de reincidência;

Esforço relacionado a aferição e blindagem de medidores;

Melhoria no controle da taxa de falha de medidores;

Instalação de laboratório de medidores; e

Esforço no que diz repeito ao investimento em perdas, especialmente troca de

medidores e inversões em ativos de rede.

(e) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores

As Resoluções Normativas 365/09, 368/09 e 488/12 estabeleceram prazos para restituições de

antecipações para as obras executadas por consumidores utilizadas para o atendimento à

universalização. Sendo estes, em resumo:

Resolução Normativa 365/2009 - prazo de 26/06/2009, para restituição dos valores

antecipados pelos consumidores, para as obras executadas no período de 01/01/2004

a 31/12/2008;

Resolução Normativa 368/2009 - prazo de 31/12/2009, para restituição dos valores

das antecipações de obras executadas no período de 30/04/2003 a 11/11/2003;

Resolução Normativa 488/2012 - prazo de 20/10/2012, para restituição das

antecipações relacionadas às obras executadas no período de 01/01/2009 a

11/07/2011 e prazo limite da universalização da distribuidora para restituição das

antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011 e obras com valores

acima de 03 (três) vezes o custo unitário do Programa Luz para Todos - PLPT.

Além do ressarcimento devido à incorporação de redes para atendimento à universalização, a

Resolução Normativa 250/2007, revogada pela Resolução Normativa 414/2010, estabeleceu os

procedimentos para fixação do encargo de responsabilidade da concessionária e para cálculo

da participação financeira do consumidor. O artigo 12 da referida Resolução estabeleceu que

em relação aos pedidos de aumento de carga ou de novas ligações, efetivados a partir da

publicação da Lei nº 10.762/2003, as distribuidoras deveriam realizar os respectivos acertos

financeiros e contábeis no prazo de 01 ano de sua publicação, ou seja, 13/02/2008.

Segundo valores apurados, relativos à 30/06/13, a distribuidora possui montante de R$ 154,4

mil para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no


_____________________________________________________________________________

41

âmbito do Programa de Universalização e R$ 2,4 milhões (valor histórico) de restituições a

serem realizadas até o ano de 2015.

(f) Nível Tarifário

O Contrato de Concessão nº 16/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de

distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Nacional de Energia

Elétrica (CNEE), define a data de 10 de maio de cada ano para a realização dos eventos

tarifários. A terceira revisão tarifária periódica ocorreu em maio de 2012. Em 2013 realizaram

dois eventos tarifários, a revisão tarifária extraordinária em janeiro e o próprio reajuste

tarifário em maio passado.

A Revisão Tarifária Periódica de 2012 da CNEE foi deliberada na Reunião Pública Ordinária da

Diretoria da ANEEL realizada no dia 08/05/2012, cujo resultado representou, em média, um

reposicionamento das tarifas homologadas no ano anterior de 2,96%, sendo 7,34% referentes

ao Reposicionamento Tarifário – RT econômico e 2,22% relativos aos componentes financeiros

pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.286, de 08 de maio de 2012.

Com respaldo na Medida Provisória n° 579/2012, convertida na Lei n° 12.783, de 11 de janeiro

de 2013, as tarifas da CNEE de 2012, foram recalculadas para refletir os efeitos da renovação

das concessões de geração, transmissão e distribuição, além da redução dos encargos

setoriais.

O reajuste tarifário de 2013 ensejou um impacto médio das tarifas de 6,65%. Onde 6,12%

foram referentes ao reajuste tarifário anual econômico. Os itens financeiros variaram 0,53%.

A seguir mostra a atual composição da tarifa média da CNEE :

67%

33%

Tarifa Média

Composição Tarifa Média

Parcela B

Parcela A


_____________________________________________________________________________

42

Ressalta-se que não se encontram refletidos na composição da tarifa média os impostos ICMS

e PIS/COFINS.

Observa-se que a Parcela A responde pela maior parte da tarifa média. A seguir apresentamos

a composição da Parcela A da CNEE.

Dentre as componentes da Parcela A, a maior representatividade é da compra de energia,

seguida pelos encargos setoriais.

No caso da compra de energia, a maior representatividade são de contratos bilaterais e de

energia regulada (CCEARs de energia velha e nova), que somam 78% da carteira, como

mostrado abaixo.

10%

82%

8%

Parcela A

Composição Parcela A

Transporte

Energia

Encargos

47%

31%

17% 4% 0%

Compra de Energia (R$)

Composição Compra de Energia (R$)

Cotas EnergiaRenovada

Cota Angra

Geração Própria

Itaipu

Bilaterais

CCEAR


_____________________________________________________________________________

43

No transporte a maior parte é oriunda de custos atrelados à rede básica.

Em relação aos encargos setoriais, os destaques ficam por conta dos encargos de segurança do

sistema (ESS) e de energia de reserva (EER), que representam 33%, e por conta do Proinfa

também somando os mesmos 33%. O ESS e EER estão diretamente atrelados ao despacho

térmico de reserva e base e pode variar ano a ano, dependendo das condições dos

reservatórios das hidroelétricas.

Por fim, destaca-se a composição da Parcela B da CNEE, onde a maior parte é formada pelos

custos operacionais. Ressalta-se que a capacidade de caixa regulatório (EBITDA regulatório)

representa 22% (12% de remuneração e 10% de reintegração).

16%

84%

0%

Transporte

Composição Transporte

Uso do sistema dedistribuição

Rede Básica

Transporte de Itaipu

3% 15%

33%

33%

15% 0%

Encargos

Composição Encargos

ONS

P&D e PEE

Proinfa

ESS/EER

CDE

Taxa de Fiscalização


_____________________________________________________________________________

44

(g) Compra de Energia

O suprimento de energia para a distribuidora é realizado por meio de CCEARs de Energia Nova

e Energia Existente, Cotas de Garantia Física, Quota de Itaipu, Quota do Proinfa e Contratos

Bilaterais.

O preço médio atual de compra de energia da CNEE é igual a R$127,88/MWh.

(h) P&D e PEE

Conforme determina a legislação específica, em particular a Lei nº 9.991, de 24 de julho de

2000, as empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica devem aplicar um

percentual mínimo da receita operacional líquida (ROL) em projetos de Pesquisa e

Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica – P&D e em Programas de Eficiência

Energética - PEE, segundo regulamentos da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

Conforme estabelecido no Manual do P&D o objetivo dos projetos é promover e viabilizar o

ciclo completo da cadeia da inovação, incentivando a associação de empresas em torno de

iniciativas que disponham de escala apropriada para desenvolver conhecimento e transformar

boas ideias, experimentos laboratoriais bem sucedidos e qualidade de modelos matemáticos

em resultados práticos que melhorem o desempenho das organizações e a vida das pessoas.

Os projetos de P&D regulados pela ANEEL são aqueles destinados à capacitação e ao

desenvolvimento tecnológico das empresas de energia elétrica, visando à geração de novos

processos ou produtos, ou o aprimoramento de suas características.

72%

1% 12%

10%6%

Parcela B

Composição Parcela B

Anuidades AIS nãoElétrico

Reintegração

Remuneração

ReceitasIrrecuperáveis

Custos Operacionais


_____________________________________________________________________________

45

O objetivo do PEE, conforme disposto no Manual editado pela ANEEL, é promover o uso

eficiente e racional de energia elétrica em todos os setores da economia por meio de projetos

que demonstrem a importância e a viabilidade econômica de ações de combate ao desperdício

e de melhoria da eficiência energética de equipamentos, processos e usos finais de energia.

Para isso, busca-se maximizar os benefícios públicos da energia economizada e da demanda

evitada no âmbito desses programas. A proposta institucional é, portanto, a transformação do

mercado de energia elétrica, estimulando o desenvolvimento de novas tecnologias e a criação

de hábitos e práticas racionais de uso da energia elétrica.

Ambos os programas devem ser gerenciados pela empresa, por meio de uma estrutura própria

e de gestão tecnológica.

As obrigações legais de investimento em projetos de P&D e programas de Eficiência Energética

são constituídas a partir do reconhecimento contábil, pelas concessionárias de distribuição de

energia elétrica, dos itens que compõem a Receita Operacional Líquida - ROL, conforme

disposto no disposto no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, instituído pela

Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, e alterações posteriores.

Conforme informações de conhecimento da ANEEL, a empresa CNEE possui expressivo saldo a

aplicar em P&D e PEE, como pode ser avaliado a partir do quadro a seguir:

Saldo em junho/2013 do P&D e PEE

A empresa que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta Contábil de P&D

montante superior ao investimento obrigatório dos 24 meses, incluindo o mês de apuração,

estará sujeita às penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63 de 12 de maio de 2004.

Da mesma forma, a distribuidora que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta

Contábil de Eficiência Energética, montante superior ao investimento obrigatório dos últimos

24 meses, incluindo o mês de apuração, estará também sujeita às penalidades previstas na

Resolução Normativa nº 63/2004.


_____________________________________________________________________________

46

(i) Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão

Os investimentos da Companhia Nacional de Energia Elétrica adicionados ao Ativo Imobilizado

em Serviço (AIS) após a data de corte do 3º ciclo de revisão tarifária até o mês de junho de

2013 totalizaram R$12,8 Milhões, sendo R$11,7 Milhões ou 92,0% investidos em Ativos

Elétricos e R$1,0 Milhão ou 8,0% investidos em Ativos Não Elétricos.

Dos investimentos em Ativos Elétricos, R$11,0 milhões ou 93,8% foram realizados com

Recursos Próprios e R$0,7 milhões ou 6,2% foram realizados com Recursos de Terceiros. Da

origem dos Recursos de Terceiros, R$0,38 milhões ou 51,6% tiveram origem na Participação

Financeira do Consumidor e R$0,35 milhões ou 48,4% tiveram origem na Universalização do

em Demais Participações.

Do montante de investimentos em Ativos Elétricos, R$7,7 milhões ou 66% foram investidos em

Redes de Distribuição de Média Tensão, R$2,0 milhões ou 17% foram investidos em SE de Alta

Tensão. Os outros investimentos em Ativos Elétricos montam R$1,9 milhões ou 17% e foram

12.814,011.793,0

1.021,0

Total Adição AIS Elétricos Não Elétricos

Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP

92,0%

8,0%

Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP

Elétricos Não Elétricos

11.793,011.057,0

736,0

Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros

Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP

Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros

93,8%

6,2%


Recursos Próprios Recursos Terceiros


_____________________________________________________________________________

47

direcionados para Subestações de Média Tensão, Redes de Alta Tensão e aquisição de demais

equipamentos elétricos.

Fonte: RIT – Relatório de Informações Trimestrais

(j) Renovação das Concessões

Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 16/1999, assinado em

03 de fevereiro de 1999, o prazo de concessão da Companhia Nacional de Energia Elétrica -

CNEE se encerra em 07 de julho de 2015. Em atendimento ao disposto na Lei n.º 12.783 de

2013, na qual se converteu a Medida Provisória nº 579 de 2012, o grupo Rede solicitou a

renovação da concessão da CNEE pelo prazo de 30 (trinta) anos.

7.780,0

226,0

1.636,02.032,0

119,0

1


Redes MT (25 kV a 44 kV)

Redes AT (88 kV a 138 kV)

SE MT (primário 30 kV a 44 kV)

SE AT (primário de 69 kV)

Demais Máq. e Equip.

66%

2%

14%

17%

1%


Redes MT (25 kV a 44 kV)

Redes AT (88 kV a 138 kV)

SE MT (primário 30 kV a 44 kV)

SE AT (primário de 69 kV)

Demais Máq. e Equip.


_____________________________________________________________________________

48

Seção 4.03 Jurídico

(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais

Contingências Cíveis e Trabalhistas

Avaliando os relatórios de ações judiciais (informação principal considerada) e demais

documentos disponibilizados pela CNEE alcançamos valores de provisão, para contingências

trabalhistas e cíveis8 de perda provável, de cerca de R$ 1,7 milhão e R$ 1,0 milhão,

respectivamente.

Os referidos documentos apontam, ainda, contingências de perda possível nos valores de R$

350 mil para ações judiciais trabalhistas e R$ 1,4 milhão para ações cíveis.

A análise detalhada das ações judiciais da CNEE e as visitas técnicas realizadas sugerem um

ajuste adicional nas provisões.

Na área cível foram verificadas ações judiciais pleiteando indenizações por acidentes elétricos,

danos morais e ressarcimento de investimento em expansão de rede (parcela judicial) sem

provisão ou com provisionamento insuficiente,

Diversas ações judiciais são classificadas pela empresa como de perda meramente possível ou

remota – logo, não são constituídas provisões-, ainda que essas ações tenham matéria idêntica

a de outras ações com reiteradas sentenças condenatórias. Ademais, foram encontradas ações

judiciais com sentença condenatória, em fase de execução ou mesmo com depósitos judiciais

também sem o devido provisionamento, inclusive ações de caráter coletivo e valor relevante.

É certo que a jurisprudência de nossos Tribunais e a comparação com outras ações da própria

CNEE permitem dizer, com elevado grau de certeza, que é provável a saída de recursos para a

liquidação desses pedidos judiciais (a chance de ocorrer a perda é maior que a chance de não

ocorrer a perda).

Não obstante o rigoroso trabalho de revisão e ajuste das provisões efetuado no curso do

processo de intervenção, ainda persistem ajustes a serem procedidos no provisionamento da

CNEE.

8 Excluídas contingências regulatórias.


_____________________________________________________________________________

49

A auditoria jurídica independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis

Advogados, a pedido do Grupo Energisa, com base nos relatórios e demais informações

disponibilizadas pela CNEE, bem como em informações e documentos levantados por meio de

pesquisa independente, estimou a necessidade de provisões totais de R$ 1,7 milhão para

processos trabalhistas e de R$ 1,2 milhão para processos cíveis, ou seja, acima dos valores

provisionados atualmente.

No âmbito da troca indireta do controle acionário da CNEE para a ENERGISA, estamos

considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores.

Contingências Fiscais:

Os relatórios de ações judiciais disponibilizados pela CNEE indicam que não há qualquer valor

provisionado para contingências fiscais, ainda que apontem uma contingência de perda

possível no valor aproximado de R$ 17,9 milhões.

A auditoria jurídica independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis

Advogados, a pedido do Grupo Energisa, com base nos relatórios e demais informações

disponibilizadas pela CNEE, bem como em informações e documentos levantados por meio de

pesquisa independente, revelou, entretanto, diversos processos administrativos e autos de

infração fiscais para exigência de tributos federias e Imposto sobre Circulação de Mercadorias

e Serviços – ICMS não recolhido, bem como a existência de débitos em aberto perante a

Receita Federal e perante a Fazenda Pública do Estado de São Paulo, que, apesar de ainda não

serem objeto de discussão administrativa ou judicial, já representam um passivo fiscal para a

empresa.

Parte dessas pendências está incluída em programas de parcelamento, pelo que não foram

consideradas para provisionamento, restando, no entanto, um saldo a provisionar de R$ 16,7

milhões para a cobertura das perdas fiscais.

No âmbito da troca indireta do controle acionário da CNEE para a Energisa, estamos

considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores.

Em resumo, consideradas as questões acima apresentadas, e de acordo com as

recomendações da auditoria independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis

Advogados, os ajustes necessários às provisões cíveis, trabalhistas e fiscais são os seguintes

(em R$ milhões):


_____________________________________________________________________________

50

Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista

R$ 1,7

R$ 1,7

Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível*

R$ 1,0 R$ 0,2 R$ 1,2

Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal

0,0 R$ 16,7 R$ 16,7

Total Geral

R$ 19,6

* Excluídas contingências regulatórias.

Seção 4.04 Operacional

(a) Caracterização do Ativo

O sistema de distribuição da CNEE é composto de 17 subestações em 138, 69 e 34,5 kV, além

de redes de distribuição em 13,8kV e 34,5kV.

A CNEE possui três pontos de suprimento: Catanduva e Borborema em 138kV, e Ubarana em

69kV, conforme pode-se notar na figura abaixo.


_____________________________________________________________________________

51

Apresenta-se nos gráficos a seguir a evolução dos ativos da CNEE:


_____________________________________________________________________________

52

As subestações possuem características variadas, com pórticos de concreto, ferro e treliça.

Não há controle da idade dos equipamentos. Os transformadores mais novos foram adquiridos

com regulação interna, e há poucas subestações com reguladores de tensão monofásicos.

Há uma subestação móvel de propriedade da CAIUA que atende a CNEE em casos de

necessidade, esta subestação fica sediada em Presidente Prudente. As características desta

subestação são: transformador móvel de 12,5 MVA, e possibilidades de ligação em 69 e 34,5kV

na AT e 13,8 e 11,4kV na BT.

A CNEE possui quatro transformadores que apresentaram carregamento superior a 90% em

2013. Na subestação Borborema o transformador de força 6,25MVA 69/13,8 apresentou

carregamento de 98% em março e o transformador de força 22MVA 138/69 93% em abril, na

subestação Elisiário o carregamento do transformador de força 3MVA 69/13,8 chegou a 97%

em maio, e o transformador de força de Novo Horizonte, 15MVA 69/13,8, operou com 100%

em abril.

Existe ainda um passivo de equipamentos contaminado com PCB – Askarel, conforme tabela

abaixo:


_____________________________________________________________________________

53

Para atendimento a Resolução Nº 313 CONAMA, os resíduos mencionados na tabela acima

devem ser inventariados e programados para descarte.

As linhas de 138kV são curtas e bem conservadas, porém o sistema de 69kV é bastante

precário. Trata-se de linha em postes de madeira com estruturas de cruzetas em dois níveis,

predominantemente em suspensão. Os cabos para-raios foram retirados da maior extensão,

ficando apenas trechos próximos às subestações. Há registros de quebra de cruzetas, quebra

de parafusos e rompimentos de cabos.

O sistema de 69kV atende as seguintes subestações: Adolfo, Elisiário, Nova Aliança, Nova

Itapirema, Novo Horizonte (contingência), Urupês e Sales.

A característica predominante das redes de distribuição é aérea nua na MT, assim como na BT,

favorecendo a interferência de agentes externos como animais e vegetação.

A BT já possui uma evolução satisfatória na aplicação de redes multiplexadas, mas não há

nenhum programa que contemple a substituição das redes convencionais, como forma de

conter a interferência externa 100% da rede de BT nua possui espaçadores instalados.

O nível de automação dos equipamentos instalados em subestação, linhas e redes é baixo,

dificultando manobras e restabelecimentos quando envolvidos em ocorrências.

A CNEE atende ainda a 16 km de Linhas de Distribuição particulares em 69kV, além de 893 km

redes de distribuição também particulares com 1.965 transformadores.

Concessionária Subestação

Identificação do Tipo de

EquipamentoIdentificação do Equipamento

(Nº de Série)

Tensão

(kV)

Potência

(MVAr)

Volume

de Óleo

por

Unidade

(L)

Em Operação

ou

Armazenado

Reserva ou

Principal

CNEE Adolfo Transformador de Potência 34921 69/13,8 10/12,5 10.000 Em operação Principal

CNEE Catiguá Transformador de Potência 56907 34,5/13,8 4 3.600 Em operação Principal

CNEE Borborema Transformador de Potência 31795 69/13,8 5/6,25 5.560 Em operação Principal

CNEE Itajobi Regulador de Tensão Trifásico SP-3538 13,8 10 3.000 Em operação Principal

CNEE Sales Transformador de Potência 12366 34,5/13,8 5 5.420 Em operação Principal

CNEE Nova Itapirema Transformador de Potência 51461 69/13,8 2,5 4.500 Em operação Reserva

CNEE Catanduva I Regulador de Tensão Trifásico E-7433 13,8 10/12,5 4.150 Em operação Reserva

CNEE Urupês Transformador de Potência 12376 69/34,5 5/6,25 6.000 Em operação Principal

CNEE Catanduva I Transformador de Potência 500181 34,5/13,8 3 2.470 Em operação Reserva

CNEE Itajobi Transformador de Potência 364 34,5/13,8 7,5/9,375 4.400 Em operação Principal

CNEE Usina Rein. Gonçalves Transformador de Potência 122177 34,5/2,2 1 5.420 Em operação Reserva

CNEE Elisiário Transformador de Potência 500180 69/13,8 3 2.470 Em operação Principal

CNEE Urupês Transformador de Potência 5395 69/13,8 7,5/9,375 5.130 Em operação Principal

CNEE Almoxarifado Catanduva Capacitores Vários (63 Peças) 7,96 Várias Armazenado Desativado


_____________________________________________________________________________

54

(b) Caracterização da Operação

Com a responsabilidade de operar o sistema de distribuição, a empresa possui uma gerência

de operação estruturada de acordo com o organograma a seguir:

Organograma da Área de Operação

Ressalta-se que as empresas Caiuá, Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE), Empresa

de Distribuição de Energia do Vale do Paranapanema (EDEVP), Empresa Elétrica Bragantina

(EEB) e Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO), fazem parte do grupo de empresas chamado

REDESUL, sendo que a estrutura apresentada na figura anterior, apesar de estar localizada

fisicamente na sede da Caiuá em Presidente Prudente, presta serviços às demais empresas do

grupo, com as seguintes atribuições:

Padronizar os processos relacionados a operação do sistema elétrico;

Análise e liberação de desligamentos programados;

Realizar tratativas operacionais para intervenção no sistema de transmissão de

energia, conforme acordos operativos;

Apuração e Validação dos indicadores técnicos de continuidade para envio à ANEEL;

Elaboração do RMO – Relatório Mensal da Operação;

Analisar a taxa de falha das RD´s e componentes do sistema para direcionamento da

manutenção;

Gerência de Operação do Sistema

Coordenação de Operação do Sistema

Coordenação de Planejamento da Operação

Coordenação de Proteção


_____________________________________________________________________________

55

Analisar as falhas ocorridas no sistema elétrico, avaliando as ações necessárias para

eliminar ou reduzir as anomalias ocorridas - RAP;

Participar do planejamento das ações necessárias para a obtenção de melhorias e

expansão do sistema de distribuição, com base nos indicadores de qualidade,

confiabilidade e atendimento;

Participar da análise técnica de pedidos de ressarcimentos de danos em

equipamentos elétricos;

Elaboração de relatórios de desligamentos e de indicadores técnicos de continuidade

(DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC), com vias a subsidiar as respostas ao Órgão Regulador,

Poder Publico, Grandes Clientes e DAC.

Apuração e gestão da MUST contratada nos pontos de conexão, junto ao ONS;

Elaborar e atualizar os planos de contingência operativa para LT´s e S/E´s, afim de

atender o PRODIST;

Elaborar estudos de seletividade dos equipamentos de proteção do sistema em LD´s,

SE´s e RD´s (relês, fusíveis e outros), visando definir os parâmetros de ajustes;

Analisar e aprovar os projetos de proteção de instalações novas e existentes, dos

acessantes de geração e consumidores livres e cativos;

Elaborar e atualizar as normas internas de execução de obras no tange aos aspectos

de proteção do sistema de distribuição;

Elaborar e validar o Esquema de Rejeição de Carga por subfrequência (ERAC) junto ao

ONS;

Estudos de fluxo de potência (ANAREDE) e curto-circuito

(ANAFAS/OnLiner/DistriViewer);

Elaboração de relatório de nível de curto para estudo de proteção de cabines

primárias.

Muito embora exista uma única gerência de operação do sistema para todas as empresas do

grupo, as equipes de campo que realizam os serviços de atendimento emergencial e ordens de

serviço comerciais estão ligadas a outras gerências em cada uma das empresas participantes

do REDESUL, em uma estrutura regionalizada, dessa forma, tem-se dupla governança, pois a


_____________________________________________________________________________

56

gerência de operação do sistema funciona de forma centralizada enquanto que as equipes de

campo funcionam de forma regionalizada com subordinação hierárquica local.

O Centro de Operação da Distribuição está localizado em Catanduva, possuindo seguinte

composição:

• 1 ou 2 operadores, em turnos de 6 horas;

• 1 líder de COD;

• 4 terminais de operação.

Embora exista apenas um centro de operação, a gestão dos serviços técnicos e comerciais é

realizada de forma separada, existindo uma equipe específica para esse fim ligada à gerência

de Serviços Técnicos e Comerciais.

Sistemas Computacionais

Vários sistemas computacionais são utilizados, para visualização geo-referenciada da

rede elétrica utiliza-se o software EU-Viewer da ELUCID, conforme figura abaixo.

Tela do Software EU-Viewer

Para gestão de serviços de equipes de campo utiliza o software Gestão de Serviços, conforme

figura abaixo.

Tela do Software de Gestão de Serviços


_____________________________________________________________________________

57

Telecomunicações

A empresa conta com sistema de comunicação via rádio VHF e telefone celular com as equipes

de campo, no entanto existem na área de concessão algumas zonas de sombra. Conta ainda

com um sistema de mobilidade para despacho de serviços de campo (Sistema EMS) por meio

de dispositivos móveis, utilizado apenas para as ordens de serviço comerciais conforme figura

abaixo.

Sistema de Despacho de Equipes de Campo por Dispositivos Móveis


_____________________________________________________________________________

58

Apesar de permitir o despacho de ordens de serviço para as equipes de campo via dispositivo

móvel, o sistema apresenta algumas limitações, pois não permite visualizar a localização das

equipes na base eletrogeográfica, além disso, verifica-se que a empresa não dispõe de controle

formal da produtividade das equipes de campo.

Estrutura de Atendimento

A empresa possui apenas equipes de campo próprias, que realizam atendimento emergencial

e de ordens de serviço comerciais, embora como já relatado, os dois tipos de serviços são

despachados e gerenciados de forma isolada.

A tabela abaixo apresenta a quantidade de equipes disponíveis nas condições especificadas:

Quantidades CNEE

Mínimo 12

Médio 19

Máximo 30

Excepcional 44

Onde:

Estrutura mínima: Quantidade de equipes disponíveis em escala para pronto

atendimento no período matutino dos finais de semana e feriados;

Estrutura média: Estrutura disponível para pronto atendimento observada no período

matutino dos dias comerciais da semana;

Estrutura máxima: Estrutura disponível de pronto atendimento observada no período

vespertino dos dias comerciais da semana juntamente com estrutura de equipes de

manutenção leve e pesada de redes e linhas, equipes de manutenção de SE e linha

viva;

Estrutura excepcional: Composta também pela inclusão da estrutura de técnicos e

equipes de serviços comerciais que ajudam nos atendimentos e na recomposição do

sistema elétrico.

A força de campo total disponível para atendimento emergencial e de ordens de serviço

comerciais está descrita na tabela abaixo:


_____________________________________________________________________________

59

Empresa Equipes por Escala Utilitários

Leves Utilitários

Médios Eletricistas

A B C D Total

CNEE

8 4 7 19 13 15 56

Onde:

ESCALA TRAB. x FOLGA COBERTURA

A 4 x 1 7 dias da semana (24h)

B 6 x 3 7 dias da semana

C 5 x 2 5 dias da semana

D 6 x 3 7 dias da semana

A empresa possui equipes de atendimento emergencial nas seguintes cidades, conforme

diagrama a seguir:

Mendonça – 1 equipes

Sales – 1 equipes

Urupês – 2 equipes

Novo Horizonte – 2 equipe

Borborema – 1 equipe

Itajobi – 1 equipes

Catanduva – 7 equipe

Tabapuã – 1 equipes

Segue diagrama com a localização das equipes de campo na área de concessão.


_____________________________________________________________________________

60

Localização das Equipes de Campo

Evolução do TMA e Número de Ocorrências

A empresa apresentou no período de 2010 a 2012 a seguinte evolução do Tempo Médio de

Atendimento em minutos.


_____________________________________________________________________________

61

A empresa apresentou em jun/2013 o seguinte comportamento por conjunto para o tempo

médio de atendimento:

Tempo Médio de Atendimento (minutos) – Junho/2013

Conjunto TMP TMD TMM NIE Ocorr. PNIE TME TMAE

ADOLFO 27,63 21,79 49,42 9,00 14,00 64,29 22,21 71,63

BORBOREMA 28,13 16,15 44,28 33,00 46,00 71,74 17,46 61,74

CATANDUVA 33,33 13,49 46,82 146,00 256,00 57,03 21,89 68,71

CATANDUVA II 34,95 12,55 47,50 73,00 129,00 56,59 22,08 69,58

CATIGUA 43,48 14,00 57,48 20,00 35,00 57,14 32,49 89,96

ELISIARIO 40,39 16,76 57,15 18,00 21,00 85,71 32,90 90,06

NOVA ITAPIREMA 26,41 20,89 47,30 14,00 18,00 77,78 16,56 63,86

NOVO HORIZONTE 28,18 10,09 38,27 48,00 90,00 53,33 11,10 49,37

SALES 37,83 23,83 61,66 21,00 29,00 72,41 14,45 76,11

URUPÊS 31,86 16,62 48,48 74,00 102,00 72,55 19,01 67,49

TOTAL 33,04 14,37 47,41 456,00 740,00 61,62 20,34 67,75

Pela análise da tabela verifica-se que os conjuntos Elisiário e Catigua apresentam tempos

médios de atendimento superiores a média dos demais conjuntos.

No período de 2010 a 2012, a empresa apresentou a seguinte evolução para o número de

ocorrências emergenciais.

82

113

97

0

20

40

60

80

100

120

2010 2011 2012

CNEE

TMA


_____________________________________________________________________________

62

Quantidade de Ocorrências – 2010 a 2012

Evolução do DEC/FEC

A empresa apresenta a seguinte evolução dos indicadores DEC e FEC

Evolução do Indicador DEC – 1990 a 2013

Evolução do Indicador FEC – 1990 a 2013

9.144

11.001 10.228

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2010 2011 2012

CNEE

CNEE


_____________________________________________________________________________

63

Pela análise dos gráficos apresentados, verifica-se que a empresa vem cumprindo as metas dos

indicadores de continuidade estabelecidas pelo órgão regulador, com indicadores abaixo da

média Brasil.

Conjuntos Críticos

Os indicadores de continuidade (DEC/FEC) realizados em 2012 por conjunto elétrico da

empresa estão apresentados na tabela a seguir:

DEC/FEC Realizado 2012 por Conjunto (Fonte: Site ANEEL)

Pela análise da tabela, verifica-se que apesar de os indicadores de continuidade consolidados

da empresa apresentarem-se abaixo da meta estabelecida pelo órgão regulador, os conjuntos

Catanduva e Catanduva II apresenta transgressão do limite estabelecidos para o indicador FEC.

16,1

5

15,9

0

9,1

1

9,0

1

9,2

9

8,2

3

6,9

5 8,5

8

5,1

6

8,9

1 10,5

6

13,9

9

9,5

9 11,5

2

9,2

3

9,2

9

10,6

5

11,1

0

14,9

8

18,9

8

18,1

5

17,1

4

16,0

6

15,9

3

15,2

5

14,9

4

14,2

2

13,1

9

12,2

1

11,7

3

11,5

0

10,9

0

9,8

6

9,2

7

8,5

1

1990 1994 1998 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Brasil 2012

FEC 1990 à 2012 - CNEE

FEC ANEEL

45,0

0


_____________________________________________________________________________

64

Dificuldades de atendimentos relacionados à logística e condições regionais

A área de concessão da empresa está contida no Polígono dos Tornados da América do Sul.

Essa região se caracteriza por tempestades com ventos de grande velocidade o que afeta

diretamente a capacidade de atendimento nos períodos chuvosos.

(c) Caracterização da Manutenção

A Nacional, por fazer parte de um grupo de distribuidoras do Grupo Rede no estado de São

Paulo, no modelo organizacional adotado as empresas tem governança centralizada e

operação regionalizada, como se fosse uma única em empresa, sendo cada região tratada

como uma regional. Logo, tem processos padronizados, com estrutura e operações

semelhantes nas “regionais”.

Apesar do modelo organizacional, existem características regionais que impõe condições

diferentes, com impactos distintos no desempenho do sistema e na forma como demanda à

Manutenção.

A Nacional é uma das empresas com maior problema de manutenção de Linhas devido a

147km de LD 69kV (concentra a maior parte de LDAT das empresas do sistema Rede Sul) com

estruturas totalmente despadronizadas, característica construtiva para classe de poluição I,

mas está em um cenário de poluição II para III, o rompimento do dielétrico é constante. Nesta

linha há também muito rompimento de cruzeta e o cabo guarda foi quase totalmente retirado.

O Planejamento para a Manutenção para Linhas de distribuição de Alta Tensão - LDAT,

Subestações - SED, e Sistema de Média e Baixa Tensão é feito de forma centralizado

(corporativo), sendo realizado pela GMS (Gerencia de Manutenção do Sistema), em Presidente

Prudente. Ressalta que é baixa a extensão de LDAT em função da grande quantidade de

pontos de conexão existente (linhas da CTEP que cruzam o estado de São Paulo). A GMS

tamb m responsá el pela inspe o de e comissionamento de no as S ’s e aceite t cnico de

novos equipamentos. Além disso, gerencia os contratos de manutenção e coordena as

atividades de automação. Abaixo a estrutura do GMS.


_____________________________________________________________________________

65

DEC/FEC Realizado 2012 por Conjunto (Fonte: Site ANEEL)

O planejamento utiliza critérios para priorização das inspeções e manutenção nos

alimentadores, tendo o FEC e DEC como principais direcionadores, seguido do consumo de

clientes (GA e GB), quantidade de clientes e multas por compensação.

A partir da priorização, utilizando os itens acima, é elaborado anualmente os cronogramas de

inspeções. É utilizado o sistema SAP para registro do plano de manutenção como também para

os registros dos serviços realizados.

A realização de inspeção, testes funcionais, manutenção e outros serviços em equipamentos

de redes, é baseada em tempo, utilizando as referências na tabela mostrada abaixo. Também

podem ser realizadas intervenções pontuais, sob demanda.

Gerência de Manutenção do

Sistema

Coordenação de Análise e

Controle da Manutenção (9)

Coordenação de Automação e Telecom (2)

Coordenação de Manutenção de

Subestações (20)


_____________________________________________________________________________

66

Conforme explicado anteriormente, no modelo organizacional utilizado, o GMS faz o

planejamento e a operacionalização da manutenção é regionalizada, sendo a inspeção,

programação e execução dos serviços da manutenção realizados por cada empresa (tratadas

como regionais), utilizando equipes próprias para serviços em SEDs e terceirizadas para

serviços da distribuição (SDMT). Logo, podemos concluir um alto índice de terceirização para

os serviços de manutenção da distribuição, limpeza de faixas e podas.

A área de manutenção concentra pessoal de Telecom e Automação, assuntos que deveriam

ser tratados de forma mais especializada em função de suas características, bem como a

responsabilidade de manutenção de pontos de medição de fronteira, o que requer igualmente

atenção de pessoal especializado, sendo mais afeto à área de medição em si, devendo tal

responsabilidade, ser remanejada de área para maior eficiência.

As inspeções e manutenções em subestações são realizados com as equipes próprias, que

ficam lotadas nas Regionais de Presidente Prudente, Catanduva e Bragança Paulista, logística

que permite um rápido deslocamento nos casos de contingências operacionais No caso de

sistema de distribuição, a inspeção, seja no ativo alvo de priorização no planejamento ou

baseado no tempo, é feita por pessoal próprio e terceiro.

Além das inspeções definidas no planejamento da manutenção, existem inspeções feitas nos

alimentadores a partir de periodicidade pré-definida, sendo duas vezes por anos nos

alimentadores mais importantes, sempre antecedendo o período de chuvas a após este.

Em que pese a terceirização em si não ser, por natureza, um problema, há alguns aspectos

importantes desse processo que cabe destacar. O primeiro deles é que a inspeção que subsidia

as ações de manutenção é feita pelos próprios terceirizados, o que implica em riscos sérios de

que sejam apontados serviços desnecessários, ou, ainda que necessários, não sejam os mais

prioritários.


_____________________________________________________________________________

67

Adicione-se a esse risco o fato da área de fiscalização não contemplar os serviços feitos pela

manutenção, o que aumento risco de não conformidade de obras e problemas para inserção

das mesmas na base de remuneração regulatória.

Outra conclusão que se depreende do quadro anterior é que o alto grau de terceirização das

equipes de manutenção da distribuição cria uma enorme dependência da empresa em relação

aos empreiteiros, em especial numa área tão vital que é a manutenção dos ativos.

No modelo organizacional adotado, o matricial, o planejamento é feito de forma centralizado e

a execução é feito de forma descentralizado, o que possibilita ganhos logísticos na execução. A

implantação de gestão baseada em processos, mantendo-se a operação regionalizada, pode

favorecer quanto a padronização, qualidade e eficiência.

Abaixo o quadro mostra a estrutura terceirizada para a manutenção de distribuição –

considerando que a manutenção de SED é feita por equipe própria. Cabe ressaltar que existe

um compartilhamento de recursos terceirizados com a construção de redes, principalmente as

equipes pesadas.

Existe uma forte demanda na manutenção relacionada à arborização e vegetação em faixa de

linhas e redes. A poda e a limpeza de faixa são terceirizadas.

Não foi identificado mecanismos de controle de produtividade das equipes de manutenção,

sistema embarcada para possibilitar despacho, enfim tecnologias que possibilitam um

gerenciamento de campo mais eficaz, o que consiste numa oportunidade a ser explorada,

considerando o impacto dos serviços de manutenção no orçamento de despesas.

O processo de manutenção do sistema elétrico é baseado na filosofia de manutenção

preventiva e corretiva. A manutenção preventiva está mais associada aos ativos dos

seguimentos de linha de transmissão e de subestação. Possui uma abordagem de manutenção

baseada apenas em recomendações de fabricantes, com ajustes baseados na experiência de

campo e inspeções. Devido à deficiência de automatismo e monitoramento e controle em

tempo real, o programa de manutenção é muito baseado na periodicidade. Não há uma


_____________________________________________________________________________

68

sistematização de acompanhamento e controle das ocorrências com estratificação das

principais causas e os serviços realizados ou de metodologias de manutenção centrada na

confiabilidade (MCC).

A atualização cadastral das manutenções executadas é realizada de forma centralizada pelo

GPC (Gerencia de Projeto e Cadastro) – sediado em Presidente Prudente.

iste em cada empresa uma subesta o denominada “Subesta o Reser a” objeti ando-se

manter uma quantidade estratégica de equipamentos reservas para atendimentos às

manutenções corretivas emergenciais em subestações para que a continuidade de

fornecimento da energia não seja prejudicada possibilitando uma operação segura e rápida.

Esses equipamentos são caracterizados como reserva, amparados pelo Manual de Controle

Patrimonial do Setor Elétrico.

ada “Subesta o Reser a” está de idamente inclu da no ativo imobilizado em serviço e é

transferido para o ativo específico, no momento da sua utilização.

Além dos equipamentos reservas, as empresas contam com uma SE Móvel. Para atendimento

emergencial às subestações, as empresas tem a sua disposição uma subestação móvel (69-

34,5/13,8-11,4 kV com transformador móvel de 12,5 MVA), que fica lotada em Presidente

Prudente.

Existe uma prática, desde o ano de 2007, um programa de revitalização dos principais

equipamentos das S ’s ( isjuntores Religadores ’s ’s ha es anco de aterias etc.).


_____________________________________________________________________________

69

A vida útil dos equipamentos, capacidade, índice de defeitos e o histórico de manutenções

emergenciais, são itens utilizados para a substituição de equipamentos. Não são usadas

técnicas baseada em confiabilidade ou manutenções preditivas.

(d) Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição)

A elaboração de projetos utiliza um modelo de trabalho compartilhado (matricial), onde a

gestão e controle do processo é feito pela GPC (Gerência de Projetos e Construção), sediada

em Presidente Prudente. A equipe da GPC também elabora parte dos projetos e parte é

elaborado pela equipe técnica nas regionais – vinculada ao gerente regional, gerando um

modelo de dupla governança no processo. A análise de projetos de terceiros é feita pela GPC.

Apesar da GPC ser responsável por projetos e construção, a fiscalização de obras é feita por

técnicos subordinados à gerência regional. O encerramento da obra também é feito nas

regionais, sendo a atualização do cadastro feito de forma centralizada pela equipe da GPC em

Presidente Prudente.

Descentralização da elaboração de projetos, centralização efetiva do planejamento e controle

da manutenção (PCM), internalização das atividades de inspeção, ampliação da fiscalização de

obras e manutenção, controle de produtividade, estudos logísticos para redimensionamento e

reposicionamento de equipes, adequação de veículos, equipamentos e ferramentas, aquisição

e descentralização de unidades de transformadores móveis, revisão de contratos (inserção de

cláusulas de produtividade e SLA´s), são iniciativas vitais para contribuir de forma relevante

para uma operacionalização mais eficiente da manutenção e construção.

(e) Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística)

Diagnóstico Atual de Tecnologia da Informação (TI) e Sistemas

A Nacional e as demais empresas da Rede Sul Sudeste trabalham com a mesma estrutura de

sistemas de TI para atendimento ao negócio, cujo esquema pode ser visualizado na foto a

seguir:


_____________________________________________________________________________

70

Detalhando o diagrama de sistemas acima, temos as seguintes descrições dos sistemas que

apoiam ao negócio:

Sistemas Administrativos – SAP e outros: A NACIONAL utiliza o ERP da SAP para gestão de

seus processos administrativos, contemplando os seguintes módulos para seus respectivos

processos:

Suprimentos (MM)

Controle de Qualidade de equipamentos e fornecedores (QM)

Criação e Manutenção de Projetos (PS)

Controle orçamentário de investimentos (IM)

Controle orçamentário de custeio (FM)

Gerenciamento de manutenção preventiva, corretiva e preditiva (PM)

Módulo de Vendas (usado para emissão de NFs)

Módulos Financeiros - Contas a pagar, contas a receber, contabilidade e gestão de

ativos (FI)

Controladoria – controle de ordens e rateios (CO)

Ainda na esfera administrativa, a empresa utiliza os seguintes sistemas abaixo para suporte a

outras demandas do negócio:

PS/IM PM

MM

SD

FI

CO

FI-AA FM

FI-GL

QM

Fluxo de Caixa

Divida

Tesouraria

CS

Cad Partners TS

Nf-e

Livros Fiscais

SpedFiscal / Contábil

e-Ciap

e-PISe-Cofins

SCAConsolidação

BalançosRhevolution

NFs Entrada

NFs Vendas

Nº NFe

Itens VendasItens Saídas

NFs

Saíd

a

Ativo Imob.

Balanço

Saldos Ctbs.

Faturamento

Receitas.Despesas

DadosDividas

Pagamentos

NFs desp. Frota

Folha Pagto.

Projeto

Estruturas do Projeto

Local de Instalação deEquipamentos

Dados Mão Obra

Nº NFe

MAF

Movto.Arrecadação

(Bancos)

Ordem – Km – Desp.

Dados da Frota

Despesas da Frota

Movto.Arrecadação

(Agentes)


_____________________________________________________________________________

71

Gerenciamento de tesouraria e fluxo de Caixa – Sistema XRT

Sistemas de apuração fiscal – Syncro

Sistemas de RH – RHEvolution

Sistemas Comerciais – Commercial Solution – CS (Sonda Elucid): A empresa utiliza para seus

processos comerciais o pacote de sistemas CS, que abrange os seguintes processos:

Atendimento ao cliente (CAC)

Faturamento

Arrecadação

Cobrança

Medição

Fechamento / Integração com o contábil

Adicionalmente, a empresa possui sistemas para automação de processos comerciais de

campo, utilizando-se de equipamentos PDA, sistemas estes também fornecidos pela Sonda

Elucid (Platinum e Diamond), para os seguintes processos:

Platinum: Religação, desligamento, pedido de ligação, troca de padrão, instalação, troca,

retirada e aferição de equipamentos.

Diamond: Impressão de faturas de energia em campo (faturamento simultâneo), envio e

recebimento de ordens de serviços

Sistemas Técnicos – Technical Solution - TS(Sonda Elucid): Para gestão dos processos técnicos,

a NACIONAL utiliza-se do sistema TS fornecido pela Sonda Elucid, aliada a algumas outras

ferramentas periféricas, de forma a atender as demandas operacionais, de planejamento e de

projetos e construção.

O TS abrange os seguintes processos operacionais:

Gerenciamento das operações na rede por meio do controle do despacho das equipes

de campo

Digitalização georeferenciada das redes existentes

Gestão dos ativos da distribuição

Cálculos elétricos, simulação e reconfiguração de redes

Manutenção dos cadastros da topologia da rede

Perdas globais (comercial e técnica)


_____________________________________________________________________________

72

Cálculo de índices de continuidade (DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC)

Desenvolvimento de projetos

Na área de planejamento, são utilizados sistemas periféricos para abrangência das demandas e

processos:

Análises de redes e estudos de planejamento da distribuição – Interplan

Cálculo detalhado de perdas de energia – Pertec

Outras ferramentas de cálculos diversos – ANAREDE, ANAFAS, ANATEM

Para suportar a operação de todos estes sistemas, a NACIONAL e demais empresas da Rede Sul

hospedam seus sistemas em Datacenter terceirizado, sob gestão da Sonda Elucid, em uma

infraestrutura da IBM localizada em Hortolândia-SP. A NACIONAL faz uso compartilhado, em

Presidente Prudente, de um pequeno Datacenter que atende a alguns serviços locais

(fileserver, AD, entre outros) para as 5 distribuidoras da Rede Sul. Na foto a seguir observamos

o diagrama de comunicação do Datacenter de Hortolândia com a NACIONAL:

No segmento de infraestrutura de TI, a NACIONAL também terceiriza outros serviços

relacionados à manutenção do ambiente de TI, abrangendo processos como segurança da


_____________________________________________________________________________

73

informação, suporte e atendimento ao usuário final, impressões departamentais e de faturas

de energia, entre outros serviços.

Como pontos de atenção na área de TI, relacionamos os seguintes assuntos:

Uso intensivo de orçamento de custeio para pagamento dos serviços de TI em função

de níveis elevados de outsourcing. A rubrica de serviços corresponde a quase 92% do

PMSO aplicado em TI na empresa. Valores dos serviços elevados quando comparados

com a ENERGISA.

Alta dependência dos serviços de TI prestados pela Sonda Elucid, que mantém, em

contratos de diversos serviços, cerca de 61% do PMSO de TI da empresa.

o Seus contratos abrangem a manutenção dos sistemas técnicos, comerciais e

administrativos, a manutenção da infraestrutura de Datacenter da empresa

que hospeda os sistemas acima mencionados em Hortolândia-SP, todo o

processo de impressão de faturas de energia e outros serviços.

o A intervenção na Rede Sul está renegociando os termos contratuais vigentes

com a Sonda Elucid, no sentido de reduzir o escopo dos contratos e viabilizar

uma redução no preço.

Necessidade de reconstrução da equipe de TI na empresa, dado que o Grupo Rede

possuía uma área corporativa de TI em São Paulo que, após o início das intervenções,

veio a ser gradativamente desfeita em função da saída das pessoas para o mercado,

criando grandes lacunas de conhecimento na área, ainda não preenchidas após a

dissolução da holding. Parte das pessoas de que ficaram no grupo foram realocadas

nas distribuidoras. Na Rede Sul, a área de TI conta com 7 colaboradores, sendo:

o 1 Gerente de TI / 2 Analistas de TI / 1 Analista de Suporte / 1 Consultor de

TI / 1 Analista de Telecom / 1 Assistente Administrativo

As bases de dados dos sistemas técnicos e comerciais da SONDA ELUCID de todas as

empresas do GRUPO REDE estão integradas em uma base única. Esta implantação gera

desvantagens, pois: um problema de desempenho em uma empresa pode afetar as

demais, manutenções de uma empresa podem afetar a disponibilidade das demais e a

CELPA ainda continua integrada junto às bases de dados das demais empresas,

gerando risco de segurança de acesso.

Alto nível de utilização de planilhas e controles complementares e paralelos aos

sistemas.


_____________________________________________________________________________

74

Inexistência de cultura de Gestão de Projetos e, consequentemente, não há soluções

que suportem um escritório de Projetos - PMO (como o EPM - Enterprise Project

Management).

Inexistência de cultura de Gestão por Processos e, consequentemente, não há

soluções que suportem um escritório de Processos (BPM - Business Process

Management) que permita que a integração dos processos e sistemas sejam

otimizados como na ENERGISA.

Funcionalidades do SAP implantadas parcialmente. Prioritariamente voltado para

Contabilidade, Contratos e Gestão de Pagamentos com baixo nível de integração com

os demais sistemas corporativos.

Baixa utilização de sistemas para alavancar produtividade e redução de custos, com

implantações parciais de funcionalidades.

Os sistemas existentes são basicamente utilizados para as atividades transacionais.

Inexistência de sistemas integrados para acompanhamento da Gestão e de metas /

indicadores, avaliação de desempenho, medições de produtividade de eletricistas

/operadores / leituristas e sistemas voltados para suporte à decisão de Perdas e

Qualidade de Serviço (Datawarehouse e Business Inteligence) amplamente utilizados

na ENERGISA.

O Sistema de Coleta adotado para os medidores Operacionais de SE´s das empresas

Rede Sul Sudeste são atendidos pelo Sistema de Tele Medição – STM da LandisGyr,

que descontinuou sua atualização.

Inexistência de sistemas voltados para controle da manutenção da distribuição e

transmissão integradas com o uso da mobilidade para ordens de serviço de

manutenção programada / não programada, inspeções, confecção de projetos em

campo, etc.

Baixo nível conhecimento da equipe de TI sobre o funcionamento interno / modelo de

dados e funcionalidades dos sistemas. Equipe voltada para gerir contratos e níveis de

serviço dos fornecedores.

Há problemas na velocidade do atendimento de demandas evolutivas para os sistemas

por parte dos fornecedores, principalmente os comerciais e técnicos, apesar de

existirem contratos vigentes que cobrem estas manutenções evolutivas.


_____________________________________________________________________________

75

Módulos e Sistemas contratados (com manutenção em vigência sendo paga), porém

ainda não implantados pela empresa. Ex: Módulos do SAP, Leitura e impressão

simultânea de faturas de energia, etc.

Diagnóstico Atual do Sistema de Telecomunicações

A comunicação utilizada entre o centro de operação e as subestações automatizadas é

feita através de um link satelital;

As licenças de rádios UHF/VHF devem expirar em 2017, fazendo com que o parque

analógico de rádio seja substituído por rádios digitais, cumprindo uma legislação

regulada da ANATEL;

PABX, gravador e servidores defasados tecnologicamente.

A distribuição dos ativos de Telecom está assim descrita: 04 repetidoras, 25 rádios

fixos, 35 móveis e 15 portáteis. Os rádios são Motorola e as repetidoras estão em

postes ou torres estaiadas na sua grande maioria;


_____________________________________________________________________________

76

Diagnóstico Atual do Sistema de Automação

De acordo com a figura abaixo, seguem as seguintes constatações do cenário vigente:


_____________________________________________________________________________

77

Topologia de automação

Fonte: NACIONAL, 2013

Entre as subestações 138kV, apenas 33% das subestações não estão automatizadas;

Entre as subestações 69kV, apenas 50% das subestações não estão automatizadas;

As subestações de 34,5kV possuem de 1 a 3 bays e 100% não estão automatizadas;

A maioria das subestações apresenta protocolo modbus entre os equipamentos,

concentrando os dados analógicos através de conversores até uma unidade terminal

remota-UTR e subindo as informações para o centro de operação através do protocolo

IEC 104;

Os relés não são eletromecânicos na CNEE, mas apresentam obsolescência quanto à

tecnologia. Na sua maioria, o fabricante utilizado nas subestações é a PEXTRON;

Apenas 1% das subestações apresenta tecnologia de automação robusta e de

anguarda utili ando a norma 618 para comunica o dos ’s;

Na rede de distribuição, os fabricantes dos religadores são COOPER ou NOJA POWER e

100% destes religadores não estão automatizados;

Ainda na rede de distribuição, os reguladores de tensão não são automatizados;

O Supervisório atual utilizado no centro de controle é o Elipse Power;


_____________________________________________________________________________

78

Os centros de operação são descentralizados e localizados em cada uma das cinco

empresas.

Infraestrutura de Logística

A frota da CNEE é composta por 57 veículos, dos quais 36 são próprios e 21 são locados. Não

se conseguiu informações sobre a existência de pool de veículos na CNEE. A composição da

frota sob gestão da CNEE está apresentada na tabela a seguir, segmentada por classe.

Classe Qtde própria Qtde locada Qtde total

Passeio 1 8 9

Utilitário Leve - 13 13

Utilitário Médio 17 - 17

Moto 16 - 16

Caminhão 2 - 2

Executivo - - -

Total 36 21 57

O custo médio de operação atual esta em torno de R$ 0,55 por km rodado, estando próximo

dos níveis esperados para a região. O índice de indisponibilidade geral está elevado,

aproximadamente 6,22%.

Para realizar a gestão de abastecimento e manutenção é utilizado o sistema da Ecofrotas.

Sobre a utilização da telemetria, a CNEE não usa este serviço para monitoramento de sua

frota.

A idade média geral da frota, própria e locada, é de 3,64 anos, sendo que a de veículos

próprios é de 5 anos, elevada para os padrões das Distribuidoras, principalmente, na classe de

caminhões, que chega a quase 12 anos. Na tabela a seguir está apresentada a idade média da

frota por classe.


_____________________________________________________________________________

79

Classe Idade média

Frota própria Frota locada

Passeio 4,69 anos 2,30 anos

Utilitário Leve - 2,30 anos

Utilitário Médio 4,11 anos -

Moto 3,94 anos -

Caminhão 11,88 anos -

Executivo - -

Total 4,99 anos 2,30 anos


_____________________________________________________________________________

80

Infraestrutura de Suprimentos

A gestão de suprimentos relativa a compras e logística de materiais de todas as empresas que

compõem a REDE SUL (Caiuá, CNEE, EBB, CFLO, EDEVP) fica centralizada em Presidente

Prudente.

São movimentados aproximadamente R$ 60 Milhões por ano em compras de materiais e

equipamentos. Todas as aquisições são realizadas com frete CIF.

Para gestão dos processos de cadastro de fornecedores, pagamentos, requisição de materiais,

qualidade, venda e emissão de NF para venda de sucata utiliza-se o SAP. Entretanto, não são

utilizadas quaisquer ferramentas de e-procurement, que possibilite ampliar a base de

fornecedores, garantir maior segurança, agilidade e transparência nas concorrências

realizadas. Atualmente, todas as cotações são realizadas por e-mail e planilhas, aumentando

os riscos e dificultando a gestão destes processos.

A estrutura do Almoxarifado conta com um centro de distribuição de nível 1 em Presidente

Prudente e cinco almoxarifados de nível 2 localizados nas regionais e nas sedes das demais

empresas em Bragança Paulista, Cambuí, Guarapuava, Assis e Catanduva. O almoxarifado de

Assis foi criado recentemente. O estoque total destas empresas registrou em Junho/2013 nível

de R$ 21,0 Milhões.

(f) Evolução do Custo Operacional

Os Custos Operacionais estão relacionados com a execução dos processos comerciais de

atendimento às unidades consumidoras, das atividades de operação e manutenção do sistema

de distribuição e das ações no âmbito da direção e administração da empresa, em

conformidade com as condições previstas no Contrato de Concessão e na regulamentação.

Precisam ser eficientes e estar alinhados com uma prestação adequada do serviço público de

distribuição de energia elétrica, bem como, com a garantia da manutenção da capacidade

operativa dos ativos elétricos durante sua vida útil.

Os Custos Operacionais efetivamente incorridos pela distribuidora são diferentes daqueles

reconhecidos pela ANEEL nas tarifas de energia elétrica, posto que o Regulador observa os

ganhos médios de produtividade alcançados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos e

as características das áreas de concessão atendidas.

A definição dos Custos Operacionais regulatórios é feita pela ANEEL em duas etapas:


_____________________________________________________________________________

81

atualização dos valores de custos operacionais definidos por meio do Modelo de

Empresa de Referência no 2CRTP considerando-se a variação de preços dos insumos

(Custos Operacionais), o crescimento dos produtos (redes de distribuição, unidades

consumidoras e mercado faturado) e deduzindo-se o ganho médio de produtividade

(relação média entre a variação dos Custos Operacionais reais das distribuidoras e o

crescimento dos produtos observados em suas áreas de atuação) e;

análise comparativa da eficiência das distribuidoras, definindo um intervalo de valores

esperados para os Custos Operacionais, dado o nível de custos das distribuidoras e as

características de suas áreas de concessão.

As variações observadas entre os valores definidos nessas duas etapas são, então,

consideradas no cálculo do componente “ ” do Fator X.

Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006, foi definido no 2CRTP

mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no cálculo do Fator X com os

efetivamente realizados pelas distribuidoras.

Os Custos Operacionais da CNEE tiveram um crescimento médio de 4,5% a.a no período 2008 a

2012, inferior às variações dos principais índices inflacionários. Em 2012 os Custos

Operacionais tiveram um crescimento de 8,0% em relação a 2011, sendo a natureza Pessoal a

que apresentou maior crescimento – 8,5%. A tabela a seguir apresenta a evolução dos Custos

Operacionais, por natureza, para o período 2008 a 2012. A tabela abaixo mostra a evolução

dos custos para o período 2008 a 2012.

Valores em R$ Milhões, a preços correntes

O gráfico abaixo apresenta a evolução dos Custos Operacionais por Natureza na CNEE

indicando a participação percentual de cada componente.

NACIONAL 2008 2009 2010 2011 2012

Pessoal 10 10 10 15 14

Material 1 1 1 1 2

Serviços 11 12 12 10 11

Outros 2 2 1 1 2 Total 24 24 24 27 29


_____________________________________________________________________________

82

Os gráficos apresentados a seguir mostram a evolução das relações Custos Operacionais por

consumidor e custos operacionais por MWh faturado, a preços correntes, onde se observa o

crescimento dos dois indicadores a partir de 2010, aderente ao crescimento do OPEX no

período.


_____________________________________________________________________________

83

O comprometimento da Receita Líquida com os Custos Operacionais teve redução no período

2009 a 2011, no patamar elevado, contribuindo para melhora do caixa da empresa.

Entretanto, tal necessidade de adequação e tomada de providências para a realização dos

dispêndios, precisa estar perfeitamente alinhada com as demandas regulatórias relacionadas a

Perdas de Distribuição de Energia. A inobservância deste trade-off implicará no desequilíbrio

da concessão, na impossibilidade de atingimento de metas, na ocorrência de penalidades e na

insatisfação do consumidor com o serviço prestado.


_____________________________________________________________________________

84

A Companhia Nacional de Energia Elétrica teve um Fator X de 3,38% fixado no 3CRTP. Tal valor

foi obtido pela soma dos ganhos na componente Pd = 1,38 % e T = 2,00 %.

Os valores estimados para as componentes do Fator X agem como deflatores inflacionários, ou

seja, os percentuais estimados são redutores do indexador inflacionário que reajusta as tarifas

anualmente. Tal ajuste é justificado pelo compartilhamento dos ganhos de produtividade

entre a empresa e seus consumidores, em prol da modicidade tarifária. Observando os radares

abaixo:

Das empresas do Grupo B (com mercado inferior a 1 TWh/ano) a CNEE foi a que apresentou o

melhor desempenho na componente T, para o compartilhamento de custos. Nesse contexto o

custo atualizado estava em um limite inferior ao intervalo de eficiência estimado e poderá ser

compartilhado com os consumidores. Entretanto a CNEE, apesar de estar próxima da média do

grupo, ainda tem produtividade e eficiência menores do que a média para as empresas

pequenas, aspecto que precisa orientar as ações a serem tomadas na concessão.

(g) Evolução do Investimento

A necessidade de realização de investimentos na área de concessão está vinculada às

obrigações assumidas pela distribuidora com a celebração do contrato de prestação de

serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

Pelo Contrato de Concessão, a distribuidora obriga-se a prover o atendimento da demanda dos

serviços concedidos, implantando novas instalações, ampliando e modificando as existentes,

sempre de modo a garantir o fornecimento de energia elétrica ao seu mercado de energia. É

BOA_VISTA_ENERGIA

CAIUA

CELTINS

CFLOCHESP

CJEMOCOCA

SANTACRUZ

NACIONALCOCEL

COOPERALIANÇA

CPEECSPE

DEMEI

DME-PC

EBO

EVP

BRAGANTINAJOAOCESA

EFLUL

ELETROACREELETROCAR

SANTAMARIAEMG

ENFHIDROPAN

IENERGIA

MUXFELDT

SULGIPE

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

-6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10%

Efic

iên

cia

Produtividade

Radar - Produtividade vs Eficiência -Dados ANEEL (Pequenas)


_____________________________________________________________________________

85

de responsabilidade da distribuidora, até o ponto de entrega, operar e manter o seu sistema

elétrico, elaborar os projetos e executar as obras necessárias ao atendimento das unidades

consumidoras localizadas na área de concessão.

A realização dos investimentos nos sistemas de distribuição de energia elétrica está orientada,

portanto, por um comando regulatório primordial: aquele que estabelece ao concessionário a

necessidade de adotar, na prestação do serviço, tecnologia adequada, materiais,

equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade,

continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e

modicidade das tarifas.

A orientação e a realização histórica de investimentos cumpre papel importante na análise do

estágio de evolução alcançado pela distribuidora na consecução de objetivos na Qualidade do

Serviço, Qualidade do Produto, Perdas de Distribuição de Energia Elétrica, expansão dos

serviços e atendimento ao mercado consumidor. Estratégias ou restrições aplicadas no

passado, são determinantes para a definição dos desafios futuros, no momento em que

parâmetros regulatórios definidos por benchmarkings setoriais são aplicados nos processos de

regulação tarifária e cobram da distribuidora desempenhos cada vez mais expressivos.

No período 2008 a 2012 a CNEE fez investimentos de R$ 47 Milhões, aplicados na expansão e

melhoria do sistema elétrico e em Ativos Não Elétricos, distribuídos conforme quadro abaixo:

Valores em R$ Milhões, a preços correntes

Pela análise dos dados históricos observa-se que, durante o período de 2008 a 2012, a

distribuidora manteve um nível de investimentos uniforme, com pequenas variações.

Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006, foi definido no 2CRTP

mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no cálculo do Fator X com os

efetivamente realizados pelas distribuidoras.

No 3CRTP, quando da revisão tarifária de cada concessionária, são levantados os

investimentos efetivamente realizados pela distribuidora entre o 2CRTP e o 3CRTP, calculados

CNEE 2008 2009 2010 2011 2012

Investimento em Distribuição 8 8 10 9 7

Investimento Ativo Não Elétrico 1 1 1 1 1 Total 9 9 11 10 8


_____________________________________________________________________________

86

com base nos registros contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, para

a data-base da revisão tarifária anterior. Caso os investimentos efetivamente realizados sejam

inferiores àqueles considerados no cálculo do Fator X do 2CRTP, esse item é recalculado, com a

substituição dos valores de investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-

se inalterados os demais parâmetros.

O recálculo do Fator X, de acordo com as condições anteriores, resulta em um redutor da

Parcela B calculada na revisão tarifária do 3CRTP. No caso da CNEE, não houve aplicação do

redutor da Parcela B do 3CRTP, uma vez que o investimento no 2CRTP atendeu os patamares

estipulados.

No atendimento à expansão do mercado e na manutenção e melhorias no sistema elétrico

foram investidos no período do 2CRT R$ 42 Milhões. O gráfico a seguir mostra a evolução da

participação dos investimentos, por tipo, no período 2008 a 2012, onde fica evidenciada a

manutenção do nível de investimentos associados à expansão, melhoria e renovação do

sistema elétrico em um nível aparentemente adequado, pois os níveis de qualidade da

Empresa apresentaram bons resultados nos últimos anos. O gráfico abaixo mostra a

distribuição dos investimentos em Ativos Elétricos e Não Elétricos ao longo do período.

Considerando os valores investidos no período 2008 a 2012, será necessário incrementar os

investimentos na Melhoria e Renovação dos ativos, direcionados para resolver problemas

relacionados, principalmente, a:

Existe ainda um passivo de equipamentos contaminado com PCB – Askarel, conforme

listado no Capítulo 4;


_____________________________________________________________________________

87

Verificada atualmente a existência de 04 transformadores de força com carregamento

superior a 90%;

O nível de automação dos equipamentos instalados em subestação, linhas e redes é

baixo, dificultando manobras e restabelecimentos quando envolvidos em ocorrências.

O Planejamento dos investimentos da CNEE aponta para a realização de projetos, nos

próximos anos, destinados a atenuar os problemas listados acima, priorizando aqueles que

com maior risco para operação do sistema e resolução de problemas relacionados a riscos

ambientais e de segurança.

Como observado, os valores totais investidos no período 2008 a 2012 apresentam trajetória

decrescente a partir de 2011, em função da redução do nível de investimentos no período,

fato que mais claramente se apresenta quando se observa a evolução das relações

Investimento por Consumidor e Investimento por km de rede.


_____________________________________________________________________________

88

(h) Programa Luz para Todos (PLPT)

A empresa já encerrou o programa Luz Para Todos, encontrando-se totalmente universalizada

desde agosto de 2006.

Seção 4.05 Comercial

(a) Indicadores Comerciais

A CNEE possui processo de acompanhamento dos indicadores comerciais com base na

regulamentação vigente (RN 414/2010), bem como, por intermédio de indicador que é

monitorado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE. O

acompanhamento é realizado com vistas a garantir o atendimento dos limites regulatórios e

permitir uma avaliação e diagnóstico da empresa, comparativamente a sua própria evolução

(análise de série histórica) e com demais distribuidoras semelhantes. Neste sentido são

acompanhados os resultados nos seguintes indicadores de desempenho:

Qualidade do Atendimento Comercial – acompanhamento dos resultados originados a

partir dos padrões de atendimento comercial indicados no ANEXO III da RN 414/2010;

Tratamento das Reclamações – acompanhamento dos indicadores DER e FER

conforme estabelecido pela RN 414/2010;

Qualidade do Atendimento Telefônico – acompanhamento dos resultados dos

indicadores de qualidade do atendimento telefônico conforme estabelecido pela RN

414/2010;


_____________________________________________________________________________

89

Qualidade do Faturamento – acompanhamento do resultado do indicador IRC da

ABRADEE.

As informações e dados apresentados sobre esses temas foram baseados em informações

advindas dos Interventores e nos materiais obtidos durante a realização das visitas técnicas à

CNEE.

Qualidade do Atendimento Comercial

A Qualidade do Atendimento Comercial é medida através de padrões de atendimento, que são

regulamentados pela ANEEL, acompanhados mensalmente através de informações que são

enviadas por meio da tabela do Anexo III, referentes aos artigos 148 a 155 da Resolução

Normativa 414, de 2010. O não cumprimento dos prazos estabelecidos no citado Anexo III

obriga a distribuidora a efetuar compensações aos consumidores em forma de crédito na sua

fatura de energia elétrica.

Como citado, as distribuidoras são avaliadas por meio da verificação do cumprimento dos

prazos de execução dos serviços que constam no Anexo III, transcritos na tabela a seguir.

TABELA DE PRAZOS DE ATENDIMENTO CONFORME ANEXO III DA RN 414/2010

Prazos Máximos dos Serviços de Art. Padrão

Vistoria, área urbana art. 30 3 dias úteis

Vistoria, área rural art. 30 5 dias úteis

Ligação, grupo B, área urbana art. 31 2 dias úteis

Ligação, grupo B, área rural art. 31 5 dias úteis

Ligação, grupo A art. 31 7 dias úteis

Elaboração de estudos, orçamentos e projetos e informar ao interessado art. 32 30 dias

Início das Obras art. 34 45 dias

Análise do projeto art. 37 30 dias

Reanálise do projeto, reprovação por falta de informação da distribuidora art. 37 10 dias

Substituição do medidor e demais equipamentos de medição art. 115 30 dias

Comunicar resultado da reclamação de cobrança ou devolução de diferenças apuradas art. 133 10 dias

Aferição dos medidores e demais equipamentos de medição. art. 137 30 dias

Religação, sem ônus para o consumidor, quando constatada a suspensão indevida do fornecimento art. 176 4 horas

Religação, área urbana art. 176 24 horas

Religação área rural art. 176 48 horas

Religação de urgência, área urbana art. 176 4 horas

Religação de urgência, área rural art. 176 8 horas

Solução de reclamação do consumidor

(observando-se as condições específicas e os prazos de execução de cada situação, sempre que

previstos em normas e regulamentos editados pelo Poder Concedente e pela ANEEL, com exceção

das reclamações que implicarem realização de visita técnica ao consumidor ou avaliação referente à

danos não elétricos reclamados)

Informar por escrito ao consumidor a relação de todos os seus atendimentos comerciais. art. 199 30 dias

Verificação de equipamento em processo de ressarcimento de dano elétrico. art. 206 10 dias

Verificação de equipamento utilizado no acondicionamento de alimentos perecíveis ou de

medicamentos em processo de ressarcimento de dano elétrico.art. 206 1 dia útil

Informar ao consumidor o resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico art. 207 15 dias

Efetuar o ressarcimento de dano elétrico ao consumidor, após a informação ao consumidor do

resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico.art. 208 20 dias

art. 197 5 dias úteis


_____________________________________________________________________________

90

Os valores que são creditados aos clientes são calculados com base na seguinte formula:

EUSD = Encargo de uso do sistema de distribuição relativo ao mês de apuração;

730 = Número médio de horas no mês;

Pv = Prazo verificado do atendimento comercial;

Pp = Prazo normativo do padrão de atendimento comercial.

É importante destacar o fato de a CNEE estar experimentando um período excepcional de

operação onde há inúmeros fatores que podem influenciar na execução padrão dos seus

procedimentos e, consequentemente, na qualidade dos serviços prestados pela empresa.

Nesse sentido e partindo de uma análise nos números apresentados pela CNEE, nota-se que

existem procedimentos a serem monitorados e trabalhados quando se trata de prazos de

serviços solicitados pelos consumidores da empresa.

A seguir uma tabela do Anexo III com os números apresentados à ANEEL pela CNEE no mês de

abril de 2013.


_____________________________________________________________________________

91

DADOS DO ANEXO III DA CNEE REFERENTE A ABRIL DE 2013


_____________________________________________________________________________

92

Em análise aos demais números apresentados, verificamos que os valores pagos das

compensações de janeiro a maio/13 ocasionou em R$ 807,65, sendo o Artigo 30 (Prazo

máximo de vistoria de unidade consumidora, localizada em área urbana), o maior ofensor com

78%, o que sinaliza alerta nas ações voltadas à melhoria da Qualidade do Atendimento

Comercial na área de concessão da empresa.

Tratamento das reclamações

São acompanhados pela CNEE os indicadores que mensuram o desempenho da empresa

quanto as tratativas dadas às reclamações dos clientes, aqui de forma equivalente (média)

através do DER (Duração Equivalente de Reclamação) e FER (Frequência Equivalente de

Reclamação). Por meio desses indicadores são consolidadas todas as reclamações relativas ao

contato do cliente que expresse insatisfação referente aos serviços prestados, que demande

um desdobramento para a análise e solução da manifestação.

Duração Equivalente de Reclamação (DER):

O indicador do DER tem como finalidade exclusiva, o monitoramento da qualidade. Na

apuração desse indicador não serão computados os tipos de reclamação referentes à

interrupção do fornecimento de energia elétrica, conformidade dos níveis de tensão e

ressarcimento de danos elétricos, bem como as reclamações nas Ouvidorias da distribuidora,

nas agências estaduais conveniadas e na ANEEL. Utiliza-se a seguinte fórmula:

Abaixo a evolução do DER mensal da CNEE de 2012 a maio de 2013.


_____________________________________________________________________________

93

Resultado DER CNEE – 2012 a mai/2013

Com base nos números apresentados, verifica-se que a CNEE está com uma leve deficiência no

tratamento das reclamações, uma vez que o prazo legal para resposta é de 05 dias uteis, que

corresponde a 120 horas. Durante o ano de 2013 a CNEE tem praticado, em média, 09 dias

corridos para a realização de resposta das reclamações dos clientes.

Frequência Equivalente de Reclamação a cada mil Unidades Consumidoras (FER):

O indicador tem como objetivo estimular a busca contínua pela eficiência e eficácia no

atendimento prestado aos consumidores uma vez que seu resultado indica a quantidade de

reclamações procedentes registradas na empresa, a cada 1.000 clientes existentes em sua área

de concessão.

Utiliza-se a seguinte fórmula para a apuração do FER.

Abaixo a evolução do FER mensal da CNEE de 2012 a maio de 2013.


_____________________________________________________________________________

94

Resultado FER CNEE – 2012 a mai/2013

Embora os valores aqui apresentados estejam em bases mensais, com exceção ao dado

apresentado para o ano de 2012, quando o acompanhamento regulatório pressupõe

resultados acumulados, é possível uma comparação do FER com o de outras distribuidoras

similares (com quantidade de consumidores maior que 60 mil e menor ou igual a 400 mil), o

que permite identificar que a CNEE se encontra em situação a ser aprimorada nesse tema. Tal

conclusão é obtida com base na metodologia que foi adotada pela ANEEL para a definição dos

limites anuais de FER para cada distribuidora do país.

A Resolução Normativa nº 574/2013, que definiu os limites de FER e onde são detalhados os

critérios que foram adotados pelo Regulador para a definição dos padrões, se pautou em uma

análise de benchmark do setor elétrico. Após a criação de agrupamentos de distribuidoras

similares, com base no universo total de unidades consumidoras atendidas, definiu-se o

percentil 9 % como o “teto” a ser obser ado no limite do primeiro ano de alidade do

regulamento, 2013.

Ou seja, um limite que já tenha sido atendido por pelo menos 95% das distribuidoras daquele

grupo. Quando se analisa a tabela de limites das distribuidoras brasileiras, e dispostas na

mesma resolução citada, observa-se que esse limite é 28. E a CNEE é uma das 12 empresas

desse grupo com o limite igual ao “teto”. A t tulo de compara o tem-se no mesmo grupo

empresas com limite 15 (equivalente ao percentil 25%, o mínimo admitido pela Resolução).

Com o advento da publicação dessa nova Resolução a ANEEL avaliará anualmente o

cumprimento dos limites estabelecidos para o FER, sendo que, em caso de ultrapassagem, a

distribuidora incorrerá no pagamento de penalidades. O início da aplicação das penalidades


_____________________________________________________________________________

95

ocorrerá em 2015, com a apuração dos indicadores do exercício de 2014. E o ano de 2014

estabelece limites reduzidos em relação a 2013.

Qualidade do Atendimento Telefônico

O monitoramento da qualidade do atendimento telefônico prestado pela CNEE através do call

center é realizado com base nos indicadores regulamentados pela ANEEL referente a este tema

e que constam na Resolução Normativa nº 414/2010. Conforme destacado no tópico relativo

aos canais de atendimento, a CNEE possui um call center centralizado no município de

Presidente Prudente-SP, com monitoramento da qualidade prestada ao consumidor.

A tabela a seguir apresenta o número de chamadas atendidas, ocupadas e abandonadas,

sintetizando a qualidade do atendimento telefônico praticada em 2013.

Chamadas realizadas ao call center e Indicadores de qualidade do atendimento telefônico da CNEE

de 2013

Como já citado noutro tópico desse Plano de Recuperação e Correção das Falhas e

Transgressões, a segregação apresentada na tabela anterior permite que a distribuidora apure

os indicadores de qualidade do atendimento telefônico prestado aos consumidores, conforme

estabelecido em regulamento vigente.

A CNEE não transgrediu qualquer um dos indicadores regulados em 2013. Por outro lado,

como observado a seguir, a empresa recebeu uma autuação emitida pela ARSEEP sobre este

tema no ano de 2011, que se encontra pendente até o momento.


_____________________________________________________________________________

96

Autuação referente à qualidade do atendimento telefônico

Nº do AI Data Origem Descrição Valor da

Penalidade Posição Atual

Valor Atualizado

(30/06/2013)

352/2011 16/11/2011 ARSEEP Indicadores do

teleatendimento 2010

R$ 31.050,40

Aguardando julgamento de

recurso administrativo

R$ 41.563,11

Qualidade do Faturamento

A CNEE acompanha o indicador setorial Índice de Refaturamento de Contas - IRC. O IRC é um

indicador criado pela ABRADEE, para servir de comparativo entre as distribuidoras de energia

elétrica quanto à quantidade de faturas emitidas com erros. O IRC representa a qualidade do

faturamento sob a ótica do cliente.

É obtido pela relação entre a quantidade de faturas refaturadas por força de correção a cada

10.000 faturas emitidas. A ABRADEE acompanha o resultado desse indicador anualmente,

divulgando o ranking das empresas e comparando os resultados com anos anteriores.

Abaixo a evolução do IRC da CNEE de 2012 a junho de 2013.

Indicador IRC-ABRADEE da CNEE


_____________________________________________________________________________

97

Com base nos números apresentados, constata-se que historicamente o IRC da CNEE está com

índices controláveis. De modo análogo, quando a CNEE é comparada às outras empresas com

quantidade de consumidores maior que 60 mil e menor ou igual a 400 mil, tem-se um

resultado favorável estando a distribuidora localizada na 7ª posição entre as 19 empresas

acompanhadas pela ABRADEE no ano de 2012.

O refaturamento implica, além da insatisfação do cliente em receber uma fatura incorreta, na

elevação do custo de operação da distribuidora, seja através do próprio processo de

refaturamento (faturamento, entrega, revisita) ou pela elevação da quantidade de

reclamações realizadas através dos canais de atendimento da empresa.

(b) Call Center

Canais de Atendimento

Na composição do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões torna-se

fundamental, dada sua importância nos processos da distribuidora, caracterizar e avaliar as

atividades vinculadas aos atendimentos prestados aos consumidores da área de concessão da

empresa, tanto aqueles realizados via call centers, quanto em modo presencial. Nesse sentido,

inicialmente, torna-se oportuno contextualizar o cenário atual da CNEE relativo aos processos

citados.

A CNEE, juntamente com EEB, EDEVP, CAIUÁ e CFLO, mesmo após a intervenção realizada pela

ANEEL, possuem um modelo de gestão único responsável por toda a gestão das suas

respectivas áreas de concessão. Esse universo de empresas é denominado REDESUL. Tal

condição foi mantida nesse formato com vistas à otimização de custos.

Com base nas visitas técnicas realizadas e nas análises das informações passadas pelos

interventores, é possível identificar que existem necessidades a serem atendidas do ponto de

vista da composição dos quadros funcionais, observando metodologias e premissas

indispensáveis ao dimensionamento dos esforços necessários à prestação adequada do

atendimento aos consumidores, assim como de adotar metodologias de gestão e ferramentas

que permitam garantir este atendimento dentro dos padrões e níveis exigidos.

O atendimento dessas necessidades é afetado pela ausência de uma base histórica de dados

confiáveis, em amplitude requerida para o tipo de estudo conduzido para sustentar um


_____________________________________________________________________________

98

processo decisório assertivo relativo ao dimensionamento de atendentes de agências e postos

de atendimento ao público. Essa preocupação é maior nas agências de atendimento presencial

do que em relação ao atendimento via call center.

Do ponto de vista das boas práticas de atendimento comercial nota-se que os canais

presenciais e call center não cumprem, de forma uniforme e constante, todos os padrões

determinados na regulamentação vigente para o atendimento, notadamente o estabelecido

na REN nº 414/2010. Essa condição gera como consequência um aumento dos custos

operacionais, uma vez que há elevação das visitas improcedentes aos clientes. Fato esse que

compromete os níveis de qualidade do atendimento prestado.

Ficou demonstrado, pela pesquisa anual da ABRADEE 2013, através da análise do IDAR de

atendimento e dos IDATs associados ao tema (ótica dos clientes), que as questões relativas ao

dimensionamento de recursos humanos e desempenho operacional podem proporcionar

espaços para melhoria da imagem da CNEE, através ações do atendimento comercial.

Isso porque os fatores citados anteriormente refletem nos níveis de qualidade do atendimento

prestado. Esse reflexo pode ser constatado na análise dos resultados da pesquisa anual da

ABRADEE referente ao ano de 2013. Tem-se, como apresentado no gráfico a seguir, o

resultado do IDAR Atendimento ao Cliente da CNEE.

IDAR Atendimento ao cliente 2013

Verifica-se que a CNEE, apesar de estar situada acima da média Brasil com um índice de 89,

está posicionada em posição desfavorável quando comparada a outras distribuidoras do país


_____________________________________________________________________________

99

com quantidade de consumidores até 500 mil. Nota-se que ocupa posição intermediária nesse

grupo de empresas.

A gestão dos processos relacionados ao atendimento aos clientes é de responsabilidade da

Gerência de Atendimento aos Clientes da distribuidora que, por sua vez, está vinculada à

Superintendência Comercial. O quadro da Superintendência é inteiramente formado por

funcionários próprios da CNEE, no âmbito do universo REDESUL, perfazendo um total de 115

profissionais distribuídos o atendimento presencial aos clientes através das agências

distribuídas ao longo da área de concessão e call center.

Conforme disposto no regulamento vigente, a CNEE disponibiliza aos clientes de sua área de

concessão canais distintos para contato e solicitação de serviços, quais sejam: call center,

Internet, Agências e SMS. A tabela a seguir apresenta o volume de serviços gerados por canal

na CNEE de janeiro a junho de 2013.

Serviços gerados por canal de contato CNEE – janeiro a junho de 2013

Depreende-se da análise do quadro anterior que a maior representatividade de contatos está

relacionada com o call center. Em seguida o atendimento via Web. Destaca-se que a alta

representatividade da Web tem relação direta com o modus operandi adotado pela empresa

quando dos atendimentos realizados pelas agências presenciais, que utilizam-se da solução

Web para registro das solicitações.

Destaca-se ainda a parcela com atendimento via SMS. Esse canal oferece para os

consumidores da distribuidora os serviços de religação de energia, falta de energia e emissão

de segunda via de fatura. A implantação dessa modalidade de atendimento não teve impacto

tão expressivo nos demais canais e devido a sua baixa eficácia devera ser descontinuada.


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100

A seguir são detalhados de forma pormenorizada os dois principais canais de contato da CNEE:

call center e agências de atendimento presencial.

CALL CENTER

O Call Center da CNEE está estruturado de forma centralizada para o universo REDESUL para

todo o atendimento telefônico da área de concessão da distribuidora. Está fisicamente

localizado na sede da CAIUÁ no município de Presidente Prudente, em São Paulo. Possui um

total de 120 canais, dos quais 10 são dedicados à CNEE. Adicionalmente possui:

30 canais para URA

4 canais para Ouvidoria

3 canais para Grandes Clientes

Conta com 42 Postos de Atendimento (PAs) e um contingente de 93 atendentes, com

funcionamento 24 horas por dia, 7 dias por semana. Os equipamentos utilizados são do

fabricante e há um contrato de telefonia firmado junto à EMBRATEL.

Existe necessidade de aprimoramento das ferramentas de apoio à gestão, tais como os que

permitam o gerenciamento da força de trabalho. Não há definição de indicadores individuais

de performance dos atendentes.

Há uma meta de TMA - Tempo Médio de Atendimento - estabelecida em 3 minutos e 20

segundos, entretanto o call center tem praticado tempos superiores a 4 minutos.

A tabela a seguir apresenta os dados estatísticos de chamadas recebidas no call center

realizadas de janeiro a junho de 2013 (até junho).

Chamadas realizadas ao Call Center da CNEE


_____________________________________________________________________________

101

Como se sabe, a segregação apresentada na tabela anterior permite à distribuidora apurar os

indicadores de qualidade do atendimento telefônico prestado aos consumidores conforme

estabelecido em regulamento vigente. Esses indicadores serão devidamente detalhados em

outro tópico desse Plano de Recuperação.

Com base nas características, ora elencadas neste Plano de Recuperação e Correção das Falhas

e Transgressões, resta evidente que o call center da CNEE apresenta frentes de adequação de

procedimentos, com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área

de concessão. Essa discussão será realizada em outro tópico deste Plano de Recuperação,

considerando uma solução que atenda a todos os requisitos.

(c) Atendimento Presencial

Em atendimento ao que é estabelecido na regulamentação vigente a CNEE dispõe de agências

com atendimento presencial, dispostas nos municípios de sua área de concessão. A tabela a

seguir apresenta a distribuição desse canal de atendimento oferecido aos consumidores da

distribuidora conforme estabelecido pela legislação vigente.

Agências de atendimento presencial da CAIUÁ

Empresa Agências de Atendimento

Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Total

CNEE 5 8 2 15

A distribuição das agências entre os municípios tem características estruturais diferenciadas e

que tem relação com o porte e localização do município. As agências estão distribuídas entre

os Tipos 1, 2 e 3.

Agências do Tipo 1, e parte das agências do Tipo 2, são aquelas cujo atendimento é

terceirizado realizado por empresas localizadas nos próprios municípios que disponibilizam a

prestação de serviço à CNEE durante 2 horas diárias em modo off line e quando necessário são

realizados contatos com uma equipe de apoio para geração dos serviços.

As agências do Tipo 2, em sua maioria, tem estrutura composta por leituristas próprios que

trabalham sob a forma de jornada com dupla função, onde realizam em um turno do dia as

atividades inerentes à coleta e leitura em campo, e no outro turno as atividades relativas ao

atendimento presencial conforme estabelecido no regulamento vigente.


_____________________________________________________________________________

102

As agências do Tipo 3 são aquelas localizadas em municípios com quantidade de consumidores

superior a 10.000 (dez mil), o atendimento é composto por atendentes próprios e terceiros.

Verifica-se que a gestão das filas nas agências é realizada manualmente. Essa condição podem

distorcer os números referentes ao volume de atendimentos, dificultando as análises de

adequação de quadro de atendentes.

Observa-se a inexistência de ferramentas de gestão robustas que permitam mensurar e

subsidiar estudos de reestruturação e/ou adequação necessárias à melhoria dos indicadores

de qualidade do atendimento prestado. Tem-se uma gestão descentralizada e pautada,

sobretudo, em iniciativas locais.

Adicionalmente, nota-se a possibilidade de aplicação de recursos que possam contribuir ainda

mais com a melhoria dos serviços prestados, como na adequação/manutenção dos imóveis e

móveis que compõem as agências de atendimento.

Com base nas características e constatações observadas e aqui elencadas depreende-se que o

atendimento presencial realizado pela CNEE apresenta condição de adequação de

procedimentos com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área

de concessão. Adicionalmente aponta para possibilidades de adequação de infraestrutura

física e tecnológica, fatores estes que inevitavelmente logram benefícios aos resultados

operacionais da empresa.

(d) Inadimplência

A partir de 2012, a CNEE passou a realizar as atividades de gestão de recebíveis com equipe

própria. A área responsável pela gestão do recebível está na Coordenação de Arrecadação e

Cobrança, respondendo à Gerência de Serviços Técnicos e Comerciais, que por sua vez, esta

subordinada à Superintendência Comercial.

Como forma de reduzir a inadimplência, o processo de cobrança adota ferramentas

específicas. Os indicadores acompanhados para controle da inadimplência são:

Valores em carteira e

Índice de arrecadação.

Os valores em carteira dos recebíveis representam o saldo de contas a receber, a vencer e

vencido, e o índice de arrecadação representa o percentual da arrecadação sobre o

faturamento. Tem como objetivo de traduzir o saldo de contas a receber a vencer e vencido.


_____________________________________________________________________________

103

Evolução em (R$) dos valores em carteira nos meses de janeiro a junho/2013

A seguir a evolução do índice de arrecadação, dos anos de 2012 e 2013(Jan a Jun):

Evolução do índice de arrecadação

Constata-se que historicamente os valores arrecadados de 2013 da CNEE são maiores que os

valores faturados, portanto conclui-se que a NACIOANAL está recuperando os valores em

carteira relativo a anos anteriores.

O sistema comercial utilizado nas atividades relacionadas à gestão dos recebíveis é o CS da

Elucid Solution S/A, empresa terceirizada prestadora de serviços de TI a CNEE e ao Grupo

Rede.

A busca pela redução da inadimplência está pautada nos seguintes pontos, passíveis de uma

análise quanto à possibilidade de aprimoramento:

No acompanhamento das ações de cobrança, a CNEE conta com apoio dos

atendentes para a telecobrança.

Na Agência Virtual (via internet) não é disponibilizada aos clientes a opção de

parcelamento de débitos.

Os débitos vencidos com mais de 90 dias, débitos relacionados com troca de

titularidade e débitos dos clientes desligados são repassados para a empresa terceirizada;

Com relação à execução das atividades de corte em campo, não existem equipes

exclusivas para o corte, o corte é executado pelas equipes de sinergia da operação sem

prioridade estabelecida.

As ações desenvolvidas para combate a inadimplência fazem parte da rotina diária da área

comercial. Os resultados dos indicadores são acompanhados de várias formas (diário, semanal

e mensal) e compartilhado com todas as áreas envolvidas, no entanto os indicadores podem

ser tornar mais eficazes, demonstrando a tomada de decisão de forma assertiva.

REGIONAL jan.13 fev.13 mar.13 abr.13 mai.13 jun.13 jul.13 ago.13 set.13 out.13 nov.13 dez.13 2013 2012

CNEE 104,69% 114,66% 104,19% 101,62% 102,81% 104,23% 105,38% 99,04%


_____________________________________________________________________________

104

Seção 4.06 Gestão

Estrutura Organizacional da CNEE

A empresa possui um quadro de colaboradores de aproximadamente 215 trabalhadores

próprios e 42 trabalhadores terceiros. Esta empresa, em conjunto com as empresas CAIUÁ,

EEB, EDEVP e CFLO, compartilha o quadro diretivo, dividido da seguinte forma: 1 Vice-

Presidente, 1 Superintendente, 2 Diretores, 1 Assessor. A estrutura organizacional apresentada

se mostra organizada em 5 níveis e com a proporção líder/liderado próximo a 25, ou seja, um

líder para cada 25 liderados.

Após a intervenção, foram eliminados praticamente todos os cargos que tinham alguma forma

de compartilhamento com as demais empresas do Grupo. Este fato contribuiu para dano de

informações relevantes acerca da memória e inteligência de gestão do Grupo, perdendo

alguns especialistas de difícil contratação e, passando a empresa a operar de maneira

independente, sem sinergia com as demais. Apenas a função de gerenciamento do suprimento

de energia e de projeções de mercado conta com um gestor terceirizado compartilhado com

as demais empresas sob intervenção.

Segurança do Trabalho

Abaixo são demonstrados os 2 principais indicadores acompanhados no setor elétrico: Taxa de

Gravidade (TG) e Taxa de Frequência (TF) para o quadro de próprios e de terceiros.

Tipo 2012 2011 2010 (Benchmarks 2012)

TG (próprios) 13 83 zero CFLO (0,00), ELETROBRAS RR (0,00)

e SANTA MARIA (0,00)

TF (próprios) 2,63 5,33 zero CFLO (0,00), ELETROBRAS RR (0,00)

e SANTA MARIA (0,00)

TG (terceiros) 326 283 4.417 EBO (0,00), CPFL LESTE (0,00), ENF

(0,00) e SULGIPE (0,00)

TF (terceiros) 10,87 9,43 16,67 EBO (0,00), CPFL LESTE (0,00), ENF

(0,00) e SULGIPE (0,00)


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105

A CNEE, apesar de estrutura de segurança que atenda à legislação, ocupa uma posição

desfavorável no Ranking ABRADEE, que mede a excelência deste requisito entre as Associadas.

Uma das maiores deficiências na segurança do trabalho refere-se à mão de obra contratada,

onde se constata a ocorrência de um acidente grave, por ano, de 2010 a 2012.

Acordos Coletivos

O Sindicato da Categoria é o Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Elétrica de

Campinas (STIEEC). A data base do Acordo Coletivo de Trabalho da CNEE é em 1º Abril.

Seguem abaixo os principais itens previstos no ACT 2012/2014:

Piso Salarial da Categoria: R$: 929,10;

Gratificação para dirigir veículos: R$ 0,15 por KM rodado, limitado ao valor de R$

120,00;

Reajustes Salariais: reposição salarial pelo INPC e ganho real;

Horas Extras: adicional de 70%;

Adicional Noturno: 20% hora normal;

Bolsa de Estudos: 50% nível técnico, superior e pós- graduação;

Programa de Participação nos Resultados – PPR;

Vale Alimentação: R$ 180,00;

Vale Refeição: R$ 374,00, com desconto por faixa salarial de 3%, 5% e 12 %;

Vale Alimentação Natalício: R$ 180,00;

Reembolso de Medicamentos: R$ 100,00;

Auxílio Creche: reembolso de R$ 275,00 para crianças de até 3 anos de idade;

Gratificação de Férias: somada com a abono Constitucional, igual a 100% do salário

base, para colaboradores que ganham até R$ 2.110,00;

Plano de Saúde: proporciona a todos os empregados e seus dependentes legais, um

Plano de Assistência Médica, Hospitalar e Laboratorial, na modalidade de pré-

pagamento firmado com a CENTRAL NACIONAL UNIMED, que deverá obedecer à

forma da tabela e regras próprias;

Plano Odontológico (Ondotoprev): proporciona a todos os empregados e seus

dependentes legais, Plano Odontológico através da modalidade de pré-pagamento;

Vale Transporte: desconto limitado a 6% do salário; e


_____________________________________________________________________________

106

Política de Emprego: as partes comprometem-se a estudar políticas de emprego no

prazo de 90 dias a contar do registro deste ACT no sistema mediador da SRTE.

O acordo coletivo da CNEE influencia fortemente os custos e a gestão da empresa, pois

assegura vantagens e reconhecimentos que impactam diretamente as estratégias de Recursos

Humanos da organização.

Seção 4.07 Financeiro

(a) Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial

Passivo Financeiro (Eletrobrás) e Setorial em Atraso

O estoque de passivos financeiros (Eletrobrás) e setoriais cresceu à medida que a

administração da empresa não conseguia obter novas linhas de crédito para rolagem dos

vencimentos dos empréstimos e financiamentos, ao mesmo tempo em que buscava o

cumprimento dos compromissos do contrato de concessão.

Em 30 de junho de 2013, a CNEE apresentava um saldo em atraso de R$15,7 milhões

associado a encargos setoriais, suprimento de energia e à dívida com partes relacionadas

(mútuo), cuja composição está demonstrada no quadro abaixo.

PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013

DESCRIÇÃO R$ Milhões

ENCARGOS SETORIAIS 4,9

CCC 1,0

CDE 1,6

Quota para RGR 0,2

Quotas do PROINFA 2,0

SUPRIMENTO DE ENERGIA 6,7

Quotas de ITAIPU 6,7

OBRIGAÇÕES FISCAIS -

Federais -

Estaduais -

Municipais -

DÍVIDAS COM ELETROBRAS -

EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 4,1

Distribuidoras 4,1

Não Distribuidoras -

TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 15,7


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107

O Despacho ANEEL Nº 213, de 25 de janeiro de 2013, autorizou a Eletrobrás suspender a

cobrança dos seguintes encargos: Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC; Conta de

Desenvolvimento Energético – CDE; Reserva Global de Reversão – RGR; e Programa de

Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; bem como financiamentos com

recursos da RGR, vencidos e a vencer, não incluídos aqueles que estejam em execução, até que

sobrevenha o termo final da intervenção, ressalvada a necessidade de haver cobrança para

evitar a ocorrência de prescrição. Até junho de 2013 o saldo de encargos setoriais em atraso

era de R$ 4,9 milhões, que importa 31% do total de passivos em atraso.

O Despacho indeferiu os pedidos de parcelamento dos encargos (CCC, CDE, RGR e PROINFA)

formulados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica pertencentes ao Grupo

Rede Energia e que estão sob intervenção. O pedido de parcelamento poderá ser reformulado

por eventual novo controlador das concessionárias em questão após o fim da intervenção.

Adicionalmente, o Despacho ANEEL registrou que a decisão quanto às condições de potencial

parcelamento do pagamento da energia de Itaipu está dentro da esfera de gestão da

Eletrobrás.

Do montante total de passivos em atraso, 42,9% são referentes à energia comprada de Itaipu,

ou R$ 6,7 milhões.

Em 30 de junho de 2013 a Companhia Nacional de Energia Elétrica não possuía saldo de dívida

em atraso junto à Eletrobrás referente ao financiamento contratado com recursos da RGR.

Importante ressaltar que os saldos de obrigações fiscais apresentados na tabela acima não

consideram tributos parcelados junto aos governos federal, estadual e/ou municipal através

de programas como REFIS, PAES, PAEX, dentre outros, pois esses não configuram um atraso.

Como pode ser visto, em 30 de junho de 2013 a CNEE não possuía nenhuma obrigação fiscal

em atraso.

Ao final do segundo trimestre de 2013 a companhia registrou saldo passivo de mútuo (partes

relacionadas) de R$ 4,1 milhões, ou 26,2% do total de passivos em atraso, integralmente

contratados junto a Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema – EDEVP.

No capítulo 9 que trata da proposta da Energisa para o Plano de Recuperação será

apresentada uma solução para estas importantes pendências financeiras.


_____________________________________________________________________________

108

(b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida

A CNEE vem se financiando através de atrasos de pagamento dos encargos setoriais junto à

Eletrobrás, uma vez que não tem acesso a novos créditos para realização de investimentos ou

refinanciamento.

O saldo devedor de empréstimos e financiamentos da Nacional em 30 de Junho de 2013 é de

R$ 6,4 milhões.

Credor CNEE %

BRADESCO 3,4 53,6%

BRASIL 1,2 19,0%

ELETROBRAS 0,2 3,5%

HP 0,0 0,6%

SAFRA 1,3 20,5%

TOYOTA 0,2 2,7%

Total geral 6,4 100,0%

O custo médio e o prazo médio do endividamento ao final de junho de 2013 ficaram em:

Do montante total de dívidas, R$ 6,3 milhões, ou a quase totalidade da dívida existente,

deverão ser amortizados até 31 de dezembro de 2014.

O cronograma de amortização dos empréstimos e financiamentos, em 30 de junho de 2013,

está apresentado no quadro abaixo:

(c) Nível de Comprometimento de Recebível

De acordo com dados obtidos junto a CNEE, 35,5% da Receita Líquida estimada para o ano de

2014 já está cedida em garantia a obrigações tais como: (i) pagamento de empréstimos e

Custo Médio

(% do CDI)

Prazo Médio

(anos)

Saldo de Empréstimos

(R$ milhões)

129,7% 0,6 6

R$ milhões 2S13 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

BRADESCO -1,6 -1,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -3,4

BRASIL -0,4 -0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -1,2

ELETROBRÁS 0,0 -0,1 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,2

HP 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SAFRA -0,6 -0,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -1,3

TOYOTA -0,1 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,2

Total geral -2,8 -3,5 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -6,4

% Amortização 44% 54% 1% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 100%


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109

financiamentos (14,0%) e (ii) compra de energia (21,6%). A média de vinculação de 2014 à

2016 é de 24,6%.

(d) Estrutura de Capital

Além das dívidas bancárias (R$ 6,4 milhões), há impostos parcelados (R$ 78,6 milhões),

mútuos (R$ 4,1 milhões), encargos setoriais e energia comprada de Itaipu em atraso (R$ 11,6

milhões). O expressivo valor intercompany a receber (R$ 112,5 milhões) gera uma dívida

líquida negativa de R$ 32,0 milhões.

Os principais indicadores do desempenho econômico-financeiro consolidado da CNEE nos

balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão

apresentados a seguir:

Ano Serviço da Dívida % ¹ Compra de Energia % ¹

Receita Líquida

Vinculada % ¹

Receita Líquida Anual

(Caso Alternativo)

2013 21,2 15,0% 40,9 28,8% 62,1 43,8% 141,7

2014 21,2 14,0% 32,8 21,6% 54,1 35,5% 152,2

2015 6,3 3,9% 30,9 19,3% 37,1 23,2% 160,2

2016 6,3 3,7% 20,7 12,3% 27,0 16,0% 168,4

2017 6,0 3,4% 31,9 18,3% 37,9 21,7% 174,4

2018 6,0 3,2% 31,9 17,0% 37,9 20,1% 188,0

1: % da Receita Líquida Anual

CNEE (R$ milhões)

OBRIGAÇÕES GARANTIDAS GARANTIA


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110

Calculando-se o ratio de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho

de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 1,1x negativo, o que mostra o quanto a CNEE está

subalavancada e com uma estrutura de capital ineficiente.

(e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants)

Duas dívidas da Companhia Nacional de Energia Elétrica possuem índices financeiros firmados

contratualmente, a serem verificados pela companhia com periodicidade trimestral e anual

(“ o enants”). Ambas as dívidas, com os bancos Safra e Bradesco, possuem apenas um único

índice a ser apurado: Dívida Financeira Líquida / EBITDA. Na apuração feita em 31 de

dezembro de 2012 esse índice estava cumprido, tendo atingido 0,10x. A grande redução da

Posição 2T2013 (R$ MM) CNEE

Empréstimos e Financiamentos 6,4

Impostos Parcelados 78,6

Provisão para déficit atuarial 0,1

Mútuos 4,1

Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 11,6

Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 4,9

Repasse Itaipú Atrasado 6,7

Dívida Total ¹ 100,7

Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +

Daycoval 132,8

Disponibilidades 5,8

Aplicações no Mercado Aberto 14,5

Recebimento de Mútuo 112,5

Daycoval -

Dívida Líquida (32,0)

EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 33,1

EBITDA 2012² 30,0

Patrimônio Líquido 79,3

Capital Social / Reservas de Capital 29,3

Reserva de Reavaliação 23,2

Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 26,8

Ratios CNEE

Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) N.A.

Dívida Líquida/ EBITDA (1,1)

Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD (1,0)

1: Dívida bruta cons idera: empréstimos e financiamentos + impostos parcelados + provisão p/

défici t atuaria l + Encargos Setoria is/Eletrobrás Em Atraso + Mútuos à Pagar

2: EBITDA = EBIT+Depreciação+ Acréscimos Moratórios


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111

dívida financeira líquida ao longo dos últimos anos foi responsável pela baixa alavancagem da

CNEE e consequente cumprimento do índice de cobertura firmado nos empréstimos.

A apuração do quadro acima foi obtida através dos dados das Demonstrações Financeiras

publicadas, referentes a 31 de dezembro de 2012.

Independente do cumprimento integral dos Covenants financeiros, a Energisa possui um plano

de gestão das dívidas existentes e de contratação de novos financiamentos para realização do

programa de investimentos, o que já está em curso, visando sua aplicação logo na assunção do

controle do Grupo Rede, conforme será tratado nos capítulos 7 e 9.

(f) Stand Still

Termo de Entendimentos

Com a dificuldade de refinanciamento agravada pela elevada alavancagem e pela crise

financeira envolvendo o Grupo Rede, a CNEE – Companhia Nacional de Energia Elétrica teve

que recorrer a um instrumento de interrupção temporária de pagamento de suas obrigações

de dívida.

Em outubro de 2012 foi assinado um primeiro Termo de Entendimentos entre todas as

distribuidoras do Grupo Rede e uma parcela relevante dos credores com objetivo de

suspender o fluxo de pagamento dos empréstimos e financiamentos existentes à época. O

quadro abaixo apresenta a lista dos credores da CNEE que são signatários do Termo de

Entendimentos e o respectivo saldo devedor em 30 de junho de 2013, que alcançou um total

de R$ 6,0 milhões.

APURAÇÃO EM 31/12/2012

COVENANT FINANCEIRO Indicador PeriodicidadeVerificado em

31/12/2012

SAFRA

Dívida Líquida / EBITDA < 4,30 Trimestral Cumprido

BRADESCO

Dívida Líquida / EBITDA < 4,30 Anual Cumprido


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112

Esse montante representa aproximadamente 97% da dívida bancária, não considerando o

saldo devedor perante a Eletrobrás próximo de R$200 mil em 30 de junho de 2013.

O Termo de Entendimentos considerava que:

Em 31 de agosto de 2012 a ANEEL decretou intervenção às concessionárias de

distribuição de energia elétrica do Grupo Rede.

Em 11 de outubro de 2012 a Rede Energia S/A informou que celebrou um memorando

de entendimentos falando da possibilidade de alienação do controle indireto do Grupo

e a necessidade de celebração de acordo com credores da Rede Energia e demais

empresas do Grupo.

Durante o Período de Suspensão dos pagamentos, constante do Termo de Entendimentos, os

credores concordam que não declararão vencimento antecipado das obrigações decorrentes

das Operações Financeiras celebradas com as concessionárias, ou de fatos e eventos

relacionados à Rede Energia (controladora), tais como não pagamento de suas obrigações no

vencimento, ajuizamento de execuções e protestos contra a Rede Energia, e inclusive pedido

de recuperação judicial ou extrajudicial, fato que se materializou em 23 de novembro de 2012,

quando quatro empresas holdings e uma comercializadora de energia do Grupo requereram

recuperação judicial.

A condição suspensiva do Termo de Entendimentos era a comprovação de adesão de 90% dos

credores do Anexo I do documento, que apresenta o volume de participação financeira. No

Anexo I existe a relação de credores cuja participação foi considerada exclusivamente para os

fins do quorum desta condição. Cumpre informar que tal condição suspensiva foi atendida.

O prazo de validade do Termo de Entendimentos era de 120 dias após sua assinatura ou após

o término da intervenção da ANEEL, o que acontecer primeiro. Em fevereiro de 2013 foi

firmado o primeiro aditivo ao Termo de Entendimentos.

SALDO EM 30/06/2013

CREDOR R$ Milhões

TERMO DE ENTENDIMENTOS

BRADESCO 3,4

BRASIL 1,2

SAFRA 1,3

TOTAL 6,0


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113

Basicamente, o primeiro aditivo ao Termo de Entendimentos estabeleceu a prorrogação do

prazo de validade para 15 de julho de 2013.

Em junho de 2013 as partes assinaram o segundo aditivo prorrogando o prazo de validade para

15 de setembro de 2013. Houve também alteração da Cláusula 1.1, na qual os credores

signatários do Termo assumiram o compromisso de não declarar vencimento antecipado das

dívidas das concessionárias em caso de ser decretada a falência da Rede Energia, CTCE, QMRA,

EEVP e/ou DENERGE.

(g) Mútuos

Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, este Plano

apresentado pela Rede Energia, no âmbito da aquisição do controle pela Energisa,

deverá tratar a liquidação dos mútuos entre companhias.

Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, a Nacional pagará

mútuos existentes no montante de R$ 4,1 milhões, conforme abaixo demonstrado:

R$ milhões

EDEVP 4,1

Distribuidoras 4,1

TOTAL 4,1

Por outro lado, CNEE possui mútuo a receber no montante de R$112,5 milhões, dos

quais R$31,1 milhões de distribuidoras coligadas e R$81,4 milhões de holdings do

Grupo Rede, conforme pode ser visto abaixo.

R$ milhões

Caiuá 25,0

EEB 6,1

Distribuidoras 31,1

Rede Energia 66,4

Rede Power 15,0

Holdings 81,4

TOTAL 112,5


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114

5. Visão do Interventor sobre a Concessão

A ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 3.654, de 31 de agosto de 2012, determinou a

Intervenção Administrativa na CNEE. Segundo a Resolução, a intervenção tem como objetivos

a defesa do interesse público, a preservação do serviço adequado aos consumidores e a gestão

dos negócios da concessionária, assegurando o cumprimento das obrigações legais e

contratuais vinculadas ao Contrato de Concessão.

Ao interventor designado, Engenheiro Sinval Zaidan Gama, foram conferidos plenos poderes

de gestão e administração sobre as operações e os ativos da concessionária, competindo-lhe,

entre outras atribuições fixadas, a de prestar contas à ANEEL, independentemente de qualquer

exigência, no momento em que deixar suas funções, ou a qualquer tempo, quando solicitado,

bem como deverá apresentar relatórios periódicos das ações praticadas no âmbito da

intervenção.

Nesse contexto, a ANEEL concretamente tem a possibilidade de conhecer com profundidade a

situação em que se encontra a CNEE. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez que há

mais de um ano a gestão dessa concessão está sob intervenção da Agência. O interventor,

além de conviver com a realidade da concessão, de ter notória experiência no setor elétrico,

inclusive como ex-interventor da Cemar, poderá, como previsto na mencionada Resolução

Autorizativa, informar para a ANEEL a exata medida da situação e sinalizar possíveis formas de

superação, o que mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação.

Não há dúvida de que o interventor é hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a

realidade da concessionária, no sentido de acusar e precisar quais exigências regulatórias as

concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos.

A Energisa teve a oportunidade de fazer duas reuniões na Rede Sul-Sudeste. A primeira, que

durou uma semana, foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informações,

conhecimento detalhado da concessão e identificação dos principais problemas e desafios. A

segunda, com duração de 1 dia, visou uma interação mais objetiva com o interventor e sua

equipe.

Essa segunda reunião teve por finalidade obter a visão mais detalhada do interventor sobre os

principais problemas da concessão, bem como a apresentação, pela Energisa, das premissas

que seriam utilizadas no Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões.


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115

Dessa reunião resultou uma Memória de Reunião, assinada pelas partes, devidamente

anexada ao presente Plano (vide Anexos) e que apresenta os principais temas tratados, da qual

podem ser destacados:

- O Interventor destacou a dificuldade financeira das empresas que atualmente se financiam

mediante a inadimplência com encargos setoriais, energia proveniente de Itaipu. Foi

destacado, também, que os empréstimos das concessionárias que compõem a Rede Sul-

Sudeste são muito onerosos, sendo uma importante questão a ser equacionada;

- O Interventor informou que no final da intervenção pretende entregar as concessões

adimplentes, a menos dos encargos setoriais;

- Foi informado pelo Interventor que foi solicitada a renovação das concessões das empresas

que formam a Rede Sul-Sudeste;

- Foi destacado que, no âmbito da 3ª revisão tarifaria periódica das concessionárias de São

Paulo, foram feitas considerações quanto ao procedimento de cálculo das perdas regulatórias,

dado que foram utilizados para o cálculo valores de fatores de carga e de perdas que não

retratavam adequadamente os sistemas das concessionárias. Foram aplicados valores típicos

utilizados em estudos de planejamento, que não foram devidamente atualizados a partir

das medições das curvas de carga. Os valores corrigidos, que de fato representam a realidade

das concessionárias, foram enviados à ANEEL. Quando da instalação de medidores

posteriormente foram comprovados os valores teóricos informados pela empresa. Esta

diferença de reconhecimento implica em perdas financeiras, portanto dreno de recursos

nessas concessões. As perdas estão em nível altamente eficiente e baixo. Nesse contexto, o

esforço operacional e financeiro para se baixar as atuais perdas não guarda nenhuma

razoabilidade. Segundo o Interventor, a correção dessas perdas é um pleito justo sob o ponto

de vista regulatório, tendo em vista o baixíssimo nível de perdas real dessas concessões.

- Em relação ao investimento, foi destacado pelo Interventor que o Plano de Desenvolvimento

da Distribuição (PDD) não inclui os recursos necessários para alcançar a trajetória regulatória

de perdas, pois não atenderia o critério de prudência econômica.

Em síntese os principais desafios da concessão estariam relacionados com a trajetória

regulatória de perdas, dado o erro na sua definição, e com a dívida com encargos setoriais e

Itaipu.


_____________________________________________________________________________

116

A questão das perdas já havia sido levantada pela CNEE, no contexto da AP nº 10/12, relativa à

sua 3ª RTP, que foi concluída em maio de 2012. Naquela oportunidade, a concessionária

formalizou a sua contribuição ao tema perdas na distribuição, conforme apresentado a seguir:

“A Tabela adiante apresenta a evolução das perdas da distribuição nos últimos anos na área de

concessão da CNEE estabelecida pela simples diferença entre a energia injetada e energia

fornecida, tanto em valores absolutos quanto em percentual de energia injetada, conforme os

dados enviados pela CNEE por solicitação da ANEEL.

Por outro lado, a célula C14 da planilha “Balanço” do Arquivo, está sendo utilizado um

percentual de 6,98% para perdas da distribuição sobre a energia injetada (2), percentual

abaixo dos percentuais encontrados na área de concessão da CNEE.

Tal discrepância a menor de 1,97% entre o nível de perdas da distribuição estabelecido pela

ANEEL e a realidade da CNEE é avaliada em seguida segregada em perdas técnicas e perdas

não técnicas, levando em conta para essas últimas as questões regulatórias relacionadas com

o menor patamar já observado de perdas e o desconto das perdas em unidades consumidoras

(“UC´s”) sem medição.”

...

“Conforme consta na célula C5 da planilha “Balanço” do Arquivo, está sendo utilizado um

percentual de 6,98% para perdas técnicas sobre a energia injetada na composição do balanço

de energia da CNEE.

A CNEE, em conformidade com o Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST que

detalha a metodologia empregada para o cálculo das perdas técnicas, estabeleceu um

percentual de 8,85% para as características do seu sistema de distribuição.

A análise sobre a diferença de 1,87% entre os níveis calculados de perdas técnicas pela ANEEL e

CNEE está consolidada em Documento específico, parte integrante da presente contribuição a


_____________________________________________________________________________

117

AP, o qual complementa com uma análise detalhada das perdas técnicas nos níveis A2, A3,

A3a, assim como o cálculo de Fluxo de Potência realizado pela distribuidora, para validação dos

números apresentados.”

...

“Do exposto, a CNEE solicita que:

(i) ajustes sejam feitos na base de calculo das Perdas técnicas, essas considerando

adequadamente a metodologia do Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição –

PRODIST, bem como as justificativas apresentadas para o cálculo das perdas nos

níveis A2, A3, A3a com respectivos cálculos de Fluxo de Potência, cujo resultado foi

de 8,85% sobre a energia injetada e,

(ii) quanto às Perdas não técnicas, essas levando em conta um patamar mínimo de

perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão e o desconto das perdas em

unidades consumidoras (“UC´s”) sem medição conforme retificação informada,

cuja resultante seria de 0,75% sobre a energia injetada.”

Com relação aos motivos que levaram à discrepância entre a perda técnica calculada pela

CNEE e pela ANEEL, a empresa apresentou a seguinte argumentação:

“1. A comparação com os dados do 2º ciclo não deve ser utilizado como referência de

comparação ao 3º ciclo, pois no 2º ciclo para o cálculo das perdas foram utilizados valores de

fatores de carga e de perdas que não retratavam adequadamente o sistema da Empresa.

Foram aplicados valores típicos utilizados em estudos de planejamento, e que não foram

devidamente atualizados a partir das medições das curvas de carga. Desta forma, no 2º ciclo

as perdas nas redes de subtransmissão da empresa foram subestimadas, ou seja, os valores

reais eram bem superiores aos que foram calculados. Para o 3º ciclo esse problema foi sanado,

e por isso, além do crescimento do mercado explicado em detalhes neste relatório, as perdas

aumentaram tanto com relação ao 2º ciclo.

2. Também foi verificada uma inconsistência nos valores de energia passante apresentados no

2º ciclo, por esta razão não devem ser considerados como referencia para comparação com o

3º ciclo.

Diante disto, estes valores não servem como base para atribuição das perdas técnicas na

subtransmissão. Para o terceiro ciclo foram enviados valores consistentes que representam a


_____________________________________________________________________________

118

realidade desta concessionária. As perdas na subtransmissão devem partir dos resultados

obtidos apresentados neste trabalho.”

Analisando as contribuições aportadas pela concessionária no contexto da 3ª RTP e as

conclusões decorrentes das duas reuniões realizadas entre CNEE e Energisa, resta claro que a

concessão apresenta, além da dívida com encargos e Itaipu, o problema das metas regulatórias

de perdas, pelo erro da sua definição.


_____________________________________________________________________________

119

6. Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de

Falhas e Transgressões

A Lei no 12.767/12 define, em seu artigo 12, os prazos e condições para apresentação de Plano

de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões que ensejaram a intervenção,

conforme descrito abaixo:

Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:

I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;

II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;

III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e

IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão.

§ 1º A adoção de qualquer meio de recuperação não prejudica as garantias da Fazenda Pública aplicáveis à cobrança dos seus créditos nem altera as definições referentes a responsabilidade civil, comercial ou tributária, em especial no que se refere à aplicação do art. 133 da Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966.

As Resoluções Autorizativas que determinaram a intervenção nas concessionárias do Grupo

Rede definem, no artigo 3o:

Art. 3º A intervenção não afetará o curso regular dos negócios da concessionária, nem seu normal funcionamento, ficando imediatamente afastados do exercício dos seus mandatos os Diretores, os membros dos Conselhos de Administração e do Conselho Fiscal.

(...)

§ 3º A assembleia de acionistas da concessionária terá um prazo de 60 (sessenta dias) para apresentar à ANEEL um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:

I – discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;

II – demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;

III – proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e


_____________________________________________________________________________

120

IV – estipulação do prazo necessário para o alcance dos objetivos principais, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão.

A ANEEL, por meio de ofício enviado pela SFF, determinou que as concessionárias do Grupo

Rede devem apresentar uma versão atualizada de seus Planos de Recuperação e Correção das

Falhas e Transgressões, conforme as seguintes orientações da Agência:

Esta nova versão do Plano deverá contemplar os principais demonstra vos contábeis

projetados como o Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultados e Demonstração

do Fluxo de Caixa Direto. Os demonstra vos deverão seguir a contabilidade regulat ria

na data base de 1 de março de 201 e devem ser projetados até o ano de 2025 em

bases trimestrais e em moeda nominal. Além disso, as Concessionárias deverão

apresentar o Balanço Energético.

Por sustentabilidade, entendem-se os ndices de “D vida quida EB TDA (-) Capex ”

inferior a 7,0 vezes e “D vida quida EB TDA” inferior a 5,0 vezes. uanto D vida

Líquida, esta inclui os recolhimentos em atraso e renegociados de fornecedores,

encargos setoriais e tributos, mútuos passivos e déficits atuariais, mas não inclui

créditos a receber de entidades ligadas.

Com base no disposto na legislação vigente e nas determinações da ANEEL, o Plano de

Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões foi estruturado e concebido, considerando

as seguintes premissas:

(i) discriminação dos meios a serem empregados para viabilizar a recuperação da

concessão;

(ii) demonstração da viabilidade econômica e financeira da concessionária;

(iii) apresentação da geração de caixa da concessionária após a implementação do

Plano, que deve ser compatível com o volume de serviço da dívida e a

necessidade de investimentos;

(iv) consideração da concessionária adimplente com as obrigações intrassetoriais;

(v) consideração da concessionária adimplente com as obrigações tributárias;

(vi) consideração da concessionária adimplente com os empréstimos adquiridos

com partes relacionadas (mútuos passivos);

(vii) recebimento de créditos com partes relacionadas (mútuos ativos);


_____________________________________________________________________________

121

(viii) eliminação do risco sistêmico em relação às concessionárias integrantes do

Grupo Rede;

(ix) proposição de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de

recuperação; e

(x) estabelecimento de prazo necessário para o alcance dos objetivos deste Plano

de Recuperação.

Neste sentido foi iniciado um intenso processo de diligência nas empresas sob intervenção,

realizado em três etapas:

A primeira etapa consistiu em interações presenciais que duraram 1 semana em cada

uma das empresas e foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informação,

conhecimento das concessões e detecção dos principais problemas e desafios. Após

esta imersão, foi possível conhecer melhor as características principais e iniciar a

elaboração do Plano;

Na segunda etapa ocorreu uma interação mais objetiva junto às equipes de cada uma

das empresas sob intervenção, de forma a validar as principais premissas que seriam

tratadas no Plano. Objetivou-se uma maior robustez e maior aproximação com a

realidade das concessões, necessárias para a análise e para suportar a decisão do

Regulador;

A terceira etapa consistiu em realizar projeções olhando o cenário até 2025 e em

propor soluções para cada um dos temas que apresentavam problemas, as quais serão

detalhadas no Plano. Nesta etapa objetivou-se ser criterioso quanto à exigibilidade da

solução proposta, bem como ponderar os impactos financeiros e tarifários, buscando o

melhor para a concessão e seus consumidores.

Cerca de 60 profissionais da ENERGISA participaram diretamente da análise e proposição do

Plano ora apresentado, o que demonstra o comprometimento com a caracterização das

concessões e seus desafios, bem como o propósito de se refletir a realidade atual e

prospectiva.

Sob este contexto de intenso trabalho e estudo dos principais desafios das áreas de

concessões sob intervenção é que foi construído o Plano de Recuperação e Correção das

Falhas e Transgressões ora proposto.


_____________________________________________________________________________

122

7. Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual – Avaliação

Econômico-Financeira

Seção 7.01 Cenário Macroeconômico

Tendo em vista um viés mais amplo de pesquisa, foi utilizado o cenário macroeconômico

prospectivo divulgado pelo Boletim Focus para projetar os indicadores de preço, juros, câmbio

e nível de atividade. Tal boletim é emitido semanalmente pelo Banco Central do Brasil, após

consulta a aproximadamente 100 instituições do mercado financeiro, com vistas a monitorar

as expectativas dos agentes em relação aos indicadores econômicos nacionais.

O quadro abaixo apresenta o cenário macroeconômico divulgado pelo Boletim Focus de 20 de

setembro de 2013 e utilizado nas projeções econômico-financeiras apresentadas neste

relatório. Cumpre ressaltar que os dados abaixo representam a mediana das expectativas de

mercado, refletindo projeções até 2017 e extrapoladas até 2025 conforme abaixo descrito.

O Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) é o índice oficial que o Governo

Federal utiliza para medir as metas inflacionárias desde 1999. O cenário prospectivo prevê que

o IPCA ficará acima de 5,0% ao ano até 2019. Por seu lado, a expectativa para o Índice Geral de

Preços ao Mercado (IGP-M) é estabilizar em 5,0% a partir de 2015. Ambos os indicadores

convergem para o patamar de 4,5% ao ano, o que foi adotado como a inflação de equilíbrio de

longo prazo da economia brasileira.

No curto prazo, o repasse da depreciação cambial, a alta nos preços internacionais de grãos e

commodities, e o comportamento altista dos preços de serviços geram expectativa de que os

índices de preço ficarão acima do centro da meta do regime de inflação. O curto prazo das

CENÁRIO MACROECONÔMICO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

INDICADORES DE PREÇO

IPCA 5,8% 5,9% 5,5% 5,3% 5,5% 5,3% 5,0% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%

IGPM 5,2% 5,8% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%

JUROS

CDI / SELIC 8,4% 9,7% 10,0% 9,5% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5%

TJLP 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

CÂMBIO

US$ - Taxa Fim 2,33 2,40 2,40 2,45 2,50 2,57 2,65 2,70 2,77 2,83 2,89 2,96 3,02

US$ - Taxa Média 2,03 2,37 2,40 2,43 2,48 2,54 2,61 2,67 2,74 2,80 2,86 2,92 2,99

US$ - Variação Cambial 14,0% 3,0% 0,0% 2,1% 2,0% 3,0% 2,7% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3%

PIB

PIB Total Brasil 2,4% 2,2% 2,5% 3,0% 3,1% 3,3% 3,8% 4,2% 4,0% 4,1% 4,0% 4,0% 4,0%


_____________________________________________________________________________

123

projeções captura um potencial reajuste nos preços domésticos da gasolina, cujo impacto

tenderá a retardar a desaceleração da inflação.

Nessas circunstâncias, o Banco Central manteria a trajetória de aumento da taxa básica de

juros até 2015, quando a expectativa é que a mediana da SELIC atingirá 10,0% ao ano. O

objetivo é manter a inflação ancorada dentro dos limites do regime de metas, cuja principal

ação do banco se baseia no controle da taxa de juros básica de curto prazo. No cenário

macroeconômico utilizado neste plano, após 2015 a SELIC apresentará trajetória levemente

declinante, testando patamares de equilíbrio entre 9,0% e 8,5% ao ano.

Quanto à Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), a expectativa é que se mantenha estável em

5,0% ao ano ao longo de todo o horizonte de projeção, o que é razoável dado à avaliação do

comportamento recente de menor volatilidade neste indexador.

A evolução recente da conjuntura econômica internacional reforçou a perspectiva geral do

mercado financeiro para acomodação da cotação cambial doméstica próxima de R$ 2,40/USD

para os próximos anos. Os fundamentos da economia brasileira seguem sustentando a

expectativa para depreciação do real, em especial as condições da inflação e suas

consequências sobre a trajetória da taxa de juros, já mencionadas, e a situação das contas

externas brasileiras. Em relação a essas, destacamos o desempenho recente da balança

comercial, cujo saldo tem sido fortemente afetado pela queda das exportações de petróleo –

em decorrência da queda da produção doméstica – e das vendas para a Argentina – que

continua limitando a entrada de produtos manufaturados brasileiros.

Períodos de volatilidade cambial poderão voltar a ocorrer no curto e médio prazos, na esteira

da formação de expectativas quanto à condução da política monetária norte-americana e

mesmo quanto ao resultado das eleições brasileiras de 2014. No longo prazo o cenário

macroeconômico adotado prevê que a variação cambial será resultante do diferencial entre a

inflação brasileira e a norte-americana, esta última medida pelo CPI (Consumer Price Index),

equivalente ao Índice de Preços ao Consumidor brasileiro.

A expectativa de crescimento do PIB para o próximo triênio é abaixo de 3,0% ao ano. Como

base dessa avaliação está o fato de que o crescimento tendencial da economia brasileira –

entendido como a velocidade média do PIB corrente, livre da volatilidade de curto prazo e de

choques exógenos que não tendem a se repetir – permanece entre 2,0% e 2,5%.


_____________________________________________________________________________

124

O aumento da taxa básica de juros (SELIC) e a depreciação da taxa de câmbio no mesmo

período deverão, em alguma magnitude, conter a expansão da economia brasileira. Por outro

lado, haverá o efeito positivo da Copa do Mundo (especialmente das obras que serão

entregues até ano que vem), o início de algumas importantes obras de infraestrutura, no

âmbito do programa de concessões, e a melhora das exportações, impulsionadas pela

recuperação em curso da economia global e pelos efeitos positivos da depreciação do real.

A expansão do crédito neste e no próximo ano seguirá sustentando a retomada da atividade

econômica, pautada principalmente em linhas voltadas aos investimentos, ao crédito

habitacional e nos repasses do BNDES.

Fatores domésticos estruturais também seguem pesando sobre o desempenho da economia

brasileira. Cabe destacar desafios conhecidos como: (i) aqueles ligados às deficiências de

infraestrutura e à qualidade da educação, que comprometem nossa competitividade; (ii) o

mercado de trabalho apertado decorrente principalmente de questões demográficas; e (iii) a

demanda externa ainda em lenta recuperação.

Ao mesmo tempo, vetores de dinamismo do consumo nos últimos anos, tais como a

mobilidade social, ainda estão presentes, mas com um ritmo de contribuição menor do que o

verificado no passado. É necessário reconhecer também o esforço pelo qual passa a grande

maioria das empresas (e das famílias), na busca de ganhos de eficiência através da redução de

despesas e revisão de processos, que implicam necessariamente uma expansão da economia

mais contida, principalmente de serviços, no curto prazo.

Efeitos regionais do crescimento do PIB serão observados no capítulo que trata o mercado da

concessionária.


Metodologia

As previsões foram baseadas em modelos univariados, que utilizam o comportamento passado

dos dados para a projeção futura. Esses modelos apresentam vantagens no quesito capacidade

de ajuste aos dados, visto que não eram disponíveis outras variáveis explicativas com o

histórico de tamanho semelhante ao da série de dados de consumo.

Basicamente, os métodos utilizados consistiram em explicar uma variável por meio da

identificação de dois componentes de causalidade:


_____________________________________________________________________________

125

a) componentes auto-regressivos, que estabelecem uma correlação entre o valor

corrente da variável dependente e seus valores defasados;

b) componentes de correção dos erros, ou de média móvel, em que o valor corrente da

variável dependente está correlacionado com um processo de correção ou redução

temporal dos resíduos defasados.

O diagnóstico dos modelos foi feito a partir de estatísticas abaixo descritas:

DM – Discrepância Média: Simplesmente a média dos erros de previsão.

DAM – Discrepância Absoluta Média: Mais robusta, pois trabalha com os valores na forma

absoluta (sem sinal). Trata o erro como se fosse uma distância.

DQM – Discrepância Quadrática Média: Segue a lógica da DAM eliminando o sinal através do

quadrado. Proporciona facilidade em operações matemáticas.

DPAM – Discrepância Absoluta Média: É o erro em relação ao valor observado. Fácil

interpretação intuitiva, pois mede a discrepância em termos percentuais.

U de Theil - Mede se a previsão seria melhor utilizando a mais simples das técnicas (Método

Ingênuo).

AIC – Critério de Informação de Akaike: Penaliza o modelo através da inclusão de novas

variáveis, respeitando o princípio da parcimônia. O melhor modelo é aquele que minimiza o

AIC.

A escolha do melhor modelo se deu por meio da análise dos erros (quanto menor melhor), AIC

(quanto menor melhor) e U de Theil, que deve se encontrar entre 0 e 1. O modelo escolhido

resulta não apenas da sugestão do software, mas também de uma análise global realizada pelo

analista, entendendo o comportamento da série histórica e identificando a presença e

necessidade ou não de retirada de pontos atípicos, outliers.

Fonte de Dados

Para a construção das previsões utilizou-se como base histórica as informações

disponibilizadas no Data Room de 2001 a 2011 e os SAMPs, disponibilizados pela Aneel, para

os anos de 2012 e 2013 (até junho).

A base histórica contém dados mensais, por classe de consumo, totalizando 150 observações

(jan/01 a jun/13).


_____________________________________________________________________________

126

No caso da classe industrial, foi retirada do histórico do consumo a quantidade de energia

elétrica consumida de todos os clientes livres, de tal forma a projetar apenas o consumo dos

clientes cativos, sem risco de contaminação do histórico devido à migração para o Mercado

Livre.

Assim procedendo, foram projetadas 150 observações mensais, de julho de 2013 a dezembro

de 2025, para as variáveis consumo cativo e número de consumidores por classe, resultando

em projeções de consumo médio.

Também foram realizadas previsões para o consumo médio dos clientes livres, tomando como

base o número de consumidores estável até o ano de 2025.

Durante o processo de previsão houve grande interação com as áreas de Mercado das

empresas do Grupo Rede, a fim de captar percepções e avaliar se as previsões propostas

estavam coerentes com o cenário local.

Para a construção do Balanço Energético, também foram utilizadas as informações de

migrações de clientes para o Mercado Livre, bem como as previsões de ampliações e de

entrada de novas cargas. Para a classe Rural, foram utilizadas ainda as informações de entrada

de clientes em decorrência da universalização.

Por fim, foi adicionada à série a previsão de Energia Recuperada resultante das ações de

combate às perdas não técnicas, agregando ao faturamento um consumo fruto das cobranças

passadas.

Análise das Projeções – Cenário Prospectivo

As análises feitas a seguir levam em consideração o Cenário Prospectivo, englobando os

respectivos cenários de Energia Recuperada e Perdas.

Consumo

Na CNEE o consumo de energia elétrica total acumulou, até junho de 2013, crescimento de

3,7% em relação ao mesmo período de 2012. Tomando como premissa este crescimento

acumulado e a taxa de crescimento média de 3,1% a.a. no período compreendido entre os

anos de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo total de

3,3% para o fechamento do ano atual vs 2012. As projeções também apontam para um

crescimento de 5,0% no ano de 2014 vs 2013, taxa amortizada suavemente no decorrer dos


_____________________________________________________________________________

127

anos subsequentes, encerrando o período 2013 – 2025 com um crescimento geométrico de

4,1% a.a. no consumo do mercado Total da CNEE.

Retirando todo e qualquer efeito das migrações, seja na classe comercial ou industrial, o

consumo Total atingiria crescimento médio de 4,2% a.a. no período 2006/2012.

Fonte Balanço Energético

O consumo residencial da CNEE acumulou, até o sexto mês de 2013, crescimento de 5,1% vs

2012. Tomando como prerrogativa este crescimento acumulado em 2013 e o crescimento

médio de 4,9% a.a. no período de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um

crescimento no consumo total de 4,2% para o ano de 2013 e um crescimento médio de 4,8%

a.a. no período de 2013-2025.

Entre as classes analisadas, a Residencial é a mais afetada pela Energia Recuperada. Desta

maneira, espera-se que a Energia Recuperada agregue 25 GWh ao mercado residencial da

CNEE no período acumulado entre 2014 e 2025.

3,3

5,0 4,2 4,3 4,2 3,8 4,1 4,0 3,9 3,9 3,8 3,8 3,7

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

-

200

400

600

800

1.000

1.200

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Total - CNEE

Total GWh Taxa de Crescimento (%)

Cresc. Acum. 2006/2012

3,1%


4,1%


_____________________________________________________________________________

128


O consumo industrial de energia elétrica da CNEE acumulou, até o primeiro semestre de 2013,

retração de 6,9% quando comparado ao mesmo período de 2012. Esta taxa de crescimento

influencia diretamente as projeções. O crescimento no período 2006-2012 foi de 1,6%.

Retirando os efeitos de migrações, este mesmo crescimento seria 7,9%.

A Energia Recuperada na classe Industrial da CNEE tem como previsão agregar à classe, de

2013 a 2025, 1 GWh de consumo no total.

Com base nestas prerrogativas, as projeções da Energisa apontam um crescimento geométrico

no período de 2013-2025 de 4,2% a.a., encerrando o ano de 2013 com retração de 3,9%.

4,2

6,5

4,4 4,7 4,7 4,1 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Residencial - CNEE

Residencial GWh Taxa de Crescimento (%)


4,9%


4,8%


_____________________________________________________________________________

129


O consumo de energia elétrica da CNEE na classe comercial acumulou, até junho de 2013, 6,7%

de crescimento vs o mesmo período de 2012. Levando em consideração a série histórica do

consumo comercial, a classe apresentou um crescimento médio de 7,4% a.a. de 2006 a 2012.

A Energia Recuperada na classe Comercial é mais significativa quando comparada à classe

Industrial. No período compreendido entre 2013 e 2025, espera-se que a Energia Recuperada

agregue ao mercado comercial aproximadamente 5 GWh.

Com base nas premissas acima, as projeções da Energisa apontam um crescimento médio de

4,3% a.a. no período 2013-2025.


-3,9

3,0

4,9 5,1 4,8 4,5 4,4 4,2 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5

-5,0

-

5,0

10,0

15,0

20,0

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Industrial - CNEE

Industrial GWh Taxa de Crescimento (%)


1,6%


4,2%

5,2 5,6 5,1 5,0 4,7 4,3 4,3 4,1 4,0 3,8 3,7 3,5 3,4

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

50

100

150

200

250

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Comercial - CNEE

Comercial GWh Taxa de Crescimento (%)


7,4%


4,3%


_____________________________________________________________________________

130

Na CNEE, o consumo de energia elétrica na classe Rural acumulou, até junho de 2013, forte

crescimento de 21,4% vs 2012. No período compreendido entre 2006 e 2012 a classe Rural

atingiu retração de 7,8% a.a..

A Energia Recuperada na classe Rural agregará ao mercado cerca de 5 GWh até 2025.

Com base nestas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento de 10,4% para

o ano de 2013 e crescimento médio de 0,7% a.a. no consumo Rural no período 2013-2025.


Resumo das projeções de Consumo – CNEE


10,4

3,0

0,4 0,7 0,7 -0,0 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

-5,0

-

5,0

10,0

15,0

20,0

-

10

20

30

40

50

60

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Rural - CNEE

Rural GWh Taxa de Crescimento (%)


-7,8%


0,7%

4,9

1,6

7,4

-7,8

2,7 3,1 4,9

7,9 7,4

-7,8

2,7 4,2 4,8 4,2 4,3

0,7

2,8 4,1

-10,0

-5,0

-

5,0

10,0

15,0

Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total

Crescimento Consumo (% a.a.) - CNEE

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025


_____________________________________________________________________________

131

Consumo Livre e Número de consumidores

O número de consumidores livres da CNEE em dezembro de 2012 era de 4 clientes livres,

sendo a última migração no quarto trimestre de 2012. Não ocorreu mais nenhuma migração

até junho de 2013. Sem informações sobre movimentos de migrações futuras para o mercado

livre, considerou-se estável o número de consumidores da CNEE neste mercado até 2025, ou

seja, 4 consumidores.

Para a projeção do consumo dos clientes livres, foi utilizada uma média móvel do consumo

histórico que apontou para a estabilidade do consumo médio destes clientes no horizonte de

previsão.



Até junho de 2013, a CNEE cresceu, em número de consumidores, 2,3%. Entre 2006 e 2012, o

crescimento médio foi de 2,7% a.a.. Levando em consideração o número de consumidores

realizado até o momento e o histórico, espera-se que o número de consumidores cresça em

torno de 2,6% a.a. no período de 2013 a 2025, finalizando o ano de 2013 com aumento de

2,3%.

94,5

-1,8 -0,2 -0,0 0,0 0,0 0,0 -0,0 -0,0 0,0 - - -

-20,0

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Ambiente de Contratação Livre (% a.a.) - CNEE

Consumo GWh Taxa de Crescimento (%)


0,0%


_____________________________________________________________________________

132


Em relação ao número de consumidores residenciais vinculados à CNEE, o crescimento até o

primeiro semestre de 2013 foi de 2,0%. Tendo como base o crescimento acumulado até o

período atual e a série histórica dos dados, as projeções da Energisa indicam um crescimento

médio de 2,4% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e 2025, finalizando o ano

de 2013 com crescimento de 1,9%.


2,3 2,7 2,7 2,7 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,5

-

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


TOTAL (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


2,7%


2,6%

1,9 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4

-

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

-10.000

10.000

30.000

50.000

70.000

90.000

110.000

130.000

150.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Residencial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


2,3%


2,4%


_____________________________________________________________________________

133

O número de clientes industriais da CNEE cresceu 13,3% até junho de 2013. Tomando como

base o forte histórico, indicando uma taxa média de crescimento de 19,2% a.a. no período

entre 2006/2012 e o número de consumidores registrado até o momento, as projeções da

Energisa apontam que o número de clientes industriais deve encerrar o ano de 2013 com

crescimento de 13,9%. No período 2013-2025, o crescimento geométrico pelas projeções

indica um crescimento médio de 7,3%.


O número de consumidores comerciais da CNEE cresceu, em média, 3,1% a.a. ao longo do

período 2006-2012. Até junho de 2013, a classe comercial expandiu 2,6% o número de clientes

comerciais. As projeções da Energisa, tomando como premissa todo o histórico de número de

clientes comerciais e o crescimento até o primeiro semestre de 2013, indicam um crescimento

de 2,8% ao final de 2013. No período dos doze anos subsequentes, as projeções apontam um

crescimento de 3,0% a.a para o período.

13,9

11,1 10,0

9,1 8,3 7,7 7,1 6,7 6,2 5,9 5,6 5,3 5,0

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Industrial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


19,2%


7,3%


_____________________________________________________________________________

134


O número de consumidores rurais da CNEE apresentou um crescimento médio de 1,0% no

período compreendido entre os anos de 2006 e 2012. Até junho de 2013, o crescimento do

número de clientes rurais da CNEE atingiu ligeira retração de 0,1%.

As projeções da Energisa apontam para o período 2013-2025 um crescimento médio de 0,3%

a.a. Para 2013, espera-se que o número de clientes rurais atinja expansão de 0,4%.


2,8 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0

-

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Comercial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


3,1%


3,0%

0,4 0,5

0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1

-

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Rural (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


1,0%


0,3%


_____________________________________________________________________________

135

Resumo das projeções de número de consumidores - CNEE


Consumo Médio

O crescimento do número de clientes demonstra que o aumento do mercado, ao longo do

período em análise, se deveu basicamente ao número de clientes e não ao consumo médio.

O consumo total médio ficou com crescimento médio de 0,5% a.a. no período de 2006-2012.

Corroborando as projeções de mercado para o consumo e número de consumidores, espera-se

que o consumo médio por consumidor encerre o ano de 2013 com crescimento de 1,0% vs

2012 e que o crescimento total médio cresça 1,4% a.a. no período 2013-2025.

Retirando todo e qualquer efeito de migração, o consumo médio total encerraria o período

2006/2012 com crescimento médio de 1,5% a.a..


2,3

19,2

3,1

1,0

4,1 2,7 2,4

7,3

3,0

0,3

2,7 2,6

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


Crescimento Nº Consumidores (% a.a.) - CNEE

2006/2012 2013/2025

1,0

2,3

1,4 1,6 1,5

1,1 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Total - CNEE

Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


0,5%


1,4%


_____________________________________________________________________________

136

O Consumo Residencial Médio da CNEE fechou o ano de 2012 com 195 kWh/consumidor/mês,

acima dos 180 kWh/consumidor/mês da Região Sudeste e dos 159 kWh/consumidor/mês do

Brasil. Estes resultados mostram que se trata de um consumo médio elevado, fruto da elevada

renda média, refletindo uma população de alto poder aquisitivo e bem equipada em termos de

eletrodomésticos nos domicílios.

De acordo com as projeções, o consumo residencial médio fechará o ano de 2013 com

crescimento de 2,3%. No período de 2013-2025, projeta-se um crescimento médio de 2,3%

a.a..


No industrial, o consumo médio encerrou em queda de 14,7% no período de 2006 a 2012. Este

resultado é fortemente influenciado pelas migrações para o Mercado Livre. Retirando o efeito

das migrações ocorridas, o consumo médio industrial encerraria o período entre 2006 e 2012

com retração um pouco mais amena, embora ainda forte, de 9,4% a.a..

Levando em consideração todo histórico e as demais projeções acima, espera-se que o

consumo industrial médio encerre o ano de 2013 com queda de 15,6% vs 2012 e, que amenize

a queda ao longo dos anos, finalizando o período 2013-2015 com retração de 2,9%.

2,3

4,0

1,9

2,2 2,2

1,7

2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CNEE

Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


2,5%


2,3%


_____________________________________________________________________________

137


O consumo médio comercial atingiu crescimento médio de 4,3% a.a ao longo de 2006-2012. As

projeções da Energisa apontam que o consumo comercial médio encerrará o ano de 2013 com

alta de 2,3% vs 2012. No período de 2013 a 2025, a taxa de crescimento será de 1,3% a.a..


-15,6

-7,3 -4,6 -3,7 -3,2 -2,9 -2,5 -2,3 -2,1 -1,9 -1,7 -1,6 -1,4

-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

0,0

500,0

1.000,0

1.500,0

2.000,0

2.500,0

3.000,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CNEE

Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


-14,7%


-2,9%

2,3 2,6

2,1 1,9

1,7

1,3 1,3 1,1

1,0 0,8 0,7 0,6 0,4

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1.000,0

1.200,0

1.400,0

1.600,0

1.800,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CNEE

Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


4,3%


1,3%


_____________________________________________________________________________

138

No Rural, o consumo médio apresentou retração de 8,7% no período entre 2006 e 2012.

Corroborando as projeções de consumo e número de consumidores acima, espera-se que o

ano de 2013 encerre com um crescimento de 10,0% vs 2012. No período 2013-2025 as

projeções apontam um crescimento médio de 0,5% a.a..


Resumo das projeções de Consumo Médio - CNEE


10,0

2,5

-0,1 0,3 0,3 -0,3

0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5

-3,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1.000,0

1.200,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Rural - CNEE

Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


-8,7%


0,5%

2,5

-14,7

4,3

-8,7

-1,4

0,5

2,5

-9,4

4,3

-8,7

-1,4

1,5 2,3

-2,9

1,3 0,5 0,1

1,4

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

-

5,0

10,0


Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CNEE

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025


_____________________________________________________________________________

139


(a) Qualidade da Energia e Compensações

Indicadores de continuidade individuais

Um aspecto relevante nas projeções econômico-financeiras que acompanham o Plano de

Recuperação 2014-2025 é a definição dos limites regulatórios que podem vir a ser fixados pelo

Regulador, para além dos valores atuais, oficialmente reconhecidos, bem como, dos

patamares de DEC e FEC a serem observados pela distribuidora ao longo dos anos. Essa

evolução é importante para orientar as ações necessárias em busca do atingimento da

estratégia das compensações individuais e para o cálculo do Componente Q do Fator X na

projeção dos próximos eventos tarifários da distribuidora.

Mas, mais do que isso, essas trajetórias são fundamentais para a definição dos investimentos e

do custo operacional a ser incorrido na área de concessão até 2025, balizando os desembolsos

a serem realizados na prestação do serviço adequado e dimensionando os aportes tarifários da

sociedade. O gráfico seguinte apresenta esses referenciais (limites regulatórios e projeção de

realizado), adotados no presente Plano de Recuperação:

7,656,83 7,14 6,95 6,79 6,63 6,47 6,31 6,04 5,78 5,52 5,26 5,00

10,97

9,368,77

8,01 7,73 7,45 7,17 6,89 6,62 6,34 6,06 5,785,00

9,94

9,33

8,648,35 8,09

7,837,57

7,317,04

6,786,52

6,266,00

10,90

9,86

9,27

8,518,23

7,957,67

7,397,12

6,846,56

6,286,00

0

2

4

6

8

10

12

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

CNEE

DEC previsto FEC previsto DEC limite homolog DEC limite projeção FEC limite homolog FEC limite projeção


_____________________________________________________________________________

140

Como pode ser observado no gráfico anterior o Plano de Recuperação considera que a CNEE

deve ser submetida ao longo dos próximos anos a uma trajetória de limites regulatórios que

busque con ergir para o chamado “padr o de rede” limite t cnico-tecnólogico de um sistema

de distribuição de energia baseado primordialmente em redes elétricas aéreas.

No Plano de Recuperação consideramos, portanto, que os limites regulatórios tendem a

avançar na direção desse padrão de rede e que a distribuidora precisa ter um DEC e FEC

realizado abaixo desses patamares, sem descuidar ainda das compensações individuais a

serem pagas à medida que a margem de segurança reduz.

Importante frisar que a definição dessa trajetória objetiva fornecer parâmetros para as

projeções econômico-financeiras, mas não tem a pretensão de substituir a metodologia de

fixação dos limites regulatórios por parte da ANEEL, que observa quesitos estatísticos próprios,

pautados na comparação de desempenho entre conjuntos elétricos e definidos no âmbito dos

Procedimentos de Distribuição – PRODIST e no informe periódico de dados por todas as

distribuidoras do país.

Relativamente aos montantes previstos de pagamento de compensações por violação dos

limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), esse Plano de Recuperação

considerou a necessidade de buscar manter esses desembolsos sobre controle, tendo,

portanto, utilizado um valor de R$ 166 mil como referencial de desembolso até 2025. Esse

valor corresponde ao benchmarking definido em função do ranking feito para o Plano de

Recuperação, ou seja, 0,38%, limite superior do 4º Quartil (justamente a posição ocupada pela

CNEE, hoje).

Assim, propõe-se a realização de uma trajetória constante de pagamento de compensações

por violação dos indicadores de continuidade individuais. Essa trajetória constante se pauta

em análise de valores históricos observados na área de concessão e introduz a necessidade da

distribuidora aperfeiçoar suas ações operativas progressivamente de forma a fazer frente a

perda da margem de segurança que ocorrerá ao longo dos anos.

Indicadores de conformidade de tensão

Por fim, tal qual proposto para as compensações relativas aos indicadores de continuidade, em

termos de compensações por violação dos limites de conformidade de tensão propõe-se ações

que garantirão um equilíbrio e manutenção do patamar atual de compensações pagas ao

longo do período de transição.


_____________________________________________________________________________

141

Importante destacar que essa proposição de equilíbrio de compensações com perfil constante

ao longo do período de transição não deve ser avaliada sob a ótica de estagnação da melhoria

do produto ofertado aos consumidores, mas sim na manutenção de um patamar de

compensações apesar da ampliação da oferta de energia e elevação de mercado consumidor

que inevitavelmente serão observados durante o período de transição, e que naturalmente

impactam a formação dos indicadores de conformidade de tensão.

Para fins das projeções foi adotado o valor de R$ 4.531/ano no período 2014-2025, lembrando

que os valores pagos historicamente pela CNEE estão nesse mesmo patamar.

(b) Perdas Regulatórias

Como já mostrado no Capitulo 4, a CNEE possui uma trajetória de perdas abaixo do patamar

real de operação da empresa.

Este descasamento faz com que a empresa incorra em perda financeira considerável ao longo

do ciclo de revisional. A perda homologada no 3º ciclo de revisão tarifária se encontra abaixo

ilustrada.

Os valores de perda técnica e perda não técnica homologada constroem a seguinte trajetória

de perdas totais sobre energia injetada.

Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%

Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00%

Referencial Regulatório PNT/BT 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%

Referencial Regulatório PT/Einj 6,83% 6,83% 6,83% 6,83%

6,9% 6,9% 6,9% 6,9%

2013 2014 2015 2016

Perda Total / En. Injetada


_____________________________________________________________________________

142

A partir da trajetória homologada e de forma a buscar a aderência regulatória - a fim de

estancar a evicção de valor da concessão pelo não repasse tarifário – estimou-se a trajetória

de operação para os próximos anos aderente ao atual patamar de perdas e potencial máximo

de redução que se visualiza.

Neste sentido, é traçado para este cenário prospectivo a seguinte trajetória de perdas totais

sobre energia injetada, da empresa e regulatória.

(*) Perdas apresentadas em ano gregoriano

A trajetória de perda regulatória considerada neste cenário prospectivo é apresentada abaixo,

sendo que o período considerado é o ano tarifário. Observa-se que a empresa não alcança

neste cenário o patamar regulatório homologado.

Ressalta-se que a perda econômica pela evicção de valor neste cenário de perdas é de cerca de

R$ 21 milhões até 2025.

Por fim ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional

enorme de exequibilidade da trajetória. A perda da CNEE por ser de caráter técnico demanda,

na grande maioria dos recursos, investimentos na rede para que se possa adequar ao patamar

regulatório. Estes investimentos possuem um ganho marginal muito baixo, enquanto que os

montantes de recursos financeiros destinados são altíssimos. Ou seja, não há razoabilidade

econômica e técnica em empresas com patamar baixo de perdas, como a CNEE, de ser

alcançar a trajetória homologada.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Perda Regulatória 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85%

Perda Empresa 8,95% 8,92% 8,89% 8,86% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%

0,00%

5,00%

10,00%

% P

erd

as T

ota

is

Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real)

Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%

Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Referencial Regulatório PNT/BT 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%

Referencial Regulatório PT/Einj 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83%


_____________________________________________________________________________

143

(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos

Conforme apresentado no item 4.02 a distribuidora possui montante de R$ 154,4 mil para

incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no âmbito do

Programa de Universalização) e R$ 2,4 milhões (valor histórico) de restituições a serem

realizadas até o ano de 2015.

Em vista dos valores envolvidos e no prazo limite de 2015 para a restituição aos consumidores

e incorporação da maior parte das obras, adotou-se a premissa de quitação do passivo até o

prazo final da concessão da distribuidora, considerando a incidências das atualizações, juros e

multas previstos na legislação vigente.

(d) Compra de Energia

Para a composição da compra de energia pela distribuidora, foram considerados os contratos

firmados e projeções de aquisição futura de energia nos leilões regulados (A-1, A-3 e A-5),

tendo em vista os limites regulatórios de aquisição e repasse da energia.

As Cotas de Garantia Física de Energia e Potência foram mantidas constantes ao longo dos

próximos anos, não sendo contemplada alteração em decorrência do vencimento de

concessões de geração. Essa hipótese conservadora demonstra-se adequada, uma vez que

alterações envolveriam redistribuição de Cotas e de CCEARs entre todas as distribuidoras.

Neste cenário considera-se que a ANEEL aprovará a cessão temporária de 5,545 MWmed de

CCEARs de energia nova da CNEE para as cessionárias EEB e ENERSUL. Considera-se, também,

a aprovação das seguintes cessões do CCEAR da UHE Belo Monte da CNEE para a EEB, de 2016

a 2021, para a CAIUÁ, de 2016 a 2020, e para a ENERSUL, em 2016 e 2017, conforme anexo da

correspondência RSS-INT-233/2013, datada de 1º de agosto.

A partir da análise da cobertura contratual projetada, observa-se para os anos de 2013 e 2014

perspectiva de subcontratação. Caso se verifiquem de fato, tais subcontratações poderão ser

parcial ou totalmente cobertas por meio de energia adquirida em Leilões de Ajuste, MCSDs ou

recebimento de CCEARs cedidos por distribuidoras. Importante ressaltar, entretanto, que

devido ao volume de cancelamento e postergação de CCEARs de Leilões nos quais a CNEE, a

distribuidora possui “e posi o in oluntária” suficiente para cobrir as subcontratações

vislumbradas. Para os demais anos, a perspectiva é de manutenção da cobertura contratual

dentro da faixa de 100% a 105%.


_____________________________________________________________________________

144

Projeção do PLD

Para a projeção do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD adotou-se a composição da

estimativa do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) até 2025, descrita em 2 etapas, sendo

a primeira referente ao tratamento dado para unificação de projeções de PLDs distintas,

resultantes do modelo computacional Newave a partir de 2 bases de dados (ou “ ecks de

re os”) e a segunda referente metodologia utili ada isando incorporar o efeito indireto

da inflação nas projeções de PLD ao longo do horizonte de estudo.

Etapa 1: para o horizonte de projeção definido até 2025, foi necessária utilização de 2 bases de

dados ou “ ecks de pre os” para simula o do modelo computacional Newa e:

i. O primeiro Deck, cujo horizonte de estudo é dezembro/2017, resulta da atualização

das premissas de entrada do modelo Newave verificadas no Programa Mensal de

Operação (PMO) do ONS de setembro/2013, sendo o primeiro mês a considerar a nova

metodologia de aversão a riscos, com a utilização do CVaR na função de custo futuro

incorporada ao modelo, conforme determinou a Resolução CNPE 03.

A simulação resulta em 2000 cenários de Custos Marginais de Operação (CMOs), sendo que

em seguida, para cada cenário, os resultados foram limitados a valores mínimos e máximos de

R$ 14,13/MWh e R$ 780,03/MWh, respectivamente, a fim de adequar os CMOs para valores

de PLDs, considerando seus limites estabelecidos pela regulamentação vigente. Por fim, após

inclusão das limitações, calculou-se a média mensal resultante dos 2.000 cenários.

ii. O segundo Deck, com valores simulados até dezembro/2022, resultou no conjunto dos

Custos Marginais de Operação (CMOs), divulgados pela EPE (Empresa de Pesquisa

Energética) para o cálculo dos valores esperados do Custo de Operação (COP) e do

Custo Econômico de Curto Prazo (CEC) dos empreendimentos de geração do Leilão de

Energia A-5 de agosto/2013. Os valores dos CMOs disponibilizados também foram

objetos de ajuste, que os limitou aos preços de liquidação das diferenças – PLD mínimo

(R$ 14,13/MWh) e máximo (R$ 780,03/MWh), conforme regulamentação vigente. Os

valores mensais resultaram da média dos 2.000 cenários gerados pela simulação.

Uma vez que a versão do Newave base para os valores de CMOs divulgados pela EPE não

incorporou o CVaR como métrica de mitigação de riscos, este cenário considera apenas as

variações percentuais mensais do resultado da EPE a partir dos meses de janeiro/2018 a

dezembro/2022. Essas variações percentuais foram aplicadas a partir do último mês do


_____________________________________________________________________________

145

horizonte da simulação do item (i) - dezembro/2017 – buscando incorporar, desta forma, a

sinalização do efeito da mitigação de riscos nos resultados pós 2018.

A partir de 2023 e até 2025, não foi encontrado nenhum estudo ou deck oficial que respalde

na formulação de um cenário prolongado. Portanto, o resultado do mês de dezembro/2022 foi

replicado para os demais meses, até dezembro/2025.

Etapa 2: o segundo tratamento dado à projeção do PLD descrita na Etapa 1 foi buscar refletir o

efeito da inflação, ao longo do horizonte de estudo, uma vez que se entende que o PLD será

impactado indiretamente pelos ajustes nas parcelas fixas dos contratos por disponibilidade e

nos cálculos dos CVUs para as usinas. Portanto, adotou-se como premissa que as fontes não

hidráulicas estão sujeitas aos reajustes monetários, e estas, por sua vez, representam em

média 29,8 % do suprimento da carga projetada até 2025. Como resultado, ao IGPM projetado

foi aplicada a proporção da geração não hidráulica no suprimento da carga projetada no

horizonte de estudo.

O Gráfico abaixo descreve as etapas utilizadas, bem como o resultado da formulação do

cenário utilizado neste Plano:

(e) P&D e PEE

No Capítulo 4 foi apresentado para a CNEE o quadro indicativo dos saldos atuais existentes nas

Contas Contábeis do P&D e PEE, ainda a serem aplicados, abaixo reproduzido:

Saldo em junho/2013 do P&D e PEE

0

50

100

150

200

250

300

set/

13

jan

/14

mai

/14

set/

14

jan

/15

mai

/15

set/

15

jan

/16

mai

/16

set/

16

jan

/17

mai

/17

set/

17

jan

/18

mai

/18

set/

18

jan

/19

mai

/19

set/

19

jan

/20

mai

/20

set/

20

jan

/21

mai

/21

set/

21

jan

/22

mai

/22

set/

22

jan

/23

mai

/23

set/

23

jan

/24

mai

/24

set/

24

jan

/25

mai

/25

set/

25

PLD

-R

$/M

Wh

Premissas para projeção de PLD

ONS - PMO Setembro/2013

EPE - Leilão A-5 2013

Etapa 1 - Composição Energisa

Etapa 2 - Energisa c/ efeito da inflação


_____________________________________________________________________________

146

A diferença entre as colunas Saldo s/SELIC e Limite, na tabela acima, estabelece o patamar de

desembolsos a ser efetivado para a regularização dos programas, corrigindo os valores

históricos acumulados. No caso da CNEE são necessários ainda serem investidos (saldo

acumulado) R$ 933,77 mil no PEE e R$ 504,97 mil no P&D.

Entretanto, considerando a experiência da empresa na condução do P&D e do PEE e o

montante total do passivo formado ao longo dos anos, não é possível que a regularização dos

saldos ocorra dentro dos prazos previstos nos regulamento vigentes (Manual do P&D e Manual

do PEE).

Outrossim, existe a necessidade que as ações da empresa no presente transcorram dentro de

um ritmo de normalidade de tratamento das novas receitas que vão sendo agregadas as

Contas Contábeis, ou seja, a solução do passivo deve se dar de forma adicional, sem

comprometer ações endereçadas no presente, para a condução atual dos projetos.

A solução para a distribuidora, em prol do atendimento dos comandos regulatórios vigentes,

passa, portanto, pela necessidade de ampliação dos prazos necessários para que sejam

identificados e realizados novos projetos, de qualidade reconhecida, para a aplicação dos

recursos existentes em estoque e alcance dos objetivos primordiais do P&D e PEE.

Para fins da simulação do caso base a distribuidora considerou a aplicação de penalidades em

2014, 2015 e 2016, referente a 1% da ROL, haja vista a impossibilidade de execução em tão

curto espaço de tempo de extenso programa nessas rubricas.

(f) Reajustes e Revisões Tarifárias

Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, deste cenário prospectivo (caso base, atual),

buscaram incorporar os dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo

deste Capítulo 7, especialmente para as trajetórias de qualidade, perdas de distribuição,

universalização, mercado e investimentos.


_____________________________________________________________________________

147

Portanto, a projeção dos eventos tarifários considerou as regras vigentes do repasse de custos

para as tarifas, com algumas simplificações em face das premissas utilizadas e dos dados

disponiveis, mas sem retirar o caráter indicativo da sinalização tarifária.

Como um evento tarifário se inicia com a verificação da receita auferida pela distribuidora no

período de referência, procedimento este que utiliza o mercado realizado no ano tarifário e a

tarifa econômica do evento tarifário anterior, foi necessário definir uma tarifa de partida capaz

de recuperar a receita requerida pela distribuidora no evento tarifário de 2013.

As tarifas médias de partida9, definidas por classe para os consumidores cativos, são o

resultado da ponderação das homologadas (atual Anexo I da Resolução Homologatória nº

1.522/2013) pela composição do mercado ao longo do ano tarifário. Para os consumidores

livres e geradores, a tarifa reflete a composição do mercado e os descontos concedidos. Para

os usuários do sistema de distribuição foram utilizadas as próprias tarifas de resolução.

Estes procedimento de cálculo de tarifas médias, utilizando o mercado do último evento

tarifário, é capaz de capturar efeitos de variações e sazonalidades na composição do mercado

e mantém a finalidade básica de definição de tarifas, que é garantir o retorno integral do nível

tarifário. A tabela abaixo mostra as tarifas médias utilizadas.

Como as tarifas médias calculadas acima consideram os descontos tarifários, é necessário

compor a receita com a subvenção recebida via CDE para cobrir os descontos, conforme

mostrado na tabela abaixo.

9 Utilizou-se para apurar as tarifas médias de partida o arquivo de abertura tarifária (PCAT) resultante do

processo último de reajuste e revisão.

Descrição # Valor Descrição # Valor

Tarifa de Fornecimento Tarifa Uso Distribuição

Residencial R$/MWh 279,90 A2 Demanda Ponta R$/kW -

Industrial R$/MWh 249,01 A2 Demanda Fora de Ponta R$/kW -

Comercial R$/MWh 267,68 A2 Energia R$/MWh -

Rural R$/MWh 165,45 A3 Demanda Ponta R$/kW -

Outros R$/MWh 198,24 A3 Demanda Fora de Ponta R$/kW -

A3 Energia R$/MWh -

Tarifa Suprimento R$/MWh 33,57 A3a Demanda Ponta R$/kW -

A3a Demanda Fora de Ponta R$/kW -

Tarifa Livre R$/MWh 88,67 A3a Energia R$/MWh -

A4 Demanda Ponta R$/kW -

Tarifa Uso Geração A4 Demanda Fora de Ponta R$/kW -

A2 R$/kW 1,07 A4 Energia R$/MWh -

A3 R$/kW 1,31

A3a R$/kW 1,31

A4 R$/kW 1,31


_____________________________________________________________________________

148

Para as demais receitas da concessão, utilizou-se as informações recebidas diretamente da

empresa e, também, as informações constante no último processo de revisão tarifária

periódica, conforme mostrado a seguir.

A metodologia de evolução dos itens de Parcela A, Parcela B, bem como, explicação das

premissas de reajuste e revisão tarifárias, Itens Financeiros e Fator X se encontram descritos

em anexo ao presente Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (vide

Anexos). Também em anexo, para avaliação da ANEEL, encaminha-se planilha de cálculo

utilizada na modelagem dos parâmetros dos eventos tarifários.

Descrição # Valor

Repasse CDE

CDE - SUBSIDIO CARGA FONTE INCENTIVADA R$ Mil 768

CDE - SUBSIDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA R$ Mil 924

CDE - SUBSIDIO DISTRIBUIÇÃO R$ Mil 4.488

CDE - SUBSIDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO R$ Mil 767

CDE - SUBSIDIO RURAL R$ Mil 2.918

CDE - SUBSIDIO IRRIGANTE/AQUICULTOR R$ Mil 845

CDE - SUBSIDIO BAIXA RENDA R$ Mil 505

Descrição # Valor

Outras Receitas Operacionais

Serviços Cobráveis R$ Mil 287

Encargos de Conexão R$ Mil -

Compartilhamento de Infraestrutura R$ Mil 417

Sistemas de Comunicação (PLC) R$ Mil -

Serviços de Consultoria R$ Mil -

Serviços de O&M R$ Mil 10

Serviços de Comunicação R$ Mil -

Serviços de Engenharia R$ Mil -

Convênios R$ Mil 417

Ultrapassagem de Reativo R$ Mil 539

Ultrapassagem de Demanda R$ Mil 356

Outros R$ Mil -


_____________________________________________________________________________

149

A seguir apresenta-se quadro de projeção dos reajustes e revisões tarifárias10.

10

Para 2013 é apresentado o evento tarifário já homologado.

Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Data mai/13 mai/14 mai/15 mai/16 mai/17 mai/18 mai/19 mai/20 mai/21 mai/22 mai/23 mai/24 mai/25

Tipo de Evento Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste

Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 6º ciclo 6º ciclo

Impacto no IRT

(1) Encargos Setoriais 0,24% 1,63% 0,19% 0,15% 0,19% -1,69% 0,15% 0,09% 0,09% 0,10% 0,10% 0,08% 0,09%

(2) Transporte de Energia -0,06% -0,04% 0,28% 0,29% 0,28% 0,29% 0,29% 0,29% 0,28% 0,26% 0,26% 0,26% 0,26%

(3) Compra de Energia 4,71% -3,04% -2,37% -0,36% -0,56% 2,72% 2,91% 2,57% 2,67% 2,99% 2,63% 2,60% 2,47%

(4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 4,89% -1,45% -1,91% 0,09% -0,09% 1,31% 3,35% 2,95% 3,04% 3,35% 2,99% 2,94% 2,82%

(5) Parcela B 1,23% 0,42% 0,95% 0,32% 1,40% 1,32% 1,33% -0,47% 1,20% 1,20% 1,19% 0,19% 1,16%

(6) IRT Econômico = (4) + (5) 6,12% -1,03% -0,96% 0,40% 1,32% 2,63% 4,68% 2,48% 4,25% 4,55% 4,18% 3,13% 3,98%

(7) IRT Financeiro 0,53% 1,76% 3,43% 1,90% 0,97% 1,17% 2,04% 2,23% 2,38% 2,50% 2,44% 2,44% 2,46%

(8) IRT Total = (6) + (7) 6,65% 0,73% 2,47% 2,30% 2,29% 3,80% 6,72% 4,71% 6,63% 7,05% 6,62% 5,57% 6,44%

(9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -2,05% -0,50% -1,69% -3,31% -1,83% -0,94% -1,13% -1,97% -2,15% -2,30% -2,41% -2,36% -2,35%

(10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 4,60% 0,23% 0,79% -1,00% 0,46% 2,86% 5,59% 2,74% 4,48% 4,75% 4,21% 3,21% 4,09%

Fator X 3,71% 4,02% 2,74% 1,45% 1,12% 1,45% 1,45% 1,14% 1,14% 1,14% 1,14% 1,11% 1,11%

Componente Pd 1,38% 1,38% 1,38% 1,45% 1,45% 1,45% 1,45% 1,14% 1,14% 1,14% 1,14% 1,11% 1,11%

Componente T 2,00% 2,00% 2,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Componente Q 0,33% 0,64% -0,64% 0,00% -0,33% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%


_____________________________________________________________________________

150

O evento tarifário de 2014 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 1,03%,

porém com uma percepção de aumento de 0,23% para o consumidor em decorrência dos

efeitos financeiros do ano corrente e da reversão dos financeiros do ano anterior. Este ano

apresenta duas variações consideráveis em itens da Parcela A:

A Compra de Energia apresenta uma variação de -5,60%, responsável por uma redução

de 3,04% no reposicionamento econômico.

Em contrapartida, os Custos de Encargos Setoriais sofreram uma variação de +24,02%,

que corresponde a um impacto de 1,63% no IRT. Embora a variação dos encargos seja

elevada, o efeito é pequeno devido à pequena participação na receita (6,78%).Esta

projeção já preve o recolhimento da quarta parte do saldo remanescente de CDE,

conforme estabelecido no Art. 4ºA, § 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de

2013, com redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013. O

recolhimento é previsto para os anos de 2014 a 2017.

O Transporte de Energia variou -0,75%, com impacto de -0,04% no IRT. Esta variação incorpora

a aplicação das tarifas de Rede Básica publicadas na Resolução Homologatória nº 1.555/2013.

A Parcela B variou 1,25%, com impacto de 0,42% no IRT, com destaque para a componente Q

do Fator X, de 0,64% (se confirmadas as projeções da distribuidora para os indicadores de

continuidade em 2013).

O evento tarifário de 2015 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 0,96% com

efeito médio para o consumidor de 0,79%. Cabe destacar que o efeito das componentes

financeiras é, principalmente, fruto da adoção da nova regra de empilhamento de contratos no

repasse das sobras e défictis no custo de Compra de Energia, que cria uma CVA de Compra de

Energia muito elevada.

A variação do transporte é de 5,45% e a variação da Compra de Energia é de -4,57%, motivada

por uma modificação da carteira de contratos da distribuidora, com a entraga de leilões com

preço médio inferior à carteira atual. A Parcela B varia 2,75%, com uma Componente Q

projetada de -0,64%, e tem um impacto de 0,95%.

No ano de 2016 ocorre a 4ª Revisão Tarifária Periódica da CNEE. O reposicionamento

econômico, positivo de 0,40%, é impulsonado pela variação de 0,88% da Parcela B (calculada a

partir das regras homologadas para o 3CRTP e detalhadas em anexo). O cálculo do Fator X para

o 4º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,45%.


_____________________________________________________________________________

151

Este aumento na Parcela B é explicado pelo volume de investimentos que aumentou

consideravelmente a Base de Remuneração. Desta forma, o Custo Anual dos Ativos

(Remuneração do Capital, Quota de Reintegração Regulatória e Custo Anual das Instalações

Móveis e Imóveis), que no 3º Ciclo representava 25% da Parcela B, passou a responder por

36% da quantia que cabe à distribuidora.

A tabela abaixo apresenta a variação da Base de Remuneração decorrente de cada Revisão

Tarifária e explica o crescimento da Parcela B no 4º Ciclo.

Nos anos de 2017 a 2019, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando

próximos aos índices inflacionários projetados. A exceção é o evento tarifário de 2018, quando

os Encargos Setoriais reduzem 18,99% com o término do recolhimento do saldo que trata o

Decreto nº 7.891, gerando um impacto negativo de 1,69%.

Cabe destacar o comportamento peculiar da Compra de Energia, que é responsável por um

impacto negativo em três anos consecutivos (2015 a 2017) em face de alterações na carteira

de contratos da distribuidora.

Na Revisão Tarifária do 5º Ciclo Revisional, que para a CNEE ocorre no ano de 2020, há um

reposicionamento positivo de 2,48% com percepção para o consumidor de 2,74% positivo.

Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a

Parcela B reduz 1,27%, com impcato negativo de 0,47% no índice econômico. O cálculo do

Fator X para o 5º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,14%.

A redução da Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de

investimentos que permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram

grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos passa a ser responsável

por 40% da Parcela B, ante 36% no ciclo anterior.

Descrição # 3º Ciclo 4º Ciclo 5º Ciclo 6º Ciclo

Evolução da Base de Remunera Regulatória

Base de Remuneração Bruta Total R$ MM 105 149 187 225

Base de Remuneração Líquida Total R$ MM 47 72 83 89

Evolução da Base de Remunera Regulatória

Base de Remuneração Bruta Total % 41,4% 25,3% 20,2%

Base de Remuneração Líquida Total % 51,3% 16,4% 6,7%

(*) valores a moeda do 3CRTP


_____________________________________________________________________________

152

Nos anos de 2021 a 2023, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando

próximos aos índices inflacionários projetados.

Na Revisão Tarifária do 6º Ciclo Revisional, que para a CNEE ocorre no ano de 2024, há um

reposicionamento positivo de 3,13% com percepção para o consumidor de 3,21% positivo.

Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a

Parcela B cresce somente 0,53. O cálculo do Fator X para o 6º Ciclo resulta numa Componente

Pd de 1,11%.

O pequeno crescimento de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo

de investimentos que permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram

grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos passa a ser responsável

por 41% da Parcela B.

(g) Sanções Regulatórias

Por meio dos Despachos nº 2.413/2013 e nº 1.493/2013, a ANEEL decidiu pela suspensão dos

processos administrativos punitivos em curso da distribuidora, desde que esta renunciasse à

prescrição dos créditos suspensos tanto na esfera administrativa quanto judicial.

Em face desta situação, considera-se que a partir do fim do processo de intervenção e

assunção da empresa pelo novo sócio controlador, as sanções regulatórias transitadas em

julgado retornariam a ser exigíveis, tendo como premissas:

1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que

tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de

janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário

estimado para o equacionamento e conclusão dos referidos processos.

Adicionalmente, considera-se a desistência dos valores de sucumbência por parte

dessa Agência;


tramitam em esfera administrativa, adota-se o aceite pela Agência do parcelamento

em 12 (doze) meses das multas devidas, nos termos do art. 35-A da Resolução ANEEL

nº 63/200411, a partir de janeiro de 2014.

11

Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão

ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente


_____________________________________________________________________________

153

Seção 7.04 Jurídico

(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais

Para a posição atual (30 de junho de 2013), foram consideradas as premissas apresentadas no

capítulo (Diagnóstico Atual da Concessão – jurídico) acima, conforme quadro abaixo

reproduzido (em R$ milhões):

Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista

R$ 1,7

R$ 1,7

Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível*

R$ 1,0 R$ 0,2 R$ 1,2

Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal

0,0 R$ 16,7 R$ 16,7

Total Geral

R$ 19,6

* Excluídas contingências regulatórias.

No âmbito da troca indireta do controle acionário da CNEE para a Energisa, estamos

considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos interventores.

Consideramos que as provisões cíveis e trabalhistas apresentadas acima serão pagas em até 3

anos, com o pagamento das ações judiciais de maior valor concentrada no primeiro ano 12.

Para o pagamento das contingências fiscais, será adotada a premissa de pagamento em até 10

anos.

Adicionalmente, a partir de 2014 e até 2025, estimamos novas provisões, com o ingresso de

ações judiciais, representando novas contingências cíveis e trabalhistas, fixadas com a

de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ 10.000,00 (dez mil

reais).

12 Entre a constituição da provisão e o seu pagamento, há ajustes de saldo e de correção monetária, visando a preservação de seu valor.


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154

obtenção de um número médio de novos processos por ano e do valor médio de provisão das

ações hoje existentes na empresa.

Ao longo dos anos, estabeleceu-se a premissa de que o número de novos processos e o valor

médio de provisão sofrerão redução, como resultado da implantação de novas políticas de

Recursos Humanos e melhor adequação da empresa à legislação trabalhista e previdenciária13.

Provisões adicionais (em R$ milhões):

2014: R$ 1,8

2015: R$ 1,8

2016: R$ 1,7

2017: R$ 1,6

2018: R$ 1,7

2019: R$ 1,7

2020: R$ 1,7

2021: R$ 1,6

2022: R$ 1,7

2023: R$ 1,7

2024: R$ 1,7

2025: R$ 1,7

Para essas novas provisões, previu-se que as reclamações trabalhistas serão quitadas em até 6

anos, contados do ano de distribuição do processo, concentrando-se 90% dos valores entre o

2º, 3º e 4º ano. Processos cíveis serão quitados em até 5 anos, concentrando-se o maior fluxo

de pagamento no 3º e 4º ano. Finalmente, os processos propostos no âmbito dos Juizados

Especiais Cíveis têm quitação prevista em até 3 anos, com pagamentos concentrados no 2º e

3º ano contados da distribuição do processo.

13

Vale ressaltar, de qualquer modo, que dado o tempo de maturação dos passivos judiciais, considerados os prazos de prescrição e de propositura de ações, além da lentidão do Poder Judiciário, as contingências judiciais ainda estarão sujeitas aos efeitos das atuais práticas comerciais e trabalhistas por um longo tempo.


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155


(a) Evolução Custos Operacionais

A projeção dos custos operacionais para o período 2013 a 2025 foi realizada com base na

estrutura de custos atual da empresa para atender a expansão do mercado, fazer as melhorias

e renovações necessárias de seus ativos elétricos e recursos adicionais para concluir o

processo de automação de subestações e alimentadores, bem como, eliminar as demais não

conformidades relacionadas no capítulo 4.

Para suportar o aumento de custo da estrutura de atendimento operacional e comercial e

fazer as melhorias necessárias no sistema elétrico, projeta-se uma elevação real dos custos

operacionais (média dos períodos) da CNEE na ordem de 7,3% a.a. no período 2013 a 2025 em

relação ao período 2008 a 2012. O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos custos

operacionais no referido período.

Valores em R$ Milhões, a preços junho de 2013

O presente Plano é minucioso na caracterização da realidade encontrada na Concessão. O

Custeio Operacional a ser desenhado para os próximos anos precisa considerar um rol de

ações que permita a evolução equilibrada das condições técnico-operacionais da distribuidora,

com descarte da suposição que um desembolso expressivo de recursos na partida teria o

condão de viabilizar a retomada imediata das condições ótimas de desenvolvimento das

atividades.


_____________________________________________________________________________

156

Apesar do OPEX, em valores reais, se manter praticamente constante nos primeiros anos do

período, observa-se uma trajetória crescente, a partir de 2014, das relações OPEX por

Consumidor e OPEX por Energia Faturada em função do crescimento da base de consumidores

e energia faturada evoluíram a taxas bem menores, sendo essa uma característica histórica da

Concessão.

Observando a evolução do indicador OPEX / Receita Líquida, gráfico abaixo, projeta-se a

manutenção da relação em um patamar constante, na ordem de 20%.


_____________________________________________________________________________

157

(b) Evolução Investimentos

A projeção de investimento para fins deste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e

Transgressões foi realizada tomando por base o Plano de Desenvolvimento da Distribuição –

PDD, elaborado pela distribuidora de acordo com os Procedimentos de Distribuição - PRODIST,

Módulo 2. Também foram considerados os insumos colhidos nas discussões realizadas nas

visitas técnicas durante os meses de julho e agosto de 2013, além da visão de planejamento

dos sistemas de distribuição internalizada no Grupo Energisa;

Importante destacar que, a partir de 2017, a projeção de investimentos em Subestações e

Linhas de Distribuição de Alta Tensão tem caráter indicativo, em função das incertezas

fomentadas pelas elevadas taxas de crescimento de carga;

Em face destas limitações, para se projetar com precisão os investimentos para o período de

2013 a 2025, apresenta-se neste tópico o melhor esforço de estimação dos investimentos

necessários para cumprimento das metas regulatórias, definidas no 3CRTP.

Segundo as análises conduzidas, para esse cenário prospectivo, o planejamento a realizar deve

prever investimentos orientados para:

Expansão do Mercado:

Ligação de novos consumidores.

Melhoria, Reforço e Renovação do Sistema Elétrico:

Ampliação de subestações;


_____________________________________________________________________________

158

Automação de subestações;

Construção de linhas e subestações;

Construção de alimentadores;

Automação de Alimentadores;

Substituição de equipamentos (religadores, disjuntores, relés, etc.);

Ações para controle das Perdas Não Técnicas:

Blindagem de consumidores;

Melhoria de Processos e Infraestrutura:

Aquisição de gerador móvel e megajumper destinados a evitar desligamentos

programados;

Aquisição de Veículos;

Ampliação e modernização dos equipamentos de TI e Telecom;

A previsão de investimentos destinados à expansão, melhoria, renovação e reforços no

sistema se volta prioritariamente para:

Ampliar a capacidade de subestações, LDATs e alimentadores com carregamento

elevado;

Automatizar subestações e alimentadores;

Construir LDATs, Subestações e Alimentadores para atender ao crescimento do

mercado;

Substituição de equipamentos obsoletos e/ou em final de vida útil;

Investimentos para substituição de equipamentos contaminados com PCB –

Askarel.

O gráfico abaixo mostra a evolução do Investimento para o período 2013 a 2025. Para 2013 a

2018 a previsão foi realizada com base no PDD e informações colhidas nas visitas técnicas

realizadas. A partir de 2019, como não existem informações no PDD em relação ao sistema de

média e baixa tensão, foi realizada uma projeção com base nas previsões realizadas para o

ciclo anterior.


_____________________________________________________________________________

159

Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.

O investimento aqui apresentado é o total, considerando todas as rubricas a serem

contempladas. Em análise comparativa com o investimento realizado no período 2008-2012

temos a destacar que:

Os investimentos nos primeiros anos se mostram necessariamente mais elevados,

visando uma recuperação das condições atuais do sistema elétrico;

Os investimentos a partir de 2017 são indicativos.

Apresenta-se nas tabelas a seguir a relação dos principais investimentos a serem realizados no

período 2013 e 2015.


Principais Investimentos Previstos 2013 2014 2015

Subestações ( URUPES, BORBOREMA) 5,29 1,37 8

Linhas de Distribuição de Alta Tensão ( LT 138KV - URUPES, LT 34,5KV URUPES - IRAPUÃ) 2,87 - -

Total 8,16 1,37 7,56


_____________________________________________________________________________

160

Os principais investimentos a serem realizados em ativos não elétricos estão relacionados na

tabela abaixo, onde se podem destacar os investimentos na frota de veículos e Sistema de

informática:


Obs: 2013 informações não disponíveis

A projeção de investimentos está direcionada para os projetos de Expansão, Melhoria e

Renovação de redes, buscando resolver as não conformidades apontadas no Capítulo 4 e para

a melhoria contínua da qualidade do serviço oferecido pela distribuidora. O gráfico seguinte

mostra a evolução dos investimentos para o período 2013 a 2017, com a participação de ativos

elétricos e não elétricos.


No período 2014 a 2017 haverá a necessidade de um volume maior de investimentos

direcionados para sanar as não conformidades citadas no capítulo 4 e promover a conclusão

do processo de automação de subestações e alimentadores.

Ativos Não elétricos 2013 2014 2015

Substituição da Frota de Veículos 0,80 1,56

Investimentos em TI 1,19 0,85

Investimentos em Telecom 0,39 0,20

Total - 2,4 2,6


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161

Importante destacar que nos próximos anos serão realizados ajustes no planejamento de

forma a adequar os investimentos a expansão do mercado e necessidades operacionais da

empresa, inclusive atacando novas frentes em que se mostrarem necessárias uma atuação da

concessionária.

Observando as trajetórias dos indicadores de Investimento por km de Rede e Investimento por

Consumidor, entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir, observa-se a influência dos

investimentos mais elevados a serem aplicados no sistema elétrico para o próximo ciclo.


_____________________________________________________________________________

162

(c) Programa Luz para Todos

A empresa já encerrou o programa Luz Para Todos encontrando-se totalmente universalizada.

Seção 7.06 Comercial

(a) Inadimplência

Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação da CNEE, será adotada estratégia com

foco no combate à inadimplência, de forma que a gestão dos recebíveis tenha maior atenção.

O conteúdo deste plano foi desenvolvido observando as diferenças culturais, territoriais e

especificidades de alguns segmentos de mercado (Poder Público, Serviço Público e Iluminação

Pública), bem como, os ajustes necessários as praticas consagradas no Grupo Energisa.

O plano de medidas de combate à inadimplência dentro da Gestão de Recebíveis tem como

objetivo primário: agregar maior rentabilidade financeira a um custo otimizado.

O plano de medidas é baseado em alguns pilares estratégicos:

Pessoas:

Conscientização de todos os colaboradores de que recebíveis é prioridade;

Processo:

Implantação de novas variáveis na geração das listas de corte;

Ganho de produtividade das equipes de corte;

Inteligência:

Estabelecimento de estratégias no âmbito judicial e político para recuperação de

valores significativos associados a órgãos públicos;

Abordagem diferenciada para os maiores devedores privados.

Controle:

Redefinição dos indicadores de acompanhamento dos recebíveis.

A seguir apresentam-se as ações mapeadas e definidas para os próximos anos, sua evolução e

projeção das metas que pretendemos alcançar (ações táticas):


_____________________________________________________________________________

163

Implantar campanhas de cobrança de faturas por parte dos colaboradores: será

promovido a intensificação do uso dos colaboradores que tenham relacionamento

com os clientes de modo a realizarem a cobranças de débitos. A ação consiste em que

os envolvidos tenham pequenas carteiras de cobrança onde possam monitorar e

acompanhar o progresso dos clientes quanto ao pagamento de seus débitos. A ação

propiciará a satisfação e comodidade aos clientes, pois ofereceremos diversas

soluções: débito automático, parcelamentos, fatura por e-mail e mudança de

vencimento da conta.

Centralizar a geração da lista de corte e estabelecer meta mensal de corte: a

centralização garante a gestão padronizada dos cortes, maior controle dos débitos

vencidos e controle da efetividade e eficiência das equipes de corte.

Gerar a lista de corte relacionada a maiores valores: atuar prioritariamente com foco

nas principais dívidas, mantendo uma relação 80% das dívidas vis a vis a 20% dos

clientes.

Criação de indicadores para acompanhamento dos recebíveis: os indicadores

permitem a visão ampla dos resultados das ações e direcionam as melhorias das novas

ações tais como:

o Métrica do Pendente: Contas a receber - (contas a vencer + vencidos até 20

dias) + Provisão para devedores duvidosos + judicial+ parcelamentos, dividido

pelo faturamento médio dos últimos 12 meses.

o Métrica da Inadimplência 12 meses últimos meses: Faturamento dos 12

últimos meses, menos a arrecadação dos 12 últimos meses, dividido pelo

faturamento dos 12 últimos meses.

o Métrica da Inadimplência dos 03 últimos meses: Contas a receber vencidas de

01 a 90 dias, dividido pelo somatório dos faturamentos dos últimos 03 meses.

Sensibilizar os tribunais de justiça e outras autoridades: disseminar no âmbito judicial

os impactos gerados no preço da energia com o aumento da inadimplência dos

clientes.

Implementar a cobrança judicial dos grandes clientes: acrescentar na matriz de

cobrança a ação judicial de débitos para o grupo A com maiores valores.


_____________________________________________________________________________

164

Do ponto de vista das boas práticas no combate a inadimplência, verifica-se a possibilidade de

um maior aprimoramento nas ações, com foco nas ações relativas à eficiência do corte e a

produtividade das equipes de campo de corte e cobrança.

Deveremos implementar um acompanhamento efetivo na carteira de recebíveis da empresa,

ou seja, com gestão sobre o ciclo de arrecadação e o aging do contas a receber, não apenas no

indicador de arrecadação. Com indicadores específicos, eficientes, emanados de diretrizes

estratégicas que possibilitem ações mais assertivas e o foco na redução de custos é possível

alcançar uma melhoria na arrecadação com menores índices de inadimplência.

A receita irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa que

possivelmente não será arrecadada em função de inadimplemento definitivo por parte dos

consumidores.

Considerou-se para proje o do montante deste inadimplemento o “N el Real de Receitas

rrecuperá eis” constante no erceiro iclo de Re is o arifária da CNEE, conforme tabela

abaixo.

Aplicando-se estes índices à projeção, em media 0,2% do faturamento anual da CNEE ficará

retido no saldo de Contas a Receber e irá compor a base de cálculo da Provisão para

Devedores Duvidosos, como será visto no tópico seguinte (Índice de Provisionamento do

Contas a Receber)

(b) Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD)

A Provisão para Devedores Duvidosos (PDD) é figura contábil que representa o montante de

faturas em aberto no contas a receber da distribuidora cujo recebimento incerto. O “Manual

de ontabilidade do Setor l trico” pre ê a constitui o da pro is o com base em parâmetros

qualitativos (análise individual do consumidor, experiência da administração, garantias e etc.)

e quantitativos baseados no vencimento das faturas, porém de difícil aplicação em se tratando

de projeções financeiras de longo prazo, dado o grande número de variáveis envolvidas.

INADIMPLÊNCIA 3ª RT

Residencial 0,1%

Industrial 0,6%

Comercial 0,1%

Rural 0,0%

Outros 0,0%


_____________________________________________________________________________

165

Contudo, o setor de distribuição é reconhecido como de baixa volatilidade nos fundamentos

contábeis que envolvem a PDD em virtude do direito de corte. Para a projeção da PDD da

CNEE no presente trabalho foi aplicado o conceito de “Índice de ro isionamento” similar ao

utilizado no RP112 do Relatório de Informações Trimestrais (RIT).

Apurando-se o Índice de Provisionamento com base no saldo realizado em jun/2013, encontra-

se o valor 4,6%. Contudo análise efetuada durante processo de diligência na CNEE indica para

a necessidade de ajuste de R$ 0,2 milhões na provisão, elevando o índice para 5,6%, o que foi

admitido como premissa na projeção.

(c) Call Center e Atendimento Presencial

Com base no cenário verificado relativamente aos canais de atendimento prestados aos

consumidores, e aqui destacados (call center e as agências de atendimento presencial),

conclui-se que a questão relativa ao dimensionamento dos recursos humanos do call center,

em face das novas condicionantes estabelecidas pelo regulador e das premissas adotadas pela

CNEE, deve ser alvo de reestruturação e adequação. Essa condição respalda-se na necessidade

de compatibilizar os recursos disponíveis vis-à-vis a necessidade de atendimento do que é

estabelecido nos regulamentos vigentes, garantindo, assim, a operabilidade da empresa em

níveis de custos sustentáveis e alinhados com a premissa de buscar a prestação do serviço

adequado e a modicidade tarifária em todas as atividades exercidas.

Adicionalmente, sustenta a proposição ora apresentada a necessidade de que a garantia da

prestação de um serviço adequado, dentro de custos operacionais eficientes, seja refletida na

satisfação do cliente. Para tanto, propõe-se ações que não somente estarão vinculadas a uma

possível revisão da estrutura de atendimento, mas também através de adequação e

otimização de processos internos que garantam o atendimento dos prazos pactuados e com a

qualidade assegurada.

ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO DA PDD R$ milhões

SALDO DO CONTAS A RECEBER EM JUN/13 17,6

SALDO DA PDD (0,8)

ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO ORIGINAL 4,6%

PROVISÃO ADICIONAL SUGERIDA (0,2)

ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO AJUSTADO 5,6%


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166

Call Center

Para o call center a solução proposta objetiva a eficiência de custos, o atendimento às

disposições regulatórias e a oferta de um atendimento de qualidade aos clientes da área de

concessão.

Ao longo dos últimos anos foram desenvolvidos métodos eficientes e eficazes na gestão dos

canais de relacionamento. A experiência mostra que para uma prestação de serviços adequada

é necessário investir nas seguintes dimensões: capital humano, tecnologia e informação.

Para equalizar os problemas apontados e atender aos objetivos colocados, propõe-se

implantar de forma ágil e sustentada as seguintes soluções:

Implantação da área de planejamento no Call Center - o objetivo é conferir um direcionamento

único para as ações do Call Center através da centralização dos relatórios de acompanhamento

dos indicadores regulatórios, dimensionamento das curvas de atendimento das centrais,

elaboração e acompanhamento das escalas e dimensionamento do quadro de força de

trabalho;

Padronização do atendimento - o objetivo é garantir o cumprimento do padrão de

atendimento, bem como, reduzir o número de serviços gerados de forma improcedente pelos

atendentes. Propõe-se a realização de um processo criterioso de revisão de todos os scripts de

atendimento, com o objetivo de tornar mais claras as instruções/orientações a assim garantir o

cumprimento do padrão, com otimização dos tempos despendidos e um maior nível de

assertividade. Em linha com estas ações deve-se reestruturar o módulo de ajuda (Help) do

Sistema de Atendimento. Este módulo possui informações que contemplam desde explicações

detalhadas do modo de operação das áreas técnicas de interface com o atendimento como,

por exemplo, o Centro de Operação da Distribuição (COD), ao detalhamento descritivo de todo

o processo de faturamento, elucidando de modo rápido e didático questões alusivas a temas

técnicos, regulatórios, legais e contábeis;

Ampliar as facilidades do atendimento por canais digitais – medida dedicada a alcançar dois

objetivos: i) melhorar a satisfação dos clientes com relação à sua percepção sobre o acesso aos

canais de atendimento; b) diminuir os custos do atendimento, direcionando os clientes para os

canais que apresentam os menores custos operacionais;

Intensificar a comunicação proativa com o cliente – esta iniciativa propiciará aos clientes maior

acesso ao call center, visto que mesmo em momento de congestionamento dos troncos


_____________________________________________________________________________

167

telefônicos e chamadas com o tom de ocupado, haverá a possibilidade de realização da

comunicação com o atendimento através de mensagens;

Implantar a Qualidade Assegurada e Monitoria – trata-se de projeto amplo que visa

melhorar as condições de atendimento, a percepção dos clientes e a imagem da

empresa através de uma série de ações como: redução de números de serviços

improcedentes gerados pelo atendimento e redução das rechamadas através da

melhoria de desempenho das áreas que gerenciam os serviços de campo;

Implantar Revisão do Workflow de atendimento – projeto que tem o objetivo de

melhorar a qualidade dos serviços de campo, através da análise e revisão de

processos, com consequente redução dos tempos de atendimento e dos custos

operacionais.

Para a solução dos pontos abordados que visam um perfeito alinhamento com as principais

premissas colocadas para o tema (quais sejam: visão do cliente, limites regulatórios e

eficiências dos custos operacionais), entende-se que pode ser prestado o serviço através de

uma empresa de serviços própria, especializada, o Rede Serviços.

O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas

à prestação do serviço de atendimento telefônico. O Rede Serviços possui estrutura composta

por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com

armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas

empresas benchmark referente ao tema e com a regulamentação vigente relativa à

infraestrutura desse tipo de negócio.

A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do

call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento -

NR-17. A infraestrutura encontra-se instalada na sede da Enersul, distribuidora integrante do

Grupo REDE, e disponíveis para utilização imediata. As fotografias a seguir referentes à Rede

Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada.


_____________________________________________________________________________

168

Fotos da infraestrutura disponível na Rede Serviços

Conforme destacado nos itens anteriores onde são detalhadas todas as dimensões

indispensáveis para operação de um call center, destaca-se como pontos de atenção a

estrutura das instalações e a expertise. A união da estrutura física disponível do Rede Serviços

e a expertise do Grupo Energisa cria condições favoráveis para a prestação do serviço

diferenciado em comparação com o mercado, sob todas as perspectivas: regulador, cliente e

acionistas. No tópico sobre Serviços com Partes Relacionadas deste Plano de Recuperação

abordaremos novamente este assunto.


_____________________________________________________________________________

169

Outros Canais de Atendimento

Considerando as novas oportunidades tecnológicas serão incorporados novos canais de

atendimento aos clientes com menores custos, respeitando a opção de escolha dos clientes,

porém mantendo o objetivo de diversificação dos canais:

Aplicativos em dispositivos móveis: com a proliferação dos tablets e smartphones é

importante investir no desenvolvimento de um aplicativo com oferta dos principais

serviços demandados pelos clientes nos diversos canais de atendimento da CNEE.

Mídias Sociais: outro importante canal a ser explorado são as mídias sociais.

Amplamente difundida e utilizada as mídias sociais como facebook, twitter, youtube

dentre outras é um importante segmento a ser explorado pela CNEE para que essas

mídias se tornem mais um canal de relacionamento com os clientes de forma ágil e de

baixo custo.

(d) Indicadores Comerciais

Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

da CNEE, será adotada estratégia com foco na melhoria dos indicadores comerciais e na

redução do pagamento das compensações financeiras, como as desembolsadas mensalmente

aos consumidores, motivadas pelo descumprimento dos prazos dos serviços acompanhados

através do Anexo III.

Essa estratégia será suportada por um conjunto de ações voltadas para a melhoria da gestão

comercial, observando as diferenças culturais, territoriais e especificidades regionais, bem

como os ajustes necessários as práticas consagradas no setor elétrico.

A seguir apresentam-se as principais ações de melhoria dos serviços, já mapeadas e definidas

para implantação nos próximos anos, destacando sua evolução e projeção das metas a serem

atingidas:

Ações táticas:

Implementar o mecanismo para identificar as ordens de serviços ou notas de serviços

geradas improcedentes pelos atendentes. A identificação das ordens improcedentes

tem por objetivo a minoração dos riscos regulatórios associados aos indicadores DER e

FER e redução dos custos operacionais com rechamadas e deslocamentos

Improcedentes;


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170

Elaborar relatório detalhado para o acompanhamento por área do DER e FER. Tem por

objetivo subsidiar o processo de análise das reclamações, contribuindo assim para

melhoria o processo;

Adequar as rotas e leitura, com base em testes em campo, ajustando os roteiros por

localização (urbano e rural);

Mapear os maiores ofensores das reclamações dos clientes, com o objetivo de dar

uma melhor tratativa, reduzindo os custos operacionais e evitando o pagamento de

compensações;

Desdobrar com as áreas operacionais e prestadores de serviços o indicador IRC - Índice

de Refaturamento de Contas;

Atuar no combate a faturas com erro de leitura apontadas pelo leiturista no 1º

(primeiro) ciclo de faturamento;

Acompanhar o IRC do refaturamento total, segregando por Grupo de faturamento A e

Grupo-B;

Realizar o acompanhamento para os clientes rurais com potencial em refaturamento,

evitando possíveis reclamações por média bimestral;

Capacitar leituristas e atendentes, consolidando uma cultura organizacional que

permita imprimir uma visão de qualidade mais ampla dentro da empresa;

Capacitar atendimento e operação, de modo a aumentar a eficiência e sinergia na

prestação dos serviços ao cliente;

Consolidar o processo de leitura e entrega simultânea do faturamento, evitando

refaturamento, buscando assim uma efetividade ao patamar próximo de 100%,

acompanhando os índices de qualidade e efetividade do faturamento simultâneo;

Implantar fatura via email e ampliar o número de clientes com débito automático,

dando maior comodidade aos clientes, reduzindo os custos operacionais;

Fazer uma reanálise nas empresas terceiras com o objetivo de identificar os serviços

que estão sendo prestados, se estão alinhados com a qualidade que será impressa

pela empresa no modelo Energisa;

Realizar campanha de atualização cadastral;

Revisar as regras de procedimentos operacionais e sistêmicos utilizados pra calculo das

compensações do Anexo III, como por exemplo, a entrada de dados na apuração;


_____________________________________________________________________________

171

Criar indicadores de acompanhamento e desdobrar com as áreas operacionais e

prestadores de serviços para monitorar a qualidade dos serviços que compõem o

Anexo III;

Revisar os processos internos que contribuem para que o valor da compensação

gerada pelo descumprimento do prazo sejam elevados, visando subsidiar a adequação

dos serviços, reduzindo os custos operacionais e evitando o pagamento de

compensações onerosas.

Seção 7.07 Econômico-Financeira

(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais e Setoriais)

Conforme detalhamento apresentado na Seção 4.07 (a), que trata o diagnóstico atual da

concessão, os encargos setoriais que se encontram em atraso na CNEE representam um

passivo no valor de R$4,9 milhões (base 30 de junho de 2013), que significa 31,0% do total de

obrigações em atraso.

Para as projeções econômicas e financeiras neste cenário prospectivo, a partir da situação

atual, foi considerado o parcelamento desta dívida, com base na legislação vigente.

O dispositivo legal que versa sobre a possibilidade de parcelamento de débitos relativos às

quotas mensais da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) é a Resolução Normativa Nº

427/2011, conforme a seguir:

Art. 46. O parcelamento de débitos relativos às quotas mensais da CCC, mediante

requerimento escrito e fundamentado do agente setorial interessado, deverá ser

concedido em até 12 parcelas iguais e sucessivas de, no mínimo R$ 50.000,00

(cinquenta mil reais) cada, vencíveis todas na mesma data do recolhimento normal

aplicável ao respectivo agente solicitante do parcelamento.

§ 1º Os débitos objeto de pedido de parcelamento será consolidado pela Eletrobrás,

incluindo multa e juros, e será remunerado mensalmente pela variação da taxa do

Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC.

Assim, tendo como base a possibilidade de parcelamento da CCC, prevista na Resolução

Normativa Nº 427/2011, por simetria, foi considerado um período de 12 meses para o

pagamento dos demais encargos setoriais em atraso (Conta de Desenvolvimento Energético –

CDE, Quota para Reserva Global de Reversão – RGR e PROINFA), cujo saldo em 30 de junho de


_____________________________________________________________________________

172

2013 está apresentado no quadro a seguir. A remuneração do débito com encargos setoriais

ocorre pela variação mensal da taxa SELIC.

Para o suprimento de energia de Itaipu, cujo saldo em atraso em 30 de junho de 2013 era de

R$6,7 milhões, foi considerado parcelamento em 12 prestações iguais e sucessivas, corrigido

pela variação do dólar + 2% ao ano.

O débito de empréstimos com partes relacionadas no montante de R$4,1 milhões contra a

EDEVP será pago em até 60 dias.

Em 30 de junho de 2013 a companhia não possuía obrigações fiscais em atraso, tampouco

dívidas em aberto com a Eletrobrás referente ao financiamento com recursos da RGR.

(b) Endividamento Financeiro

Com a capacidade de realavancagem melhorada, através do recebimento dos mútuos, a CNEE

poderá acessar mercado em operações que permitam o alongamento de seu passivo, sem

maiores dificuldades.

PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013

DESCRIÇÃO R$ Milhões

ENCARGOS SETORIAIS 4,9

CCC 1,0

CDE 1,6

Quota para RGR 0,2

Quotas do PROINFA 2,0

SUPRIMENTO DE ENERGIA 6,7

Quotas de ITAIPU 6,7

OBRIGAÇÕES FISCAIS -

Federais -

Estaduais -

Municipais -

DÍVIDAS COM ELETROBRAS -

EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 4,1

Distribuidoras 4,1

Não Distribuidoras -

TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 15,7


_____________________________________________________________________________

173

(c) Impostos, Taxas e Contribuições

ICMS: A base de cálculo do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços

(ICMS) no fornecimento de energia elétrica é o valor total cobrado do consumidor final, desde

a geração e/ou importação de energia até a última operação destinada ao seu atendimento.

Portanto, estão incluídos na base de cálculo os encargos relativos à geração e/ou importação

de energia, conexão, transmissão, distribuição, comercialização, valores cobrados a título de

Uso do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (TUSD) e/ou Uso das Instalações de

Transmissão (TUST), e qualquer outro custo inerente ao fornecimento de energia elétrica,

independente da denominação utilizada. A tabela abaixo apresenta as alíquotas médias de

ICMS por classe de consumo, incidentes sobre o fornecimento de energia elétrica da CNEE nos

dois primeiros trimestres de 2013, e que foram aplicadas na elaboração das projeções.

A legislação vigente permite a constituição de créditos de ICMS sobre os gastos com

investimentos, destinados a compensar futuros recolhimentos desse tributo em cronograma

pré-estabelecido (48 meses após a entrada em operação do ativo investido). No âmbito das

projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$ 41 milhões até 2025,

dos quais R$ 30 milhões serão compensados dentro do horizonte deste trabalho.

PIS/COFINS: A Contribuição para o Programa de Integração Social (PIS) e a Contribuição para o

Financiamento da Seguridade Social (COFINS), com a incidência não-cumulativa, têm como

fato gerador a receita bruta da venda de bens e serviços nas operações em conta própria ou

alheia, e todas as demais receitas auferidas. Se a empresa estiver enquadrada no regime da

não-cumulatividade, como é o caso da CNEE a alíquota do PIS é de 1,65%, conforme a Lei

10.637/02, e a alíquota do COFINS é de 7,6%, conforme a Lei 10.833/03.

Todavia, do valor apurado, a pessoa jurídica poderá descontar créditos de 9,25% (1,65% +

7,6%) calculados sobre bens adquiridos para revenda (compra de energia elétrica), insumos e

serviços utilizados no processo produtivo, bem como na aquisição de bens e serviços para o

ativo imobilizado. Portanto, no presente cenário, os gastos com compra de Energia Elétrica e

Custo de Transporte e os Investimentos são contabilizados pelo valor líquido de PIS/COFINS e o

Alíquota de ICMS 1T13 2T13 1S13

Residencial 21,0% 20,0% 20,5%

Industrial 21,2% 22,3% 21,7%

Comercial 17,9% 18,0% 18,0%

Rural 5,4% 5,3% 5,4%

Outros 16,9% 16,8% 16,9%

Total 19,4% 19,1% 19,3%


_____________________________________________________________________________

174

recolhimento devido será a diferença do PIS/COFINS sobre a receita menos os créditos

obtidos.

Imposto de Renda / Contribuição Social: A CNEE é optante do Regime de Lucro Real para

apuração e pagamento do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) bem como da

Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSSL). Tais impostos são calculados pela aplicação

de alíquota de 9% (CSSL) e de 25% (IRPJ) sobre o lucro antes dos impostos ajustado por

receitas e despesas não tributáveis, denominado Lucro Real.

Também é facultada aos optantes deste regime de tributação a possibilidade de constituição

de ativos de impostos a recuperar quando a companhia apresenta prejuízos, a serem utilizados

à razão de 30% do valor do imposto a pagar, desde que sejam utilizados no prazo de 10 anos.

Estima-se que a CNEE possuirá R$ 4,3 milhões em créditos ao final de 2013 que serão

compensados até 2016.

(d) Reestruturação de Capital e Dividendos

Conceitos – Indicadores de Alavancagem

Há várias metodologias para avaliação de solvência e bancabilidade para empresas, pontos

fundamentais para atuação em setores de capital intensivo.

Não se pode imaginar uma empresa do setor elétrico sem acesso a crédito compatível com o

que é exigido no setor, ou seja, de longo prazo e a custos equilibrados.

Da mesma forma, o acesso a todos os mercados é fundamental, até pela impossibilidade de

podermos afirmar que o crédito desejado estará sempre disponível. Há limites de

concentração de risco praticados por agentes financiadores, o que exige criatividade e alguma

dispersão na disponibilidade de crédito para acesso a estruturas alternativas.

Avaliamos junto a bancos e agências de rating qual seria a métrica mais usual do mercado

brasileiro para qualificação da solvência e bancabilidade de uma companhia, e qual seria o

nível adequado para este índice no ambiente atual (nível de juros básicos, duration das dívidas

disponíveis, da carteira da empresa e etc).

Certamente não é a única, mas a Dívida Líquida / EBITDA é a mais utilizada e a mais simples de

ser apurada. É interessante que a ANEEL também manifeste preferência por este indicador na

sua rotina de avaliação das concessionárias.

Ressaltamos aqui, a título de exemplo, a avaliação do rating da Energisa junto a Standard &

oor’s e Fitch as quais concederam notas equi alentes a AA- em escala nacional, o que pode


_____________________________________________________________________________

175

representar um teste de validade a este princípio, à medida que a empresa possui amplo

acesso a crédito bancário e mercado.

O nível de classificação de rating nacional tem possibilitado à Energisa, e às suas subsidiárias

dos setores de geração e distribuição de energia, acesso aos mais diversos produtos do

mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e

FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado

de capitais (FIDCs, Debêntures e etc).

A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA,

(ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita

exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em

momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo

banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem

rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo

na sua percepção de risco.

As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem

medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes

ações do rating da Energisa, dos quais destacamos:

Standard & oor’s: m 17 de Setembro de 2 13, e já após refletir a potencial aquisição

do Grupo Rede, divulgou a atualização do rating da Energisa, mantendo a nota de

“brAA-“. A agência sinali a que os ratings poder o ser negati amente pressionados por

índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar

positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de

4,0x.

Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global

da Energisa com destaque para o seguinte trecho: “A Fitch espera que a Energisa

mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano

de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser

negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos”.

Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a

todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções

uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de

alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor:

Concessionárias sob intervenção: “limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de

5,0x até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final


_____________________________________________________________________________

176

de 2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As

apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado.

Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos,

debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no

mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo

(bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de

planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no

passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e

aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo

prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou

pelo Programa de Baixa Renda.

EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação

de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional,

resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em

coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e

incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica.

Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel,

refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA – Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a

Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de

forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador.

Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para

atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a

insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais.

Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer

todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida /

EBITDA).

Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para

investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos

anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um

plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de

qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não

executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os

padrões determinados pela Agência Reguladora.


_____________________________________________________________________________

177

Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento

se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o

cumprimento do indicador impraticável.

Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA – Capex), limitando o controle ao

indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito

e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida.

Reestruturação de Capital

Da mesma forma que justifica-se a necessidade de capitalização amparada nos compromissos

de sanar transgressões e melhorar a estrutura de capital e alavancagem da empresa,

companhias subalavancadas possuem motivações para aplicação de redução de capital.

No caso específico da CNEE, a empresa encontrar-se numa diferenciada situação de

subalavancagem e de alta liquidez após receber seus créditos de mútuos.

Considerando o recebimento destes créditos, com base em 30-junho-2013, a Dívida Líquida /

EBITDA refletirá a alavancagem negativa de (1,1)x, o que, assim como a sobrealavancagem,

não é saudável em termos de administração financeira.


_____________________________________________________________________________

178

O Plano apresentado considera conceitualmente necessário distribuir lucros acumulados e, se

necessário, uma redução o capital, quando a empresa, após sanadas as transgressões, não

alcança o indicador Dívida Líquida / EBITDA <= 2,0x.

Dessa forma, caso a Dívida Líquida / EBITDA apresentada for < 2,0x, e houver saldo de caixa

suficiente, será procedida a distribuição de lucros acumulados e posteriormente a redução de

capital que elevará a alavancagem a 2,0x.

No caso da CNEE, foi considerado a seguinte distribuição de capital para equilíbrio de sua

alavancagem e estrutura de capital:





Mútuos 4,1






Daycoval 132,8




Daycoval -



EBITDA 2012² 30,0





Ratios CNEE








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179

i. Recebimento Líquido Mútuos: R$108,4 milhões

a) Recebimento de mútuos: R$112,5 milhões

b) Pagamento mútuos: R$4,1 milhões

ii. Dívida Líquida / EBITDA antes: (1,1)x

iii. Redução de Capital (efeito caixa): R$14,0 milhões

iv. Dívida Líquida / EBITDA após: (0,6)x

Com a redução de capital, CNEE ainda mantém um indicador Dívida Líquida / EBITDA negativo

de (0,6)x no pro-forma de 30-jun-2013, e no longo prazo, (0,1)x ao final de 2017,

demonstrando constante subalavancagem ao longo da projeção.

No capitulo 9, no cenário do Plano de Recuperação mostra que a solução adotada permite

atender os covenants dentro do horizonte de tempo razoável e seguro, sem comprometer as

metas de investimentos mais prementes.

Premissas para o Pagamento de Dividendos

Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:

i. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25%

do lucro líquido distribuível.

ii. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido

distribuível.

No caso da CNEE, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos:

(e) Mútuos

Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, este Plano apresentado pela

Rede Energia, no âmbito da aquisição do controle pela Energisa, deverá tratar a liquidação dos

mútuos entre companhias.

Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, a Nacional pagará mútuos

existentes no montante de R$4,1 milhões, conforme abaixo demonstrado:

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Dívida Total Líquida / EBITDA -0,7 x -0,5 x -0,2 x -0,1 x 0,1 x 0,2 x 0,3 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x

% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 116,4% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0%


_____________________________________________________________________________

180

R$ milhões

EDEVP 4,1

Distribuidoras 4,1

TOTAL 4,1

Por outro lado, CNEE possui mútuo a receber no montante de R$112,5 milhões, dos quais

R$31,1 milhões de distribuidoras coligadas e R$81,4 milhões de holdings do Grupo Rede,

conforme pode ser visto abaixo.

R$ milhões

Caiuá 25,0

EEB 6,1

Distribuidoras 31,1

Rede Energia 66,4

Rede Power 15,0

Holdings 81,4

TOTAL 112,5

No âmbito da aquisição do controle acionário do Grupo Rede pela Energisa, a adquirente se

comprometerá a fazer com que estas operações de mútuo sejam liquidadas em até 60

(sessenta) dias a partir da assunção do controle.


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181

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Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras

(a) Demonstrativo de Resultado Projetado


_____________________________________________________________________________

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5

(b) Fluxo de Caixa Projetado

Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi considerada a necessidade de

manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo


_____________________________________________________________________________

183

este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais

necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas

atra s de opera ões com pra o de dois anos “bullet” ao custo de 13 % do .

(c) Sumário das Projeções Financeiras


_____________________________________________________________________________

184

8. Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para

as concessões do Grupo Rede?

A essência de uma regulação por incentivos em monopólios naturais consiste na emissão de

sinais e parâmetros regulatórios de forma que as concessionárias possam competir com esses

referenciais. Nesse contexto, caso as empresas superem os parâmetros estabelecidos pelo

Regulador, os ganhos auferidos são apropriados pela concessionária durante determinado

período de tempo, acontecendo o contrário há uma redução da remuneração.

Esse regime de regulação promove a busca pela eficiência e estimula as concessionárias a

aumentarem a sua produtividade. Em um momento posterior, nas revisões tarifárias

periódicas, esses ganhos de eficiência e produtividade são compartilhados com os

consumidores propiciando uma situa o “ganha-ganha” continuada cujos sinais e parâmetros

regulatórios normalmente são ajustados e aprimorados a cada ciclo tarifário.

Para que esse ciclo virtuoso se concretize, é necessário que as concessionárias estejam em

condições equilibradas para que consigam participar dessa “competi o”. Sem esse equil brio

a “competi o” come a desfa orá el para a concessionária. laro que nessa situa o

necessário entrar no mérito do motivo da ocorrência do desequilíbrio.

Analisando os resultados do Grupo Rede nos últimos anos, e não se trata de poucos anos,

constata-se que as suas concessionárias foram perdendo as condições econômicas,

financeiras, técnicas e operacionais básicas. Essa deterioração colocou as concessionárias em

situa o muito desfa orá el na “competi o” proposta pela regulação por incentivos.

No caso concreto, é difícil definir categoricamente todas as causas que levaram à deterioração

das condições das concessões do Grupo Rede. Entretanto, observa-se que um elevado

endividamento levou a um comprometimento com o pagamento do serviço da dívida,

ocasionando a falta de recursos para pagamento de obrigações setoriais, reduzindo

sobremaneira a capacidade de novos investimentos e de fazer frente às necessidades

operacionais. Isso acabou por levar a uma redução dos níveis de qualidade e de combate às

perdas de energia elétrica. Essa situação implicou no pagamento de valores consideráveis

decorrentes de multas e compensações relacionadas à qualidade do serviço prestado, bem

como no não reconhecimento tarifário de significativos valores com compra de energia. Esse

contexto criou um ciclo destrutivo nas concessões.


_____________________________________________________________________________

185

Todavia, concluir que o elevado endividamento foi a única causa dos problemas enfrentados

pelo Grupo Rede e que a redução do nível da alavancagem das empresas é o único desafio a

ser enfrentado no momento atual é uma conclusão simplista e apressada. O problema das

concessões do Grupo Rede abrange diversos aspectos que exige uma reflexão e uma análise

mais profunda.

A delicada situação de liquidez que o Grupo já enfrentava, associada à necessidade de

investimentos expressivos em algumas concessões, a crescente distância para o alcance das

metas regulatórias e a formação de dreno de recursos da concessão potencializaram a

elevação das dívidas.

A gravidade da situação resultou numa importante dificuldade na gestão das concessões em

relação aos sinais e parâmetros regulatórios emitidos pela ANEEL. No caso, os problemas

mencionados impediram uma gestão apropriada quanto aos aspectos regulatórios e

operacionais das empresas. Como as concessões possuem em sua maioria características

muito peculiares, desafiantes pela extensão territorial, baixa densidade de carga e carência de

infraestrutura, os efeitos desse descompasso são particulares, o que sugere a necessidade de

um tratamento diferenciado para cada uma delas.

A partir da perda das condições econômicas, financeiras, operacionais e técnicas das empresas

do Grupo Rede, a insolvência ficou iminente, o que culminou com a intervenção compulsória

por parte da ANEEL. Nesse processo de intervenção, a ANEEL visou primordialmente a

prestação do serviço adequado e a preservação do interesse público. Considerando o tempo

de gestão do Grupo Rede, caracterizado anteriormente, acrescido da fase de intervenção,

resta claro que nesse período as concessões estiveram sem condições de participar da

“competi o” regulatória pelo desequil brio das condi ões básicas.

A solução estrutural para as concessionárias do Grupo Rede passa pela assunção da

titularidade por um novo controlador, com vistas à retomada da normalidade na prestação do

serviço na concessão o mais rápido possível, bem como, a adequação dos parâmetros

regulatórios compatíveis com as áreas de concessão. Nessa tese, duas vertentes, em prol do

interesse público, devem ser observadas, mas tratadas de forma distinta.

A primeira vertente concerne às dívidas e inadimplências, onde resta claro que o novo

controlador deve contar com sua capacidade de negociação com credores e recursos próprios


_____________________________________________________________________________

186

para sanar as questões pendentes, sem que isso venha a interferir na gestão das concessões

que passa a assumir, dentro de padrões regulatórios condizentes com a realidade colocada.

Na segunda vertente, que diz respeito à condução dos aspectos operacionais e de expansão de

cada uma das concessões que compõem o Grupo Rede, tem-se a realidade fática da situação

presente. Essa situação, embora indesejável, necessariamente deve representar o ponto de

partida na concepção de uma solução consistente e sustentável para cada uma das diferentes

situações colocadas na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica nas

áreas em questão.

Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para

consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido

possível, dado que as duas vertentes acima fazem que o mesmo controlador tenha que

necessariamente recuperar cada concessão tanto do ponto de vista financeiro como

operacional.

A solução que implicar em alongar no tempo a retomada da normalidade do serviço de

distribuição de energia elétrica não é a melhor para o interesse público, pois aumenta os riscos

de que fatos supervenientes tenham maior amplitude em concessões que ainda não estejam

plenamente recuperadas. Isso dificultaria ainda mais a retomada da prestação do serviço

adequado e os diálogos com o Regulador na busca de uma transição regulatória segura. Os

fatos supervenientes incluem eventuais problemas que hoje não puderam ser identificados e

que somente serão conhecidos quando da operação da nova gestão, por mais intensa e

objetiva que tenha sido a diligência realizada.

A solução para as concessões do Grupo Rede não pode desconsiderar que as concessionárias

passaram vários anos com extremas dificuldades. Do ponto de vista regulatório esses anos

podem ser entendidos como um período de tempo em que praticamente não foi possível

perseguir os referenciais estabelecidos, o que resultou, muitas vezes, em um distanciamento

ainda maior entre a realidade e os parâmetros regulatórios.

Considerando o objetivo da retomada da normalidade das concessões, é necessário que os

referenciais regulatórios para o novo controlador observem e considerem o período

caracterizado como de estagnação em relação às metas regulatórias, dado ao desequilíbrio

ocorrido tanto no contexto financeiro como operacional.


_____________________________________________________________________________

187

Não é coerente do ponto de vista regulatório e nem atende ao objetivo da retomada da

normalidade tratar como normais os últimos anos dessas concessionárias. Definir metas

regulatórias desconsiderando as atipicidades e desequilíbrios dos últimos anos, e o cenário em

que atuaram, trará um efeito prático de drenar recursos da concessão para pagamentos de

multas, compensações, falta de cobertura de compra de energia decorrente de glosas de

perdas regulatórias. Também, se a opção for pelo caminho da intensificação de investimentos

para recuperar as metas regulatórias no curto prazo, de um lado pressionará de forma

significativa a tarifa, bem como esbarrará nas condições locais de atender uma mobilização

necessária de curto prazo, o que leva a um contexto de pouca racionalidade.

Cabe lembrar que nos primeiros anos, após a assunção do controle acionário das

concessionárias do Grupo Rede por um novo controlador, serão necessários, além da

implantação de um choque de gestão, vultosos aporte de recursos para atender a demanda

reprimida por investimentos em expansão e melhorias.

Nesse contexto, os mencionados drenos de recursos (multas, compensações, glosas e etc.)

estarão trabalhando contra este esforço, uma vez que a perda de recursos ocasionada por essa

situação retardará a retomada da normalidade das concessões, o que é indesejável para a

ANEEL, consumidores, sociedade e controlador.

Concretamente, a ANEEL tem a possibilidade de definir patamares regulatórios específicos e

diferenciados para as concessionárias do Grupo Rede, que sejam exequíveis, dada a situação

excepcional que cada concessão se encontra. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez

que há mais de um ano a gestão dessas empresas está sob intervenção da Agência. Esses

interventores, além de conviverem com a realidade dessas concessões, de terem notória

experiência no setor elétrico, inclusive como ex-reguladores, são confiáveis o suficiente para

informar a exata medida da situação e da adequação das metas para a sua superação, o que

mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação.

Não há dúvida de que os interventores seriam hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a

realidade das concessionárias do Grupo Rede, no sentido de acusar e precisar quais exigências

regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos.

Nesse contexto, essas exigências demandariam ajustes.

Assim, o grupo ENERGISA se apresenta como uma parte protagonista da solução para os

problemas enfrentados pelas concessões do Grupo Rede. Essa parcela da solução consiste na


_____________________________________________________________________________

188

capacidade de turnaround demonstrada nos ativos adquiridos na privatização e que hoje são

benchmark do setor, na capacidade de implementar choque de gestão, com presença sênior,

na capacidade de alcançar níveis adequados de qualidade do serviço e de perdas elétricas, na

capacidade de realizar investimentos intensos com disciplina técnica, comercial, regulatória,

administrativa e financeira. Toda essa expertise resultará na agregação de valor para

consumidores em decorrência das melhorias operacionais (técnico-comerciais), regulatória,

administrativa (processos e sistemas) e financeira.

Assim, para que a ENERGISA possa recuperar as concessionárias do Grupo Rede, constata-se a

real necessidade de um regime excepcional regulatório conforme prevê a lei. Nesse sentido, a

outra parcela da solução reside na aprovação deste regime excepcional pela ANEEL.

A premência da aprovação desse regime reside no atual quadro de dificuldades das

concessões, onde o abismo entre as metas regulatórias e reais drenam recursos

imprescindíveis para a retomada das condições econômicas, técnicas e operacionais das

empresas, e que reduzem a capacidade de geração de caixa. Os próprios interventores

poderão indicar casos tão expressivos em que nem a mais eficiente gestão aliada a recursos

financeiros ilimitados permitiriam cumprir as metas sem flexibilização, dado à situação atual

das concessões.

Portanto, a aprovação do regime excepcional regulatório permitirá que o Grupo ENERGISA

compatibilize as condições e o menor tempo para recuperar as concessões, fazendo com que

as concessionárias possam competir com os referenciais regulatórios, o que beneficiará os

consumidores.

Cabe mencionar que o regime excepcional regulatório identificado para cada concessão é o

resultado de análise profunda por parte da ENERGISA, bem como da opinião dos interventores

sobre os pontos cruciais regulatórios. Assim, cada concessão necessita de um determinado

regime customizado e específico, na medida das suas profundas necessidades, no qual são

identificada quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos

atuais prazos estabelecidos e, portanto, em benefício da concessão, demandariam ajustes.

Assim, tendo em conta as seguintes motivações e fundamentações: a) a realidade da situação

de cada concessão; b) o diagnóstico da ENERGISA para cada concessão; c) a visão dos

interventores sobre cada concessão; d) a necessidade imperiosa de se atingir no menor tempo

uma situação sustentável para os consumidores e para as concessões; e) as necessidade


_____________________________________________________________________________

189

apontadas no Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões – proposta

ENERGISA; f) o Plano de Integração de Gestão – proposta ENERGISA; g) os problemas que hoje

não puderam ser identificados e que somente serão conhecidos quando da operação da nova

gestão; e h) a previsão legal do Regime Excepcional Regulatório, constata-se a real necessidade

de se definir, estruturar, propor e submeter à aprovação da ANEEL um Regime Excepcional

Regulatório para cada uma das 8 concessões do Grupo Rede. Sendo necessário um regime

diferenciado para cada concessão, dadas as particularidades e dificuldades que as

caracterizam. Importante destacar que cada regime específico proposto visa o melhor

benefício para a concessão.


_____________________________________________________________________________

190

3,3 4,4 4,3 4,3 4,2 4,2 4,1 4,0 3,9 3,9 3,8 3,8 3,7

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1,0

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5,0

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15,0

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600

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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Total - CNEE

Total GWh Taxa de Crescimento (%)


3,1%


4,1%

4,2 5,4

4,6 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7

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4,0

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12,0

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50

100

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200

250

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350

400

450

500

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Residencial - CNEE

Residencial GWh Taxa de Crescimento (%)


4,9%


4,8%

10,4

1,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

-

2,0

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6,0

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10,0

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18,0

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-

10

20

30

40

50

60

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Rural - CNEE

Rural GWh Taxa de Crescimento (%)


7,8%


0,7%

-3,9

2,9

4,9 5,1 4,9 4,6 4,4 4,2 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5

-5,0

-

5,0

10,0

15,0

20,0

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Industrial - CNEE

Industrial GWh Taxa de Crescimento (%)


1,6%


4,2%

5,2 5,1 5,2 5,0 4,7 4,5 4,3 4,1 4,0 3,8 3,7 3,6 3,4

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

50

100

150

200

250

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Comercial - CNEE

Comercial GWh Taxa de Crescimento (%)


7,4%

4,9

1,6

7,4

-7,8

2,7 3,1 4,9

7,9 7,4

-7,8

2,7 4,2 4,7 4,2 4,3

0,7

2,8 4,1

-10,0

-5,0

-

5,0

10,0

15,0


Crescimento Consumo (% a.a.) - CNEE

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025

9. Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões –

Proposta


Análise das Projeções – Cenário Plano

Na CNEE, o Cenário Plano se diferencia do Cenário Prospectivo em relação às projeções de

mercado somente na Energia Recuperada, resultando nas projeções de mercado apresentadas

a seguir.

Consumo



_____________________________________________________________________________

191

1,0

1,6 1,6 1,6 1,6 1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Total - CNEE

Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


-1,4%


1,4%

2,3

2,9

2,1 2,3 2,3 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,3 2,3

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CNEE

Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


2,5%


2,3%

-15,6

-7,4 -4,6 -3,7 -3,2 -2,8 -2,5 -2,3 -2,1 -1,9 -1,7 -1,6 -1,4

-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

0,0

500,0

1.000,0

1.500,0

2.000,0

2.500,0

3.000,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CNEE

Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


-14,7%


-2,9%

2,3 2,1 2,2

1,9 1,7

1,5 1,3

1,1 1,0

0,8 0,7 0,6 0,4

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1.000,0

1.200,0

1.400,0

1.600,0

1.800,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CNEE

Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


4,3%


1,3%

10,0

1,3

0,1 0,3 0,3 0,4 0,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1.000,0

1.200,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Rural - CNEE

Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


-8,7%


0,5% 2,5

-14,7

4,3

-8,7

-1,4

0,5

2,5

-9,4

4,3

-8,7

-1,4

1,5 2,3

-2,9

1,3 0,4 0,1

1,4

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

-

5,0

10,0


Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CNEE

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025

Consumo Médio



(a) Perdas Regulatórias

A partir da análise do nível de perdas da CNEE realizado em 4.02 e constatado a

impossibilidade de se adequar ao nível regulatório homologado no 3CRTP , verificamos que ao

longo do processo de revisão tarifária da empresa ocorreu uma manifestação a respeito da

não consideração das perdas técnicas na alta tensão medidas.


_____________________________________________________________________________

192

Foi homologado na última revisão tarifária um nível de perdas técnicas na alta tensão que não

foi oriundo de medição. Este ponto, fundamentalmente, é que norteia a contribuição da

empresa, pois na época do 3º ciclo a empresa não dispunha de medição na alta tensão para

mensura o correta de perdas nas linhas S A e S ’s. As perdas homologadas por seu turno

ficaram aquém da realidade verificada historicamente na concessionária.

Posteriormente, foi encaminhado pleito14 à Aneel - já quando se dispunha das medições na

alta tensão – solicitando a revisão do patamar homologado, uma vez que o valor aferido é

maior do que o homologado, além de ser o verificado. Destaca-se no pleito que para a

definição das perdas técnicas, pela Aneel à época, foram utilizados (alternativamente em caso

de não se ter medições) parâmetros metodológicos, porém os critérios adotados não ficaram

aderentes à perdas reais, colocando a concessionária em um cenário de evicção de valor

econômico mesmo apresentando-se em um nível de perdas eficiente se comparado ao

mercado de distribuição. Este fato foi tratado em 4.02.

Cabe aqui destacar que a linha adotada pelo Regulador , a cada novo ciclo tarifário, estabelece

os limites de perdas não técnicas e técnicas a serem admitidas no balanço energético de cada

distribuidora, que pode ser feito mediante a fixação de um valor único para todo o período

tarifário ou mediante a definição de uma trajetória de redução para cada ano do período

tarifário (somente para as perdas não técnicas).

O regime de regulação adotado para o setor de distribuição de energia elétrica brasileiro,

como sabido, é o da Regulação pelo Preço Teto (Price-Cap), que se caracteriza por ser uma

regulação por incentivos.

No regime Price Cap há claro mecanismo de incentivo para as empresas a buscarem uma

maior eficiência na gestão do seu negócio a partir de parâmetros fixados pelo Regulador

durante um período de tempo preestabelecido. No caso específico das perdas não técnicas, o

incentivo está na fixação do nível de perdas ou da sua trajetória durante um período

específico, e posterior avaliação dos resultados a fim de assegurar que os ganhos de eficiência

sejam repassados aos consumidores. Assim, a concessionária tem o estímulo de reduzir a suas

perdas a limites inferiores aos definidos pelo regulador na perspectiva de auferir ganhos

adicionais de receita.

14

Pleito enviado por meio do Ofício INTER-RSS 129-B / 2013 à Diretoria da ANEEL, em 25 de abril de 2013


_____________________________________________________________________________

193

Nesse contexto, a fixação do nível de perdas ou trajetória deve sinalizar para uma busca

permanente de maior eficiência no combate as perdas não técnicas pelas empresas de

distribuição de energia elétrica. A correta fixação deste limite deve considerar fatores não

gerenciáveis, presentes em cada área de concessão, muitas vezes relacionados a questões

socioeconômicas e, por outro lado, impedir que sejam repassadas as tarifas fatores

relacionadas à ineficiência das distribuidoras no combate das perdas não técnicas, cuja

responsabilidade é exclusiva delas.

Baseada no princípio de yardstick competition, ou regulação por comparação, amplamente

utilizado na regulação de monopólios naturais, a metodologia consiste na avaliação dos

resultados de desempenho de uma empresa, em comparação com a de outras do mesmo

setor. Trata-se de uma metodologia na qual se definem os níveis máximos admitidos de cada

unidade operacional, tendo como base o desempenho das empresas que se destacam nesses

processos. Assim, aquelas concessionárias que obtiverem os melhores resultados, os

benchmarks, serão beneficiadas com o reconhecimento integral de suas perdas, todas as

demais são penalizadas com perdas regulatórias menores que as suas reais. Dessa forma, cria-

se um ambiente de “competi o irtual” na busca por melhores ndices entre as distribuidoras.

Em uma perspectiva de longo prazo, esse mecanismo regulatório produz uma redução

gradativa dos níveis de perda do setor, na medida em que induz as empresas a buscarem

sempre a melhoria de sua gestão, para igualar e até mesmo superar a sua empresa

benchmark. As empresas que não o fizerem registrarão reduções crescentes de sua receita, em

função do seu distanciamento relativo às melhores praticas do setor.

A Consequência

As perdas técnicas, definidas como aquelas decorrentes da dissipação da energia elétrica em

calor nos condutores, transformadores e demais equipamentos da rede elétrica e estimada

por meio de modelagem desenvolvida pelo Regulador.

A aplicação de tais estimativas implica na aceitação de um erro implícito bastante significativo

por, pelo menos, duas razões:

A metodologia envolve um número expressivo de simplificações e pressupostos, pois

a complexidade, a diversidade dos parâmetros, bem como a dificuldade de obter todas

as grandezas elétricas envolvidas, em um sistema de distribuição torna antieconômica

uma representação detalhada.


_____________________________________________________________________________

194

As perdas técnicas reais são um percentual fixo ao longo do tempo, mas variam com os

fluxos de energia (fenômeno quadrático) e com a topologia da rede.

As perdas não técnicas (PNT), por sua vez, são estimadas pela diferença entre a perda total e

as perdas técnicas. Consequentemente incorporam, em termos absolutos, os erros incorridos

na apuração das perdas totais e técnicas.

Para empresas com perdas não técnicas de pequena monta, como é o caso, tais erros têm

uma magnitude relativa muito elevada. As perdas reais da concessionária se situam, como já

mostrado, em patamar eficiente, uma vez que a maior parte das perdas é composta por

perdas técnicas. Imputar um patamar de perdas regulatórias em empresas nas quais já

inexistem, ou são praticamente intangíveis perdas não técnicas, é forçar, por sua vez,

investimentos no sistema para se atingir um alvo que, a principio, não guarda nenhuma

coerência ou sentido econômico ou operacional.

No caso, portanto, de uma empresa que já se situa em patamar de operação onde, na

margem, a redução de perdas tem sinalização antieconômica, a fixação de perdas em níveis

que não permitem a cobertura no repasse tarifário causa um cenário sui generis, contrário ao

sinal regulatório, onde o alvo de perdas não promove a eficiência nem guarda razoabilidade

econômica e técnica.

A perda da CNEE por ser de caráter técnico demanda, na grande maioria dos recursos,

investimentos na rede para que se possa adequar ao patamar regulatório. Estes investimentos

possuem um ganho marginal muito baixo em termos de benefício, enquanto que os

montantes de recursos financeiros (gastos) destinados são altíssimos.

Neste sentido, solicita-se o acréscimo de 1,99%15 da perda técnica regulatória, que passaria de

6,83% da energia injetada para 8,82%.

Ressalta-se que para o ano de 2013, como já foi homologado o evento tarifário, considerou o

ajuste de trajetória a partir do evento tarifário de 2014.

15

Pleito enviado por meio do Ofício INTER-RSS 129-B / 2013 à Diretoria da ANEEL, em 25 de abril de 2013

Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 0,03% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Limite de Redução (a.a) -0,03% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Referencial Regulatório PNT/BT 0,03% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Referencial Regulatório PT/Einj 6,83% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%


_____________________________________________________________________________

195

A seguir mostra-se a trajetória, apresentada em ano gregoriano, da empresa.

Mesmo com o ajuste do patamar de perdas a CNEE apresenta descasamento entre perdas

regulatórias e a realidade. Este descompasso gerará, ainda, evicção de valor da ordem de

R$ 300 mil.

Ou seja, além de investir pesado no sistema para melhorar o patamar de perdas a fim de

buscar a aderência regulatória, mesmo ajustando o valor regulatório a CNEE incorrerá em

perdas econômicas.

Os valores de custos e investimentos atrelados a esta trajetória de perdas será abordado no

item referente a investimento e custeio constante neste mesmo Capitulo 9, seção 9.03 (b) e

(c).

Ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional enorme de

exequibilidade da trajetória e o acatamento do pleito de ajuste do patamar de perdas indica o

caminho mais robusto, principalmente pelo sinal econômico indicado.

Por fim, cabe destacar que além de todo o esforço financeiro, o cenário proposto levou em

conta, não somente a aderência regulatória, mas também a exequibilidade da trajetória

proposta, uma vez que se está, de forma geral, propondo um cenário mais sustentável para

esta concessão.

Conforme destacado no Capitulo 6 e 8 acima, o Regulador possuiu poderes de tratar as

excepcionalidades pelos condições delegadas pela Lei no 12.767/12. Para consecução desses

objetivos, a Lei nº 12.767/12 estabeleceu em seu artigo 17 a possibilidade de aplicação de

regime excepcional de sanções regulatórias, abaixo transcrito:

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Perda Regulatória 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%

Perda Empresa 8,95% 8,92% 8,89% 8,86% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%

0,00%

5,00%

10,00%

% P

erd

as T

ota

is

Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real)


_____________________________________________________________________________

196

“Art. 17. A Aneel poderá estabelecer regime excepcional de sanções regulat rias

durante o período de prestação temporária do serviço público de energia elétrica de

que trata o art. 2º e nas hip teses de intervenção.”

(b) Compra de Energia

Em vista das alterações promovidas na projeção de mercado, apresentadas anteriormente,

observamos ligeira alteração na cobertura contratual nos anos de 2014 e 2015, mas que não

alteram as conclusões apresentadas na Seção 7.03, quais sejam, perspectiva de

subcontratação nos anos de 2013 e 2014. Caso se verifiquem de fato, tais subcontratações

poderão ser parcial ou totalmente cobertas por meio de energia adquirida em Leilões de

Ajuste, MCSDs ou recebimento de CCEARs cedidos por distribuidoras. Importante ressaltar,

entretanto, que devido ao volume de cancelamento e postergação de CCEARs de Leilões nos

quais a N a distribuidora possui “e posi o in oluntária” suficiente para cobrir as

subcontratações vislumbradas. Para os demais anos, a perspectiva é de manutenção da

cobertura contratual dentro da faixa de 100% a 105%.

(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores

Conforme apresentado na Seção 4.02 e na Seção 7.03, a distribuidora possui montante de R$

154,4 mil para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados

no âmbito do Programa de Universalização e R$ 2,4 milhões (valor histórico) de restituições a

serem realizadas até o ano de 2015.

Em vista dos valores envolvidos e no prazo limite de 2015 para a restituição aos consumidores

e incorporação da maior parte das obras, adotou-se a premissa de quitação do passivo até o

prazo final da concessão da distribuidora, considerando a incidências das atualizações, juros e

multas previstos na legislação vigente.

(d) P&D e PEE

A regularização do dispêndio dos recursos de P&D e PEE depende da existência de projetos e

da capacidade de execução dos mesmos pela distribuidora. Nos Capítulos 4 e 7 discorremos

sobre a existência de saldo expressivo, ainda a aplicar nos projetos e identificamos a

necessidade de estabelecimento de prazo adicional para a conclusão dos objetivos dos

programas.


_____________________________________________________________________________

197

Portanto, solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014,

para a regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades

previstas durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo s/Selic

dos programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação.

Essa solicitação, no âmbito deste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões,

observa o disposto na Lei nº 12.767/2012, de 27 de dezembro de 2012, que dentre outros

temas tratou da intervenção para adequação do serviço público de energia elétrica. Em seu

Artigo 12 a Lei estabelece que:

Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob

intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou,

para apresentar à Aneel um Plano de Recuperação e Correção das Falhas e

Transgressões e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção,

contendo, no mínimo:

I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;

II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;

III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de

recuperação; e

IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo

final da concessão.

A leitura que fazemos da Lei é que existe a possibilidade de apresentação no Plano de

Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões de prazo necessário para que a

distribuidora alcance seus objetivos vinculados ao P&D e PEE, de forma a restabelecer uma

situação de equilíbrio na efetivação de ações garantidoras de resultados alinhados com os

comandos regulatórios.

O estabelecimento desse novo prazo se vincula a necessidade de adoção de um conjunto de

medidas para a regularização dos investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e em

Eficiência Energética (PEE) da distribuidora, de forma a cumprir as metas estabelecidas pela

ANEEL.

Dentre essas medidas saneadoras, destacamos:


_____________________________________________________________________________

198

Identificar possíveis projetos já estruturados pela empresa dando início imediato aos

mesmos.

Buscar no portfólio de projetos disponíveis, propostas que sejam de interesse da CNEE

para o respectivo desenvolvimento.

Apoiar fortemente os Projetos Estratégicos de P&D da ANEEL, buscando uma

participação financeira representativa.

Fortalecer a prospecção junto às empresas e centro de pesquisas, parceiros da própria

CNEE e outros, de propostas de projetos que sejam de interesse da empresa.

Analisar a possibilidade de realização de projetos de geração de energia a partir de

fontes incentivadas.

Rever políticas de controle e divulgação dos projetos, de forma a incentivar e atrair

novos interessados.

Realizar, nos termos da regulamentação vigente, Chamadas Públicas para seleção de

projetos.

É nosso entendimento que a tomada dessas ações, somada ao estabelecimento por parte do

Regulador do prazo adicional de 24 meses, trará para a CNEE reais condições de aplicação dos

saldos remanescentes do P&D e PEE, com plena regularização de sua situação frente esses

programas setoriais de grande relevância para o país.

(e) Reajustes e Revisões Tarifárias

Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, da consideração deste cenário alternativo do

Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, buscaram incorporar os

dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo deste Capítulo 9,

especialmente para as trajetórias de perdas de distribuição, mercado e investimentos.

Portanto, tendo em vista as alterações promovidas na projeção de mercado, nas trajetórias

regulatórias de perdas e no investimento, observa-se alteração no resultado dos eventos

tarifários. Abaixo a tabela com o resultado dos eventos projetados.


_____________________________________________________________________________

199

Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Data mai/13 mai/14 mai/15 mai/16 mai/17 mai/18 mai/19 mai/20 mai/21 mai/22 mai/23 mai/24 mai/25

Tipo de Evento Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste

Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 6º ciclo 6º ciclo

Impacto no IRT

(1) Encargos Setoriais 0,24% 1,65% 0,21% 0,15% 0,19% -1,68% 0,13% 0,08% 0,09% 0,10% 0,10% 0,08% 0,09%

(2) Transporte de Energia -0,06% -0,04% 0,27% 0,29% 0,27% 0,28% 0,29% 0,29% 0,28% 0,26% 0,26% 0,26% 0,26%

(3) Compra de Energia 4,71% -1,89% -2,44% -0,33% -0,57% 2,75% 2,94% 2,60% 2,71% 3,03% 2,67% 2,64% 2,50%

(4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 4,89% -0,27% -1,95% 0,11% -0,10% 1,35% 3,36% 2,97% 3,08% 3,39% 3,03% 2,98% 2,85%

(5) Parcela B 1,23% 0,42% 0,94% 0,42% 1,40% 1,32% 1,33% -0,93% 1,18% 1,17% 1,16% 0,11% 1,14%

(6) IRT Econômico = (4) + (5) 6,12% 0,15% -1,02% 0,53% 1,30% 2,67% 4,69% 2,04% 4,26% 4,56% 4,19% 3,08% 3,99%

(7) IRT Financeiro 0,53% 1,78% 3,52% 1,91% 1,08% 1,37% 2,14% 2,30% 2,44% 2,54% 2,43% 2,44% 2,47%

(8) IRT Total = (6) + (7) 6,65% 1,93% 2,50% 2,44% 2,38% 4,04% 6,84% 4,34% 6,69% 7,11% 6,62% 5,53% 6,46%

(9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -2,05% -0,51% -1,72% -3,38% -1,84% -1,04% -1,32% -2,07% -2,22% -2,35% -2,45% -2,35% -2,36%

(10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 4,60% 1,43% 0,79% -0,94% 0,54% 3,00% 5,52% 2,27% 4,48% 4,75% 4,16% 3,18% 4,10%

Fator X 3,71% 4,02% 2,74% 1,42% 1,09% 1,42% 1,42% 1,16% 1,16% 1,16% 1,16% 1,11% 1,11%

Componente Pd 1,38% 1,38% 1,38% 1,42% 1,42% 1,42% 1,42% 1,16% 1,16% 1,16% 1,16% 1,11% 1,11%

Componente T 2,00% 2,00% 2,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Componente Q 0,33% 0,64% -0,64% 0,00% -0,33% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Com o reconhecimento regulatório das Perdas Técnicas, a Compra de Energia em 2014

acarreta um impacto negativo no reposicionamento de 1,89% (1,15% maior que no caso base,

cenário atual apresentado no Capítulo 7). O Efeito Médio para o consumidor é positivo em

1,43% (1,20% maior que no caso base) em decorrência desta reconsideração do patamar das

perdas técnicas regulatórias.

Nos eventos tarifários subsequentes não há grande variação entre os dois casos.

(f) Renovação das Concessões

Nos termos da regulamentação vigente e no Contrato de Concessão, a Grupo Rede solicitou a

renovação da concessão da Companhia Nacional de Energia Elétrica - CNEE. Nesse contexto, as

projeções econômico-financeiras, em ambos cenários, levaram em consideração a premissa da

renovação da concessão da CNEE.

Além das motivações técnicas e regulatórias descritas, do ponto de vista econômico e

financeiro é racional considerar a fusão entre as quatro distribuidoras paulistas controladas

pela Rede Energia, desde que mantido o spread (receita líquida – energia comprada –

transporte de energia), correspondentes à soma destas empresas na partida da operação, e

renovadas estas concessões no mesmo ato.

Adotar este princípio não deveria ser um empecilho, uma vez que as revisões tarifárias

deverão, de qualquer forma, manter o equilíbrio econômico e financeiro da nova concessão.

Do ponto de vista estritamente econômico e financeiro, fundir as empresas implicará em ter

uma concessão mais equilibrada e com melhor escala, em benefício da solvência e da

perenidade.

Nasceria uma nova empresa com mais de 650 mil clientes, energia distribuída superior a 3.700

GWh/ano (cativo + livre) e receita bruta de R$ 1,2 bilhão/ano, o que assegura maior

atratividade para parceiros de crédito e investimento, o que é importante para assegurar

financiabilidade aos investimentos a serem realizados.

Adicionalmente, ao proceder a fusão entre as empresas, preservamos o equilíbrio da

alavancagem com um aumento de capital de R$ 50 milhões na partida da operação, dentro da

métrica que entendemos ser adequada para infraestrutura de energia elétrica, com a Dívida

Líquida / EBITDA <= 3,5x, no caso da nova empresa, durante todo o horizonte de projeção

(com 3,0x em 2017).


201

Isso significa que as empresas, em conjunto, estarão equilibradas do ponto de vista

econômico-financeiro, o que proporciona, no período entre 2014-2017, realizar investimentos

de quase R$600 milhões (mais de R$1,6 bilhão até 2025).

O quadro abaixo sumariza dados do demonstrativo de resultado e fluxo de caixa,

demonstrando a saúde da empresa formada pós-fusão, assegurando a capacidade de

realização dos investimentos necessários ao cumprimento do contrato de concessão.

(g) Sanções Regulatórias

Para a elaboração deste cenário considera-se a premissa de acolhimento do pleito

apresentado a seguir, nos termos do inciso III do artigo 12 da Lei 12.767/1216, que estabelece

que, em vista da excepcionalidade da situação econômico-financeira, os acionistas de

concessionária sob intervenção apresentem Plano de Recuperação contendo proposta de

regime excepcional de sanções regulatórias.

Considerando que o Despacho 1.493/2013, o qual determina que Termos de Notificação

emitidos durante o período de intervenção tenham caráter orientativo e /ou determinativo,

deixará de produzir efeitos no momento do fim do período de intervenção, requer-se a

extensão dos benefícios concedidos a esta por meio do Despacho para além o período da

intervenção, nos seguintes termos:

1. Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção,

requer-se, na eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a

16 Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:

(...)

III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e

Sumário Executivo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Vendas Mercado Próprio GWh 3.137 3.264 3.382 3.507 3.633 3.761 3.892 4.027 4.164 4.305 4.449 4.596 4.747 Crescimento Mercado Próprio % - 4,1% 3,6% 3,7% 3,6% 3,5% 3,5% 3,5% 3,4% 3,4% 3,3% 3,3% 3,3%

Número de Consumidores Mil 649 667 684 702 721 740 759 779 799 819 840 861 883

Receita Operacional Bruta 1.203 1.284 1.366 1.465 1.554 1.654 1.781 1.915 2.057 2.211 2.375 2.523 2.688

Receita Operacional Líquida 850 905 958 1.029 1.091 1.176 1.271 1.364 1.464 1.574 1.691 1.797 1.914 Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.) 258 316 322 344 372 400 432 459 489 526 566 593 627 EBITDA (Ebit + Depreciação) 65 121 117 130 145 163 180 192 207 228 250 258 272 Resultado Financeiro (38) (15) (32) (37) (41) (45) (48) (49) (51) (52) (51) (48) (44) Lucro Líquido (27) 62 38 42 48 56 64 70 77 89 103 107 118

PMSO 158 194 205 217 229 241 257 273 290 308 328 348 370

CAPEX Póprio (*) 84 150 125 119 122 115 121 116 113 114 109 130 119

Saldo de Caixa 100 207 191 55 62 68 71 78 81 90 95 103 108

Dívida Total Líquida 302 356 412 431 444 442 449 442 430 406 365 345 302

Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida) 7,7% 13,4% 12,2% 12,6% 13,3% 13,9% 14,1% 14,1% 14,1% 14,5% 14,8% 14,4% 14,2%Margem Spread (Spread/Receita Líquida) 30,3% 34,9% 33,6% 33,5% 34,0% 34,0% 34,0% 33,6% 33,4% 33,4% 33,5% 33,0% 32,8%

Dívida Total Líquida / EBITDA 4,6 x 2,9 x 3,5 x 3,3 x 3,0 x 2,7 x 2,5 x 2,3 x 2,1 x 1,8 x 1,5 x 1,3 x 1,1 xDívida Total Líquida / (EBITDA-Capex) -16,4 x -12,6 x -52,1 x 42,4 x 18,7 x 9,2 x 7,7 x 5,8 x 4,5 x 3,6 x 2,6 x 2,7 x 2,0 x

EBITDA / Resultado Financeiro 1,7 x 8,0 x 3,7 x 3,5 x 3,6 x 3,6 x 3,8 x 3,9 x 4,1 x 4,4 x 4,9 x 5,3 x 6,1 x

PMSO/Consumidor (R$) 243 292 300 309 318 326 339 351 364 377 390 404 419

CAPEX/Consumidor (R$) 129 224 183 170 169 155 160 149 141 139 130 151 135

(*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE.

R$

Milh

ões

Rel

açõ

es


202

suspensão de sua exigibilidade, pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da

data de transferência de controle acionário da distribuidora;

2. Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário

da Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório

excepcional para que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a

partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora, tenham

caráter unicamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de

penalidades, com amparo no análogo precedente julgado nos autos do processo

48500.005160/2012 – procedimentos especiais para a fiscalização durante o

período de intervenção pela ANEEL nas Concessionárias de Distribuição de Energia

Elétrica – nos termos do Despacho 1.493/2013;


tramitam em esfera administrativa, requer-se o aceite pela Agência do

parcelamento da penalidade em 12 (doze) meses, conforme previsto no art. 35-A

da Resolução ANEEL nº 63/200417;


tramitam em esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência

por parte dessa Agência;

5. Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora

a anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias

das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária).

Dessa forma a premissa de quitação para as sanções regulatórias transitadas em julgado, são

as seguintes:

1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, que

tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de

janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário

estimado para o equacionamento e conclusão dos referidos processos.

Adicionalmente, considera-se a desistência de sucumbência por parte dessa Agência;

17 Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ 10.000,00 (dez mil reais).


203


tramitam em esfera administrativa, adota-se o parcelamento da penalidade em 12

(doze) meses, conforme previsto no art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/2004.


(a) Evolução do Custo Operacional

Para a CNEE não existe variação na projeção custos operacionais entre o Cenário Prospectivo e

Cenário Proposto do Plano. Como a trajetória de perdas não técnica que será perseguida pela

CNEE descrita em 7.03 (b) e 9.02 (b) é a mesma, os custos operacionais não variam entre os

dois cenários.

(b) Evolução do Investimento

Para a CNEE não existe variação relevante entre o Cenário Prospectivo e Cenário Proposto do

Plano de Recuperação uma vez que a trajetória de perdas não técnica que será perseguidas

pela CNEE descrita em 7.03 (b) e 9.02 (b) é a mesma, assim como permanecem os demais

indicadores de qualidade.

(c) Programa Luz para Todos

Não Existe análise de cenário alternativo.

Seção 9.04 Econômico-Financeira

(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais)

Para recuperar a sustentabilidade da concessão de distribuição de energia elétrica da Nacional

será necessário um volume elevado de novos investimentos, inclusive no curtíssimo prazo.

Como pôde ser observado através das projeções do Cenário Prospectivo, a fragilidade

econômico-financeira da CNEE não permite a quitação das obrigações setoriais em aberto

imediatamente após a assunção do controle pela Energisa. Essa constatação encontra respaldo

na necessidade de recursos para a recuperação da concessão, onde se destacam os

investimentos para atendimento da expansão, melhoria da qualidade, redução das perdas não

técnicas e incorporação de redes.


204

Energisa necessitará de alguns meses para operacionalizar financiamentos junto a bancos de

fomento, principalmente BNDES, de forma que será importante ter um relevante capital de

giro no início de sua administração.

Dado a situação de desequilíbrio em que se encontra a concessão, não é razoável que se adote

os procedimentos usuais para pagamento das dívidas setoriais, logo após o término do período

de intervenção pela ANEEL. Dessa forma, propõe-se a adoção de procedimentos diferenciados,

no que se refere a valores e prazos de pagamento, em virtude da situação extraordinária em

que a concessionária se encontra.

A proposta do presente Plano para o passivo com encargos setoriais, exceto CCC, é o

parcelamento até o término da concessão, ou seja, junho de 2015, sendo que o início de seu

pagamento ocorreria após a assunção do controle acionário pela Energisa. O saldo devedor

será atualizado pela variação da taxa básica de juros (SELIC).

Consideramos que o passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também

remunerado pela SELIC.

Ressaltamos que este foi um dos pontos principais da viabilização da recuperação judicial de

Celpa, que foi acolhido pelo Juízo da 13ª Vara Cível da Comarca de Belém.

A bem da verdade, a ANEEL apresentou recurso contra essa inclusão e a sentença judicial

definitiva ainda não foi dada, mas tal diferimento é o que está sendo aplicado. Entretanto, o

objetivo aqui não é discutir os aspectos jurídicos do parcelamento em vigor na Celpa. O que

está sendo abordado é o fato de que o processo de retomada da normalidade da concessão

Celpa também exigiu que o pagamento da dívida com encargos setoriais fosse expandido, sob

pena desse pagamento, que não traz qualquer benefício à concessão, a menos da adimplência,

exercesse uma concorrência com os recursos necessários à recuperação da sustentabilidade.

Esse é o mesmo contexto vivido pela CNEE.

Em 29/06/12 a Celg e a Eletrobrás assinaram Termos de Confissão e Repactuação de Dívidas

relativas aos encargos setoriais CDE, RGR e PROINFA, bem como os débitos de Itaipu. Esses

Termos, por envolverem partes relacionadas foram submetidos à aprovação da SFF/ANEEL

para anuência relativa à dação de recebíveis em garantia.

Esses Termos preveem o pagamento das mencionadas dívidas no período de 2012 a 2019. Por

meio do Despacho SFF nº 2106, de 26/06/12, a SFF/ANEEL anuiu à dação de recebíveis em

garantia, para dívida de visando à repactuação de dívidas com visando à repactuação de


205

dívidas com encargos setoriais junto a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás no valor

de até R$ 2.190.281.930,69.

A proposta do Plano de Recuperação de parcelamento até o término da concessão encontra

amparo na Lei 12.767/12, mais especificamente no inciso III, art. 12, que estabelece:

III - Proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação.

Diante do exposto, a proposta do Grupo Energisa para pagamento da dívida dos encargos

setoriais da CNEE é o parcelamento até junho de 2015, com correção pela variação da SELIC, a

contar da data de assunção efetiva do controle acionário pela Energisa.

Essa condição também necessita ser estendida para o suprimento de energia de Itaipu, cujo

pagamento do saldo em atraso, que em 30 de junho de 2013 era de R$6,7 milhões, foi

considerado até junho de 2015, corrigido pela variação do dólar + 2% ao ano. Este pleito já foi

encaminhado formalmente à Eletrobras.

(b) Endividamento Financeiro

Com a capacidade de realavancagem melhorada, através do recebimento dos mútuos, a CNEE

poderá acessar mercado em operações que permitam o alongamento de seu passivo, sem

maiores dificuldades.

(c) Impostos, Taxas e Contribuições

No Plano, os impostos já caracterizados na seção 7.07 (c), merecem os seguintes destaques:

ICMS: No âmbito das projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$

39 milhões até 2025, dos quais R$ 29 milhões serão compensados dentro do horizonte deste

trabalho.

Imposto de Renda / Contribuição Social: Estima-se que a CNEE compensará os R$ 4 milhões

de créditos contabilizados até 2016, dentro do prazo legal previsto.

(d) Reestruturação de Capital e Dividendos

Há várias metodologias para avaliação de solvência e bancabilidade para empresas, pontos

fundamentais para atuação em setores de capital intensivo.

Não se pode imaginar uma empresa do setor elétrico sem acesso a crédito compatível com o

que é exigido no setor, ou seja, de longo prazo e a custos equilibrados.


206

Da mesma forma, o acesso a todos os mercados é fundamental, até pela impossibilidade de

podermos afirmar que o crédito desejado estará sempre disponível. Há limites de

concentração de risco praticados por agentes financiadores, o que exige criatividade e alguma

dispersão na disponibilidade de crédito para acesso a estruturas alternativas.

Avaliamos junto a bancos e agências de rating qual seria a métrica mais usual do mercado

brasileiro para qualificação da solvência e bancabilidade de uma companhia, e qual seria o

nível adequado para este índice no ambiente atual (nível de juros básicos, duration das dívidas

disponíveis, da carteira da empresa e etc).

Certamente não é a única, mas a Dívida Líquida / EBITDA é a mais utilizada e a mais simples de

ser apurada. É interessante que a ANEEL também manifeste preferência por este indicador na

sua rotina de avaliação das concessionárias.

Ressaltamos aqui, a título de exemplo, a avaliação do rating da Energisa junto a Standard &

oor’s e Fitch as quais concederam notas equivalentes a AA- em escala nacional, o que pode

representar um teste de validade a este princípio, à medida que a empresa possui amplo

acesso a crédito bancário e mercado.

O nível de classificação de rating nacional tem possibilitado à Energisa, e às suas subsidiárias

dos setores de geração e distribuição de energia, acesso aos mais diversos produtos do

mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e

FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado

de capitais (FIDCs, Debêntures e etc).

A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA,

(ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita

exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em

momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo

banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem

rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo

na sua percepção de risco.

As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem

medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes

ações do rating da Energisa, dos quais destacamos:

Standard & oor’s: m 17 de Setembro de 2 13, e já após refletir a potencial aquisição

do Grupo Rede, divulgou a atualização do rating da Energisa, mantendo a nota de


207

“brAA-“. A agência sinali a que os ratings poder o ser negati amente pressionados por

índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar

positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de

4,0x.

Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global

da Energisa com destaque para o seguinte trecho: “A Fitch espera que a Energisa

mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano

de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser

negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos”.

Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a

todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções

uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de

alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor:

Concessionárias sob intervenção: “limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de 5,0x

até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final de

2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As

apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado.

Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos,

debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no

mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo

(bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de

planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no

passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e

aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo

prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou

pelo Programa de Baixa Renda.

EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação

de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional,

resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em

coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e

incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica.


208

Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel,

refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA – Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a

Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de

forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador.

Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para

atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a

insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais.

Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer

todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida /

EBITDA).

Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para

investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos

anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um

plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de

qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não

executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os

padrões determinados pela Agência Reguladora.

Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento

se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o

cumprimento do indicador impraticável.

Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA – Capex), limitando o controle ao

indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito

e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida.

Reestruturação de Capital

Da mesma forma que justifica-se a necessidade de capitalização amparada nos compromissos

de sanar transgressões e melhorar a estrutura de capital e alavancagem da empresa,

companhias subalavancadas possuem motivações para aplicação de redução de capital.

No caso específico da CNEE, a empresa encontrar-se numa diferenciada situação de

subalavancagem e de alta liquidez após receber seus créditos de mútuos.


209

Considerando o recebimento destes créditos, com base em 30-junho-2013, a Dívida Líquida /

EBITDA refletirá a alavancagem negativa de (1,1)x, o que, assim como a sobrealavancagem,

não é saudável em termos de administração financeira.

O Plano apresentado considera conceitualmente necessário distribuir lucros acumulados e, se

necessário, uma redução o capital, quando a empresa, após sanadas as transgressões, não

alcança o indicador Dívida Líquida / EBITDA <= 2,0x.

Dessa forma, caso a Dívida Líquida / EBITDA apresentada for < 2,0x, e houver saldo de caixa

suficiente, será procedida a distribuição de lucros acumulados e posteriormente a redução de

capital que elevará a alavancagem a 2,0x.

No caso da CNEE, foi considerado a seguinte distribuição de capital para equilíbrio de sua

alavancagem e estrutura de capital:





Mútuos 4,1






Daycoval 132,8




Daycoval -



EBITDA 2012² 30,0





Ratios CNEE








210

i. Recebimento Líquido Mútuos: R$108,4 milhões

a) Recebimento de mútuos: R$112,5 milhões

b) Pagamento mútuos: R$4,1 milhões

ii. Dívida Líquida / EBITDA antes: (1,1)x

iii. Redução de Capital (efeito caixa): R$14,0 milhões

iv. Dívida Líquida / EBITDA após: (0,6)x

Com a redução de capital, CNEE ainda mantém um indicador Dívida Líquida / EBITDA negativo

de (0,6)x no pro-forma de 30-jun-2013, e no longo prazo, (0,5)x ao final de 2017,

demonstrando constante subalavancagem ao longo da projeção.

Premissas para o Pagamento de Dividendos

Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:

i. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25%

do lucro líquido distribuível.

ii. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido

distribuível.

No caso da CNEE, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos:

CNEE (R$MM) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

CENÁRIO PROSPECTIVO

EBITDA 16,4 17,2 19,7 23,0 26,6 29,2 30,5 32,2 35,4 39,2 41,4 44,5

Lucro Líquido 12,0 9,8 10,7 14,0 15,4 16,3 16,4 16,8 18,3 20,2 20,4 22,2

Dívida Líquida (11,4) (8,0) (4,0) (2,7) 2,4 6,0 10,1 13,1 15,8 17,5 17,5 16,8

DL/EBITDA -0,7 x -0,5 x -0,2 x -0,1 x 0,1 x 0,2 x 0,3 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x

PLANO

EBITDA 16,5 17,7 20,0 22,9 26,7 29,3 30,0 31,4 34,7 38,5 40,5 43,5

Lucro Líquido 14,0 12,3 13,3 14,4 16,1 17,0 16,8 17,0 18,7 20,7 20,8 22,5

Dívida Líquida (13,1) (13,6) (12,2) (11,3) (7,5) (5,4) (1,9) 0,3 1,5 2,0 0,8 (1,1)

DL/EBITDA -0,8 x -0,8 x -0,6 x -0,5 x -0,3 x -0,2 x -0,1 x 0,0 x 0,0 x 0,1 x 0,0 x 0,0 x

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Dívida Total Líquida / EBITDA -0,8 x -0,8 x -0,6 x -0,5 x -0,3 x -0,2 x -0,1 x 0,0 x 0,0 x 0,1 x 0,0 x 0,0 x

% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 99,7% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0%


211

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1

4

3

Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras

(a) Demonstrativo de Resultado Projetado


212

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2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

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392

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(54)

(57)

(61)

(64)

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38

35

38

41

(b) Fluxo de Caixa Projetado

Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi mantida a necessidade de

manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo

este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais


213

necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas

atra s de opera ões com pra o de dois anos “bullet” ao custo de 13 % do .

(c) Sumário das Projeções Financeiras


214

10. Plano de Integração e Gestão

Seção 10.01 Estrutura de Serviços Compartilhados

Uma das motivações para que haja a consolidação no setor de distribuição é a possibilidade de

obter ganhos de escala que se revertam igualmente em maior eficiência operacional e

benefícios para consumidores. É comum haver no universo das distribuidoras pertencentes a

grupos econômicos o compartilhamento de estruturas e equipes estratégicas para a realização

de atividades que requeiram conhecimento especializado. Desta forma é possível maximizar a

qualidade do serviço prestado ao consumidor e otimizar a alocação de custos.

Adicionalmente ao compartilhamento de estruturas estratégicas, identifica-se para algumas

atividades, a possibilidade de contratação de serviços de forma competitiva pela distribuidora

com empresa não regulada especializada do mesmo grupo controlador.

Neste tema é importante ressaltar dois princípios fundamentais que serão usados pelos novos

controladores da distribuidora na escolha das atividades que serão objeto de contratação

entre partes relacionadas, após a devida anuência dessa Agência: i) atividades que são

tradicionalmente terceirizadas, para as quais podem ser obtidas referenciais de mercado para

a contrata o; ii) ati idades “meio” para e ecu o do ser i o. N o há inten o do no o

controlador de qualquer compartilhamento de estrutura ou terceirização para as chamadas

ati idades “fim” que requeiram o conhecimento local que sejam comumente e ecutadas

pelas próprias equipes da empresa ou que não exista ganho de especialização ou escala.

Conforme dito, o uso do compartilhamento de estruturas para a execução de serviços entre

concessionárias pertencentes ao mesmo grupo econômico se justifica pelo aumento da

qualidade do serviço prestado alinhado ao aumento da capacidade de economias de escopo,

economias de escala e sinergias de coordenação. São comumente compartilhadas funções que

executam as atividades de extrema especialização, como as funções de coordenação que

possam atuar em mais de uma empresa com aproveitamento de sinergias de grupo. Além do

compartilhamento, adota-se como premissa para o plano de recuperação ora apresentado a

possibilidade de contratação de serviços com empresa do mesmo Grupo (parte relacionada), a

ser detalhada e submetida à anuência dessa Agência, nos termos da Resolução 334/08, no

prazo de 90 (noventa) dias a contar da aprovação deste Plano.

Em suma, previu-se a possibilidade de compartilhamento de infraestrutura, inclusive pessoal

(gestores), nos termos do art. 24 ao art. 27 da Resolução 334/08, para atividades estratégicas


215

ou que requeiram a transferência de cultura e experiência centenária do grupo ENERGISA,

futuro controlador da distribuidora após a aprovação da Agência para o plano ora

apresentado, tratadas neste texto para facilitar entendimento como atividades do Grupo I.

Previu-se também a prestação de serviços, com preços competitivos, nos termos do art. 16, ao

art. 18 da Resolução 334/08, para as atividades nas quais se constata a necessidade urgente de

melhoria nos serviços prestados e ganhos de escala, tratadas neste texto para facilitar

entendimento como atividades do Grupo II.

De forma geral, dentre as atividades do Grupo I – Compartilhamento de Infraestrutura estão:

a) Administração Central de Recursos Humanos (programas e diretrizes)

b) Contabilidade e tributos;

c) Planejamento Financeiro e Operações Financeiras;

d) Relação com Investidores

e) Gestão de Riscos e Auditoria interna;

f) Logística e suprimentos (aquisição) de materiais e equipamentos;

g) Gestão da frota de veículos;

h) Gestão de Gastos com Viagens de funcionários (central de reservas e gestão

fornecedores);

i) Gerenciamento dos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência

Energética;

j) Especificação, Desenvolvimento, Manutenção e suporte do sistema integrado de

Tecnologia da Informação;

k) Gestão de novas tecnologias digitais;

l) Gestão de Projetos Corporativos e Escritório de Projetos (PMO);

m) Gestão e modelagem de Processos Internos;

n) Planejamento e controle da infraestrutura da tecnologia da informação;

o) Planejamento e aquisição de infraestrutura de telecomunicações, dados e

telefonia;

p) Assessoria jurídica;

q) Gestão dos Assuntos Regulatórios;

r) Centro de Inteligência de Combate a Perdas;

s) Centro de Operação da Medição;

t) Gestão de Ativos;

u) Estudos energéticos de mercado e comercialização;


216

v) Coordenação do Planejamento do Sistema Elétrico e Orçamento;

w) Coordenação da Engenharia e Construção SDAT;

x) Sistema de Planejamento e Gestão Estratégica

Dentre as atividades do Grupo II – Prestação de Serviços estão:

a) Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA

(incluindo licença de uso, manutenção e atualização)

b) Administração do ambiente operacional do Site central de TI

c) Administração de Banco de Dados de software de TI;

d) Administração de correio eletrônico;

e) Site de Contingencia de TI e administração desse ambiente operacional;

f) Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico;

g) Serviços de gerenciamento da Segurança da Informação;

h) Atividades de Call Center;

i) Atividades de crítica de faturamento e emissão de faturas;

j) Serviço de Inspeção Termográfica Aérea para inspeção de Linhas e Redes;

k) Serviço de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas

de Distribuição em 34,5KV/138KV.

Na modalidade de prestação de serviço com parte relacionada (Grupo II), as seguintes

premissas estão sendo consideradas:

• Ativos (hardware e software) necessários para a execução dos serviços serão

adquiridos diretamente pela distribuidora;

• Manutenções de softwares adquiridos, sistemas e demais serviços que

necessitarem subcontratação serão faturados diretamente à distribuidora como

forma de evitar bitributação;

• A compra de ativos e softwares deverá ser executada sempre em caráter

corporativo, levando-se em consideração os ganhos de economia de escala nessa

modalidade de aquisição. Os valores em questão, caso não possam ser

determinados diretamente, deverão ser rateados para faturamento direto às

distribuidoras, com critérios a serem definidos; e


217

• O preço do contrato de prestação de serviços deverá ser avaliado junto ao

mercado através da comparação com 2 (duas) propostas (perfazendo o total de 3

propostas comparadas).

Para as atividades do Grupo II, seguem abaixo, as razões que suportam a premissa da

ENERGISA para uso de prestação de serviços:

Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA

A ENERGISA vem investindo nos seus sistemas internos próprios nos últimos 35 anos por

considerá-los ativos estratégicos que geram uma vantagem competitiva sustentável. Talvez

seja uma das poucas empresas do setor elétrico brasileiro que invista na capacidade própria de

desenvolvimento de soluções de sistemas como forma de promover a inovação e

competitividade do Grupo. O histórico do Grupo nesta área é bastante rico e que merece

alguns destaques:

1) Desenvolvimento de Remota para Automação de Subestações e de um Oscilo-

pertubografo entre 1980 e 1986;

2) Uso de coletor para leitura em 1992;

3) Automatização da ordem de serviço de 1995;

4) Integração do ERP ENERGISA em 1998;

5) Uma das primeiras empresas do Brasil na implantação do Sistema Georeferenciado

da Distribuição em 1999;

6) Implantação do sistema próprio de controle de indicadores e desempenho em

2003;

7) Implantação do sistema próprio de despacho por celular através da tecnologia

WAP em 2005;

8) Implantação do sistema próprio de controle de inspeção de fraude e regularização

em 2007;

9) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para perdas não técnicas em

2008;

10) Implantação do sistema próprio de despacho com GPS e uso de mapas em 2009;

11) Implantação do sistema de leitura remota dos clientes do Grupo A em 2009;

12) Implantação do sistema de avaliação de desempenho em 2010;


218

13) Implantação do sistema próprio de medição de produtividade das equipes de

campo em 2010;

14) Implantação do sistema próprio de retorno de chamadas telefônicas – Ligo Já em

2011;

15) Implantação de sistema próprio para a Leitura e impressão simultânea usando

smartphone e impressora acoplada em 2011; e

16) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para qualidade de serviços em

2012.

Esses sistemas propiciaram melhorias nos processos ao longo dos últimos anos, moldando-se

às necessidades de negócio e à agilidade requerida devido as frequentes mudanças impostas

pelo ambiente de negócios do setor elétrico. Além dos custos competitivos, o de

desenvolvimento interno se justifica plenamente frente a algumas soluções de mercado e

assegura que o conhecimento fique internalizado no Grupo.

Atualmente, dada à governança estabelecida, as empresas do Grupo ENERGISA utilizam

sistemas internos padronizados em todas as suas empresas e todos os processos são

suportados por sistemas corporativos que operam como solução completa para a gestão das

atividades de distribuição de energia, o que traz as seguintes vantagens:

Maior integridade e confiabilidade nas fontes das informações;

Uniformi a o da “linguagem sistêmica” dentro da ENERGISA onde as especificações

das manutenções evolutivas / projetos são facilmente alinhadas entre as

Distribuidoras;

Padronização da interface visual entre os sistemas internos, facilitando o treinamento

de novas funcionalidades e o aprendizado de novos sistemas quando da transferência

de colaboradores para novas áreas;

Maior foco nas manutenções corretivas e evolutivas em função de uma solução

padronizada; e

Maior nível de integração entre os módulos de sistemas que propicia o tratamento das

informações em tempo real, gerando maior produtividade e simplicidade para os

processos suportados.

Resumindo, em função do alto grau de informatização dos seus processos e a

especialização incorporada, a ENERGISA considera o uso dos seus sistemas para sua

estratégia como premissa vital para implantação da proposta apresentada.


219

A ENERGISA possui 114 sistemas, sendo 82 de desenvolvimento de propriedade do grupo.

A seguir, a arquitetura de sistemas da ENERGISA com os principais sistemas e um breve

descritivo das principais funcionalidades:

Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades

Sistemas Transacionais

Atendimento de campo – Operação

SIGOT Próprio Gerenciamento da

Operação Transmissão

Controle e gerenciamento dos serviços da operação da

transmissão

SIOPE Próprio Apoio a Operação Geração das rotinas diárias para atualização da base de

atendimento

Geração da base de corte para despacho das ordens de

serviço

Atendimento, Call Center

INTERNET Próprio Agencia on line Acesso aos serviços da Agencia online (segunda via de

conta, alteração cadastral, negociação de dívida e outros);

Visualização e cadastro de notícias regionais e

corporativas; Divulgação de campanhas e informações


220


institucionais do Grupo ENERGISA

SIAPO Próprio Sistema de

Acompanhamento de

Processos de Ouvidoria

Este sistema registra os assuntos de reclamações dos

clientes junto a ANEEL

Workflow de coleta, análise, direcionamento, registro de

respostas e aprovação de solicitações feitas por clientes,

originadas na ANEEL ou registradas no próprio sistema

SIAPO

SIATE Próprio Atendimento a Cliente de

agencia

Gerenciamento das ordens de serviço solicitadas pelos

clientes;

Acompanhamento dos tempo de atendimentos dos

serviços

SIATT Próprio Sistema de Atendimento

call center

Controle de atendimento a clientes através do Call Center

e agências

Registra reclamações e solicitações de serviços

SICCO Próprio Sistema de Consultas

Comerciais

Sistema de consultas comerciais

Consultas dados legais para atendimento à ANEEL

Consulta dados comerciais históricos

SICMA Próprio Controle de Material de

Agência

Cadastramento e gerenciamento do material das agências

que são usados no atendimento das ordens de serviço

Integração com o sistema de suprimentos - SISUP - para

atualização de saldos do almoxarifado

Avaliação de Desempenho

SuccessFactors Terceiros Gestão de desempenho

de funcionários

Sistema utilizado para avaliação de desempenho do

funcionário.

Compras, Estoque

SICEC Próprio Controle do Estoque

(Central)

Este sistema prover a gestão dos almoxarifados (WMS e

etc.)

Controle permanente e contábil do estoque da empresa

Possui WMS – Sistema de Gerenciamento de Armazém

Controle de Almoxarifado de Reforma de Trafos

Controle do Almoxarifado REIDI


221


SIHOF Próprio Sistema de Homologação

de Fornecedores

Este sistema provê o controle para gestão dos prestadores

de serviços (contratos, homologações técnicas, certidões,

etc.)

Homologação de Fornecedores de Serviços e Materiais

através de validação de Documentos fornecidos, Ensaio de

Materiais, Inspeções de Estrutura e operação do

fornecedor, IQF, Não Conformidades, etc.

SISUP Próprio Suprimentos / Compras Este sistema prover os controles para compra e

recebimento de materiais

Possui o controle de todos os passos do processo de

compra, deste o pedido de compra de material (PMA) até

o recebimento do material no almoxarifado.

Workflow de aprovação baseado na área do solicitante de

alçada do Pedido de Compra de Material (PMA)

Atribuição automática do comprador baseado na classe do

material

Processo de controle de COP – Cotação de preço –

integrado com ME (Mercado eletrônico).

REIDI – Ferramenta de apoio para analise e escolha da

utilização do beneficio, bem como o seu controle em

almoxarifado separado, viabilizando futuras prestações de

contas.

Emissão da OCM – Ordem de Compra de Materiais – com

Workflow de aprovação, e integrado com o ME

NRM – Nota de recebimento de Material – alimentando o

controle do estoque. Possuiu controles de saldo do PMA,

baixa da OCM, etc.,

Contas a Pagar

SIADP Próprio Aprovação de

Documentos e

Pagamentos

Este sistema provê o workflow de aprovações de

pagamento

Registrar Notas Fiscais, Documentos diversos de

pagamentos, e submetê-las a aprovação da gerencia de

acordo com a alçadas pré-definidas.

Integração com o sistema de pagamento (SICPG)


222


SIAFI Próprio Administração Financeira Este sistema provê controles para o contas a pagar

Possui integração com ITC

SICPG Próprio Contas a Pagar Este sistema registra as obrigações a pagar

- Registra obrigações (documentos a pagar). Possui

integração com vários sistemas, sendo os documento a

pagar originados do SIADP, SIFOL, SIAGO, etc., realiza

apurações de impostos conforme a características das

notas e possui controles para apuração do beneficio REIDI

Contabilização das notas fiscais

Geração de borderôs e cheques de pagamento

Contas a Receber

SINED Próprio Negociação de Dívidas Negociação das faturas de energia pendentes;

Gerenciamento dos contratos negociados;

Integração com órgão de proteção para recebimento da

dívida

Controle de Veículos

SICVE Próprio Controle de Veículos Este sistema prover o controle para a gestão da frota de

veículos.

Cadastro de veículos

Controle de KM rodado

Controle de Ociosidade

Ensino a Distância

EAD Terceiros Ensino à distância Este sistema hospeda a plataforma de EAD. Cursos

disponibilizados em todas as áreas (técnica, gestão,

informática e etc.)

Portal Líder -

MindQuest

Terceiros Web aula Este sistema é utilizado especificamente para

treinamentos em nível gerencial e diretoria.

Faturamento

GENE Terceiros GENE Sistema de gestão de comercialização de energia no

atacado

HEMERA Terceiros Sistema de Telemedição

Grupo A

Medição remota dos clientes de alta tensão; Registro dos

alarmes ocorridos nas remotas para avaliação do COM;


223


integrado com o sistema de Faturamento e com o sistema

de suporte a decisão de Perdas

SICAA Próprio Controle de Agente

Arrecadador

Acompanhamento dos agentes arrecadadores

Controle de depósitos e gerencia a arrecadação das faturas

SICCI Próprio Controle de Cálculo de

Indenizações

Cálculo das indenizações por violação dos indicadores DIC,

FIC e DMIC

Simulação dos valores a serem pagos aos clientes em

função da interrupção de energia

Integração com o sistema de faturamento para

lançamento na fatura dos valores a serem pagos aos

clientes

SICNT Próprio Sistema de Controle de

Níveis de Tensão

Cálculo das indenizações por violação dos indicadores de

nível de tensão

Integração com o sistema de faturamento para

lançamento na fatura dos valores a serem pagos aos

clientes

SICOB Próprio Sistema de Cobrança Sistema de cobrança de débitos das faturas de energia

Montagem e gerenciamento das carteiras de cobrança

SIFAR Próprio Faturamento e

Arrecadação

Cálculo e emissão das fatura de energia dos grupos B, R, I,

A e H

Leitura e impressão simultânea de faturas dos clientes de

baixa tensão urbanos

Apuração do mercado de energia

Folha de Pagamento

SICOF Próprio Controle da Frequência Este sistema é a ferramenta utilizada para registrar o

timesheet dos colaboradores lotados em obra e também

registro de horas extras

Registro, Aprovação e Liberação de Frequência de

Empregados.

SIFOL Próprio Folha de Pagamento Este sistema é a ferramenta para gestão financeira de

pagamentos a funcionários (folha de pagamento, rescisão,

férias, benefícios e etc.)

Cálculo e Fechamento e Contabilização de Folha de


224


Pagamento e Rescisões

Geração de Borderôs e Arquivos de pagamento de

empregados (salário, 13º, férias, etc.)

Cálculo e Geração de Arquivos DIRF

Cálculo e Geração de Arquivos RAIS

SIPES Próprio Cadastro de Pessoal Este sistema realiza a manutenção dos dados funcionais e

pessoais do empregado

Cadastro e Manutenção de informações de Empregados e

seus Dependentes. Sistema que mantém informações

básicas para dar suporte aos sistemas de RH, Folha e

Frequência.

Gestão Contábil

SICAI Próprio Controle do Ativo

Imobilizado

Este sistema prover a gestão do ativo imobilizado

Sistema aderente as legislação do IFRS e MCPSE (Manual

Controle Patrimonial do Setor Elétrico)

Possui o cadastro atualizado e histórico dos bens (ativos

fixo) da empresa.

Sistema encarregado de apurar os materiais e seus valores

das obras encerradas e ativa-los.

Realiza a apuração e a contabilização da adição, baixa e

depreciação dos ativos fixos considerando as

particularidades exigidas pela Aneel e o IFRSS (Ativo

Imobilizado X Intangível)

SICOC Próprio Controle de Obras em

Curso

Este sistema prover os controles para a gestão contábil das

obras em curso (encerramento contábil, abertura de obras

extra SIAGO e SICOT)

SICON Próprio Contabilidade Este sistema é a ferramenta para gestão contábil

(lançamentos contábeis, geração de balancetes, consultas,

fechamentos, etc.)

Sistema realiza o controle de duas contabilidades

simultaneamente, contemplando as diferenças contábeis

entre o Regulatório (Aneel) e o IFRS

Processamento de Rateios (engenharia, compras)

Funções fiscais – Gera arquivos para o SpedContabil,


225


FCont, BMP Aneel,

Balancetes Fiscais

Gestão de Clientes

SICDE Próprio Sistema de Controle de

Danos Elétricos

Controle dos produtos danificados em função da

interrupção de energia

Gerenciamento do processo de ressarcimento ao cliente

Integração com o sistema de faturamento para quitação

de débitos do cliente usando o valor a ser indenizado

SICDN Próprio Sistema de Canal de

Denúncias

Este sistema é utilizado para registro de denuncias

internas, preservando a identificação do denunciante

Gestão de contratos

SIGVC Próprio Sistema de Gestão de

Vida de Contratos

O Objetivo é automatizar as funcionalidades do ciclo de

vida dos contratos, garantindo um controle eficiente sobre

seus processos e pagamentos

Gestão de Obras

SIAGO Próprio Acomp/Gerenciamento

Obras Distribuição

Este sistema prover a gestão de obras de distribuição

Controle de Projetos de Obras de Distribuição

Abertura contábil de Obras de Distribuição

Controle da execução e fiscalização das obras de

Distribuição

Controle de Materiais Ativados e Desativados na Obra de

Distribuição

Controle do Diário de Obra de Distribuição

SICOT Próprio Controle de Obras de

Transmissão

Este sistema prover a gestão de obras de transmissão e

subestação

Controle de Projetos de Obras de Transmissão

Abertura contábil de Obras de Transmissão

Controle da execução e fiscalização das obras de

Transmissão

Controle de Materiais Ativados e Desativados na Obra de

Transmissão

Controle do Diário de Obra de Transmissão


226


SIGPO Próprio Gestão de Processos de

Obras

Este sistema prover consultas corporativas para

acompanhamento das obras de distribuição e transmissão

Controle Gerencial de Obras de Transmissão e Distribuição

Controle de Anomalias e Indicadores das Obras de

Transmissão e Distribuição

Gestão de Viagens

SIGVI Próprio Sistema de Gestão de

Viagens

Este sistema é ferramenta utilizada para a gestão dos

gastos de viagem

Gestão Fiscal

MASTERSAF DW Terceiros Apuração de Tributos

Diretos e Indiretos

Sistema terceiro responsável por:

Apuração dos impostos nos níveis estadual e federal.

(ICMS, PIS, COFINS e etc.)

Geração dos arquivos para entrega ao Fisco das obrigações

fiscais nos níveis estadual e federal.(Sped Fiscal, Sped

Pis/Cofins, Convênio ICMS 115 e etc.)

MASTERSAF DFe Terceiros Sistema mensageiro para

emissão de NFe

Sistema terceiro responsável por fazer a integração dos

Sistemas ENERGISA com as SEFAZ dos estados no processo

de emissão de Notas Fiscais Eletrônicas de Materiais.

SIENF Próprio Sistema de Emissão de NF Emite notas fiscais em geral, com exceção das faturas de

energia elétrica que de responsabilidade do SIFAR

Este sistema realiza a geração de notas fiscais eletrônicas

de serviços (integrado com o SICPV). (integrado com o

GINFES)

Emissor de notas fiscais eletrônicas de envio de

mercadorias entre os depósitos da empresa (estoque –

almoxarifado). Função integrada com o SICEC (controle de

estoque)

Gestão Metas, BSC

SIACO Próprio Consultas Orçamentárias Este sistema contém consultas para acompanhamento do

orçamento

Acompanhamento Orçamentário, através de consultas

comparativas entre o Realizado e Orçado.


227


Utilizado tanto para acompanhamento de orçamento de

investimentos quanto para o acompanhamento das

despesas orçadas para cada área durante o exercício

orçamentário (Anual).

As informações do realizado são originadas a partir das

contabilizações dos gastos (notas fiscais, etc.) e o orçado é

originado de dois sistemas – SICOR e SIGCO.

SIAGE/VERO Próprio Sistema de Apoio a

Gestão Estratégica

Este sistema é a ferramenta para gestão do plano

estratégico do grupo (acompanhamento de indicadores de

BSC e etc.)

Registro, Apuração e Acompanhamento de Indicadores na

Estrutura de Unidades Gerenciais

Execução do Ciclo PDCA

Desdobramento de Metas

Visualização de Apurações de Indicadores através de

Relatórios Mensais de Acompanhamento, Planos de

Medida e Gráficos

Parametrização, Cálculo e Visualização de Performance por

Resultados (PRR)

Relatórios de Reflexão

Inspeção, Regularização, Perdas

PERTEC Terceiros Cálculo Perdas Técnicas

da Distribuição

Sistema para cálculo de perdas técnicas da distribuição

SIAIF Próprio Inspeções e Apuração de

Fraudes

Apura e gerencia inspeção/fraudes de energia;

Calculo do consumo agregado e recuperado;

Negociação em campo das recuperações pendentes

através de mobilidade;

SIPCP Próprio Planejamento e controle

de projetos

Gerenciamento dos projetos de inspeção

Jurídico

SIJUR Próprio Controle dos Processos

Jurídicos

Este sistema prover o controle para gestão dos processos

jurídicos do grupo

Cadastro e Classificação de Processos


228


Atualização de Saldos devedores de Clientes e Valores

Financeiros

Registro de Lançamentos Contábeis

Leitura

SILCO Próprio Leitura de Consumo Leitura dos medidores de consumo para emissão das

faturas de energia

Controle da efetividade da leitura

SIMEC Próprio Controle de Medidores

de Consumo

Cadastramento dos medidores de consumo

Gerenciamento da localização dos medidores de consumo

através de integração com o sistema de atendimento

WITS Terceiros Sistema móvel para

almoxarifado

Solução móvel para gestão dos almoxarifados com

funcionalidades como: Recebimento de mercadorias;

Separação de mercadorias; Inventário;

Medicina e Segurança do trabalho, Gestão de Benefícios.

SIGRH Próprio Gerenciamento de

Recursos Humanos

Este sistema registra os dados referentes os benefícios do

funcionário (plano de saúde, empréstimos e etc.)

Controle de processos envolvendo Plano de Saúde

Controle de processos envolvendo Medicina do Trabalho

Controle de processos envolvendo Bolsa de Estudos

Controle de processos envolvendo Plano de Saúde

Controle de processos envolvendo Treinamento de

Empregados

Controle de processos envolvendo Creche / Empréstimos

SISMS Próprio Saúde ocupacional, Meio

ambiente e Seguros

Este sistema realiza o checklist de saúde, meio ambiente e

segurança aplicados nas áreas

Sistema para registro, execução e controle de inspeções

realizadas nas áreas do grupo com intuito de melhorias em

Segurança, Meio Ambiente e Saúde dos Empregados.

Permite a parametrização de formulários de perguntas e

respostas a serem utilizadas no processo de inspeção.

Planejamento Orçamentário


229


SICOR Próprio Controle do Orçamento Este sistema realiza os controles para geração do

orçamento (geram versões de orçamento, transfere para o

contábil o orçamento aprovado, cadastra centro de custos

e etc.)

para orçamento das despesas de cada área da empresa

OBZ (Orçamento Base Zero) - Apuração do valor de

orçamento de veículos, viagens e manutenção com base

na quantidade estimada para cada área.

SIGCO Próprio Sistema de Gestão do

Capital Ótimo

Este sistema é a ferramenta utilizada para registro e

calculo dos projetos de orçamento (viabilidade financeira,

gap analysis, relação paramétrica, etc.)

Sistemas Técnicos

NIX Terceiros Proteção para o Sistema

de Distribuição

Sistema de proteção

GIS - EO Terceiros Electric Office - General

Eletricis

Gestão do cadastro de ativos da rede;

SGD Terceiros SGD Gestão do cadastro de ativos da rede; Registro de

ocorrências técnicas; Controla os indicadores de DIC, FIC e

DMIC

SIADT Próprio Acompanhamento de

Desempenho de Trafos

Cadastro de transformadores

Registra as ocorrências de cada etapa que o transformador

passou

Interplan Terceiros Planejamento e cálculo

elétrico

Sistema utilizado para realização de cálculos elétricos e

planejamento do sistema elétrico

Tesouraria

ITC Terceiros ITC Sistema terceiro responsável por:

Realizar a conciliação das movimentações financeiras (De -

Para) entre os diversos pontos de recebimento (bancos,

lotéricas e etc..) e os sistemas ENERGISA.

Controle dos contratos de empréstimo

Controle das aplicações financeiras

Outros Sistemas

EPM Terceiros Enterprise Project Plataforma corporativa para gerenciamento de projetos


230


Management

INTRANET Próprio Intranet da ENERGISA Cadastro e visualização de notícias regionais e

corporativas; Compartilhamento de documentos como

normais, instruções, resultados e outros; Acesso aos

principais sistemas Web corporativos e acesso ao EPM;

SATI Terceiros Apuração de Tributos

Diretos e Indiretos

Sistema terceiro substituído pelo MasterSaf. Atualmente

utilizado como fonte de dados históricos.

SIACR Próprio Sistema de

Acompanhamento

Regulatório

Sistema de Acompanhamento Regulatório

Sistemas de apoio a equipes de campo

Atendimento de campo – Manutenção

SGM Terceiros Sistema de gestão da

manutenção

Sistema de manutenção e serviços

Gerenciamento das manutenções de usinas e subestações

Atendimento de campo – Operação

SIGOD Próprio Sistema de Gestão da

Operação da Distribuição

Automação da força de campo

Controle da escala de trabalho

Gerenciamento da medição individual de performance da

força de campo - MIP

SIGODPDA Próprio Aplicação Embarcada do

SIGOD

Solução móvel para automatizar os seguintes processos de

campo: Atendimento de ordens de serviço comerciais e

técnicas relacionadas à distribuição (operação da rede);

Atendimento de ordens de serviço relacionadas a perdas;

Controle individual de produtividade das equipes de

campo;

Sistemas de suporte a decisão

Suporte a Decisão

DWENERGISA Terceiros Datawarehouse do Grupo

ENERGISA

Sistema de Business Intelligence corporativo que suporta

decisões sobre campanhas de perdas (inspeções,

regularizações, energia agregada e energia recuperada) e

suporta decisões da pós-operação da qualidade do serviço

(analise de penalidades e compensações, ações para evitar


231


reincidência, etc.). Integrado com mais de 15 sistemas.

Algumas inovações recentes desenvolvidas pela ENERGISA para suportar suas operações

Após alcançar um patamar de maturidade dos seus sistemas transacionais, a ENERGISA vem ao

longo dos últimos 8 anos, investindo fortemente em sistemas de apoio a decisão, sistemas de

mobilidade para força de campo, sistemas de acompanhamento de metas/indicadores,

sistemas de avaliação de desempenho e sistemas de medição de produtividade, leitura e

faturamento simultâneo entre outros. Muitas destas soluções são únicas no mercado, e que

foram desenvolvidas e patenteadas (mediante depósito código fonte no INPI) pela ENERGISA e

inteiramente customizadas às operações de distribuição no Brasil.

Tal evolução só foi possível através do uso dos sistemas transacionais que fornecem as

informações, confiáveis e dentro do tempo esperado, integrados a estas soluções inovadoras

no mercado.

Podemos citar alguns exemplos, a saber:

A) Sistema de Suporte a Decisão - Gestão de Perdas Não Técnicas

Objetivo: Solução de Business Intelligence, construída sob a tecnologia de Data Warehouse,

para apoiar o processo decisório na Gestão de Combate às Perdas Não Técnicas, e instalado no

Centro de Inteligência para o Combate a Perdas (CICOP).

Benefícios:

Contribuição na redução das Perdas Não Técnicas do grupo, quatro anos após a

implantação da solução, período 2008-2012, de 3,2%. Esta redução representa

aproximadamente 365 GWh, montante suficiente para atender 2,4 milhões de

consumidores residenciais durante um mês;

Aumento da Energia Recuperada Faturada, proveniente das ações de combate às

Perdas Não Técnicas, quatro anos após a implantação da solução, de 370% em relação

ao ano anterior à implantação da solução. Este resultado foi influenciado pelo

direcionamento mais assertivo das ações de inspeção e regularização de unidades

consumidoras e pelo acompanhamento mais preciso e rápido dos resultados,

auxiliando os gestores na tomada de decisão no nível tático de combate a perdas;

Apoio ao Planejamento Anual e Orçamento das atividades de combate a Perdas


232

Integração das informações relevantes para a Gestão de Perdas Não Técnicas,

oriundas dos diversos Sistemas-fonte Transacionais, fontes de dados externas

(cadastros, medição em transformadores e outras informações georeferenciadas);

Possibilidade de um acompanhamento diário e mais preciso das ações de combate às

Perdas Não Técnicas, através de relatórios de controle das atividades, disparo de

alarmes etc..;

Painel de Controle do desempenho das atividades de fiscalização e regularização


233

Benchmarking entre as Distribuidoras para aferição de desempenho das ações de combate a perdas e

troca de melhores práticas

B) Sistema de Gestão de Equipe de Campo: SIAFI - Despacho e Medição produtividade

das equipes de perdas

Objetivo: automatizar o atendimento de ordens de serviço de combate às perdas oriundas do

CICOP, agregando medição de produtividade das equipes de campo, monitoramento de

veículos com controle de velocidade e a localização das equipes de perdas em tempo real. O

sistema está preparado para serviços como: pré-inspeção de unidade consumidora (visa

identificar potenciais fraudes sem abordar o cliente), inspeção de unidade consumidora e

regularização.


234

Sistema de gestão do processo de combate às perdas – Simulação do consumo a recuperar

Sistema Embarcado – Abertura de OS de inspeção e registro de termo de ocorrência de inspeção


235

C) Suporte a Decisão - Gestão dos Indicadores da Qualidade do Serviço

Objetivo: Solução de Business Intelligence, construída sob a arquitetura do Enterprise Data

Warehouse da ENERGISA, para apoiar o processo decisório na Gestão dos Indicadores da

Qualidade do Serviço (Indicadores de Continuidade e Compensações definidos pelo

documento regulatório PRODIST-Módulo 8 da ANEEL).

Benefícios:

Melhor alocação dos recursos (OPEX e CAPEX) das Distribuidoras nas atividades de

melhoria da qualidade;

Apuração precisa dos Indicadores de Continuidade Coletivos e Individuais;

Melhor gestão do processo de pagamento de compensações aos consumidores por

violação de limites de continuidade individuais;

Apuração precisa do TMAE permitindo atuar nas causas de improdutividade das

equipes;

Concentração dos esforços dos analistas da Pós-Operação focada na análise das

informações das ocorrências e não na sua coleta;

Monitoração e controle permanente dos indicadores de qualidade em relação ao

fechamento do dia anterior;

Melhor entendimento do desempenho do sistema elétrico visando otimizar o

planejamento e o investimento da Operação da Distribuição;

Integração de dados relevantes para a Gestão dos Indicadores da Qualidade do

Serviço, oriundos dos diversos Sistemas Transacionais;

Melhoria da Imagem da empresa e satisfação do consumidor;

Sistema com funcionalidades de auditoria e seguro de apuração;


236

Exemplo de apuração diária de DEC e FEC


237

Exemplo de Acompanhamento do TMA por Hierarquia de Localização


238

Análise de Causalidade das Compensações (R$)

D) Sistema de Gestão de equipes: SIGOD – Despacho e Medição de produtividade de

eletricistas

Objetivo: automatizar a emissão e o acompanhamento do atendimento de ordens de serviço

comerciais e técnicas apurando automaticamente a medição de desempenho da produtividade

das equipes de campo, monitoramento de veículos com controle de velocidade e localização

das equipes em tempo real. O Sistema Realizar é utilizado para diversos tipos de serviços tais

como: corte, religação, vistoria de padrão, ligação nova, falta de energia, defeitos na

iluminação pública, dentre vários outros, além de contar com ferramentas de gerenciamento

de escala e relatórios de medição de produtividade individual do eletricista. O sistema

embarcado utiliza smartphones com GPS (Windows e Android) com mapas integrados ao

sistema elétrico das concessionárias do Grupo. O console dos despachantes do COD inclui um

mapa com a localização de cada equipe e está integrado ao sistema de despacho de serviços

comerciais e técnicos.


239

Exemplo de Interface de despacho através do mapa no Centro de Operação da Distribuição

Medição de produtividade das equipes – Relatório gerencial de desvios


240

E) Sistema de Avaliação de Desempenho – VERO/SIAGE : Gestão de Metas e

Indicadores da Gestão Estratégica

Objetivo: Integrar todo o processo de gestão da empresa. Desde a definição de mapas

estratégicos e BSCs (Balanced Score Cards). Desdobramentos das metas. Apuração e

acompanhamento dos resultados. Inserção de métodos de melhoria e de tratamento de

desvios. Confecção de relatórios gerenciais. Cálculo dos resultados individuais de

desempenho.

F) Sistema de Suporte a Decisão – Solução Gestão do Capital Ótimo (SIGCO)

Objetivo: Solução de apoio à decisão para as equipes de planejamento do Grupo ENERGISA, na

escolha do programa ótimo de investimentos em Ativos do Sistema Elétricos, infraestrutura,

veículos, informática, etc. Utiliza: i) metodologia para simulação das carteiras dos projetos; ii)

critérios múltiplos para análise dos projetos;iii) priorização dos projetos com base no indicador

de prioridade (IPR) e; iv) adoção de técnicas de otimização de investimentos, objetivando o

investimento ótimo, isto é, identificar o ponto de menor investimento que alcança os maiores

benefícios (gap analysis) com programação linear multivariada.


241

Exemplo de comparação de cenários de investimentos

Exemplo de Geração de Cenários com seus indicadores e pesos


242

G) Sistema de Gestão do Atendimento Comercial - SIATT

Objetivo: Além de garantir a visão única do atendimento do cliente, gerencia todo o fluxo

das ordens de serviço, desde a sua abertura até o seu encerramento. Com esta visão fim a

fim do processo, a solução traz uma série de vantagens:

Gerencia todo o Workflow para encaminhamento e gestão da execução dos

serviços pelas áreas internas da Distribuidora, controlando os tempos de execução

de cada parte da atividade;

Possibilita a gestão da base de Conhecimento que suportará dúvidas de novos

atendentes, garantindo a produtividade em função da rotatividade; e

Gerência do Histórico de Atendimento e Relacionamento dos clientes, incluindo as

interações nos canais das mídias sociais;

Como última ino a o agregada a esta solu o foi integrado o módulo do “ igo á” que

tem como objetivo, prover um serviço de atendimento ao cliente que gere maior

comodidade, facilidade e flexibilidade no contato telefônico com as distribuidoras da

ENERGISA. A solução oferta ao cliente, a partir de uma ligação de telefone móvel, a opção

de desligar e ser chamado de volta, dentro de determinado prazo, ao invés de ficar

esperando na fila pelo atendimento pessoal. Além desta oferta, se ao final de determinado

número de tentativas não for possível falar com o cliente, o sistema envia um SMS para o

mesmo informando que a ENERGISA tentou contato.

Agendamento de retorno


243

Tela com os registros das interações dos clientes

H) Aplicativo móvel para smartphone dos consumidores - ENERGISA On

Objetivo: Prover comodidade aos clientes nas suas interações com a Distribuidora. Aplicativo

móvel construído sobre um framework voltado para as principais plataformas de mobilidade

do mercado (Android e iOS). O aplicativo oferece aos consumidores da ENERGISA os principais

serviços que podem ser disponibilizados através de autoatendimento.

A solução tem diversos ganhos intangíveis, como aumento da proximidade com o cliente,

otimização do tempo do mesmo oferecendo serviços ágeis e acessíveis de qualquer lugar e a

qualquer momento e em consequência disso o aumento da satisfação.

A versão atual oferece os seguintes serviços:

Comunicar falta de energia;

Consultar falta de energia;

Comunicar defeito na iluminação pública;

Acompanhar solicitações;

Consultar contas pendentes;

Consultar histórico de consumo;

Solicitar religação normal;


244

Cadastrar no débito automático;

Consulta pontos de atendimento e pagamento;

Visualizar notícias da ENERGISA;

Receber notificações da ENERGISA;

Solicitar contato através do Ligo Já;

Solicitar recebimento de fatura por e-mail;

Solicitar recebimento de aviso de desligamento programado.

Exemplos de telas do ENERGISA On

Administração do ambiente operacional do site central de TI

Através de prestação de serviços as empresas do Grupo, são realizados uma série de serviços

inerentes à administração da infraestrutura, suporte dos softwares próprios e de terceiros

assim relacionados: i) dos servidores de aplicações, ii) dos sistemas operacionais, iii) dos

equipamentos de armazenamento (storage); iv) dos equipamentos de conectividade do site

central (roteadores e switches “core”); ) do ambiente de maquinas irtuais; i) do ambiente

de testes e homologação das aplicações da ENERGISA; vii) da rede que interliga os

equipamentos do site central e da infraestrutura operacional ( gerador, ar condicionado, no-

breaks) e da infraestrutura e gerencia das rotinas de backup. A proposta da prestação de

serviços para as novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços

competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.


245

Administração de Banco de Dados de software de TI

Serviços inerentes à administração dos bancos de dados das aplicações dos ambientes de

desenvolvimento, teste, homologação, contingência e produção da ENERGISA. A proposta da

prestação de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços


Administração de correio eletrônico

Serviços inerentes à administração das caixas postais de correio eletrônico; do suporte e apoio

aos problemas inerentes ao ambiente de correio. A ENERGISA já presta este tipo de serviço

para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será

uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia

proveniente das economias de escopo e escala.

Site de Contingência de TI e administração desse ambiente operacional

Serviços inerentes à administração: dos servidores de aplicações de contingência; da

equalização dos sistemas operacionais deste ambiente; dos equipamentos de armazenamento

(storage) de contingência; dos equipamentos de conectividade do site de contingência

(roteadores e switches “core”); da equali a o do ambiente de máquinas virtuais de

contingência com o site principal; da aplicação dos testes anuais do uso do ambiente de

contingência; da replicação do ambiente do site principal com o site de contingência; da rede

que interliga os equipamentos do site de contingência; da infraestrutura operacional (gerador,

ar condicionado, no-breaks) e da infraestrutura e gerencia das rotinas de backup e restore. A

ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação

de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços


Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico

Serviços inerentes: i) aos ensaios e testes funcionais dos equipamentos telecomandados; ii)

ensaios de comunicação entre os equipamentos em campo e o Centro de Operação; iii) os

ensaios de proteção; iv) ensaios de integração com o sistema supervisório (SCADA – nível III);

v) Confecção dos relatórios e evidências dos ensaios com a anuência do Centro de Operação. A

ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação


246



Serviços de gerenciamento da Segurança da Informação

Serviços inerentes à administração: dos firewalls de acesso ao ambiente ENERGISA; do

controle das versões de antivírus e anti-spams; das análises dos incidentes de segurança; do

controle dos filtros de acesso; da aplicação das políticas de segurança aprovadas pelo Comitê

de Segurança da Informação da ENERGISA e da infraestrutura e gerência das rotinas de

backup.

A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação



Atividades de CALL CENTER

Nas estruturas organizacionais das distribuidoras, normalmente as áreas de atendimento ficam

subordinadas às gerências operacionais da distribuição que, por sua vez, respondem por

outras áreas sem um foco específico e especializado no tema atendimento ao cliente.

No Grupo Rede não foi diferente do restante do setor, porém a ENERGISA, acredita que esse é

modelo de gestão de relacionamento pode ser aperfeiçoado. A ENERGISA entende que a

melhor maneira de atender o consumidor e a um custo adequado é ter uma empresa própria

para prestar este serviço para as suas distribuidoras.

Nesse contexto, a proposta da ENERGISA é utilizar a empresa já existente do Grupo Rede, a

Rede Serviços, para ser a responsável pelo call center das 8 concessionárias em processo de

aquisição. Conforme verificado nas diligências feitas pela ENERGISA, a Rede Serviços tem totais

condições para prestar o serviço com preços adequados e com a qualidade necessária.

O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas

à prestação do serviço de atendimento telefônico. A Rede Serviços possui estrutura composta

por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com

armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas

empresas de referência e com a regulamentação relativa à infraestrutura desse tipo de

negócio.

A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do

call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento -


247

NR-17. A infraestrutura encontra-se instalada na sede da ENERSUL, distribuidora integrante do

Grupo Rede, e disponíveis para utilização imediata. As fotografias a seguir referentes à Rede

Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada.

Fotos da infraestrutura disponível na Rede Serviços

Em maio/2013, a ENERSUL, distribuidora integrante do Grupo Rede, realizou uma tomada de

preço ao mercado, relativo à prestação de serviço de teleatendimento. A modalidade

escolhida foi através de postos de atendimento (PA). O escopo solicitado foi um nível de

serviço 91%, ou seja, 91% das chamadas atendidas em até 30 segundos, considerando uma

volumetria média de 8.000 chamadas dia e um mínimo de 93 postos de atendimento (PA).

Um ponto importante nesta tomada de preço é o cumprimento do Termo de Ajuste de

Conduta (TAC) que a Distribuidora assinou que prevê a manutenção do Call Center dentro do

Estado de Mato Grosso do Sul, conforme mostrado a seguir:


248

Três empresas apresentaram suas propostas, inclusive a Rede Serviços. Seguem abaixo, os

valores mensais equalizados:

Conforme tabela acima, o preço ofertado pela Rede Serviços é diferenciado, em função da

adoção de uma gestão focada e também mostra que a empresa pratica preços competitivos

quando comparados à concorrência de mercado.

Em suma, a proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será realizada através

de uma empresa de serviços própria a preços competitivos e aproveitando-se a sinergia

proveniente das economias de escopo e escala, destacando as seguintes atividades que serão

aprimoradas:

Implantação da área de planejamento no Call Center;

Padronização do atendimento;

Ampliar as facilidades do atendimento por meio eletrônico;

Intensificar a comunicação proativa com o cliente;

Implantar a Qualidade Assegurada; e

Implantar Revisão do Workflow de atendimento.

Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA

PA - INS 91 R$ 7.526,67 93 R$ 9.221,68 93 R$ 7.730,42 93

Custo Total R$ 699.980,31 R$ 857.616,24 R$ 718.929,06

Rede Serviços Provider CPFL - Atende


249

Atividades de Crítica de Faturamento e Emissão de Faturas

Em que pese às áreas de faturamento e arrecadação das distribuidoras normalmente

apresentarem resultados satisfatórios do ponto de vista de desempenho operacional, a

ENERGISA encontra-se atualmente em posição de destaque no quesito de qualidade do

faturamento e isso foi alcançado a partir do momento da centralização das áreas de

faturamento e arrecadação. O gráfico a seguir que demonstra o nível de refaturamento das

distribuidoras da ENERGISA perante as demais distribuidoras do setor elétrico (fonte

ABRADEE). Além do ganho em escala, a centralização propicia:

Agilidade na tomada de decisão;

Padronização de procedimentos;

Unificação da visão do processo de faturamento fim a fim; e

Aumento na qualidade.

Serviço de Inspeção termográfica Aérea

A ENERGISA Serviços Aéreos de Aeroinspeção S/A é uma empresa do Grupo ENERGISA que

realiza inspeções termográficas aéreas em linhas de distribuição e transmissão de qualquer

classe de tensão, para empresas do Grupo ENERGISA, bem como distribuidoras e

transmissoras de energia do mercado. A inspeção termográfica contribui para uma vistoria

mais precisa das linhas que compõem as redes, a partir de uma ação preventiva para

identificação de pontos de calor, indicando as que precisam ser reparadas ou até mesmo

substituídas, evitando maiores problemas e prejuízos.


250

A ENERGISA Serviços Aéreos possui um helicóptero Bell 407 GX, com moderno sistema de

navegação, além de equipamento de inspeção visual e térmica FLIR Kelvin 350 II, um dos mais

avançados disponíveis no mercado. Possui ainda equipe qualificada e atualizada, piloto

experiente, com mais de 3.000 horas de vôo no modelo e grande experiência em inspeção de

linhas. Esse conjunto garante inspeções com resultados muito precisos.

As principais vantagens na realização dos serviços de inspeção da ENERGISA Serviços Aéreos

são:

Otimização do tempo, principalmente para linhas de grande extensão;

Eficiência e produtividade do equipamento FLIR na inspeção dessas linhas;

Alcance de pontos de difícil acesso;

Qualidade e confiabilidade da realização e dos resultados da inspeção, devido à alta

tecnologia do equipamento;

Maior proximidade da linha, garantindo um aproveitamento de 100% da linha a ser

inspecionada e a realização do serviço no menor tempo possível;

Rapidez e a qualidade na emissão dos relatórios de inspeção pelo FLIR; e

Relação custo-benefício favorável, se comparada a inspeção terrestre, uma vez que o

tempo necessário para a inspeção aérea é muito menor do que na inspeção terrestre,

sobretudo em regiões montanhosas, de difícil acesso por terra.

A proposta da prestação de serviços para distribuidoras adquiridas será realizar

também a inspeção termográfica de suas linhas, a preços competitivos, e

aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.

Serviços de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas de Distribuição

em 34,5KV/138KV

Serviços inerentes à: i) gestão e execução dos projetos de construção de Subestações, ii)

gestão e execução de projetos de construção de linhas de transmissão em 34,5 KV a 138 KV,

iii) gestão e execução de Manutenções em Subestações, iv) gestão e execução de

Manutenções em Linha Viva em 34,5 KV a 138 KV e v) mobilização de equipes especializadas

de linha viva para apoiar no esforço de construção e expansão previsto neste Plano que

esbarra em dificuldades na contratação de equipes localmente.

A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas distribuidoras por meio de uma

empresa própria. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma


251

extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das

economias de escopo e escala.

Como exemplo de uma atividade do Grupo I, segue abaixo, a aplicabilidade do

compartilhamento de recursos especializados que gerarão economias de escala, economias de

escopo e sinergias de coordenação para todas as distribuidoras que, por ventura, farão parte

deste compartilhamento.

Logística e suprimentos (aquisição) de materiais e equipamentos

As atividades de planejamento de suprimentos, executadas pelo setor de compras e áreas

técnicas responsáveis pela execução das obras e manutenções, precisarão de maior integração

e dedicação para mitigar falhas de suprimento e capturar todos os ganhos possíveis nas

negociações com fornecedores.

Atualmente não é capturada na gestão de compras a sinergia e o ganho de escala em nível de

grupo, pois as concorrências de materiais e equipamentos são feitas de forma isolada por cada

empresa do Grupo Rede.

A proposta, neste sentido, é adotar uma estrutura de compras centralizada, que permita a

realização de negociações de equipamentos específicos (transformadores de força,

religadores, reguladores, equipamentos de TI, veículos, etc.) e de itens de estoque (medidores,

cabos, transformadores, conectores, etc.) consolidando previamente as demandas de todas as

empresas do Grupo, recebidas das áreas de planejamento, e estabelecendo um cronograma

de negociações com os fornecedores para concentrar/otimizar as concorrências. Os contratos

de fornecimento serão formalizados de modo que os direitos e obrigações de cada empresa

distribuidora sejam independentes.

A centralização das atividades de compras também permitirá a ampliação dos contratos de

fornecimento de longo prazo para mais classes e fornecedores, garantindo melhores preços e

confiabilidade na entrega.

Resumindo, entende-se que a transferência de cultura, compartilhamento de recursos e o uso

de contratos de partes relacionadas a preços competitivos serão pilares imprescindíveis que

viabilizarão a recuperação da distribuidora.


252

Seção 10.02 Plano de Integração

O Grupo ENERGISA

Parte essencial da história do setor elétrico brasileiro, o Grupo ENERGISA tem na distribuição

de energia elétrica a principal base de seu negócio. Com cinco distribuidoras no Brasil, das

quais três na região Nordeste (ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, nova

denominação de Energipe, no Estado de Sergipe; ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia

S/A, nova denominação de Saelpa; e ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, nova

denominação de CELB na Paraíba), uma na Zona da Mata de Minas Gerais (ENERGISA Minas

Gerais - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de CFLCL) e uma em Nova Friburgo,

no Estado do Rio de Janeiro (ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A, nova

denominação de CENF), abrange 91.180 Km² de área de concessão.

Ao todo, são aproximadamente 2,55 milhões de consumidores e uma população atendida de

6,5 milhões de habitantes em 352 municípios. Atualmente, mais de 5 mil colaboradores diretos

e indiretos fazem parte das suas empresas, trabalhando para levar energia elétrica a todos

esses consumidores, com o objetivo de proporcionar melhor qualidade de vida à população

brasileira.

Fundada em 26 de fevereiro de 1905, a Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, hoje

denominada ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A é a empresa que originou o

Grupo ENERGISA e que, até fevereiro de 2007, era também uma holding operacional. Com a

conclusão do processo de desverticalização, a ENERGISA S.A. passou a ser a nova controladora

de todas as empresas do Grupo.

Outro fato marcante na história do Grupo é que ela é a terceira companhia listada na Bolsa de

Valores do Rio de Janeiro, em 1907, atualmente, as ações do grupo são negociadas na Bolsa de

Valores, Mercadorias e Futuro de São Paulo (BM&F Bovespa) sob os códigos ENGI3, ENGI4 e

ENGI11 (Units). Poucas são as empresas brasileiras que têm este histórico e tradição no

mercado de capitais, que é medido em transparência nas demonstrações financeiras e

governança corporativa por mais de um século.


253

Estrutura Organizacional

HOLDING

ENERGISA S.A.: fundada em 1998, é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como

principal objetivo a participação no capital de outras empresas. Originalmente Cia Força e Luz

Cataguazes-Leopoldina, fundada em 26 de fevereiro de 1905, constitui-se empresa de capital

aberto desde 1907, cotada na BOVESPA (ENG11, ENG 13 e ENG 14).

DISTRIBUIÇÃO

ENERGISA Minas Gerais (EMG): ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A,

fundada em 1905. Atua na geração e distribuição de energia, atendendo a 66 municípios dos

estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro. Fornece energia para uma população de 1 milhão de

pessoas, tendo 359 mil consumidores, em uma área total de 16.331 Km².

ENERGISA Nova Friburgo (ENF): ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A,

fundada em 1924. A ENERGISA Nova Friburgo atua na geração, transmissão e distribuição de

energia elétrica. Fornece energia para o município de Nova Friburgo (RJ), importante pólo

industrial e de serviços localizado na região serrana do Rio de Janeiro. Atende a 89 mil

consumidores, cobrindo uma população de 300 mil pessoas.

ENERGISA Sergipe (ESE): ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1959 e

adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1997. Atende a 517 mil consumidores,

espalhados por 63 municípios, que representa 96% do território do Estado de Sergipe, e cobre

uma população de 1,84 milhões de pessoas.

ENERGISA Borborema (EBO): ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, fundada

em 1966 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1999. Atende a 152 mil

consumidores, concentrados principalmente no município de Campina Grande (PB), cobrindo

uma população de 464 mil pessoas.

ENERGISA Paraíba (EPB): ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1964 e

adquirida em leilão de privatização em dezembro de 2000. Atende a 977 mil consumidores,

espalhados por 216 municípios, concentrados em uma das áreas de maior crescimento.


254

SERVIÇOS

ENERGISA Soluções: ENERGISA Soluções S/A, nova denominação de Cat-Leo Construções,

Indústria e Serviços de Energia S.A., fundada em 2004, atua na operação e manutenção de

usinas hidrelétricas para terceiros, construção e repotenciação de unidades geradoras,

gerenciamento de obras, montagem e fornecimento de equipamentos eletromecânicos e

hidromecânicos, obras civis e serviços de engenharia.

ENERGISA Serviços Aéreos: ENERGISA Serviços Aéreos de Prospecção S/A, nova denominação

de Cataguazes Serviços Aéreos de Prospecção S/A, fundada em 2000. Atua no mercado de

serviços de inspeção termográfica aérea e içamento de cargas

ENERGISA Comercializadora: ENERGISA Comercializadora de Energia Ltda., nova denominação

de Cat-Leo Comercializadora de Energia Ltda., fundada em outubro de 2005, atua na área de

comercialização de energia elétrica e na produção de serviços e consultorias em temas ligados

a essa atividade.

ENERGISA Geração: atua na indústria de energia elétrica nas áreas de geração e transmissão,

com foco na formulação de estudos e projetos de geração de energia elétrica e construção de

projetos de geração renovável (hidrelétricas, PCHs, cogeração, eólicas, solar).


255

Resultados Recentes

Em 2012, a energia elétrica total distribuída pela ENERGISA somou 10.833 GWh, aumento de

8,8% ante 2011. As vendas no mercado próprio totalizaram 7.677 GWh, representando 4,8%

de incremento em relação ao ano anterior. O consumo foi impulsionado pelas classes

comercial e residencial que, juntas, representam 57,2% da energia total consumida pelos

consumidores cativos das distribuidoras do Grupo ENERGISA. Essas classes apresentaram

crescimentos no consumo de 5,3% e 7,1%, respectivamente. Embora com participação relativa

menor no mercado de energia, a classe rural também se destacou, com aumento de 17,5%.

A ENERGISA encerrou o exercício de 2012 com 2.549 mil unidades consumidoras cativas,

quantidade 3,9% superior à registrada em 2011.

Os principais ativos inerentes à distribuição de energia elétrica são representados atualmente

por 144 subestações de distribuição, com capacidade total de 2.830 MVA; 4.337 quilômetros

de linhas de transmissão; 132.062 quilômetros de redes urbanas e linhas rurais; e 150.982

transformadores instalados nas suas redes de distribuição, com capacidade de 3.141 MVA.

A energia associada aos consumidores livres (origem das receitas de disponibilização do

sistema de transmissão e distribuição), basicamente industriais, apresentou expressivo

aumento, atingindo 1.549 GWh, com avanço de 12,3% no ano. Juntos, os mercados cativo e

livre tiveram crescimento de 6,0% em 2012, com consumo de 9.226 GWh.

No mercado livre, a contribuição das vendas de energia oriundas das atividades de

comercialização da ENERGISA Comercializadora e das vendas relacionadas aos diversos

projetos de geração da Companhia expandiram 37,9% em 2012, para 1.054 GWh.


256

O desempenho financeiro da Companhia também teve evolução significativa no exercício de

2012, com receita operacional bruta total de R$ 4.136,9 milhões, um incremento de 16,6% em

relação ao ano anterior. A geração de caixa (EBITDA ajustado) também merece destaque,

tendo alcançado R$ 683,5 milhões, crescimento de 15,7% em comparação a 2011.

Adicionalmente, foi registrada evolução de 37,2% no lucro líquido, representado por R$ 291,1

milhões em 2012. Tais elevações se devem principalmente à expansão da energia total

distribuída, ao controle dos custos gerenciáveis, bem como à expansão das atividades de

comercialização de energia elétrica.


257

Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA

O Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA tem como base o monitoramento constante de

indicadores econômicos, financeiros e operacionais, em todos os níveis da Organização. A

aplicação desse modelo de gestão vem permitindo à Companhia obter significativa evolução

em sua excelência operacional, assim como, em seu desempenho financeiro.

Os resultados expressivos e consistentes, ano após ano, fundamentam-se em uma gestão

extremamente eficaz e assertiva, sendo expressa em vantagens competitivas relevantes:

Base de Consumidores Diversificada. As concessões de distribuição das distribuidoras do

Grupo ENERGISA espalham-se pelo Estado de Sergipe, Paraíba, Minas Gerais e Rio de Janeiro.

A administração da ENERGISA acredita que essa variada base de consumidores minimiza sua

exposição a riscos econômicos e políticos no Brasil.

Em 2012, a ENERGISA gerou 47% da sua receita bruta consolidada no Estado da Paraíba

(ENERGISA Paraíba e ENERGISA Borborema), 25% no Estado de Sergipe (ENERGISA Sergipe),

15% no Estado de Minas Gerais (ENERGISA Minas Gerais), 4% no Estado do Rio de Janeiro

(ENERGISA Nova Friburgo). Adicionalmente, a base de consumidores não é dependente de

nenhum grupo ou segmento específico da economia brasileira. Em 2012, 45% da receita bruta

consolidada da ENERGISA foi gerada pela distribuição de energia elétrica a consumidores

residenciais, 23% a consumidores comerciais, 15% a consumidores industriais, 4% a

consumidores rurais e 13% a consumidores do setor público.

Concessões Localizadas em Áreas de Crescimento Acelerado. A maioria das concessões de

distribuição da ENERGISA localiza-se em áreas com alto potencial de crescimento, a saber, na

Região Nordeste, a menos desenvolvida do Brasil. A administração da ENERGISA acredita que

as áreas rurais e subdesenvolvidas, bastante dispersas em suas áreas de concessão, oferecem

oportunidades para crescimento expressivo.

Base de Consumidores Cativos. A receita operacional bruta consolidada e volume de vendas

das controladas da ENERGISA advêm preponderantemente de vendas de energia elétrica a

tarifas reguladas a consumidores cativos. Em 2012, as vendas consolidadas a consumidores

cativos das controladas da ENERGISA a tarifas reguladas, representaram 83,2% do volume de

energia elétrica demandada nas áreas de concessão das suas distribuidoras.

Atualmente o Grupo ENERGISA apresenta uma base de 0,0006% de clientes potencialmente

livres em seu mercado cativo. Da energia total demandada em 2012 pelas distribuidoras do

Grupo ENERGISA, cerca de 16,8% são destinadas a clientes livres.


258

Serviços de Alta Qualidade. Em geral, as distribuidoras brasileiras de energia elétrica medem a

qualidade de seus serviços pela: (i) duração de interrupção, ou DEC, que mostra o tempo

médio de falta de energia por consumidor (considerando apenas interrupções iguais ou

superiores a um minuto); e pela (ii) frequência de interrupção, ou FEC, que mostra o número

médio de interrupções sofrido por cada consumidor (também considerando apenas

interrupções iguais ou superiores a um minuto). As controladas da ENERGISA vêm

apresentando expressivas melhorias nos indicadores DEC e FEC.

Capacidade Financeira e Fluxo de Caixa Constante de Operações. O fluxo de caixa constante

de operações das distribuidoras da ENERGISA e as suas capacidades financeiras, as permitem

ter acesso a fontes de financiamento em termos e condições favoráveis para implementação

de seus planos de investimentos.

Administração Experiente. Os administradores e conselheiros da ENERGISA têm vasta

experiência em atividades de distribuição de energia. Os diretores mais antigos têm em média

25 anos cada de experiência no negócio de distribuição de energia elétrica no Brasil. A equipe

de profissionais é altamente treinada, e está constantemente procurando reduzir custos

operacionais e aumentar as receitas. A ENERGISA dispõe de ferramentas de gestão de recursos

humanos que priorizam a integração e motivação de seus profissionais, com o objetivo de

maximizar qualidade e eficiência. Adicionalmente, a família Botelho, acionista controladora

direta da ENERGISA e indireta das distribuidoras, têm mais de cem anos de experiência de

gestão na área de distribuição e geração de energia elétrica. O know-how e experiência desse

acionista controlador indireto permitem que empresa seja gerida com uma visão de longo de

prazo através da permanente busca na geração de valor para os seus acionistas.

Governança Corporativa. A ENERGISA tem um conselho de administração formado na sua

maioria por membros independentes de altíssima qualificação. O conselho de administração

foi responsável para que a companhia fosse uma das 27 companhias agraciadas com selo de

auto-regulação da Abrasca (Associação Brasileira de Companhias de Capital Aberto) bem como

adotou padrões internacionais através de uma Política de Gestão de Riscos de Mercado

Financeiro, disponível em seu website onde versa sobre políticas conservadoras de

financiamento, de aplicações financeiras, de distribuição prudente de dividendos e exposição à

riscos. Adicionalmente, foram formados diversos comitês (de remuneração, auditoria e

sucessão) que auxiliam a gestão. Por diversas vezes as companhias que fazem parte do Grupo

ENERGISA foram receberam de prêmios pela transparência de suas demonstrações financeiras


259

bem como de seu site de relações com investidores, o que evidencia a preocupação da

administração com a Governança Corporativa.

Práticas Socialmente Responsáveis. As controladas da ENERGISA cumprem ininterruptamente

suas obrigações de contribuição ao desenvolvimento econômico, social e cultural, e realizam

esforços de preservação ambiental das áreas nas quais as empresas detêm concessões. Estes

projetos já receberam diversos prêmios, incluindo o Certificado e Selo de Responsabilidade.

As atividades do Grupo ENERGISA estão diretamente ligadas às comunidades onde a

Companhia atua em função do fornecimento de energia elétrica a uma parcela significativa da

população brasileira. Por esta razão, a empresa tem conhecimento da importância do seu

papel social e, por meio de uma gestão socioambiental eficiente, intensificou o compromisso

com o seu principal público, a sociedade, tornando-se cada vez mais presente por meio de

patrocínios e ações de incentivo cultural, ambiental, social e esportivo. A busca pelo

desenvolvimento sustentável é refletida em todas as subsidiárias do Grupo, que atuam

ativamente no avanço e desenvolvimento de diversos programas no âmbito socioambiental.

Visão Ampliada com Foco em Resultados Consistentes

Outro aspecto de fundamental importância para execução do modelo da gestão do Grupo

ENERGISA, configura-se pela implementação do processo de Planejamento Estratégico.

Indicadores de desempenho econômico, financeiro e operacional, aplicáveis a todos os níveis

da organização, são acompanhados periodicamente (medidos e avaliados), com a finalidade de

se obter uma análise crítica e completa do desempenho das empresas integrantes do Grupo.


260

Os indicadores e metas estabelecidos são verificados e comparados com as melhores práticas

do mercado, a fim de que sejam meios que elevem permanentemente o desempenho de cada

uma das empresas (a prática de benchmarking esta difundida há vários anos no grupo). Nesse

sentido, as diretrizes estratégicas, os indicadores e as metas são desdobrados para os diversos

níveis da organização.

O desdobramento ocorre de forma extremamente estruturada, por meio da condução de 4

etapas, com a definição clara de cada uma das entregas esperadas. São definidos Mapas

Estratégicos tanto para as Unidades de Negócio, quanto para as Unidades de Apoio. Os Mapas

Estratégicos são então suportados por Balanced ScoreCards, aplicáveis não somente aos

executivos do Grupo, mas também os demais colaboradores.


261

Os resultados obtidos são comparados com as metas estabelecidas e, caso necessário,

propostas de ações preventivas e corretivas ou de ampliação das ações são apresentadas e

discutidas mensalmente nas reuniões de acompanhamento da gestão que ocorrem em todos

níveis gerenciais.

Entre as principais áreas envolvidas por tais processos e que já geraram excelentes resultados,

destacam-se:

Recuperação de receitas (redução de perdas elétricas, redução das contas a receber e índices

de inadimplência);

Melhoria do giro dos estoques de materiais para investimento e reposição;

Redução do ciclo de faturamento;

Melhoria da qualidade do fornecimento de energia

Ampliação da satisfação do consumidor (com base nas pesquisas ANEEL e ABRADEE)

Redução de custos operacionais controláveis; e

Melhoria das condições de segurança do trabalho.

Excelência na Operação e Transformação de Empresas

A consistência da aplicabilidade do modelo de gestão da ENERGISA também verifica-se pela

sua forte capacidade de expansão da operação e de transformação de empresas adquiridas em

casos de sucesso.


262

De 1997 a 2001, a Companhia aumentou em sete vezes suas operações, com a compra de

quatro distribuidoras. Apesar da complexidade, tais aquisições e suas respectivas operações

pós-fusão foram conduzidas com muita eficiência e qualidade, demonstrando o

comprometimento e a competência da Energia em promover o crescimento sustentável de

suas operações.

Distribuidoras em estado precário e com déficit de qualidade, adquiridas no processo de

privatização, tornaram-se eficientes e lucrativas e, em muitos casos, passaram a ser

consideradas exemplos em gestão. Desde a aquisição da última distribuidora em 2000,

evoluções significativas nos indicadores de qualidade são observados de forma relevante,

demonstrando um processo de melhoria contínua, acentuado no 2º ciclo tarifário.

Neste contexto, destacam-se a ENERGISA Paraíba e ENERGISA Sergipe, ambas indicadas,

conjuntamente, a oito prêmios no ano de 2013, incluindo Qualidade de Gestão, Gestão

Econômico-Financeira, Evolução e Desempenho, Melhor Distribuidora do Nordeste e Melhor

Distribuidora do Brasil pela ABRADEE.

Nas 15 edições do Prêmio ABRADEE, a ENERGISA foi premiada 26 vezes:


263

Cabe destacar que a ENERGISA Paraíba em 2012 foi vencedora do Premio Nacional da

Qualidade da Fundação Premio Nacional da Qualidade, principal distinção entre todas as

empresas do Brasil no quesito Qualidade da Gestão.

A ENERGISA obteve também conquistas importantes em áreas de gestão, responsabilidade

socioambiental, satisfação do consumidor, qualidade e outras. Esses prêmios são

consequência de uma mentalidade de gestão voltada para resultados, aplicada com destreza

pelas lideranças e desenvolvida com afinco pelos colaboradores de todas as empresas do

Grupo.

A ENERGISA S/A, holding do Grupo, foi uma das premiadas na edição de 2012 do IR Global

Rankings. A divulgação financeira da ENERGISA foi reconhecida como a "melhor dentre todas

as empresas latino-americanas inscritas”. O resultado levou em conta as informações

financeiras completas e detalhadas que a Companhia divulga ao mercado, adicionada à clareza

na comunicação com os seus investidores. Além da categoria em que foi premiada, a

ENERGISA também figurou entre as finalistas de "web site de Relações com Investidores" e

"Relatório Anual Online". Em 2012, mais de 80 companhias da America Latina se inscreveram

para participar do ranking, que também possui edições na Ásia, América do Norte, Europa e

Índia.

Indo além de premiações, a ENERGISA busca constantemente altos níveis de qualidade de seus

serviços. Atualmente, a Companhia é líder na evolução dos indicadores DEC e FEC do

segmento de distribuição do Brasil.


264

É também referência nacional em combate ao furto de energia, com investimentos anuais de

R$ 36 milhões, obtendo o sétimo ano consecutivo de redução de perdas de energia. Com

destaque para a ENERGISA Sergipe, que possui menor índice de perda entre as empresas da

região Nordeste que atendem mais de 400 mil consumidores.

A ENERGISA aplica também seu modelo de gestão como peça fundamental para melhoria do

entendimento sobre o uso seguro e consciente da energia.

Como parte do Programa de Eficientização Energética da ANEEL / Procel, as distribuidoras

possuem unidades móveis com experimentos científicos, sala para apresentação e projeção,

além de estrutura de palco para eventos comunitários. As unidades percorrem os municípios

das áreas de concessão, levando às comunidades orientações sobre o uso seguro e eficiente da


265

energia elétrica, além de facilitar aos clientes maior aproximação e melhor relacionamento

com a Companhia.

O Grupo também realiza programas de Eficiência Energética nas distribuidoras, que

contribuem para a educação da população que habita as regiões que a ENERGISA atua quanto

ao uso racional e eficiente da energia e para a redução do consumo de energia elétrica. Em

2012, foi lançado o projeto Conta Cidadã, que consiste na troca de lixo reciclável por créditos

financeiros na conta de energia elétrica dos consumidores de algumas localidades na Paraíba e

em Minas Gerais, com destinação do material coletado à indústria de reciclagem.

Crescimento Sustentável dos Negócios

Nos últimos três anos, o Grupo ENERGISA realizou investimentos da ordem de R$ 1.713

milhões, dos quais R$ 670 milhões foram investidos no último ano (2012). Em 2013, serão

investidos R$ 635 milhões em diversas iniciativas, com o objetivo de otimização de resultados,

alavancagem da produtividade e fortalecimento da sustentabilidade.

Em 2012, houve a intensificação de investimentos na geração de energia renovável,

principalmente eólica e biomassa: investimento de R$ 560 milhões em cinco parques eólicos,

localizados no Rio Grande do Norte, que foram considerados aptos a gerar em setembro de

2013. A Companhia também concluiu a aquisição de quatro Sociedades de Propósitos

spec fico (“S s”) da onon ionergia finali ou as obras da H Z unin que tem

capacidade de 8 MW, e iniciou as operações da PCH Santo Antônio, também com capacidade

de 8 MW.

Outro destaque do exercício de 2012 foi a adequação do perfil de endividamento da

Companhia, por meio da emissão de debêntures e outras captações, que asseguraram um

aporte de cerca de um bilhão de reais, recursos estes indispensáveis à continuidade e melhoria

das operações. Mesmo com os vultosos investimentos realizados, o Grupo ENERGISA obteve

um robusto saldo de caixa e aplicações financeiras no montante de R$ 923,1 milhões.

Plano de Integração

A ENERGISA se credenciou como protagonista no equacionamento da situação econômico-

financeira do Grupo Rede. Além de aportar capitais, equacionar as dívidas e inadimplências,

deverá reformular a gestão técnica, operacional e comercial das concessionárias do Grupo

Rede, adotando padrões de operação que permitirão o cumprimento pleno das obrigações do

seu contrato de concessão. A aquisição do Grupo Rede mudará o patamar da ENERGISA no


266

mercado elétrico brasileiro, sendo encarada pela empresa como uma oportunidade única, mas

que envolve desafios significativos, dentre os quais destacam-se:

Áreas de concessão de grande dimensão e dispersão;

Empresas com desafios de investimentos vultuosos para equacionamento de

transgressões e falhas apontadas pelo Regulador;

Perda de profissionais ao longo do tempo, em função da situação das empresas; e

Necessidade de recompor a credibilidade frente aos stakeholders.

Após a transformação das distribuidoras adquiridas entre 1997-2000, com destaque para

evolução de desempenho, qualidade de gestão e performance econômico-financeira destas

empresas, o Grupo ENERGISA entende-se preparado para um segundo e relevante ciclo de

crescimento.

Aproximadamente 60 profissionais do Grupo ENERGISA, além de um extenso time de

consultores, dedicam-se na estruturação do Plano ANEEL e na elaboração do Plano de

Integração. Trabalho sério, organizado e focado nos compromissos que serão assumidos. O

Grupo ENERGISA não considera outra hipótese que não a assunção do Grupo Rede.

Adicionalmente, discussões com financiadores e atuais credores das distribuidoras já estão em

curso, visando permitir um D+1 que dê plenas condições de trabalho aos times técnicos e

comerciais, focados na melhoria das empresas. O financiamento de investimentos em

infraestrutura, com linhas de crédito compatíveis, torna-se fundamental neste contexto. Sendo

assim, tem-se como objetivo a substituição e/ou reestruturação da quase totalidade das

dívidas das distribuidoras, como melhoria do perfil nos primeiros 90 dias da gestão.

Não somente em relação a aspectos de financiamento de investimentos, a integração é um

processo demandante e que requer escolhas assertivas, uma vez que as decisões tomadas irão

definir como a empresa pós-fusão irá operar. A dimensão da aquisição e a simultaneidade dos

planos de captura de sinergias e melhorias exigem uma abordagem diferenciada. Por este

motivo a ENERGISA escolheu a metodologia de Post Merge Integration (PMI) como principal

ferramenta para implementação do Plano de Integração do Grupo Rede.

Ressalta-se ainda que aquisições bem sucedidas são suportadas por planos de integração

cuidadosamente preparados, com apropriado e completo posicionamento, e execução

profissional em todas as etapas envolvidas. Desta forma, o Grupo ENERGISA elaborou um

Plano de Integração, de forma a garantir a continuidade da operação das empresas adquiridas,

em paralelo às atividades de gestão da integração.


267

O ponto de partida consistiu na execução de um procedimento robusto de due diligence, com

a identificação dos principais processos críticos para manutenção do negócio, assim como, a

definição clara de todos os elementos cruciais para o processo de integração, incluindo a

identificação de potenciais riscos, sua aceitação, atenuação ou transferências.

Para auxílio à elaboração e implementação do Plano de Integração do Grupo Rede, foram

solicitadas propostas às principais consultorias especializadas do mercado, detentoras de

sólidas metodologias e conhecimentos na condução de processos de PMI e está em fase final

de contratação.

Neste contexto, foram definidos como principais objetivos do Plano de Integração do Grupo

Rede, os seguintes:

Garantia de não impacto na continuidade dos negócios das empresas adquiridas;

Centralização das iniciativas/planos de medidas do PMI, para que estes sejam

implementadas no prazo, custo e qualidade previstos;

Modelo de Gestão de Projetos/Programas sendo aplicado com forte apoio

metodológico, com suporte de uma estrutura de Escritório de Projetos (PMO) e

Escritório de Processos (BPM).

Adicionalmente, o Plano de Integração irá considerar, entre outros:

1. Elaboração do Modelo de Acompanhamento e Implementação, contemplando:

Qualificação e quantificação de resultados;

Mapeamento dos principais processos internos que requerem melhorias;

Quick Wins, por empresa, incluindo identificação de medidas de integração nas

Unidades de Negócio, com definição de objetivos de melhorias adicionais às

identificadas;

“ lano para dia 1” e “ lano para 1 dias”, permitindo que sejam comunicados e

implementados tão logo seja realizado o fechamento da transação.

2. Elaboração do Modelo de Gestão de Mudanças e Comunicação, com preocupação em

relação à adequada adaptação e integração dos colaboradores das empresas à cultura

ENERGISA;

3. Construção do Modelo Organizacional das Unidades de Negócio adquiridas, do Modelo

Operacional, e da Estrutura Corporativa;


268

4. efini o do lano strat gico para a “No a ENERGISA” com redefinição de novas Missão,

Visão e Valores, considerando o período de integração, e propondo a melhor configuração

e organização da empresa resultante sob o ponto de vista de Grupo.

5. Elaboração de Matriz de Riscos, contemplando:

Qualificação e Quantificação de Riscos, abrangendo as seguintes dimensões: Riscos de

Sinergia, Estruturais, de Pessoas e de Projeto; e

Plano de Mitigação de Riscos, incluindo balanceamento de investimentos vs.

benefícios.

O Plano de Integração será dividido em 3 etapas: Iniciação, Preparação, e Transição, conforme

demonstrado a seguir.

A etapa de Preparação encerra-se com o Closing após a homologação do Plano, findo o

julgamento dos recursos à decisão na 1ª Instancia, e aprovação pela ANEEL e pelo CADE da

mudança de controle.

(*) Condição 1: 1ª Instância regulamentada e Plano ANEEL entregue

Na Etapa de Preparação destaca-se a implementação de uma estrutura de PMI, responsável

por assegurar a entrega dos objetivos estabelecidos no Plano de Integração. Destaca-se


269

também, a definição dos aspectos essenciais para atuação no “ A 1” primeiro dia de

assunção do Grupo Rede, de forma a garantir a continuidade da operação em paralelo às

atividades de melhoria de gestão.

Em ambas as etapas, Preparação e Transição, será implementada uma gestão matricial, com

atuação tanto por frentes de trabalho, quanto por empresa do Grupo Rede, de forma a

otimizar resultados, por meio de velocidade na implementação, sustentabilidade na execução,

e alinhamento à cultura ENERGISA.


270

Com a conclusão do Plano de Integração, surgirá a “No a N RG SA” empresa única no setor

elétrico brasileiro.


271

11. Sumário do Regime Excepcional Regulatório

No Capítulo 9, foram detalhados os temas para os quais é necessário estabelecer um regime

excepcional regulatório de modo a viabilizar a sustentabilidade da concessão da CNEE. Esses

temas e seu regime excepcional regulatório podem ser assim sumarizados:

Perdas Regulatórias

Solicita-se o acréscimo de 1,99% da perda técnica regulatória sobre a energia injetada, que

passaria de 6,83% da energia injetada para 8,82%.

P&D e PEE

Solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014, para a

regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades previstas

durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo sobre Selic dos

programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação.

Sanções Regulatórias

Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção, requer-se, na

eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a suspensão de sua exigibilidade,

pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da

distribuidora.

Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário da

Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório excepcional para

que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a partir da data de

transferência de controle acionário da distribuidora, tenham caráter unicamente orientativo

e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades.

Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em

esfera administrativa, requer-se o aceite pela Agência do parcelamento da penalidade em 12

(doze) meses.

Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em

esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência por parte dessa Agência.

Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora a anistia

dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias das sanções

regulatórias (multa, juros e atualização monetária).


272

Obrigações Setoriais em Aberto

Parcelamento da dívida dos encargos setoriais, exceto por CCC, até o término da concessão, ou

seja, até junho de 2015, sendo que o início de seu pagamento ocorrerá após a assunção do

controle acionário pela Energisa. O saldo devedor será atualizado pela variação da taxa básica

de juros (SELIC).

O passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também remunerado pela

SELIC.

Provisionamento adicional referente à contingências Cíveis, Fiscais e Trabalhistas

Provisionamento adicional, em 2013, relativo a contingências cíveis, fiscais e trabalhistas em

R$ 16,9 milhões.


273

12. Mensagem Final

O trabalho aqui apresentado realizou um profundo diagnóstico das condições da

concessionária e apontou propostas de solução de forma robusta e detalhada no Plano de

Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da CNEE que representará a retomada da

normalidade na prestação do serviço na concessão o mais rápido possível, e que passa pela

mudança de controlador e pelo estabelecimento de regime excepcional regulatório.

Esse regime excepcional tem a finalidade de interromper a drenagem de recursos da

concessão com itens como pagamentos de multas, compensações e glosas de perdas elétricas.

Além disso, manter algumas das atuais metas regulatórias resulta na intensificação de

investimentos de forma insustentável no curto prazo, o que pressiona a tarifa e esbarra nas

condições locais de exequibilidade.

A proposta de regime excepcional contida neste relatório resulta da análise profunda, por

parte da ENERGISA, do contexto atual da concessão e da expansão futura do seu mercado.

Para isso, foram fundamentais as interações feitas com a atual gestão nomeada pela ANEEL no

âmbito da intervenção, uma vez que, além da notória e reconhecida capacidade, está há mais

de um ano convivendo com a realidade da concessão.

A ANEEL tem o papel fundamental de definir patamares regulatórios específicos e

diferenciados que sejam exequíveis, dada a situação excepcional em que se encontra a

concessão da CNEE. Esses patamares regulatórios específicos são os estritamente necessários

para viabilizar a sustentabilidade da concessão.

A ENERGISA também é parte essencial da solução. Além de aportar capitais, equacionar as

dívidas e inadimplências, deverá reformular a gestão técnica, operacional e comercial da

concessão CNEE adotando padrões de operação que permitirão o cumprimento pleno das

obrigações do seu contrato de concessão. Aqui os interesses da ENERGISA estão colimados

com os da ANEEL, em fazer do Plano uma alternativa viável, sustentável e segura para retornar

a concessão à normalidade.

Para essa reformulação, a ENERGISA conta com sua história de 108 anos no setor elétrico,

caracterizada pela expansão continuada, com 19 empreendimentos de geração, presta

serviços de operação e manutenção para mais de 130 unidades geradoras de terceiros e

administra 05 concessionárias de distribuição, atendendo a uma população de 6,7 milhões de

habitantes. Como características marcantes da gestão da ENERGISA estão a sustentabilidade


274

técnica, operacional e financeira de suas coligadas e a melhoria continuada da qualidade do

serviço prestado.

Desde 2009, o DEC das distribuidoras da ENERGISA reduziu 51%, o tempo médio de

atendimento 57% e as perdas elétricas 43%. Os inúmeros reconhecimentos setoriais e as

avaliações dos seus consumidores atestam que a ENERGISA possui as capacitações de um

operador de excelência e com grande experiência em realizar transformações em concessões

que estavam com déficits de desempenho operacional e financeiro e que, portanto, possui

todas as qualificações para empreender as medidas apontadas no Plano de Recuperação aqui

proposto.

Além da solução financeira e de sua experiência centenária de sucesso, a ENERGISA está

preparada e conta com a sua grande motivação e o apoio de seus colaboradores e acionistas

diante desse novo desafio, por entender que a aquisição do controle das concessionárias do

Grupo Rede é uma oportunidade única de consolidar a sua expansão.

Para a ENERGISA é chegada a hora da mudança para que a concessão CNEE retome a

normalidade e se torne sustentável de modo estrutural. Para tanto submete o presente Plano

de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da CNEE na expectativa de sua

aprovação pela ANEEL, para que, no menor tempo possível, possam ser implementadas as

ações necessárias para retomada da sustentabilidade da concessão em benefício de seus

consumidores.


275

13. Anexos

ATA DA REUNIÃO COM OS INTERVENTORES


276


277


278

ANEXO - MODELAGEM REGULATÓRIA

Resumo Regulatório

O resumo regulatório concentra os resultados das simulações dos eventos tarifários dos anos

de 2014 a 2025. Apresenta também as tarifas médias resultante de cada evento projetado. O

efeito médio aplicado às tarifas é segregado em dois tipos diferentes, o Efeito Médio de Uso e

o Efeito Médio de Fornecimento. O primeiro apresenta somente a variação dos itens

relacionados com o uso das redes, enquanto o segundo possui também a variação relacionada

com a energia comprada.

Receita Verificada

Um evento tarifário começa com a verificação da receita realizada pela concessionária no ano

tarifário anterior. Esta receita é o produto do mercado e da tarifa econômica. Como o modelo

utiliza a simplificação da tarifa, que é somente financeira, a receita verificada é o produto do

mercado e da tarifa financeira adicionando ou subtraindo eventuais efeitos financeiros

presentes na tarifa do ano anterior.

Como a tarifa média utilizada já contém descontos tarifários embutidos, além da correção dos

itens financeiros, é necessário adicionar o montante de subsídios tarifários cobertos pela

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em face dos desdobramentos da Lei 12.783/13.

Tarifas Médias de Partida

Na atual conjuntura regulatória, determina-se, em um evento tarifário, o nível de receita

necessária para cobrir os custos das empresas, segregados em gerenciáveis (Parcela B) e não

gerenciáveis (Parcela A). Esta receita é repartida entre as classes, níveis e modalidades

tarifárias através de Tarifas de Referência, que consistem na relação de responsabilidade que

cada segmento possui por cada parcela dos custos da empresa. Desta forma, são criadas

tarifas capazes de recuperar a Receita Requerida da empresa.

A modelagem financeira, pela sua própria simplificação, adotada como premissas uma tarifa

única por classe para compor a receita. Ao se analisar o histórico de mercado e receita de uma

distribuidora, segregado por classes, observa-se que a relação entre as duas variáveis citadas –

que consiste na tarifa média – varia de forma irregular. Esta variação é resultado de diversos

efeitos combinados, dos quais podemos destacar a composição da estrutura do mercado.


279

Como a precificação dos serviços de distribuição de energia elétrica é feita, para os clientes de

alta tensão, através de tarifas binômias horárias e dado que, para fins de simplificação, o

mercado é somente de energia – sem distinção horária – a tarifa média utilizada deve

incorporar os custos cobrados em demanda e a diferença de preço entre os postos de Ponta e

Fora de Ponta. Somado a isso, há de ser levada em conta a diferença de precificação entre os

níveis de tensão e subclasses tarifárias. Desta forma, como o mercado é projetado por classes

e não apresenta variação na composição de sua estrutura, a tarifa média aplicada deve, dentro

do possível, refletir estes efeitos.

As tarifas médias de partida, definidas por classe para os consumidores cativos, são o

resultado da ponderação das tarifas homologadas pela composição do mercado ao longo do

ano tarifário. Para os consumidores livres e geradores, a tarifa reflete a composição do

mercado e os descontos concedidos. Para os usuários do sistema de distribuição foram

utilizadas as próprias tarifas de resolução.

Este procedimento de cálculo de tarifas médias, utilizando o mercado do último evento

tarifário, é capaz de capturar efeitos de variações e sazonalidades na composição do mercado

e mantém a finalidade básica de definição de tarifas, que é garantir o retorno integral do nível

tarifário.

Parcela A

A Parcela A é composta dos custos não gerenciáveis da empresa, cujo repasse para o

consumidor é feito de forma integral via tarifa, com exceção das perdas regulatórias.

Compreende os custos com aquisição de energia elétrica, os custos com conexão e uso dos

sistemas de distribuição e/ou transmissão e os custos com Encargos Setoriais, sendo que cada

um recebe um tratamento diferente de repasse e projeção, conforme regulação vigente e

respectiva natureza.

Neste tópico é feito o cálculo da Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA) e na Data de

Reajuste em Processamento (DRP), de forma a compor o cálculo da Parcela B em DRA e da

Receita Requerida em DRP.

Encargos Setoriais

Os encargos setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam

de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. Em face da Lei 12.783/13 e seus


280

desdobramentos, foram extintos os encargos de Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis

(CCC) e Reserva Global de Reversão (RGR).

Os demais encargos foram extraídos do último evento tarifário e são projetados como

apresentado a seguir:

Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): Como a sistemática de definição das

cotas de CDE foi alterada a partir da Lei 12.783/13, quando passou a ser definida em

função dos recursos necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas

relacionadas à CDE, e seu tratamento é de repasse integral, a projeção adotada para a

CDE é de correção por IGP-M anualmente. Aliada à correção monetária da cota com

vigência atual, foi acrescido o recolhimento do saldo remanescente de CDE conforme

estabelecido no art. 4ºA, § 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, com

redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013.

Taxa de Fiscalização de Energia Elétrica (TFSEE): O valor anual da TFSEE é estabelecido

pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do

custeio de suas atividades. É definido como sendo 0,4% do benefício econômico anual

auferido pela concessionária, então sua correção é feita pela variação da Parcela B da

distribuidora.

Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e Encargo de Energia de Reserva (EER): o ESS

representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema,

inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional

(SIN), enquanto o EER representa todos os custos decorrentes da contratação da

energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no

fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente

contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos,

financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica

do SIN. É projetado por correção monetária por IGP-M.

Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D): É calculado pela regra vigente de

1,00% da Receita Operacional Líquida.

Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): As distribuidoras associadas pagam

mensalmente valores relativos ao custeio das atividades ONS. Este tem como

atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas elétricos interligados

e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia

elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.É

projetado por correção monetária por IGP-M.

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA): é estabelecido

em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela ELETROBRAS,

conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas

determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e

autoprodutores de cada distribuidora. É projetado com base na previsão de quota de

energia e a correção monetária da tarifa por IGP-M.


281

Os valores em DRP consistem nas projeções realizadas para o dado ano tarifário, enquanto que

os valores em DRA, para garantir a neutralidade dos encargos setoriais, consistem nos valores

em DRP do ano anterior acrescidos do crescimento de mercado.

Custos de Transporte

Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da

concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte

de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.

Custos de Rede Básica: referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de

distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão –

CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado.

São calculados com base nos valores de demanda de potência multiplicados pelas

tarifas.

Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos

termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no

último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução

Homologatória nº 1.555/2013. A projeção das tarifas é feitas por correção monetária

via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo

crescimento do mercado.

Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das

simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam

variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua

estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente,

num montante de contratação de mesma proporção.

As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora

Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às

suas quotas partes. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do

ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes.

Outros custos de Rede Básica, como ONS (geradores A2) e Exportação (geradores A2),

são corrigidos por IGP-M a partir de seus valores iniciais.

Custo de Conexão: refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais

Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às


282

transmissoras, para conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores

desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a

data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia elétrica. As

projeções destes valores são feitas através da correção monetária por IGP-M ou IPCA,

a depender de caso.

Transporte de Itaipu: refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia

elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte

de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante

de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela

ANEEL, em R$/MW. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do

ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes.

Custo de Uso de Sistemas de Distribuição: refere-se aos valores pagos pelas

concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do

Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de

distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de demanda de

potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da

distribuidora acessada.

Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos

termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no

último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução

Homologatória mais atual da acessada. A projeção das tarifas é feitas por correção

monetária via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo

crescimento do mercado.

Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das

simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam

variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua

estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente,

num montante de contratação de mesma proporção.

Os valores em DRP consistem no produto dos montantes do ano tarifário e suas respectivas

tarifas. Os valores em DRA utilizam as tarifas presentes na DRP do ano anterior.


283

Compra de Energia

Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elabora-se o Balanço

Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando

a Energia Requerida no período de referência em questão. A Energia Requerida é o somatório

da Energia Vendida e das Perdas Elétricas reconhecidas na tarifa.

As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada

e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada

disponível é igual ao somatório de geração própria, CCEARs, compra de energia de contratos

bilaterais e quotas de energia de Itaipu, Proinfa, Angra I e II e Usinas com Contratos

Renovados.

Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que

nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são

inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia

elétrica.

As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema

de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na

Distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. A Energia Vendida representa

toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo, consumo próprio e energia

suprida a outras distribuidoras.

O custo da compra de energia em DRP é obtido pelo produto dos montantes do ano tarifário

com as tarifas corrigidas para a data do evento e em DRA é o mesmo montante com o preço

médio reconhecido na tarifa em DRP do ano anterior.

Para precificação das sobras ou déficits já foi adotada a metodologia de empilhamento de

contratos utilizada nos eventos tarifários mais recentes. Os preços de compra de cada contrato

foram projetados através da correção monetária pelo respectivo índice de indexação.

Parcela B

A Parcela B compreende os custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial

dos clientes, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela

concessionária. Foram adotadas duas metodologias distintas para o cálculo da Parcela B, uma

abrangendo a metodologia de Reajuste Tarifário e outra para as Revisões Tarifárias.


284

Reajuste Tarifário

A Parcela B em DRP (VPB1) é a dada pela correção da Parcela B em DRA (VPB0) pelo IGP-M

subtraído do Fator X (fator numérico com vistas a compartilhar com os usuários e

consumidores os ganhos de eficiência e da competitividade estimados), como consta no

contrato de concessão. A Parcela B em DRA (VPB0) é obtida pela subtração da Parcela A em

DRA (VPA0) da Receita Verificada (RA0) pela distribuidora.

O Fator X é composto de três componentes. As componentes T e Pd, definidas ex-ante no

momento da última revisão tarifária, e a componente Q, definida ex-post com base nas

melhorias de Qualidade do Serviço observadas no ano anterior, foram modeladas conforme a

metodologia vigente.

Revisão Tarifária

Nas Revisões Tarifárias Periódicas, que ocorrem em ciclos de quatro ou cinco anos, o valor teto

das tarifas, o nível de qualidade dos serviços e o índice de ganho de produtividade são

revisados. Estas revisões são necessárias para garantir o repasse dos ganhos de produtividade

ao consumidor e corrigir eventuais desvios que coloquem em risco a capacidade de

investimento das empresas e, consequentemente, a sustentabilidade do setor.

Nos anos de Revisão Tarifária, a Parcela B é revisada com base na metodologia atual. Para

tanto, são feitas adições anuais na base de remuneração e descontada a depreciação do

período. Com a nova base de remuneração é possível calcular a Remuneração do Capital, a

Quota de Reintegração Regulatória e ao Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis.

A Quota de Reintegração, produto da Base de Remuneração Bruta Total com a Taxa de

Depreciação, é calculada com as adições da base, mas mantendo a Taxa de Depreciação do 3º

Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. O recálculo da taxa foge do escopo e das possibilidades

deste trabalho. Para a cota de depreciação, considerou-se a mesma taxa de depreciação do 3º

ciclo.

A Remuneração do Capital, produto da Base de Remuneração Líquida com o Custo Médio

Ponderado de Capital (do inglês Weight Average Cost of Capital – WACC), é calculada com as

adições da base, mas mantendo o WACC do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas.

Considerou-se o atual WACC regulatório para todos os ciclos tarifários subsequentes, onde o

WACC real antes de impostos é de 11,36%.


285

O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis é calculado com as adições da base, mas

mantendo-se a metodologia do 3º Ciclo Revisional e os dados de Vida Útil das Instalações

presentes na última versão do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico.

Os demais itens da Parcela B, Receitas Irrecuperáveis e Custos Operacionais, são calculados

com simplificações. As Receitas Irrecuperáveis são corrigidas com base na Receita Verificada,

de forma a manter o mesmo patamar percentual de reconhecimento tarifário. O Custo

Operacional real da distribuidora é integralmente repassado para a Tarifa, em cada uma das

revisões tarifárias subsequentes, dado que a premissa é que a distribuidora apresenta um

patamar eficiente de custos.

A componente Pd do Fator X é recalculada com base na regra vigente no 3º Ciclo Revisional e a

componente T não é mais utilizada, a partir do 4º ciclo, por entender que a transição entre

metodologias já terá ocorrido e é considerado o repasse integral de custos.

Itens Financeiros

Os itens financeiros contemplam as contas gráficas que visam capturar eventuais distorções de

preços reconhecidos tarifariamente e efetivamente praticados. Este item pode variar muito de

um ano para o outro e permanece nas tarifas pelo período de um ano tarifário, sendo

substituído no ano seguinte pelo novo componente financeiro.

Os itens financeiros de partida são aqueles reconhecidos no último evento tarifário, já

descontadas possível amortizações percebidas nos balanços contábeis. Os saldos de ativos e

passivos não circulantes constantes no balanço são a partida para os financeiros dos eventos

subsequentes. O cálculo dos financeiros segue as regras vigentes e contempla somente

aqueles itens cujos custos estão refletidos no modelo, conforme listado abaixo.

Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA): para

compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da

Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de

2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia e da Fazenda.

o CVA Energia: Calculado pela diferença do Preço Médio Praticado com o Preço

Médio refletido na Tarifa.

o CVA Rede Básica: Calculado pela diferença entre o Preço Médio Praticado e o

Preço Médio refletido na Tarifa. A variação dos custos fixos relativos à Rede

Básica (ONS A2, Exportação A2 e MUST Itaipu) é calculada em conjunto com a

Rede Básica na Tarifa de Ponta, conforme regramento atual.


286

o CVA Encargos (ESS/EER, CDE e PROINFA): Calculado pela diferença entre o

desembolso e o refletido.

o CVA Transporte Itaipu: Calculado pela diferença entre o desembolso e o

refletido.

Neutralidade dos Encargos Setoriais: Conforme disposto na Subcláusula Décima

Oitava do Contrato de Concessão, consiste no cálculo das diferenças mensais apuradas

entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de

referência e os respectivos valores contemplados no reajuste anterior. Para fins de

modelagem, simplificou-se o cálculo para a diferença entre o encargo reconhecido em

DRP do evento tarifário anterior e a aquele considerado em DRA do reajuste em

questão corrigido por CDI (proxi SELIC).

Sobrecontratação/Exposição: É considerado um cálculo simplificado, com base no ano

ci il ‘fechado’.

Diferencial da Eletronuclear: São considerados os valores já homologados, sem

projeções futuras.

Ajuste Financeiro de Concatenação de CUSD: Calculado pela diferença do Preço Médio

Praticado com o Preço Médio refletido na Tarifa.

Outras Receitas Operacionais

Para as demais receitas da concessão, utilizou-se as informações recebidas diretamente das

empresas e, também, as informações constante no último processo de revisão tarifária

periódica. Estes valores foram projetados conforme a sua natureza.

Para Ultrapassagem de Demanda e Reativo realizou-se a correção pelo Efeito Médio do evento

tarifário anterior. Para os Encargos de Conexão, a correção é por IGPM. Para os demais –

Serviços Cobráveis, Compartilhamento de Infraestrutura, Sistemas de Comunicação, Serviços

de Consultoria, Serviços de O&M, Serviços de Comunicação, Serviços de Engenharia,

Convênios e Outros – a correção por IPCA.

O tratamento regulatório destas receitas foi feito conforme o regulamento vigente, previsto

no Submódulo 2.7 do PRORET. Para as receitas de ultrapassagem de demanda e reativo, os

valores foram incorporados às Obrigações Especiais.


287

ANEXO - TUTORIAL MODELAGEM REGULATÓRIA

Diferenças para a Modelagem Financeira

Horizonte de Projeção

O horizonte de projeção da Modelagem Regulatória, embora idêntico ao da Modelagem

Financeira, traz treze colunas totalizadoras de Ano Tarifário após as Totalizadoras de Dados

Trimestrais (Ano Civil).

Estrutura das Planilhas

Os dados podem aparecer nas cores verde, azul, preto e amarelo. Em verde estão os dados

que são oriundos do Modelo Financeiro. Em azul estão os dados de entrada digitados. Em

preto estão dados calculados por fórmulas na própria Interface Regulatória. Em amarelo estão

os dados que são oriundos de outros módulos da Interface Regulatória.

Lógicas Básicas de Modelagem

A modelagem regulatória do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões foi

desenvolvida de forma a reproduzir as regras e metodologias vigentes.


288

ANEXO - MÓDULO REGULATÓRIO

O módulo regulatório é a parte principal da interface regulatória, concentrando todos os

cálculos e projeções. Estes cálculos são realizados conforme o regramento vigente. É

responsável por fazer a interação com a Modelagem Financeira.

Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da

modelagem.

Reajustes e Revisões Tarifárias

Consiste na saída de dados para utilização no Modelo Financeiro.

Link Para o Regulatório

Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface

regulatória.

Indicadores Econômicos

Consiste no link de dados entre o Módulo de ndicadores (aba “ N ”) e o Módulo Regulatório.


289

Resumo Regulatório

Tópico que apresenta o resumo das projeções de eventos tarifários realizadas.

Receita Verificada

Consiste no cálculo da Receita Verificada, que é o primeiro passo para construção do evento

tarifário.

Parcela A

Este Tópico consiste no consolidador do cálculo da Parcela A. Ele utiliza dados dos módulos de

Encargos Setoriais, Transporte de Energia e Compra de Energia, que são linkados através de

seus respectivos tópicos. O cálculo segue o regramento vigente do setor e as premissas de

projeção são mais bem explicadas nos respectivos módulos.

Parcela B – Reajuste Tarifário

Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da

Parcela B nos anos de Reajuste Tarifário. O cálculo segue o regramento vigente do setor.

Parcela B – Revisão Tarifária

Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da

Parcela B nos anos de Revisão Tarifária. O cálculo parte de premissas explicadas no anexo do

plano.

Financeiros

Consiste no cálculo dos itens financeiros repassados nas tarifas, conforme regulamentação

específica, e o tratamento do fluxo dos mesmos.

Outras Receitas

Consiste no cálculo das outras receitas operacionais.

Resumo – Encargos Setoriais

Tópico de link com o Módulo de Encargos Setoriais, traz o resultado dos cálculos deste

módulo.

Resumo – Transporte de Energia


290

Tópico de link com o Módulo de Transporte de Energia, traz o resultado dos cálculos deste

módulo.

Resumo – Compra de Energia

Tópico de link com o Módulo de Compra de Energia, traz o resultado dos cálculos deste

módulo.

Resumo – Mercado

Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos ao Mercado da

distribuidora, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam dados de Mercado.

Resumo – Opex, Capex e Perdas

Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos a Capex, Opex e

Perdas, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam destes dados.


291

ANEXO - MÓDULO DE TRANSPORTE

O Módulo de Transporte é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos custos

de transporte da distribuidora.

Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da

modelagem.


Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e

o Módulo de Transporte. Estes indicadores são utilizados para a projeção.

Resumo – Transporte de Energia

Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Transporte que farão link

com o Módulo Regulatório.

Rede Básica

Tópico de cálculo dos custos de Rede Básica e da reprodução do valor de reconhecimento

tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de Rede Básica.

CUSD

Tópico de cálculo dos custos de Uso dos Sistemas de Distribuição e da reprodução do valor de

reconhecimento tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de uso

distribuição.

Outros Custos de Transporte

Consiste nos cálculos e projeções dos demais itens de transporte de energia.


292

Dados de Mercado para Projeção do Uso

Tópico com link de dados para os dados de Mercado presentes no Módulo Regulatório. É

utilizado para projeção dos montantes de uso contratados.


293

ANEXO - MÓDULO DE ENCARGOS SETORIAIS

O Módulo de Encargos Setoriais é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos

custos de encargos setoriais da distribuidora.



o Módulo de Encargos Setoriais. Estes indicadores são utilizados para a projeção.

Resumo – Encargos Setoriais

Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Encargos Setoriais que

farão link com o Módulo Regulatório.

Encargos Setoriais

Consiste nos cálculos e projeções dos encargos setoriais e da reprodução do valor de

reconhecimento tarifário.


294

ANEXO - MÓDULO DE COMPRA DE ENERGIA

No módulo.



o Módulo de Compra de Energia. Estes indicadores são utilizados para a projeção.

Resumo – Compra de Energia

Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Compra de Energia que

farão link com o Módulo Regulatório.

Compra de Energia – CCEAR Energia Velha

Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia

Velha e com as projeções de preço para estes contratos.

Compra de Energia – CCEAR Energia Nova

Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia

Nova e com as projeções de preço para estes contratos.

Compra de Energia – CCEAR Geração Distribuída

Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Geração

Distribuída e com as projeções de preço para estes contratos.


295

Compra de Energia – CCEAR Leilão de Ajuste

Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Leilão de

Ajuste e com as projeções de preço para estes contratos.

Compra de Energia – Bilaterais com Terceiros

Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais

com Terceiros e com as projeções de preço para estes contratos.

Compra de Energia – Bilaterais com Partes Relacionadas

Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais

com Partes Relacionadas e com as projeções de preço para estes contratos.

Compra de Energia – Outros Contratos

Consiste nos cálculos e projeções dos outros contratos de Compra de Energia.

Preço de Repasse Excepcional

Este tópico permite a consideração de eventuais tratamentos excepcionais que possam

ocorrer no preço de repasse de Compra de Energia.


296

ANEXO - MÓDULO DE INDICADORES

O módulo de indicadores é responsável pela integração com os indicadores mensais do

Módulo Financeiro e cálculo dos seus correspondentes para o ano tarifário de cada

distribuidora.

Cenário Macroeconômico Mensal

Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface

regulatória.


Consiste no cálculo dos indicadores econômicos para os anos tarifários e na saída de dados

para os demais módulos da interface regulatória.


297

ANEXO - OUTROS DADOS

A aba “Outros” foi reser ada para tratamento de dados au iliares no cálculo do modelo. A

tabela presente nela é utilizada no cálculo da Componente Q do Fator X.

plano de recuperação e correção das falhas e ... - aneel · do grupo rede, no âmbito de seu...

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