plano de recuperação e correção das falhas e transgressões ... · majoritário do grupo rede...

Celtins - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

_____________________________________________________________________________ 1

Plano de Recuperação e Correção das Falhas e

Transgressões

Celtins

SETEMBRO DE 2013


_____________________________________________________________________________ 2

Sumário

1. Introdução.....................................................................................................................04

2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição ......................................06

3. Caracterização da Concessão .......................................................................................12

4. Diagnóstico Atual da Concessão ...................................................................................21

Seção 4.01 Mercado ...............................................................................................21

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

Seção 4.03 Jurídico ................................................................................................69

Seção 4.04 Operacional .........................................................................................72

Seção 4.05 Comercial ...........................................................................................114

Seção 4.06 Gestão ................................................................................................135

Seção 4.07 Financeiro ..........................................................................................138

5. Visão do Interventor sobre a Concessão .....................................................................149

6. Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de F. e T....................154

7. Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual – Avaliação Ec.-Financeira................158

Seção 7.01 Cenário Macroeconômico ..................................................................158

Seção 7.02 Mercado .............................................................................................160

Seção 7.03 Regulatório ........................................................................................174

Seção 7.04 Jurídico ..............................................................................................197

Seção 7.05 Operacional .......................................................................................198

Seção 7.06 Comercial ...........................................................................................209

Seção 7.07 Econômico-Financeira .......................................................................217

Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras....................................................229

8. Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional ?................................ 232

9. Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões – Proposta................237

Seção 9.01 Mercado ............................................................................................237

Seção 9.02 Regulatório ........................................................................................239


_____________________________________________________________________________ 3

Seção 9.03 Operacional ....................................................................................264

Seção 9.04 Econômico-Financeira ....................................................................275

Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras ...............................................286

10. Plano de Integração e Gestão .................................................................................289

Seção 10.01 Estrutura de Serviços Compartilhados ...........................................289

Seção 10.02 Plano de Integração .......................................................................327

11. Sumário do Regime Excepcional Regulatório .........................................................346

12. Mensagem Final .....................................................................................................349

13. ANEXOS ...................................................................................................................351


_____________________________________________________________________________ 4

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 de Energia Elétrica do Estado do Tocantins S.A. – Celtins.

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 Celtins. 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.


_____________________________________________________________________________ 5

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 Celtins.

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.


_____________________________________________________________________________ 6

2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição

A Celtins 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 Celtins, 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 a ui ou pedido de recupera o udicial 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.

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:


_____________________________________________________________________________ 7

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 . 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 CEMAT, 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. Isaac Pinto Averbuch. Na mesma data, a ANEEL também determinou a

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

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

prazo de dois anos.

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.


_____________________________________________________________________________ 8

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.

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.


_____________________________________________________________________________ 9

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

Credores (“AG ”) os credores decidiram por colocar em ota o o lano 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%


_____________________________________________________________________________ 10

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

. 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-

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.


_____________________________________________________________________________ 11

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.


_____________________________________________________________________________ 12

3. Caracterização da Concessão

O estado do Tocantins, criado em 05 de outubro de 1988, com a promulgação da Nova

Constituição Brasileira, situa-se no centro geográfico do país, limitando-se com os estados do

Pará, Maranhão, Piauí, Bahia, Goiás e Mato Grosso.

A Celtins é a única concessionária de distribuição de energia elétrica do Estado do Tocantins,

cobrindo uma área de grande extensão territorial, que equivale a aproximadamente 3,3% do

território nacional (277.721 km2), atendendo a uma população estimada em 1,4 milhão de

habitantes, distribuídos em 139 municípios e um mercado com 511.342 consumidores.

Antes da criação do Tocantins, o fornecimento de energia elétrica à região era realizado pelas

Centrais Elétricas de Goiás S.A. – CELG. Em agosto de 1989, os ativos da CELG foram

transferidos para o Governo do novo estado e uma nova companhia, a Celtins, foi criada.

Em setembro de 1989, a Celtins foi adquirida pela Rede Energia, por meio de concorrência

pública e se tornou a primeira concessionária de energia elétrica a ser privatizada no país,

numa parceria inédita com o Governo do Tocantins.

A Celtins é uma sociedade por ações de capital fechado, com capital social de R$ 194,4

milhões. É controlada pela Rede Energia S.A., cuja participação, em 31 de dezembro de 2012,

representava 50,9% do capital total e 70,0% do capital votante da concessionária. O outro

sócio é o estado do Tocantins, que detém 49,1% do capital total e 30,0% do capital votante.

A empresa é signatária do Contrato de Concessão nº 52/1999, assinado em 28/06/1999, com

prazo de concessão de 20 anos, mais precisamente até 30/01/2020.

As principais atividades econômicas desenvolvidas no estado do Tocantins são:

Industrial: produção de cimento, fabricação de telhas e tijolos, beneficiamento de

grãos, fabricação de produtos alimentícios e usina de açúcar/álcool, extração e

processamento de minérios;

Agronegócio: agricultura, pecuária, hortifrutigranjeiro, piscicultura e irrigação;

Comércio e serviços: redes de atacado e varejo, alimentação, hotelaria e turismo.

A seguir estão relatados alguns aspectos referentes à área de concessão da Celtins, em

especial aqueles que influenciam de alguma forma no serviço de distribuição de energia

elétrica.


_____________________________________________________________________________ 13

Malha Viária

O estado do Tocantins possui uma extensão de 2.699 quilômetros de rodovias estaduais e

federais. Segundo pesquisa da Confederação Nacional dos Transportes - CNT, datada de 2012,

47,6% das estradas estão em estado ruim ou péssimo, 41,8% em estado geral regular,

enquanto 10,7% tem seu estado considerado ótimo ou bom, conforme tabela a seguir.

SITUAÇÃO DAS ESTRADAS NO ESTADO DO TOCANTINS

Apresenta-se a seguir fotos com a situação atual de algumas estradas.

FOTOS COM A SITUAÇÃO DAS ESTRADAS NO ESTADO DO TOCANTINS

TO-040 BR-242

TO-080 TO-050

http://pesquisarodovias.cnt.org.br/Fotos Rodovias/TO-080_Tocantins.JPG


_____________________________________________________________________________ 14

Além das condições apontadas acima, destaca-se ainda a escassez da malha viária no estado.

Como exemplo, comparando os estados de Minas Gerais e Tocantins, tem-se que MG tem uma

extensão territorial 2,1 vezes maior que o TO, mas a malha viária é 5,3 vezes maior.

Território – Características específicas de ocupação

Com relação ao território do estado do Tocantins, destaca-se que mais da metade se compõe

de áreas de preservação, unidades de conservação e bacias hídricas, onde se localizam

santuários naturais como a Ilha do Bananal (a maior ilha fluvial do mundo) e os Parques

Estaduais do Cantão, do Jalapão, do Lajeado e o Monumento Nacional das Árvores

Fossilizadas, entre outros. Ao todo existem no estado 21 unidades de conservação, sendo 06

federais e 15 estaduais.

Somente em se tratando de reservas indígenas, totalizam-se 02 milhões de hectares

protegidos, com uma população de 10 mil indígenas de sete etnias (Karajá, Xambioá, Javaé,

Xerente, Krahô Canela, Apinajè e Pankararú), que se distribuem em mais de 82 aldeias, em

municípios de todas as regiões do Estado.

Além das comunidades indígenas, destaca-se também a existência de 28 comunidades

quilombolas no Tocantins que estão localizadas desde região norte ao sul do Estado.

Clima

O clima predominante no estado é o tropical seco, que é caracterizado por uma estação

chuvosa (de outubro a abril) e outra seca (de maio a setembro), influenciando na sazonalidade

verificada no número de atendimentos emergenciais realizados pela empresa durante o ano,

conforme pode ser verificada no gráfico a seguir:

SAZONALIDADE DAS OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS NA CELTINS


_____________________________________________________________________________ 15

Incidência de descargas atmosféricas

A alta incidência de descargas atmosféricas no Estado é fator de grande influência na operação

do sistema de distribuição da Celtins que apresenta grandes extensões, implantadas em

regiões descampadas e sujeitas às intempéries da natureza.

A área de concessão da Celtins possui a 2ª maior incidência de descargas atmosféricas entre as

concessionárias de distribuição do país, como pode ser observado a seguir.

ÍNDICE DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS NAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

Densidade Demográfica

O estado do Tocantins possui densidade demográfica de 4,98 hab/km² sendo a Celtins a 5ª

concessionária de distribuição menos densa do país. Trata-se de uma região de expansão

agrícola, um estado criado recentemente, representativo de uma fronteira de ocupação

humana no Brasil, que pelas suas dimensões impõe desafios aos operadores dos sistemas

elétricos de distribuição.

Essa baixa densidade populacional do estado reflete-se diretamente no número de clientes por

área geográfica (1,85 clientes/km²) e verifica-se também quando analisada o número médio de

clientes por extensão de rede da concessionária que é de 6,95 clientes/km.

Analisando-se a relação de clientes por extensão dos 67 conjuntos elétricos, verifica-se que 28

conjuntos possuem menos de 05 clientes por km de rede. Estes 28 conjuntos atendem a 42%

do total de consumidores da empresa, conforme pode ser observado a seguir.


_____________________________________________________________________________ 16

HISTOGRAMA DOS CONJUNTOS ELÉTRICOS DA CELTINS: RELAÇÃO CONSUMIDOR/KM DE REDE

Os gráficos a seguir demonstram o comparativo destes indicadores com outras distribuidoras

das Regiões Norte, Nordeste, Centro-Oeste e Sudeste onde se verifica na Celtins as menores

densidades.

ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE DISTRIBUIDORAS DA DENSIDADE DE UNIDADES CONSUMIDORAS

Apenas como ilustração, a discrepância verificada na Celtins nos gráficos anteriores é ainda

maior quando comparada com outras distribuidoras como, por exemplo, a Eletropaulo (que

possui 324 clientes por km de rede) ou a CEB com (96 clientes por km de rede).

Queimadas

Segundo informações do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais - INPE, no período de 1º de

janeiro a 25 de julho de 2013, o Tocantins registrou 2.626 focos de incêndio, ficando atrás

apenas do Mato Grosso, que contabilizou 4.752 focos. Em 2012, no mesmo período, o estado

registrou o maior número de incêndios no país, com total de 3.039 focos.

Em resumo, dentre as características da área de concessão da Celtins, verifica-se que as que

representam os principais desafios quanto ao serviço de distribuição de energia, são:

Grande extensão geográfica e baixíssima densidade demográfica

Alta incidência de descargas atmosféricas


_____________________________________________________________________________ 17

1989 2012

Malha viária deficiente

Alto índice de queimadas

Evolução e características gerais da Distribuidora

Com relação ao suprimento de energia, a Celtins possui 06 pontos de suprimento interligados

a sua malha de 138kV, com potência total de 410,7 MW.

A Celtins possui atualmente 67 conjuntos elétricos, 103 subestações e uma extensão total de

83.511 km de redes e linhas de distribuição de energia, que atendem aos mais de 511 mil

consumidores. O quantitativo de postes instalados ao longo das redes de distribuição é de

798.624 e o total de transformadores de 65.323, perfazendo 1.518 MVA instalados.

Um ponto de destaque foi o grande crescimento da rede de distribuição da concessionária,

com grande contribuição do Programa Luz para Todos - PLPT. A evolução das redes da

concessionária está ilustrada nos mapas eletrogeográficos apresentados a seguir.

EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO TOCANTINS: 1989-2012

Fonte: Contribuição Celtins Audiência Pública ANEEL nº 021/2012


_____________________________________________________________________________ 18

Ao longo do último ciclo revisional, encerrado em meados deste ano, as redes da empresa

passaram de cerca de 50 mil km, para mais de 80 mil km, enquanto o número de subestações

saltou de 92 para 103.

Conforme dito anteriormente, neste período houve grande parte da expansão das redes em

área rural motivada pelo avanço do PLPT, que por força das regras das Centrais Elétricas

Brasileiras - Eletrobrás, só permite a construção de redes em tensão inferior a 34,5 kV.

EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO NA CELTINS 2004-2013: LINHAS E REDES

Os gráficos a seguir também corroboram o significativo aumento do sistema de distribuição da

Celtins nos últimos 10 anos.

EVOLUÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO NA CELTINS 2004-2013: POSTES, TRANSFORMADORES E SUBESTAÇÕES


_____________________________________________________________________________ 19

Com relação à atual estrutura operacional, a Celtins está dividida em sua área de concessão

em oito polos de serviços, divididos em três gerências regionais, ilustrados na figura seguinte:

DISTRIBUIÇÃO DE POLOS DE SERVIÇO E GERÊNCIAS REGIONAIS

Com relação à força de trabalho da empresa, a mesma é composta, segundo dados de junho

de 2013, por um total de 1.508 colaboradores, sendo 843 (56%) próprios e 665 (41%) terceiros.


_____________________________________________________________________________ 20

EVOLUÇÃO DA FORÇA DE TRABALHO NO PERÍODO 2004-2013

Abaixo a tabela comparativa demonstrando a evolução da força de trabalho por número de

consumidores da empresa, onde se verifica o crescimento de 41% deste índice no período

2004-2013.

DETALHAMENTO DA EVOLUÇÃO DA FORÇA DE TRABALHO NO PERÍODO 2004-2013


_____________________________________________________________________________ 21

4. Diagnóstico Atual da Concessão

Seção 4.01 Mercado

Cenário

A Celtins distribui energia elétrica para o estado do Tocantins, que abrange um território de

277.621 Km2, dividido em 139 municípios, com aproximadamente 1,3 milhões de habitantes.

Atende a 513 mil de consumidores1. As maiores cidades do estado são: a capital, Palmas, além

de Araguaína, Gurupi, Porto Nacional e Paraíso do Tocantins.

O clima predominante no estado é o tropical seco, que é caracterizado por uma estação

chuvosa (de outubro a abril) e outra seca (de maio a setembro). Ao Norte, onde o relevo é

suavemente ondulado, o clima é úmido, com temperaturas médias anuais variando entre 24°C

e 28°C, sendo a temperatura compensada no extremo sul, onde varia de 22°C e 23°C.

De acordo com o censo de 20102, a população atual do Estado de Tocantins é de 1,303 milhões

de habitantes. De 1992 para 20123, a população vem crescendo a uma taxa média de 1,6%

a.a., contra o crescimento de 1,3% a.a. do Brasil, no mesmo período. Tocantins é o 24º estado

mais populoso do Brasil e concentra 0,7% da população brasileira, tendo densidade

demográfica de 4,69 habitantes por quilômetro quadrado.

PIRÂMIDE DEMOGRÁFICA 2010 – TOCANTINS

Fonte: IBGE – Censo 2010

1 Base junho/2013 2 Censo IBGE 2010 3 Previsão LCA para 2012

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

http://pt.wikipedia.org/wiki/Aragua%C3%ADna

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

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

http://pt.wikipedia.org/wiki/Para%C3%ADso_do_Tocantins

http://pt.wikipedia.org/wiki/Clima_tropical_com_esta%C3%A7%C3%A3o_seca


_____________________________________________________________________________ 22

O IDH (Índice de Desenvolvimento Humano)4 do Tocantins subiu 2 posições de 1991 (quando

ocupava a 19ª posição, com 0,611) para 2000, quando passou a ocupar a 17ª posição entre as

27 UF brasileiras, com 0,710.

O PIB do estado do Tocantins fechou o ano de 2010 em R$ 17,240 bilhões5, ocupando 24º

lugar no ranking Brasil e respondendo por 0,5% do total da riqueza produzida6 no país. De

2000 a 2010, o PIB a preços correntes no Tocantins cresceu 16,7% a.a., contra 12,3% a.a. no

Brasil, no mesmo período.

Fonte: LCA

Fonte: LCA

A participação das atividades econômicas no PIB do estado de Tocantins, em 2010, era a

seguinte:

4 O IDH significa uma medida geral do desenvolvimento humano, sendo composto por três pilares: saúde, educação e renda. 55 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.).

-

10

20

30

40

50

60

70

20062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022

PIB Preços Correntes (R$ bilhões)Tocantins

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

20062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022

PIB Preços Correntes (R$ bilhões)Brasil

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

17,0

19,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

PIB Preços Correntes Crescimento (%)Tocantins e Brasil

TO

Brasil


_____________________________________________________________________________ 23

Fonte: LCA

É perceptível a participação de 17% do PIB agropecuário no Tocantins, em contrapartida ao

peso de 5%, observado por este segmento na composição do PIB Brasil.

A economia do estado do Tocantins se destaca por um modelo expansionista de agro

exportações e é marcada por seguidos records de hiper-superávits primários: cerca de 89% de

sua pauta de exportação é soja em grão, cerca de 10% é carne bovina e 1% outros, revelando

sua forte inclinação agropecuária.

Em 2010, O PIB per capita no estado do Tocantins foi de R$ 13.231,00, ocupando a 15ª posição

entre as UFs do Brasil, e posicionando-se 77% abaixo da primeira colocada, o Distrito Federal

(R$ 56.482,00).

Fonte: LCA

O elevado ritmo de crescimento e o contínuo investimento em infraestrutura – tais como a

pavimentação de estradas e a construção de hidrovias e hidrelétricas – permitem que o estado

17%

23%

52%

8%

PIB Setorial 2010 - Tocantins

PIB Agro

PIB Ind

PIB Serv

PIB Outros

5%

24%

57%

14%

PIB Setorial 2010 - Brasil

PIB Agro

PIB Ind

PIB Serv

PIB Outros

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

(%)

R$

Co

rre

nte

s

PIB per capita

PIB per capita Cresc. (%)

Cresc. 2006-20106,1%


_____________________________________________________________________________ 24

de Tocantins exiba uma participação relevante do seu PIB sob a responsabilidade do setor

industrial (23% contra 24% na média Brasil).

Uma característica marcante da indústria tocantinense7 é o grande número de unidades de

pequeno porte e a fraca participação de unidades de grande porte (acima de 500 pessoas

ocupadas). Para as produtoras de bens de consumo duráveis, o percentual de unidades médias

é um pouco maior que para o conjunto da indústria e ocupam mais da metade do total de

pessoal desse grupo. No setor de bens intermediários, ao contrário, há uma elevada

concentração do pessoal ocupado em unidades de pequeno porte.

Evolução do Mercado 2006 a 2012

Entre 2006 e 2012, o mercado cativo da Celtins apresentou um crescimento médio elevado, de

8,6% a.a.. A classe que mais se destacou foi a industrial, com crescimento no mesmo período

de 12,9% a.a.

Fonte: Celtins e SAMP ANEEL

A classe residencial da Celtins apresentou crescimento de 9,3% a.a. no período 2006-2012. O

ano de 2011 registrou a menor taxa desde 2007, porém 2012 já retomou o crescimento.

7 http://portal.mec.gov.br/setec/arquivos/pdf/industr_to.pdf

9,9

5,7

8,8

17,0

4,7

10,3

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

-

100

200

300

400

500

600

700

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Residencial - GWh

Cresc Acum 2006/2012

9,3%

20,5

12,1 9,8

27,9

10,1

-0,8

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

-

50

100

150

200

250

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Industrial - GWh


12,9%

10,0

7,1 6,2

17,0

0,3

6,6

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

-

50

100

150

200

250

300

350

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Comercial - GWh

Cresc Acum

2006/20127,7%

10,7

7,6 7,3

16,0

4,1

6,5

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Total - GWh

Cresc Acum

2006/20128,6%


_____________________________________________________________________________ 25

A classe industrial atingiu queda de 0,8% em 2012, ainda assim atingindo expansão de 12,9%

entre 2006 e 2012, impulsionando o mercado total.

A classe comercial, por sua vez, expandiu 7,7% no período 2006-2012, e atingiu a menor taxa

de crescimento em 2011, 0,3%.

Uma característica do mercado da Celtins é a pequena participação dos clientes livres. A

empresa fechou o ano de 2012, com apenas 6 clientes livres em carteira, responsáveis por 43

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:


Com somente 6 clientes no mercado livre, o histórico de consumo sem o efeito de migrações

não se altera muito. Retirando-se do histórico o consumo dos clientes livres, observa-se que o

crescimento do mercado industrial da Celtins passa de 12,9% no período de 2006 a 2012, para

10,9%. Procedendo-se da mesma maneira com o mercado comercial, a taxa de crescimento

média desta classe passa de 7,7% a.a. para 6,5% a.a.. No consumo total da Celtins, a taxa

média de crescimento neste período passa de 8,6% a.a. para 8,1% a.a., como se pode notar no

gráfico abaixo:

1 1

3 3

1

3 3 3

2010 2011 2012 2013

Número de Clientes Livres

IND COM


_____________________________________________________________________________ 26

Fonte: Celtins

Em 2012, a Celtins, no consumo total de energia elétrica, superou a média da Região Norte e

do Brasil, com crescimento de 6,5% em 2012, segundo dados da EPE.

Fonte: EPE e SAMP ANEEL

No consumo residencial o mesmo cenário pode ser observado, porém, mais próximo ao

resultado da Região. Com crescimento de 10,3% em 2012, esta classe foi responsável pelo bom

desempenho do mercado total.

O consumo de energia elétrica industrial da Celtins retraiu em 0,8% em 2012, ficando abaixo

da média regional.

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Crescimento (%)Sem Efeito Migração

Ind Com Tot

3,5

4,6

6,5

EPE - Brasil EPE - Norte CELTINS

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

(0,1)

0,7

-0,8


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

5,1

9,2 10,3


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

7,8

11,5

6,6


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


_____________________________________________________________________________ 27

No consumo comercial, a Celtins também encerrou 2012 abaixo da média regional e Brasil,

atingindo crescimento de 6,6%, ainda assim um ótimo resultado.

Número de Consumidores

O número de consumidores da Celtins cresceu em média 6,4% a.a. ao longo do período 2006-

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

6,2%. Na classe industrial, o número de consumidores segue em queda desde 2011, fazendo

com que o crescimento médio atinja retração média de 1,1% a.a. ao longo de 2006-2012. Na

classe comercial, o número de consumidores está ascendente desde 2009, atingindo um

crescimento médio de 3,6% no mesmo período.


Consumo Médio

O consumo total médio encerrou o período de 2006-2012, com crescimento médio de 2,1%

a.a.. O crescimento do consumo residencial médio atingiu patamar de 2,9% a.a. no mesmo

período, apresentando taxa negativa em 2011. No industrial, o consumo médio é o mais alto

entre as demais classes, devido ao forte crescimento entre 2007 e 2010, encerrando o período

2006-2012 com crescimento médio de 14,1%. O consumo médio comercial atingiu crescimento

de 4% a.a ao longo de 2006-2012.

8,0

5,5 5,9 6,0 7,1

5,7

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Total


6,4%

7,6

5,6 5,2 5,6 6,1

7,1

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Residencial


6,2%

0,6 0,8

-3,3

2,1

-3,3 -3,1

-8,0

-3,0

2,0

7,0

12,0

17,0

22,0

2.050

2.100

2.150

2.200

2.250

2.300

2.350

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Industrial


-1,1%

5,4

2,0 1,5

3,0

4,6 4,9

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoNúmero de Consumidores - Comercial


3,6%


_____________________________________________________________________________ 28

Portanto, merece destaque a grande contribuição do crescimento do consumo médio,

sobretudo das classes industrial e comercial, para no crescimento do consumo total da Celtins,

no período de 2006 a 2012.

O Consumo Residencial Médio da Celtins fechou o ano de 2012 com 130

kWh/consumidor/mês, bem abaixo da média da região Norte, 161 kWh/consumidor/mês do

Centro-Oeste e do Brasil, 159 kWh/consumidor/mês. Estes resultados, associados ao

prognóstico de crescimento econômico da região e às elevadas temperaturas, revelam grande

potencial de crescimento do Consumo Residencial Médio na Celtins.


Seção 4.02 Regulatório

(a) Qualidade da Energia

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

2,5 1,9

1,3

9,4

-2,8

0,8

-5,0

-3,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

210

220

230

240

250

260

270

280

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCTM Mensal


2,1%

2,2

0,0

3,4

10,8

-1,4

3,0

-3,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

95

100

105

110

115

120

125

130

135

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCRM Mensal


2,9%

19,8

11,3 13,5

25,3

13,9

2,3

-3,0

2,0

7,0

12,0

17,0

22,0

27,0

32,0

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCIM MensalCresc Acum 2006/2012

14,1%

4,3 5,0 4,6

13,6

-4,0

1,6

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

% CrescimentoCCM MensalCresc Acum 2006/2012

4,0%


_____________________________________________________________________________ 29

desse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões e contemplou questões

como:

Grande dimensão territorial;

Elevado índice pluviométrico em toda a área de concessão;

Alto índice ceráunico (segunda maior distribuidora com incidência de descargas por

km² no Brasil);

Restrições ambientais à atuação da distribuidora (existência de APPs);

Existência de extensa área inundável, com elevada concentração de corpos hídricos

(rios e lagos) e alta pluviosidade anual;

Relevo predominantemente formado por planícies, com extensas regiões de solos

arenosos;

Densa arborização em zonas urbanas;

Baixa densidade de consumidores por extensão de rede e baixo poder aquisitivo da

população;

Alta concentração de redes elétricas no meio rural (96%). Fortemente influenciada

pelo PLPT que promoveu, em 10 anos (2001 a 2011), a participação de consumidores

rurais na distribuidora saltar de 1,7% para 19,64%;

Deslocamentos territoriais altamente prejudicados por ausência de pontes. Alta

utilização de balsas para travessias de regiões;

25% de território de uso legal restrito (restrições ambientais);

Rodovias em condições precárias de tráfego. Apenas 36% de rodovias pavimentadas

no estado;

Malha elétrica tipicamente radial de grandes extensões com raras opções de

transferência de cargas;

Necessidade de prudência de investimentos: extensas redes de distribuição com

necessidade de reforços/reforma, mas com carga que não justificam os investimentos.

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 tópico foram baseadas em informações passadas pelos

Interventores, visitas técnicas, análise estatísticas dos dados das distribuidoras para

ocorrências emergenciais e levantamento das contribuições encaminhadas para a ANEEL por


_____________________________________________________________________________ 30

ocasião dos processos de definição dos limites regulatórios para a Qualidade do Serviço dos

conjuntos elétricos.

Limites dos indicadores de continuidade

De modo a avaliar a evolução dos indicadores de continuidade da Celtins 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 regulatórios da ANEEL desde o ano de início do 1CRTP (2005) até os

previstos para o 3CRTP.

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

EVOLUÇÃO DO DEC NA CELTINS: COMPARAÇÃO ENTRE REALIZADO E LIMITE REGULATÓRIO

A avaliação dos resultados de DEC praticado pela Celtins a partir de 2007 até 2013 (forecast)

permite identificar que durante a maior parte do período a distribuidora apresenta um

desempenho insuficiente para se manter dentro dos limites regulatórios estabelecidos pela

ANEEL. Observa-se uma média de 19% de desvio em relação aos limites anuais no 2CRTP,

período onde o patamar de DEC até apresentou uma recuperação, mais ainda insuficiente para

acompanhar os parâmetros da ANEEL.

Embora o ano de 2013, por meio de uma projeção informada pela empresa, aponte um índice

que representa uma redução de cerca de 2 (duas) horas em relação ao ano anterior, o

resultado como um todo se mostra extremamente preocupante, em função da inexistência de

margem de segurança (entre os valores realizados e os limites regulatórios) que se mostra

negativa em cerca de 6%.

41,84

51,1147,69 46,00

52,2346,45

42,1738,50 36,30

0,00 0,00 0,00

59,13

53,30

47,21

41,8239,15 38,07 37,19

35,84 34,15

32,0029,99

28,17

0

10

20

30

40

50

60

70

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

CELTINSDEC

DEC REALIZADO DEC limite Homolog

3 CRTP1 CRTP 2 CRTP


_____________________________________________________________________________ 31

Esse comportamento observado nos resultados do DEC da distribuidora sinaliza a existência de

dificuldades expressivas enfrentadas nas ações voltadas à melhoria da qualidade do serviço na

área de concessão da empresa. Aspectos associados às estratégias de atuação, conjuntura

atual da distribuidora, crescimento acelerado do mercado nas fronteiras agrícolas, critérios de

operação do sistema, adotadas pela distribuidora nesse período, precisam ser objeto de uma

profunda reavaliação em prol de uma retomada da melhoria continuada e sustentável dos

indicadores de continuidade.

Os impactos derivados das dificuldades em se atingir os indicadores coletivos foram

potencializados pela trajetória de melhoria dos indicadores definida pelo Regulador. Nota-se

que a taxa média de redução do índice definido para o 3CRTP foi cerca de 100% superior ao

ciclo anterior. Tem-se uma taxa de redução no 3CRTP de 6,21% a.a. contra 2,91% a.a. no

2CRTP. Esse fato amplia o desafio imposto à Celtins no cumprimento dos limites regulatórios

de DEC, uma vez que as características da área concessão não foram, segundo nosso

entendimento, levadas em consideração pela própria característica da metodologia de

comparação de desempenho da ANEEL.

Nota-se que as dificuldades no atingimento dos limites regulatórios do DEC ocorrem na Celtins

desde o 1CRTP. A adequação das ações frente às especificidades da área de concessão, a partir

desse período, ainda não logrou alcançar os resultados esperados.

Na sequência, um gráfico que apresenta os resultados e limites de FEC da Celtins:

EVOLUÇÃO DO FEC NA CELTINS: COMPARAÇÃO ENTRE REALIZADO E LIMITE REGULATÓRIO

O resultado de FEC apresenta um comportamento diferente daquele do DEC. Tem-se um

comportamento no 1CRTP sem indicação de melhoria e no 2CRTP um resultado de melhoria

33,73 35,88 33,76 33,8739,32

33,03

25,5723,16

19,85

0,00 0,00 0,00

49,55

44,50

39,16

34,6132,09

30,78 29,8328,47

26,7524,57

22,4820,43

0

10

20

30

40

50

60

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

CELTINSFEC

FEC REALIZADO FEC limite homolog.

3 CRTP1 CRTP 2 CRTP


_____________________________________________________________________________ 32

contínua ao longo do período, atendendo aos limites regulatórios da ANEEL e retomando a

construção de uma margem de segurança (entre o índice realizado e o limite).

O forecast para 2013 aponta a manutenção dessa trajetória de melhoria do indicador FEC, mas

que não tem o condão de influenciar positivamente o indicador DEC. Apesar da grande

evolução no FEC nota-se que o DEC pouco avançou.

Alinhado com o que foi observado na análise dos limites de DEC, tem-se também no FEC uma

trajetória de limites regulatórios do período referente ao 3CRTP que evidencia a metodologia

de melhoria contínua praticada pela ANEEL. Observa-se uma taxa média de redução de 8,59%

a.a. no 3CRTP, contra 3,91% a.a. no 2CRTP. Resta evidente, mais uma vez, o desafio imputado

à Celtins para o cumprimento dos limites regulatórios.

A maior velocidade de redução imposta pela ANEEL no FEC relativamente ao DEC sinaliza,

conforme apresentado pela própria Celtins na contribuição feita à AP 021/2012, que há o sinal

de maior exigência da redução do FEC, fato esse que demanda à distribuidora o aporte de

vultosos investimentos em sua área de concessão. Essa condição, como já citado, se mostra

arriscada ao ponto em que se tem áreas muito extensas com baixo consumo, e que por outro

lado demandarão a realização de obras que podem ser mostrar não prudentes sobre o ponto

de vista de modicidade tarifária.

Quando comentamos acerca dos resultados observados dos indicadores de continuidade na

área de concessão, em especial do DEC, há de se pontuar nosso entendimento que, além das

dificuldades recentes vividas pela empresa, existem condições que atuaram de forma

determinante para que isso ocorresse:

Aumento da severidade de eventos climáticos;

Dificuldades de mobilidade nos centros urbanos;

Redução da relação nº de clientes/km de rede (Universalização/PLPT);

Eventos no SIN (apagões/”apaguinhos”);

Ampliação da capacidade de atendimento das distribuidoras favorecendo o reporte

das ocorrências (melhoria da qualidade do atendimento comercial e telefônico,

agências);

Telemetria e sensoriamento (identificação imediata dos desligamentos em

alimentadores/clientes);

Introdução do GIS (cálculo mais acurado dos indicadores de continuidade) e

Limitações no expurgo de ocorrências.


_____________________________________________________________________________ 33

Portanto, sob outra ótica, mais correta do ponto de vista da operação do sistema de

distribuição, o desempenho dos indicadores, e aqui com destaque ao DEC da Celtins que

apresenta violação contínua do limite regulatório, pode ser entendido como o resultado

possível do esforço da distribuidora para que a Qualidade do Serviço não deteriorasse ainda

mais, frente às inúmeras condições adversas surgidas na última década. Dessa forma, retira-se

da análise do histórico a visão meramente depreciativa dos esforços despendidos pela

concessionária, abrindo espaço para uma perspectiva que contempla questões mais amplas

associadas ao tema.

Uma vez avaliada a trajetória estabelecida de limites de DEC e FEC globais da distribuidora vis-

à-vis seus índices históricos realizados, direciona-se a análise aos limites estabelecidos para os

conjuntos elétricos da distribuidora e que acumuladamente, como se sabe, resultam nos

índices globais da empresa.

Esta análise é da mesma forma fundamental para o entendimento da condição de melhoria de

indicadores a que está sujeita a empresa, uma vez que as ações efetivas adotadas pela

empresa são direcionadas e organizadas por este universo. A partir das avaliações dos

resultados dos conjuntos elétricos, e que aqui não cabe citar as inúmeras variações analíticas

que são realizadas, são estabelecidas as estratégias e as ações a serem adotadas e que melhor

beneficiam os resultados finais.

Nesse sentido, cabe indicar importantes constatações relativas aos limites regulatórios dos

conjuntos elétricos da Celtins referentes ao 3CRTP. Porém, antes disso, torna-se fundamental

apresentar algumas características dos conjuntos elétricos da empresa. Essa caracterização é

fundamental para entender na sequência o desafio que os limites de continuidade imprimem à

operação da distribuidora.

A Celtins possui 54% dos seus conjuntos elétricos energizados por linhas de distribuição em

34,5 kV com grandes extensões de rede entre as subestações de origem e o mercado

consumidor. Dada a baixa confiabilidade deste tipo de linha de distribuição, que tem por

característica baixos níveis de curto circuito e que por sua vez prejudicam a seletividade e

coordenação das mesmas, há grande suscetibilidade às interferências climáticas,

principalmente as descargas atmosféricas. E cabe destacar que a Celtins está localizada na

região do país onde o índice ceráunico é o mais alto conforme pode ser verificado no quadro a

seguir obtido da NT 028/10-SRD/ANEEL, que apresenta a quantidade de raios por km².


_____________________________________________________________________________ 34

ÍNDICES DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS POR DISTRIBUIDORAS (RAIOS/KM²)

Outro fator importante que tipifica os conjuntos elétricos da empresa tem relação com o

acesso às estruturas ao longo do encaminhamento das Linhas de Distribuição - LDs. O que se

observa em grande parte da área de concessão da Celtins são vias terrestres em estado de

conservação precário o que torna os deslocamentos mais difíceis e a identificação de defeitos

e os atendimentos mais demorados. O gráfico a seguir ilustra essa condição de precariedade

das vias.

SITUAÇÃO COMPARATIVA DAS CONDIÇÕES DAS ESTRADAS NAS DISTRIBUIDORAS

Essa condição de acesso deficitário, especialmente pela ampla malha elétrica da empresa que

está localizada em áreas rurais, resulta em elevação dos índices de continuidade, notadamente

o DEC. O resultado dos dois últimos anos indica que, em média, 35% do DEC e 15% do FEC

globais da distribuidora tiveram origem nessas Linhas de Distribuição - LDs de 34,5 kV. A malha

rural da Celtins, inclusive, em linha com o que se observou na maioria das distribuidoras do

país, apresentou um crescimento vertiginoso na última década como reflexo do Programa Luz


_____________________________________________________________________________ 35

Para Todos - PLT. A tabela a seguir obtida na contribuição feita pela Celtins à AP 021/2012

ilustra esse crescimento.

EVOLUÇÃO PLPT NA ÁREA DE CONCESSÃO DA CELTINS

Itens 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Número de clientes faturados 15.816 18.510 24.092 36.109 41.322 44.434 50.821 56.545 65.369

Consumo médio mensal por clientes

(kWh/clientes)268,8 293,4 242,5 181,3 181,3 198,4 187,7 198,2 184,4

Número de transformadores 8.170 10.723 14.039 19.963 27.274 34.881 39.890 48.375 56.714

km de Redes Rurais (MT e BT) 21.772 25.238 29.088 33.700 44.670 48.688 51.210 61.315 66.116

Clientes faturados/km de Redes 0,73 0,73 0,83 1,07 0,93 0,91 0,99 0,92 0,99

CELTINS

Adicionalmente aos dados da tabela anterior, tem-se ainda a previsão de serem agregadas à

malha rural da empresa um total de 13.687 km de redes até o ano de 2014, o que representa

um crescimento adicional de 12% de redes rurais.

Conforme abordado no capítulo de Caracterização da Concessão, verificou-se o crescimento

substancial nos quantitativos de redes e linhas de distribuição, no período de 1989-2012, ou

seja, um recorte temporal de 23 anos.

Tais características não são totalmente refletidas na ferramenta de definição dos limites de

continuidade adotada pela ANEEL, a saber:

Há a presença de um grande volume de conjuntos definidos como atípicos pelo

modelo de ajuste regulatório para a Celtins; e

A metodologia de ajuste não capta condições exógenas às características definidas nos

atributos elétricos escolhidos para comparação dos conjuntos, como: i) topologia das

redes determinadas por longos ramais com pouca densidade de rede, que se somam

as longas distâncias percorridas pelas equipes de manutenção; ii) as condições

precárias de infraestrutura das áreas de concessão, particularmente no setor de

transportes; iii) as condições de complexidade socioeconômica e renda que definem

tanto a geração de pouco capital de giro para os investimentos requeridos, quanto a

fragilidade das condições de infraestrutura rural e urbana; iv) As condições

geográficas, pluviométricas e ceráunicas das áreas de concessão, diversas; v) A

defasagem de investimentos durante anos, e ao elevado grau de depreciação dos

ativos imobilizados.

As diferenças acima indicadas levam a uma grande assimetria na comparação dos conjuntos

elétricos da distribuidora, uma vez que grande parte das outras distribuidoras que atuam


_____________________________________________________________________________ 36

utilizando conjuntos com atributos semelhantes, o fazem em regiões menos complexas,

economicamente, geograficamente e socialmente.

Nesse sentido, com base em simulações para identificação dos resultados dos agrupamentos

propostos pelo modelo de clusterização dinâmica, tem-se como primeiro resultado relevante a

quantidade de conjuntos elétricos definidos como atípicos existentes na área de concessão da

distribuidora, 19,40%.

O número de conjuntos atípicos identificados pelo modelo de clusterização é bastante

representativo, como pode ser visto a seguir. Dentro dos conjuntos tidos como típicos por

possuírem 100 semelhantes com menos de 20% de heterogeneidade tem-se:

CONJUNTOS TÍPICOS SIMILARES NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS

Empresa Sul Sudeste Norte Centro Oeste Nordeste

CELTINS 1,90% 40,50% 20,80% 7,30% 29,40%

Típicos

A maior parte dos conjuntos da Celtins está sendo comparada a conjuntos da Região Sudeste.

Região esta que apresenta alguns dos melhores índices de qualidade, condições geográficas e

socioeconômicas mais favoráveis, além de concessões mais maduras.

Já para o caso dos conjuntos atípicos – onde há no mínimo 50 conjuntos e no máximo 99, com

heterogeneidade maior que 20% – tem-se:

CONJUNTOS ATÍPICOS SIMILARES NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS

Empresa Sul Sudeste Norte Centro Oeste Nordeste

CELTINS 6,50% 19,40% 30,10% 37,30% 6,80%

Atípicos

Neste caso nota-se que há uma inversão. Os conjuntos localizados no Sudeste e Nordeste

perdem importância, e aqueles que estão no Norte e Centro-Oeste passam a ter maior

influência caracterizando a diferença logística que há no atendimento aos consumidores em

tais regiões, caracterizadas por grandes extensões territoriais e baixa densidade de redes de

distribuição.


_____________________________________________________________________________ 37

Assim, a tabela a seguir apresenta quais seriam as distribuidoras que mais conjuntos elétricos

são comparáveis aos conjuntos da Celtins.

CONJUNTOS SIMILARES NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS

AMPLA 2,10%

CELG-D 2,60%

CELPA 3,10%

CELPE 3,80%

CELTINS 17,20%

CEMAT 4,40%

CEMIG-D 9,60%

CLFSC 2,30%

COELBA 8,00%

COELCE 2,50%

COSERN 3,10%

CPFL-Paulista 10,00%

ELEKTRO 7,60%

EMG 2,40%

ENERSUL 3,60%

EPB 4,90%

ESCELSA 2,00%

SOMA 89,20%

CELTINS

Distribuidoras com mais de

2% de conjuntos

semelhantes:

Nota-se que apesar da concessionária possuir poucos conjuntos atípicos há uma forte

presença de descritores de desempenho baseados na própria distribuidora 17,2%. Os quais

certamente – devido ao desempenho da concessionária – não estariam do 2º decil da função

de distribuição empírica que define os benchmarks. Somando-se a isso nota-se a forte

presença de distribuidoras como CPFL-Paulista (DEC global real em 2012 = 7,48 e FEC global

real em 2012 = 5,37); ELEKTRO (DEC global em real 2012 = 9,82 e FEC global real em 2012 =

5,33); CEMIG (DEC global em real 2012 = 14,73 e FEC global real em 2012 = 7,03), dentre

outras, com valores bem abaixo dos realizados pela Celtins em 2012 que foram de: (DEC =

35,80 e FEC = 23,16), ou seja, valores realizados bem acima. Outro detalhe importante que se

salienta se desenvolve no uso de um indicador de comparação socioeconômica, somente

CELPA, CELPE, COELBA, COELCE e Energisa Paraíba - EPB, encontram-se em regiões de

complexidade socioeconômica mais elevada se considerado como proxy o ajuste do modelo de

perdas de energia do sub-módulo 2.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET.

Em termos operacionais a Celtins está sendo comparada às distribuidoras com realidade

operacional bastante distinta dentro de outras características ambientais não contempladas


_____________________________________________________________________________ 38

no modelo de ajuste das metas de benchmark. As distribuidoras tabeladas acima representam

89,2 % dos conjuntos comparáveis aos conjuntos da Celtins.

A comparação com o modelo de complexidade socioeconômica para o cálculo das perdas de

energia dá uma boa ideia da complexidade social em termos de infraestrutura pública com a

qual a distribuidora se defronta, mostrando que o grau de desenvolvimento econômico da

região onde Celtins opera geralmente é mais complexo do que aquele nos quais seus

benchmarks significativos operam.

Soma-se isso as constatações já mencionadas quanto às características geográficas díspares na

sua região de atuação. Principalmente no tocante a renda per capita, a topologia das redes e a

sua densidade por km2.

Avançando um pouco mais nas análises acerca da relevância do método na identificação

correta das dificuldades operacionais nas quais as distribuidoras se defrontam ao acompanhar

o desempenho dos benchmarks, devem-se observar quais são o DEC e o FEC médio de todos

os conjuntos identificados para as empresas semelhantes comparados com a heterogeneidade

estimada pelo modelo.


_____________________________________________________________________________ 39

DEC E FEC MÉDIOS DOS CONJUNTOS UTILIZADOS NA CLUSTERIZAÇÃO DA CELTINS

EMPRESA Het (méd) DEC (méd) FEC (méd)

AMPLA 8,90% 27,88 14,62

CELG-D 9,90% 24,63 20,58

CELPA 8,10% 65,42 63,6

CELPE 9,40% 24,67 7,96

CELTINS 7,10% 47,6 40,15

CEMAT 10,30% 29,2 21,34

CEMIG-D 10,10% 17,69 8,07

CLFSC 8,30% 10,42 9,45

COELBA 8,70% 26,49 10,24

COELCE 10,40% 9,38 6,42

COSERN 8,90% 16,77 8,48

CPFL-Paulista 9,10% 8,22 6,76

ELEKTRO 8,70% 11,8 6,48

EMG 9,30% 15,2 11,59

ENERSUL 9,30% 16,27 9,43

EPB 8,60% 48,18 19,54

ESCELSA 10,40% 14,55 8,7

Típico

A não ser para o DEC da Energisa Paraíba - EPB e para os valores da CELPA, todos os outros

conjuntos semelhantes das outras distribuidoras classificados como típicos para Celtins têm,

no mínimo, valores realizados que são aproximadamente a metade daqueles realizados pela

distribuidora, evidenciando uma grande disparidade, que devido às limitações do modelo de

clusterização pode não ser só operacional, mas intrínseca as dificuldades ambientais da área

de concessão.

O resultado se deteriora sensivelmente, mostrando que tais conjuntos além de dificilmente

comparáveis são também problemáticos para se gerenciar, dado os requerimentos da

trajetória calculada.

Conclui-se com esta análise que apesar das evidentes vantagens da metodologia regulatória

adotada para o ajuste das semelhanças nos conjuntos elétricos, a metas do DEC e do FEC para

as distribuidoras podem estar enviesadas devido à escolha apenas de atributos físicos para a

análise. É importante que haja atributos de cunho georeferenciado, ambientais, sociais e de

desempenho econômico das áreas de concessão que também devem ser considerados, sob o

custo do não suporte operacional e financeiro por parte das distribuidoras no atendimento às

metas propostas.


_____________________________________________________________________________ 40

É evidente que pela constituição regional, social, econômica, logística, geográfica, hidrográfica,

de infraestrutura, ceráunica e de maturidade de tais áreas de concessão que as metas podem

estar inadvertidamente assinaladas. Uma vez que apenas o que é identificado pelo modelo são

as semelhanças no projeto dos conjuntos elétricos e seus ramais de distribuição em termos

das somas dos seus atributos.

Todos esses fatores que caracterizam a tipicidade dos conjuntos elétricos, bem como a análise

acerca dos efeitos que a metodologia de clusterização ocasiona nos conjuntos da empresa, se

somam como empecilhos à obtenção de melhores resultados dos indicadores de continuidade

e, principalmente, à realização de uma trajetória alinhada com a metodologia de redução

contínua imputada pela ANEEL quando da definição dos limites anuais dos conjuntos elétricos.

Outra leitura possível da situação é que a obtenção de resultados de continuidade satisfatórios

e aderentes aos limites estabelecidos requererá da distribuidora a alocação de ações e,

principalmente de investimentos, em toda a área de concessão da empresa, uma vez que não

se observa uma concentração de exigência de melhoria em uma determinada região, e sim

uma homogeneidade em todo o estado de Tocantins. A tabela a seguir apresenta

numericamente a exigência de melhoria imputada aos conjuntos da Celtins.

ANÁLISE DOS CONJUNTOS ELÉTRICOS E TAXAS DE MELHORIA DO DEC

Redução exigida no fim do ciclo Qtd de conjuntosConcentração de

consumidores

% do total de

consumidores da

empresa

Até 10% 3 48.051 10,9%

Entre 10% e 20% 15 175.056 39,8%

Entre 20% e 30% 33 146.280 33,2%

Entre 30% e 40% 15 55.760 12,7%

Maior 40% 1 15.059 3,4%

DEC

Tem-se, como observado na tabela anterior, cerca da metade dos consumidores da Celtins

(49,5%) estão posicionados em conjuntos elétricos cujos limites regulatórios deverão registrar

redução percentual superior a 20% no último ano do ciclo tarifário comparativamente ao

último ano homologado no ciclo anterior (2CRTP), no que se refere a DEC. Em quantidade de

conjuntos, tem-se 49 neste universo o que representa mais da metade dos conjuntos da

Celtins (73%).


_____________________________________________________________________________ 41

Se forem somados a este montante aqueles conjuntos que deverão experimentar uma

redução superior a 10% ao fim do ciclo, taxa essa que também impõe grande esforço à

atuação da empresa, a parcela de consumidores eleva-se a 89,1%. Em termos de conjuntos,

tem-se aqui 64 dos 67 existentes na empresa, o que representa 96% do total. Para o FEC as

relações são ainda mais fortes conforme pode ser verificado na tabela a seguir.

ANÁLISE DOS CONJUNTOS ELÉTRICOS E TAXAS DE MELHORIA DO FEC

Redução exigida no fim do ciclo Qtd de conjuntosConcentração de

consumidores

% do total de

consumidores da

empresa

Até 10% 0 0 0,0%

Entre 10% e 20% 7 32.407 7,4%

Entre 20% e 30% 27 149.086 33,9%

Entre 30% e 40% 24 192.438 43,7%

Maior 40% 9 66.275 15,1%

FEC

Como pode ser visto, a concentração de consumidores posicionados em conjuntos elétricos

que deverão obedecer a uma taxa de redução superior a 20% ao final do ciclo é de 92,6%. Um

universo de 60 conjuntos elétricos (89% do total).

Quando se soma a este montante aqueles conjuntos que deverão obedecer a um taxa superior

a 20% de redução, tem-se aí a totalidade de consumidores e conjuntos da empresa, não tendo

qualquer universo de consumidores situados na faixa de até 10% de redução de FEC ao fim do

ciclo.

Ou seja, com base nas análises realizadas é possível perceber que a proposta regulatória para

o período de 2013 a 2016 se volta para uma redução da distância entre os limites dos

conjuntos, levando a uma maior uniformização da continuidade prestada pela distribuidora

aos seus consumidores. Só que tal proposição não se coaduna com o estágio de

desenvolvimento vivido pela distribuidora no 2CRTP e essa falta de entendimento das

questões técnico-operacionais da empresa contribuiu para que as violações dos limites

regulatórios ocorressem com frequência, afetando substancialmente a concessão por meio da

ampliação dos valores pagos à título de compensação aos consumidores.


_____________________________________________________________________________ 42

Análise de evolução dos indicadores de conformidade de tensão

O processo de análise das condições da Celtins amplia-se aqui à avaliação da performance da

empresa quanto à Qualidade do Produto ofertado aos consumidores de acordo com o

estabelecido na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. O estudo, no entanto, se atem 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.

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 da Celtins ao longo do período

informado.

RESULTADOS DOS INDICADORES DA QUALIDADE DO PRODUTO NA CELTINS

Observa-se que os indicadores da Celtins observaram até o ano de 2010 comportamentos de

violação dos limites regulatórios, ora relativo a tensão precária (DRPE), ora relativo à tensão

crítica (DRCE). Porém a partir de 2011, observa-se um comportamento altamente favorável

com resultados inferiores aos limites regulatórios em margem confortável.

0,83%0,70%

0,50% 0,46%

1,86%

0,91%0,75%

1,21%

0,03%0,15%

0,02%

3,05%

3,32%

1,53%

1,19%

2,28%

1,56% 1,60%

1,92%

0,41%

0,67% 0,74%

0%

1%

2%

3%

4%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

CELTINSDRPE e DRCE

DRCE DRPE DRCM DRPM


_____________________________________________________________________________ 43

(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 históricos de compensações pagas 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

elas motivadas pela condição atual da Celtins. 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

Depreende-se da tabela anterior que a Celtins observou uma elevação do montante em 2012

relativamente aos dois anos anteriores. Esse resultado em 2012 gera um comprometimento de

Parcela B da distribuidora com o pagamento de compensações aos seus consumidores

extremamente alto, em termos setoriais, ou o 4º pior do país (2,98%), como pode ser

observado na tabela a seguir:

1.4901.053 1.066

6.456

5.327

7.147

2010 2011 2012

CELTINS

QTDE COMPENSAÇÕES (mil) COMPENSAÇÃO (R$) mil


_____________________________________________________________________________ 44

RANKING DO COMPROMETIMENTO DA PARCELA B COM COMPENSAÇÕES

DISTRIBUIDORACompensação/

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

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 (manutenção da margem de segurança), é sinal que em termos de

indicadores individuais não são encontradas dificuldades significativas em atender as Tabelas

do PRODIST. Entretanto, se existe uma busca pela uniformização do atendimento na área de

concessão, do ponto de vista regulatório, não reproduzida nas ações em campo, o resultado é

a ampliação das penalidades.

O desafio da Celtins para os próximos anos é buscar praticar um perfil de atendimento

aderente à trajetória regulatória, pois, caso contrário, o comprometimento da Parcela B vai se

tornando maior, afetando os resultados da empresa. A tabela anterior evidencia a posição

desfavorável da distribuidora em termos setoriais.

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.


_____________________________________________________________________________ 45

Outra importante análise, que suscita ao se aprofundar nos resultados de compensações pagas

na Celtins, tem relação com a distribuição das mesmas entre seus conjuntos elétricos.

Conforme detalhado anteriormente, o modelo de clusterização carece de informações

adicionais que dariam uma caracterização mais robusta dos conjuntos elétricos das

distribuidoras. Tal fato implica, como citado, numa fragilidade metodológica quando da

definição dos limites anuais dos conjuntos. Essa condição resulta, de maneira inevitável, na

extensão da mesma fragilidade aos limites dos indicadores de continuidade individuais (DIC,

FIC, DMIC e DICRI) já que estes são obtidos com base nos limites de DEC e FEC de cada

conjunto elétrico.

A tabela a seguir apresenta informações que permitem uma avaliação deste fato. Os dados

foram obtidos a partir de análise dos resultados de compensações pagas durante o ano de

2012 sobre todos os 67 conjuntos elétricos existentes na distribuidora naquele momento.

CONJUNTOS ELÉTRICOS SEM VIOLAÇÃO COLETIVA, MAS COM COMPENSAÇÕES PAGAS

Qtd Conjuntos

Elétricos não

violados

Representatividade no

total de conjuntos da

empresa

Representatividade

no DEC Empresa

Representatividade

no FEC Empresa

Representatividade

no montante de

compensações pagas

33 49,3% 32% 43% 24%

Depreende-se, a partir da análise da tabela anterior, que para 49,3% dos conjuntos elétricos da

Celtins que não apresentaram violação de limites anuais de DEC e FEC em 2012, conjuntos

estes que responderam por 32% e 43% do DEC e FEC global da distribuidora, respectivamente,

a representatividade do montante total de compensações pagas é de 24%. Ou seja, tem-se um

cenário onde a concentração de esforços que resultam em efetividade nos resultados do DEC e

FEC, não promove de forma homogênea um resultado satisfatório no montante de

compensações pagas.

O desequilíbrio demonstrado na tabela mostra-se um desafio à gestão da empresa e um

obstáculo adicional quando da definição de ações de recuperação e redirecionamento a serem

aplicados na distribuidora ao longo do período de transição.

Indicadores de conformidade da 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


_____________________________________________________________________________ 46

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

solicitação dos próprios consumidores.O gráfico a seguir ilustra essa situação.

COMPENSAÇÕES POR VIOLAÇÕES NA QUALIDADE DO PRODUTO

Diferentemente do que se observa nas compensações por violação dos indicadores de

continuidade, aqui o cenário se mostra em condição mais favorável na área de concessão da

empresa, haja vista a redução que se observa em 2012 relativamente a 2011. Adicionalmente

tem-se um resultado em 2013 (relativo aos dois primeiros trimestres do ano) que aponta para

a manutenção do índice de 2012 (ou próximo dele). O resultado não se mostra assim um

problema para a empresa no atendimento ao mercado consumidor.

Tal conclusão é reforçada pelo resultado dos indicadores DRPE e DRCE (destacados

anteriormente) que apresentam um comportamento adequado e também através das análises

que consideram a performance de distribuidoras similares à Celtins como forma de

comparação. O gráfico a seguir ilustra essa avaliação.

441

363

119

R$ -

R$ 50,00

R$ 100,00

R$ 150,00

R$ 200,00

R$ 250,00

R$ 300,00

R$ 350,00

R$ 400,00

R$ 450,00

R$ 500,00

2011 2012 2013

CELTINS

Valor de compensações (R$/mil)


_____________________________________________________________________________ 47

COMPENSAÇÕES POR CONFORMIDADE DE TENSÃO: COMPARATIVO SETORIAL

Obtém-se na análise do gráfico anterior um comportamento que, para aquelas distribuidoras

similares à Celtins, em termos de pagamentos de compensações os montantes são superiores

ao que é atualmente praticado pela Celtins. Importante novamente citar que as empresas

adotadas como comparáveis à Celtins 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

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

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

da Audiência Pública 093/2013. Audiência essa que propõe profunda e impactante alteração

do 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.

441

363

119

60

185

231

3217

70

0 0

383

127

533

478

349

30

187

R$ -

R$ 100,00

R$ 200,00

R$ 300,00

R$ 400,00

R$ 500,00

R$ 600,00

2011 2012 2013

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

CELTINS CEMAT ENERSUL CERON ELETROACRE CELG-D COELBA


_____________________________________________________________________________ 48

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

acima, com destaque para a tabela com os Autos de Infração que tramitam na esfera Judicial.

AUTOS DE INFRAÇÃO

TERMOS DE NOTIFICAÇÃO

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

nº 086/2012 - que resultou em multa de R$ 1,5 milhão (valor histórico) – 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.

(d) Perdas de Energia

As perdas de energia na Celtins se encontram entre as quinze maiores do setor, conforme

mostra o gráfico abaixo, com base nas informações extraídas da ABRADEE para o ano de 2012.

nº Tema Auto de InfraçãoPenalidade Inicial

(R$)

Penalidade pós

Recurso (R$)Situação

1 Indicadores de Continuidade 002/2007-SFE 1.293.375,58 1.293.375,58 Ação Judicial

2 Indicadores de Continuidade 001/2009 1.542.935,65 1.542.935,65 Ação Judicial

3 Indicadores de Continuidade 096/2010-SFE 3.498.084,56 3.498.084,56 Ação Judicial

4 Indicadores de Continuidade 032/2007-SFE 700.512,38 700.512,38 Ação Judicial

5 Indicadores de Continuidade 047/2009-SFE 493.480,37 493.480,37 Ação Judicial

6 Técnica 123/2012-SFE 1.626.688,75 1.626.688,75 ANEEL

7 Obrigações Setoriais 086/2012 1.502.086,46 1.502.086,46 Ação Judicial

8 Técnica e Comercial 103/2009-SFE 1.080.981,82 849.537,38 Ação Judicial

9 Inconsistência no preenchimento do RIT 009/2013 33.326,21 33.326,21 ANEEL

nº Termo de Notificação Tema

1 240/1999 – SFF Atraso na assinatura do Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão entre o ONS e os concessionários de transmissão

2 042/1998 – SFE Fatos apurados durante a fiscalização novembro/2008

3 047/2000 – SFE Não cumprimento de metas anuais dos índices de continuidade DEC e FEC de 1999

4 107/2001 – SFF Apresentação de Prestação Anual de Contas (“PAC”) do exercício de 2000 com incorreções

5 218/2001 – SFF Apresentação de informações solicitadas pela ANEEL de forma incorreta

6 128/2002 – SFE Fiscalização realizada no período de 15 a 19/04/2002

7 251/2002 – SFF Apresentação de PAC do exercício de 2001 com incorreções

8 089/2003 – SFF Relatório de Fiscalização do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica

9 412/2004 – SFG Fiscalização realizada quando da avaliação da Base de Remuneração dos Ativos da CELTINS

10 050/2004 - SFE Descumprimento de metas mensal, trimestral e anual dos indicadores de continuidade DEC e/ou FEC, referentes ao ano de 2003

11 023/2008 – SFE Fiscalização dos Programas de Universalização e Luz Para Todos

12 078/2011 – SFE Fiscalização: período de 23 a 27.05.2011.

13 234/2011 – SFEFiscalização: período de 23 a 27.05.2011. Não conformidades apontadas: procedimentos adotados pela CELTINS no processo de

restituição dos valores aportados por solicitantes para execução de obras visando antecipar seu atendimento a pedido de

fornecimento, no âmbito dos planos de Universalização e Programa Luz Para Todos.

14 003/2012Fiscalização: período de 28.11.11 a 16.12.2011. Não conformidades apontadas: apropriações dos custos incorridos com os

investimentos efetuados no período de 01.05.2008 a 30.09.2011 estavam em conformidade com o estabelecido no Manual de

Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE

15 224/2012 – SFFFiscalização: período de 02 a 20.04.2012. Não conformidades apontadas: adequação da aplicação dos procedimentos

determinados pelo Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.


_____________________________________________________________________________ 49

É visível ao longo dos anos o esforço dispendido pela Celtins no combate as perdas e

consequente diminuição embora esteja estagnada nos últimos anos. Desde 2006 o patamar de

perdas decresceu 25%, como apresentado na figura a seguir.

As variações observadas são atribuídas a dois fatores, quais sejam:

1. Intensificação das ações de fiscalização e regularização.

2. O crescimento da Energia Suprida, parcela que compõe a energia requerida

total, contribui fortemente nas variações observadas na perda total,

especialmente na Perda Técnica. Os gráficos abaixo mostram o


_____________________________________________________________________________ 50

comportamento da energia suprida, onde se observa a forte correlação entre

as estas variáveis.

A área de concessão da Celtins caracteriza-se por ter grande potencial de geração hidrelétrica

distribuída conectado à rede de distribuição que causa, em determinadas épocas do ano, um

fluxo passante de energia a ser exportada que, como consequência, aumenta o nível de perdas

técnicas do sistema, como ilustrado. Esse efeito, inclusive, foi detectado no momento da

revisão tarifária da empresa em julho de 2012, onde as perdas técnicas aumentaram de 10,7%

do 2º ciclo para 13,3% no 3º ciclo.

Destaca-se, a partir dos gráficos acima, que o aumento de perdas na área de concessão da

Celtins desde 2011 foi em função do aumento da perda técnica (fruto do aumento da energia

passante no sistema), pois a trajetória de perda não técnica demonstra um esforço da empresa

ao longo do período.

As principais razões para o aumento das perdas técnicas na rede A2 da Celtins, se deve:

A entrada em opera o das H’s Areia e Água impa no sudeste do estado

que escoam a energia gerada para a barra de Palmas.


_____________________________________________________________________________ 51

Aumento das perdas técnicas referente ao fluxo passante na LT Tocantinópolis

– Xambioá (138 kV), cabo 394,5 MCM, com 132 km de comprimento,

construída dentro do período do 3º ciclo tarifário.

Ao crescimento do mercado da ordem de 50% dentro do ciclo tarifário.

Ilustração entrada da geração distribuída (PCH Areia e Água Limpa)

A Perda Não Técnica sobre o Mercado de Baixa Tensão (Perda BT) vem apresentando valores

acima do Limite Regulatório estabelecido no atual ciclo revisional (3º ciclo revisional),

conforme se vê na figura a seguir. O patamar de 2013 está 5,02 pontos percentuais acima do

limite estabelecido (1,04%) o que demonstra uma drástica mudança de limites.


_____________________________________________________________________________ 52

Na Celtins há uma gerência responsável pela gestão das ações de combate às perdas não

técnicas que se encontra ligada à superintendência comercial. 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 Celtins, a perda real ainda se

encontra em patamar de perda acima daquela fixada pelo Regulador, como é ilustrado no

gráfico a seguir, referente ao período do 3º ciclo revisional. Este descasamento e sua

consequência serão abordados na Seção 7.03 deste documento.


_____________________________________________________________________________ 53

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

concessão e a contribuição colocada ressalta isto, demonstrando a retirada de capacidade

financeira da Celtins em virtude do não repasse para as tarifas do patamar real de perdas. Este

descasamento entre a perda regulatória e a perda real retirará cerca de R$ 18 milhões da

concessão até o final do ciclo tarifário atual, pelo não repasse tarifário.

(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

17,5% 17,0% 16,4% 15,9% 13,9% 13,9%

15,6% 15,7%14,8% 14,8%

15,9% 16,0%

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Perda Real versus Perda Regulatória

Perda Global (Homologada) Perda Real


_____________________________________________________________________________ 54

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.

Está em curso Ação Judicial impetrada pela Celtins requerendo que a ANEEL se abstenha de

exigir tais restituições enquanto não tiver decorrido o prazo de conclusão dos programas de

universalização de atendimento da distribuidora, assim como que a ANEEL se abstenha de

exigir o reembolso de quantias antecipadas por seus usuários de energia elétrica no período

entre 30.04.2003 a 11.03.2003 para construção de rede elétrica que não atenda às

características de fornecimento e consumo estabelecidas pela Lei 10.438/02 (art. 14, incisos I e

II)8.

Além do o 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 um montante

aproximado de R$ 29 milhões para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos

valores antecipados no âmbito do Programa de Universalização, adicionados aos valores

devidos no atendimento ao escopo da Resolução 250/07 (revogada pela Resolução 414/10) e

valores a vencer para restituição das antecipações para as obras executadas a partir de

12/07/2011, nos termos da Resolução e, as obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo

unitário do PLPT.

8 Art. 14. No estabelecimento das metas de universalização do uso da energia elétrica, a ANEEL fixará,

para cada concessionária e permissionária de serviço público de distribuição de energia elétrica: I - áreas, progressivamente crescentes, em torno das redes de distribuição, no interior das quais o atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que necessária a extensão de rede primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e carga instalada na unidade consumidora de até 50kW, será sem ônus de qualquer espécie para o solicitante que possuir característica de enquadramento no Grupo B, excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com energia elétrica pela distribuidora local; (Redação dada pela Lei nº 10.762, de 11.11.2003) II - áreas, progressivamente decrescentes, no interior das quais o atendimento em tensão inferior a 2,3kV, ainda que necessária a extensão de rede primária de tensão inferior ou igual a 138kV, e carga instalada na unidade consumidora de até 50kW, poderá ser diferido pela concessionária ou permissionária para horizontes temporais preestabelecidos pela ANEEL, quando o solicitante do serviço, que possuir característica de enquadramento no Grupo B, excetuado o subgrupo iluminação pública, e que ainda não for atendido com energia elétrica pela distribuidora local, será atendido sem ônus de qualquer espécie. (Redação dada pela Lei nº 10.762, de 11.11.2003)

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/Leis/2003/L10.762.htm#art14i




_____________________________________________________________________________ 55

(f) Nível Tarifário

O Contrato de Concessão nº 52/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de

distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia de Energia Elétrica do

Estado do Tocantins (Celtins), define a data de 04 de julho de cada ano para a realização dos

eventos tarifários. A terceira revisão tarifária periódica ocorreu em julho de 2012 e em 2013

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

reajuste tarifário em julho passado.

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

Diretoria da ANEEL realizada no dia 03/07/2012, cujo resultado representou, em média, um

reposicionamento das tarifas homologadas no ano anterior de -2,23%, sendo -6,71%

referentes ao Reposicionamento Tarifário – RT econômico e 4,48% relativos aos componentes

financeiros pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.320, de 03 de julho

de 2012.

A Celtins interpôs Pedido de Reconsideração contra o resultado da sua Revisão Tarifária

Periódica de 2012, o qual foi analisado pela SFF e SRE. Na reunião de Diretoria do dia

25/06/2013 o Dispositivo do Voto do Diretor-Relator considerou “dar pro imento parcial ao

Pedido de Reconsideração interposto pela Celtins contra a REH nº 1.320/2012, que homologou

o resultado da terceira Revisão Tarifária Periódica da concessionária, no sentido de redefinir

alores da ase de Remunera o da concessionária”. or meio da Nota cnica nº 6 3-

SRE/ANEEL, de 25/06/2013, calculou-se o qual seria o novo Índice de Reposicionamento

Tarifário a partir da Base de Remuneração informada no Memorando nº 791/2013-SFF/ANEEL.

Tal diferença equivale a um acréscimo de 1,95% da Parcela B homologada na revisão tarifária

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 Celtins 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 11,03%. A Parcela A

variou 12,41% e a Parcela B 2,77%. Os itens financeiros (financeiro do ano mais reversão do

ano anterior) variaram -4,09%.

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


_____________________________________________________________________________ 56

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 é apresentada

a composição da Parcela A da Celtins.

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 participação é de contratos bilaterais e de energia

regulada (CCEARs de energia velha e nova), que somam 88% da carteira, como mostrado

abaixo.

55%

45%

Tarifa Média

Composição Tarifa Média

Parcela B

Parcela A

14%

83%

3%

Parcela A

Composição Parcela A

Transporte

Energia

Encargos


_____________________________________________________________________________ 57

No transporte quase a totalidade é oriunda de custos atrelados à rede básica.

Em relação aos encargos setoriais, o destaque fica por conta dos encargos de segurança do

sistema (ESS) e de energia de reserva (EER), que representam 60%. Este encargo está

diretamente atrelado ao despacho térmico de reserva e base e pode variar ano a ano,

dependendo das condições dos reservatórios das hidroelétricas.

47%

42%

0% 4% 8%

Compra de Energia (R$)

Composição Compra de Energia (R$)

Cotas Energia Renovada

Cota Angra

Geração Própria

Itaipu

Bilaterais

CCEAR

0%

100%

0%

Transporte

Composição Transporte

Uso do sistema de distribuição

Rede Básica

Transporte de Itaipu


_____________________________________________________________________________ 58

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

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

representa 21% (10% de remuneração e 11% de reintegração).

Destaca-se, desde já, que a representatividade do EBITDA regulatório da Celtins destoa

completamente das demais concessões, já indicando uma geração baixa de caixa frente aos

riscos e desafios da concessão, como será citado mais adiante.

3% 2%

60%

21%

13% 0%

Encargos

Composição Encargos

ONS

P&D e PEE

Proinfa

ESS/EER

CDE

Taxa de Fiscalização

70%

2% 10%11%

7%

Parcela B

Composição Parcela B

Anuidades AIS não Elétrico

Reintegração

Remuneração

Receitas Irrecuperáveis

Custos Operacionais


_____________________________________________________________________________ 59

3ª Revisão Tarifária Periódica

A terceira revisão tarifária da Celtins, ocorrida em julho de 2012, definiu o valor de Parcela B

(antes da incidência de penalização por descumprimento de investimentos do Fator X do 2º

ciclo e do fator de Produtividade) de R$ 247,3 milhões, como mostrado a seguir.

O fluxo de caixa regulatório (EBITDA Regulatório) homologado é de R$ 50,7 milhões, fluxo este

que visa remunerar o capital empregado e dar sustentabilidade a reposição e expansão dos

investimentos.

Como já destacado, o custo operacional é o item de maior representatividade da Parcela B. O

custo operacional regulatório homologado, de R$ 172,2 milhões, foi fruto da composição da

variação do produto e dos indicadores financeiros (IGP-M e IPCA), a seguir apresentados.

O produto (km redes, unidades consumidoras e mercado) variou entre o 2º e 3º ciclo 22,9%, o

que representa uma variação anual de 8,3%. O IPCA e o IGP-M variaram, respectivamente,

17,6% e 20,1%. Esses parâmetros ensejaram no custo operacional homologado.

A seguir seguem as produtividades técnica (Fator Pd) e de trajetória de custos (Fator T)

homologada para a Celtins para o 3º ciclo.

Custos Operacionais R$ Mil

Custos Operacionais 172.221

Receitas Irrecuperáveis - Encargos Setoriais 246

Demais Receitas Irrecuperáveis 5.715

Remuneração do Capital (RC) 23.553

Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 27.171

Custo anual das instalações móveis e imóveis (CAIMI) 18.359

Total 247.265

EBITDA Regulatório 50.724

Vetores Custos Operacionais

Varia o total do produto (∆ ) - R a 3 R 22,9%

Variação anual do produto 8,3%

Índice de Produtividade do OPEX 0,8%

Variação IPCA 17,6%

Variação IGPM 20,1%


_____________________________________________________________________________ 60

Quanto a Base de Remuneração, abaixo apresentada, mostra que 49% do valor novo de

reposição (VNR) é oriundo de ativo de terceiros (doações ou Obrigações Especiais – OE) e 9%

são ativos totalmente depreciados. O resultado é que 58% dos ativos da Celtins não recebem

remuneração, tampouco depreciação. A Base de Remuneração Líquida (BRRl), por sua vez,

representa somente 14% do VNR.

A taxa de reintegração (ou depreciação) homologada foi de 3,7%, enquanto que a taxa de

remuneração efetiva foi de 9,2%. O WACC regulatório homologado no 3º ciclo de revisão foi de

11,36%. A diferença entre o WACC regulatório e a taxa de remuneração efetiva (9,2%) explica-

se pela remuneração de ativos oriundos de recursos da RGR (1,65% para investimentos no

PLPT e 3,62% para demais ativos).

No caso da Celtins, porém, o que de fato chama a atenção é a grande disparidade entre o VNR

dos ativos da concessão e as Bases de Remuneração Bruta e Líquida homologadas na 3ª RTP. A

BBRl monta apenas 14% do ativo da concessionária. Ou seja, em termos regulatórios, os ativos

que devem ser geridos pelo concessionário, mas que não proporcionam qualquer

remuneração por essa gestão (OE) é maior que a parcela sobre a qual incide remuneração

Fator X % aa

Fator Pd 1,26%

Fator T 0,02%

Base de Remuneração R$ Mil

Valor Novo de Reposição (VNR) 1.853.639

Obrigações Especiais (OE) 909.618

Bens totalmente depreciados (DEPR) 163.592

OE / VNR 49%

DEPR / VNR 9%

Base de Remuneração Bruta (BBRb) 727.561

Base de Remuneração Líquida (BBRl) 257.141

BRRl / VNR 14%

Remuneração do Capital 23.553

Taxa de Remuneração Efetiva (%) 9,2%

Reinteração do Capital 27.171

Taxa de Reintegração Efetiva (%) 3,7%


_____________________________________________________________________________ 61

(BRRl). A concessionária, portanto, é responsável por uma concessão sobre a qual incide

remuneração e por outra, maior, pela qual responde por todas obrigações cabíveis, mas não

recebe qualquer remuneração.

Além da alta proporção de investimentos não onerosos, observa-se que 9% dos ativos da

Celtins já estão totalmente depreciados, o que reduz os montantes de remuneração e a

amortização e, consequentemente, implica em uma baixa capacidade de geração de caixa

(Caixa Regulatório).

Essa distorção entre ativo remunerável e ativo não remunerável merece atenção, uma vez que

se constata a existência de uma concessão a ser gerida sem remuneração que é maior que a

base de remuneração líquida homologada para o 3º ciclo tarifário. Tal situação aumenta

expressivamente a relação risco/retorno para o concessionário.

Ainda nesse contexto, foi feita a comparação entre o volume de ativos remuneráveis e ativos

totais para outras empresas, de forma a analisar se ocorre situação semelhante à da Celtins

em outras concessões.

Foram utilizadas:

(i) empresa similar à Celtins em número de clientes e Parcela B (EMG);

(ii) empresas que reconhecidamente enfrentam problemas de capacidade de

investimento, ou seja, não renovam os ativos no tempo adequado e atendem

minimamente a expansão (CEB e CELG). Nesse caso, o ativo não amortizado tende a se

reduzir, sem a compensação da entrada de novos ativos. É de se esperar, portanto,

que a BRRl dessas empresas corresponda a uma menor proporção dos ativos totais,

quando comparadas a outras empresas onde essa baixa capacidade de investimento

não é verificada;

(iii) concessão madura, na qual a entrada de novos investimentos se dá em

proporção consideravelmente menor que nas concessões em crescimento

(Eletropaulo). Como há muitos ativos totalmente depreciados, é de se esperar que a

relação BRRl/AIS seja relativamente pequena para esse tipo de empresa;

(iv) empresas semelhantes à Celtins nos aspectos: localização regional, ritmo de

expansão, custo de mão de obra, entre outros (COELBA, CEMAR, CELPA, EPB, COELCE,

ESE, Cemat).

A tabela a seguir apresenta os dados levantados.


_____________________________________________________________________________ 62

Fonte: ANEEL

Observa-se que a Celtins apresenta uma relação entre ativo remunerável (BRRl) e ativos totais

(AIS) de 13,9%, a menor entre as empresas analisadas.

A concessionária que mais se aproxima é a EMG, empresa com Parcela B e número de clientes

semelhante, que mesmo assim possui uma relação que é 1,7 vezes a apresentada pela Celtins.

Conforme mencionado, esperava-se que as empresas com problemas na capacidade de

investimento (CEB e CELG) e empresas mais maduras (Eletropaulo) apresentassem proporções

BRRl/AIS baixas. De fato, essa três empresas apresentaram os 3º, 4º e 5º menores resultados

entre as concessionárias analisadas (27,8%, 27,5% e 28,5%, respectivamente). Entretanto,

observa-se que, apesar de comparativamente inferiores, esses percentuais ainda foram muito

superiores (2 vezes) ao apresentado pela Celtins, de 13,9%.

Quando se analisa as empresas que possuem características gerais semelhantes à Celtins

(COELBA, CEMAR, CELPA, EPB, COELCE, ESE, Cemat), a distorção se torna ainda mais clara.

Essas empresas, apesar de estarem em condições semelhantes às da Celtins, apresentam em

média percentuais que correspondem a 2,8 vezes o apresentado pela empresa.

Ou seja, além de prejudicial, a distorção entre ativo remunerável e ativo não remunerável é

um problema que não ocorre generalizadamente no segmento de distribuição de energia

elétrica, o que aumenta ainda mais o seu risco associado.

A elevada participação das Obrigações Especiais na Base de Remuneração Líquida da Celtins

fica evidenciada quando comparado com as demais concessionárias, como mostrado na tabela

a seguir.

Empresa AIS(R$) BRL(R$) BRL/AIS(%)

Celtins 1.791.965.191 228.958.109 12,8%

EMG 934.655.317 218.291.360 23,4%

CEB 2.514.636.164 699.664.595 27,8%

CELG 3.795.716.671 1.065.268.012 28,1%

Eletropaulo 15.581.905.636 4.445.093.057 28,5%

COELBA 12.723.099.431 3.910.759.071 30,7%

CEMAR 5.440.034.579 2.068.890.565 38,0%

Celpa 3.790.340.968 1.472.151.767 38,8%

CEMAT 4.276.897.894 1.693.490.435 39,6%

ESE 1.245.571.492 497.610.701 40,0%

COELCE 4.659.160.854 1.919.448.868 41,2%

EPB 1.893.794.033 827.319.009 43,7%

13%

23%28% 28% 29%

31%

38% 39% 40% 40% 41%44%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Celns

EMG

CEB

CELG

Eletropaulo

COELBA

CEMAR

Celpa

CEMAT

ESE

COELCE

EPB

BRL/AIS(%)


_____________________________________________________________________________ 63

Observa-se que as Obrigações Especiais da Celtins correspondem a 3,54 vezes a BRRl da

empresa. Essa relação é significativamente mais elevada que a das demais concessionárias

analisadas, entre as quais maior relação encontrada foi a da EMG, de 1,2 vezes.

Fez-se também uma análise relacionando o montante de ativos da concessionária e a sua

extensão de rede e número de consumidores. A tabela a seguir apresenta esses montantes e

as relações entre eles.

Fonte: ANEEL

Observa-se que a Celtins, apesar de possuir uma extensão de rede semelhante à média das

empresas analisadas, é a concessionária que apresenta a menor relação BRL/rede. O mesmo

não ocorre quando se analisa a relação AIS/rede da concessionária, que apresenta valor

relativamente compatível com as demais. Ou seja, isso significa que o desembolso próprio para

Celtins 257.141.376 909.618.166 3,5EMG 218.291.360 259.873.850 1,2

CEMAR 3.910.759.071 3.250.859.123 0,8CELG 1.530.773.104 1.188.628.326 0,8ESE 1.472.151.767 1.109.615.585 0,8

CEMAT 2.068.890.565 1.457.000.194 0,7Eletropaulo 1.693.490.435 1.187.214.932 0,7

CEB 497.610.701 252.145.366 0,5EPB 1.919.448.868 876.697.454 0,5

COELCE 827.319.009 316.050.368 0,4COELBA 699.664.595 256.190.241 0,4Celpa 4.445.093.057 1.440.862.403 0,3

Empresa BRRL (R$)Obrigações

Especiais Brutas

Obrigações

Especiais /

BRL

Celtins 75.876 475.706 24.430 3.897 3.389 541 0,16EMG 26.560 393.809 35.190 2.373 8.219 554 0,07CEB 20.804 882.718 120.870 2.849 33.631 793 0,02CELG 205.800 2.528.057 27.027 2.200 7.438 606 0,08

Eletropaulo 40.844 6.102.463 381.494 2.553 108.830 728 0,01COELBA 252.262 5.169.237 50.436 2.461 15.503 757 0,05CEMAR 120.591 2.066.455 45.111 2.633 17.156 1.001 0,06Celpa 104.751 1.774.830 36.184 2.136 14.054 829 0,06EPB 70.432 1.225.318 26.888 1.546 11.746 675 0,06

COELCE 126.286 2.847.510 36.894 1.636 15.199 674 0,04ESE 26.375 647.462 47.225 1.924 18.867 769 0,04

CEMAT 117.051 1.159.665 36.539 3.688 14.468 1.460 0,10

AIS/cliente

(RS/cliente)

BRRL/rede

(R$/km)

BRRL/cliente

(R$/cliente)

Rede/Cliente

(km/cliente)Empresa

Extensão de

rede (km)

Número de

consumidores

AIS/ rede

(R$/km)


_____________________________________________________________________________ 64

construir um quilômetro de rede da Celtins é comparativamente muito pequeno, uma vez que

ela se utiliza de uma grande quantidade de recursos não onerosos (Obrigações Especiais).

Entretanto, quando analisa-se a relação rede/cliente, tem-se que a Celtins apresenta a maior

relação entre as empresas analisadas. Ou seja, apresar de conseguir uma rede

comparativamente mais barata, a empresa precisa de uma extensão maior para atender cada

cliente, dada a dispersão geográfica desses. Tal fato faz com que o custo total da rede seja

elevado.

Ainda a respeito da relação custo/rede, observa-se que a Eletropaulo apresenta um resultado

(tanto AIS/rede, quanto BRRl/rede) muito superior ao das demais empresas. Isso ocorre devido

às características da concessão da Eletropaulo. A empresa atua basicamente em áreas urbanas

densamente ocupadas, o que significa que precisa de menos rede para atender cada cliente, e

possui grande parte de sua rede subterrânea, o que aumenta os custos por se tratar de

tecnologia mais cara. Essas particularidades fazem com que relação custo/rede da empresa

seja elevada.

Ainda a respeito da base de ativos, outra análise que deve ser feita é a da evolução da base de

remuneração regulatória da Celtins entre ciclos revisionais de tarifas. A tabela a seguir

apresenta essa evolução.

A partir das informações da tabela, observa-se que a Base de Remuneração Líquida da Celtins

sofreu um aumento de 29,27% entre a 1ª RTP e a 2ª RTP, passando de R$ 178,96 milhões (1ª

RTP) para R$ 231,35 milhões (2ª RTP).

Entre a 2ª RTP e a 3ª RTP, o valor do Ativo Imobilizado em Serviço da Celtins variou 46,1%.

Entretanto, sua Base de Remuneração Líquida teve um acréscimo de apenas 11,15% nesse

período.

1aRTP(R$) 2aRTP(R$) 3aRTP(R$)Diferença1a

e2aRTP

Diferença2a

e3aRTP

A B C (B-A)/A (C-B)/B

AtivoImobilizadoemServiço(VNR) 1.268.752.109 1.853.639.000 46,10%

ObrigaçõesEspeciais 565.432.345 909.618.166 60,87%

BensTotalmenteDepreciados 34.159.897 163.591.922 378,90%

BasedeRemuneraçãoBruta-BRB 665.200.557 661.597.896 727.561.340 -0,54% 9,97%

BasedeRemuneraçãoLíquida-BRL 178.960.770 231.349.666 257.141.376 29,27% 11,15%

Descrição


_____________________________________________________________________________ 65

Ou seja, entre a 2a e 3a RTP a Celtins utilizou basicamente de recursos não onerosos para

aumentar seu AIS, o que fez com que a sua base de ativos remunerados da concessionária seja

apenas 14% do seu AIS.

Este último impacto é mostrado na parte do ativo adicionado após o 3º ciclo, onde já se

encontra imobilizado mais de R$ 200 milhões de investimentos que não se encontram

refletido na base de remuneração do 3º ciclo, agravando ainda mais a situação desta

concessão.

(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, Quotas de

Angra I e II e Contratos Bilaterais.

Para os anos de 2013 e 2014, destaca-se o recebimento de CCEARs de energia nova oriundos

da Cemat, que representaram acréscimo de 15,73 MWmed em 2013 e de 9,55 MWmed em

2014. Estas ações minimizaram a subcontratação vislumbrada para Celtins para esses anos.

O preço médio atual de compra de energia da Celtins é igual a R$ 123,35/MWh.

Em relação à compra de energia da empresa, merecem destaque os contratos oriundos da

desverticalização das atividades de geração. Em virtude da Lei nº 9.074/95, com redação dada

pela Lei no 10.848/04 – que estabeleceu que as concessionárias de distribuição não mais

poderiam desenvolver atividades de geração e transmissão de energia – a Celtins realizou a

segregação das atividades, transferindo as concessões de geração que lhe foram outorgadas

pelo Poder Concedente para as empresas Socibe Energia S.A., Isamu Ikeda Energia S.A. e

Alvorada Energia S.A., com as quais celebrou novos contratos de suprimento de energia em

novembro de 2005. Em setembro de 2006, a ANEEL anuiu com a transferência da totalidade

das ações das empresas de geração do grupo Rede, para a empresa ENEL Brasil Participações

tda (“ N ”).

Entretanto, ao longo do tempo observou-se descasamento entre a tarifa praticada no contrato

e faturada pelas empresas da ENEL à Celtins e aquela calculada e homologada pela ANEEL.

Atualmente, a tarifa homologada pela ANEEL (Resolução Homologatória 1564/13) é R$ 225,51

por MWh, enquanto o preço faturado é R$ 259,51 por MWh. Estes contratos respondem por

cerca de 15% do total de contratos de compra de energia da Celtins. A discrepância apontada


_____________________________________________________________________________ 66

representa em valores atuais um saldo em desfavor da distribuidora da ordem de R$ 10

milhões/ano.

(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.

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.


_____________________________________________________________________________ 67

Conforme informações de conhecimento da ANEEL, a empresa Celtins 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.

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

Os investimentos da Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins 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$321,4 Milhões, sendo R$309,0 Milhões ou 96,2%

investidos em Ativos Elétricos e R$12,1 Milhões ou 3,8% investidos em Ativos Não Elétricos.

321.410,0309.212,0

12.198,0

Total Adição AIS Elétricos Não Elétricos

Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP

96,2%

3,8%

Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP

Elétricos Não Elétricos


_____________________________________________________________________________ 68

Dos investimentos em Ativos Elétricos, R$224,2 Milhões ou 72,5% foram realizados com

Recursos Próprios e R$84,9 Milhões ou 27,2% foram realizados com Recursos de Terceiros. Da

origem dos Recursos de Terceiros, R$2,5 Milhões ou 3,1% tiveram origem na Participação

Financeira do Consumidor, R$82,3 Milhões ou 96,9% tiveram origem na Universalização do

Serv. Público de Energia Elétrica.

Do montante de investimentos em Ativos Elétricos, R$182,0 Milhões ou 58% foram investidos

em Redes de Distribuição de Média Tensão, R$30,3 Milhões ou 10% foram investidos em

Redes de Distribuição de Baixa Tensão, R$59,9 Milhões ou 20,0% foram investidos em Rede de

Distribuição de Alta Tensão, R$33,3 Milhões ou 11% foram investidos em Subestações de

Media e Alta Tensão e os investimentos em aquisição de máquinas e equipamentos foram de

R$3,3 Milhões ou 1,0% do total do investimento elétrico.

309.212,0

224.220,0

84.992,0

Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros

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

Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros

72,5%

27,5%


Recursos Próprios Recursos Terceiros

30.363,0

47.923,0

134.121,0

32.791,027.242,0

4.306,014.749,0 14.345,0

3.372,0

1


Redes BT ( < 2,3 kV)

Redes MT (2,3 kV a 25 kV)

Redes MT (25 kV a 44 kV)

Redes AT (69 kV)

Redes AT (88 kV a 138 kV)

SE MT (primário 30 kV a 44 kV)

SE AT (primário de 69 kV)

SE AT (primário 88 kV a 138 kV)

Demais Máq. e Equip.


_____________________________________________________________________________ 69

(j) Renovação das Concessões

Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 52/1999, assinado em

28 de junho de 1999, a Celtins tem menos de 7 anos de concessão, que se encerra em 30 de

janeiro de 2020, renovável por 20 (vinte) anos, mediante requerimento da concessionária a ser

enviado e analisado nos prazos regulamentares.

Assumimos nas premissas projeções deste trabalho que haverá uma renovação automática.

Seção 4.03 Jurídico

(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais

Contingências Cíveis e Trabalhistas

Avaliando o RELATÓRIO PASSIVO JUDICIAL – TRIMESTRAL, data-base em 30.06.2013

(informação principal considerada), e demais relatórios de ações judiciais disponibilizados pela

Celtins, alcançam-se valores de provisão para contingências trabalhistas e cíveis9, de perda

provável, de cerca de R$ 16,6 milhões e R$ 7,2 milhões, respectivamente.

Os mesmos relatórios apontaram, ainda, contingências de perda possível nos valores de R$ 9,8

milhões para ações judiciais trabalhistas e R$ 37,9 milhões para ações cíveis, além de ações

judiciais classificadas como de perda remota, em valores elevados, de R$ 10,9 milhões para

trabalhistas e R$ 54 milhões para ações cíveis.

9 Excluídas contingências regulatórias.

10%

15%

43%

11%

9%

1%5%

5%

1%


Redes BT ( < 2,3 kV)

Redes MT (2,3 kV a 25 kV)

Redes MT (25 kV a 44 kV)

Redes AT (69 kV)

Redes AT (88 kV a 138 kV)

SE MT (primário 30 kV a 44 kV)

SE AT (primário de 69 kV)

SE AT (primário 88 kV a 138 kV)

Demais Máq. e Equip.


_____________________________________________________________________________ 70

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

ajuste adicional nas provisões.

Diversas ações judiciais cíveis e trabalhistas, ainda que classificadas pela empresa como de

perda provável, têm provisões constituídas em valores muito abaixo do necessário para o

pagamento de eventual condenação pecuniária.

Ademais, ações judiciais classificadas como de perda possível devem ser reclassificadas para de

perda provável e provisionadas, especialmente aquelas referentes a indenizações por

acidente, ressarcimento de investimento em expansão de rede (parcela judicial) e qualidade

do serviço, na área cível; pagamento de horas extras, sobreaviso, verbas rescisórias, adicional

de periculosidade e indenização por danos morais e materiais decorrentes de doença

ocupacional e acidente do trabalho, na área trabalhista.

A jurisprudência de nossos Tribunais permite dizer, com elevado grau de certeza, já na citação,

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).

Na área trabalhista, destacam-se, ainda, as Ações Civis Públicas de terceirização e de

segurança do trabalho, com pedidos de pagamento de dano moral coletivo nos valor somado

de R$ 1,2 milhão, sem qualquer valor provisionado; além de ação coletiva proposta para

pagamento de diferença de horas-extras e respectivos reflexos aos empregados da Celtins que

trabalham 40 horas semanais, mas que tiveram suas horas extras calculadas considerando-se o

divisor de 220 horas mensais, com sentença de procedência e condenação estimada de R$ 1,8

milhão, também sem provisão.

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

Celtins.

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 Celtins, bem como em informações e documentos levantados por meio

de pesquisa independente, estimou a necessidade de provisões adicionais de R$ 3,6 milhões

para processos trabalhistas, totalizando R$ 20,2 milhões de provisões trabalhistas, e R$ 29

milhões para processos cíveis, totalizando R$ 36,2 milhões de provisões cíveis.

No âmbito da troca indireta do controle acionário da Celtins para a Energisa, considera-se que

estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores.


_____________________________________________________________________________ 71

Contingências Fiscais

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

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

possível no valor aproximado de R$ 140 milhões.

A análise detalhada dos relatórios e documentos da Celtins revelou a existência de débitos em

aberto, diversos processos administrativos e autos de infração fiscais para exigência de

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS não recolhido e multas isoladas,

por conta de suposto aproveitamento indevido de crédito e compensações não declaradas.

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 Celtins, bem como em informações e documentos levantados por meio

de pesquisa independente, estimou a necessidade de provisonamento no valor de R$ 40,8

milhões.



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):

Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista

R$ 16,6 R$ 3,6 R$ 20,2

Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível*

R$ 7,2 R$ 29,0 R$ 36,2

Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal

R$ 40,8 R$ 40,8

Total Geral

R$ 97,2

* Excluídas contingências regulatórias.


_____________________________________________________________________________ 72

Seção 4.04 Operacional

(a) Caracterização do Ativo

O sistema elétrico da Celtins possui 5 pontos de conexão com a Rede Básica em 138 kV, 5

pontos de conexão com outras distribuidoras e 13 usinas conectadas ao seu sistema, descritos

a seguir.

PONTOS DE CONEXÃO DO SISTEMA Celtins

Com relação aos equipamentos de subestações e linhas de distribuição, para disjuntores,

reguladores de tensão e religadores, a divisão por idade encontra-se conforme tabela a seguir.

VIDA ÚTIL DOS EQUIPAMENTOS EM CAMPO


_____________________________________________________________________________ 73

Dos transformadores de força das subestações, 13% tem idade superior a 40 anos, 44% tem

faixa de idade entre 21 e 40 anos e 43% tem menos de 20 anos, conforme tabela a seguir.

Existe a necessidade de substituição dos equipamentos com vida útil superior a 40 anos, pois

os mesmos representam riscos para o sistema. Esta necessidade é evidenciada pelo

quantitativo de falhas nestes transformadores de força, demonstrada no gráfico a seguir, para

o período 2009 até junho de 2013. Conforme se observa, a média neste período é de 5 falhas

por ano.

TAXAS DE FALHA EM TRAFOS DE FORÇA

A Celtins possui um total de 103 subestações que se caracterizam pelo baixo nível de

automação que também pode ser observado em suas redes de distribuição, conforme

demonstra o quadro a seguir.


_____________________________________________________________________________ 74

AUTOMAÇÃO NAS SUBESTAÇÕES

Além do baixo nível de automação, outra característica verificada nas subestações é o alto

percentual de utilização de fusível como proteção de transformadores e alimentadores. A

seguir o detalhamento destes percentuais.

ESQUEMAS DE PROTEÇÃO NAS SUBESTAÇÕES

ESQUEMAS DE PROTEÇÃO NOS ALIMENTADORES

Estas características impõem grandes dificuldades à operação do sistema impactando

significativamente nos índices de continuidade do fornecimento e comprometendo a

segurança dos eletricistas para operar estas instalações. É fundamental o direcionamento de

investimentos para regularizar com urgência esta situação para reduzir riscos e permitir uma

melhor capacidade de restabelecimento.

A Celtins possui linhas de distribuição de alta tensão (SDAT) em configuração tipicamente

radial nas tensões de 138 kV e 69 kV, algumas com centenas de quilômetros, sendo a primeira

predominante, com 73% da extensão total. A predominância do sistema de distribuição de

média tensão é de linhas de distribuição 34,5 kV com grande maioria apresentando

configuração radial.

A configuração elétrica dos circuitos distribuídos se caracteriza por um sistema elétrico com

baixa flexibilidade para transferência de cargas.


_____________________________________________________________________________ 75

Os quadros e gráficos a seguir demonstram a composição da rede de distribuição da Celtins de

acordo com o tipo e nível de tensão.

EXTENSÕES DE LINHAS E REDES POR NÍVEL DE TENSÃO

As extensões de rede apresentadas nos quadros anteriores estão, em sua maioria, em áreas

rurais. Esta característica e o estado precário das rodovias de acesso representam dificuldades

adicionais para operação e manutenção do sistema elétrico como, por exemplo, a maior

dificuldade de localização das falhas na rede, elevando, consequente, o tempo médio de

atendimento de emergência.

Os gráficos a seguir ilustram esta característica, assim como também demonstram os

percentuais de rede de média tensão de acordo com seu tipo (monofásica ou trifásica), nível

de tensão e percentual entre redes próprias e particulares.

CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO


_____________________________________________________________________________ 76

Com relação aos condutores das redes destaca-se que praticamente 100% da rede é composta

por cabos nus não sendo utilizadas redes protegidas no sistema de média tensão ou redes

isoladas na rede de baixa tensão. As fotos a seguir ilustram esta característica do padrão de

rede da Celtins.

FOTOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO: REDES AÉREAS NUAS

Para se adequar aos níveis de qualidade definidos para a Celtins será necessária a mudança do

padrão de redes de baixa tensão para cabo isolado e intensificar o uso de rede protegida em

áreas urbanas e em áreas de difícil acesso.

Os cabos de rede de distribuição MT urbano tem predominância da bitola 2 e os cabos de

redes de distribuição rural são formadas em sua maioria por cabo 4.

CARACTERÍSTICAS DOS CONDUTORES ELÉTRICOS

Com relação aos transformadores da distribuição o percentual de avarias no ano é de 5,6%

sobre o total instalado e verifica-se que este percentual permanece estagnado ao longo dos

últimos 3 (três) anos, conforme pode ser verificado no gráfico a seguir.


_____________________________________________________________________________ 77

ANÁLISE ESTATÍSTICA DE AVARIAS EM TRANSFORMADORES

O aumento significativo do sistema de distribuição atendido por meio de linhas de distribuição

34,5 kV (trifásicas) e 19,9 kV (monofásicas) representa um problema para a manutenção,

operação e segurança do sistema Celtins, pois grande parte de seus consumidores são

atendidos por estas linhas de distribuição, que possuem grandes distâncias em relação às

subestações de origem (mais da metade dos municípios não possuem subestação). Além disso,

as longas linhas de 34,5 kV possuem níveis de curto circuito baixos, prejudicando a

coordenação e seletividade da proteção. Também cabe destacar que a área de concessão da

Celtins apresenta valores elevados de resistividade do solo que, associado ao elevado índice

ceráunico da região, contribuem para ampliar os problemas referentes à queima de

equipamentos, principalmente, os transformadores de distribuição.

Existem muitos circuitos com mais de 300 km de linha tronco como exemplo o trecho entre

Ponte Alta e Chapada das Mangabeiras. Tais características de rede influenciam sobremaneira

a gestão da qualidade do serviço de distribuição, contribuindo também para a elevação dos

custos de operação e manutenção.

Outro efeito a ser destacado com relação às extensas linhas de distribuição e baixa densidade

de cargas é o efeito capacitivo. Este efeito traz dificuldades adicionais para o controle de

energia reativa no sistema e, consequentemente, dificultam as questões relativas ao controle

de nível de tensão e perdas técnicas no sistema de distribuição.

As fotos a seguir ilustram a utilização de compensador síncrono na SE Paraíso II utilizado para

compensação do efeito capacitivo das linhas.


_____________________________________________________________________________ 78

IMAGENS DO COMPENSADOR SÍNCRONO NA SE PARAÍSO II

Adicional ao efeito capacitivo, a geração conectada ao sistema Celtins, além de demandar

investimentos no sistema também é um desafio para gestão adequada das perdas técnicas e

nível de tensão, principalmente por sua característica sazonal.

(b) Caracterização da Operação

Os processos relacionados à operação da distribuição da Celtins estão sob responsabilidade da

Superintendência de Operação que possui a estrutura com 6 gerências e 10 coordenações.

A operação do sistema elétrico da Celtins é realizada de forma centralizada através de 1 Centro

de Operação localizado em Palmas que realiza o despacho dos serviços técnicos e comerciais

às equipes e controle e supervisão das subestações e equipamentos automatizados.

Destaca-se que, apesar de as equipes da Celtins operarem desde 2008 de forma multitarefa,

ou seja, atendendo serviços técnicos e comerciais, até setembro de 2012, a responsabilidade

sobre o despacho das ordens de serviços era separada entre duas diferentes áreas, de acordo

com sua característica (técnica ou comercial). A partir desta data, o Centro de Operação da

Distribuição passou a ser a única unidade da Celtins responsável pelo despacho de forma

unificada dos serviços operacionais.

Para suportar a gestão dos serviços técnicos e comerciais o Centro de Operação conta com

sistemas que realizam o despacho e acompanhamento dos serviços às equipes operacionais

que recebem as informa ões por meio de A’s ia rede G RS. ara o despacho dos ser i os

comerciais é utilizado o sistema Elucid E-mobile e para despacho dos serviços técnicos o

sistema UE-TEC.

A Celtins utiliza o sistema Elipse E3 Power para controle e supervisão das subestações e

equipamentos de redes de distribuição automatizados (Sistema SCADA).


_____________________________________________________________________________ 79

Conforme já exposto anteriormente, o baixo nível de automação do sistema elétrico, tanto em

subestações quanto redes e linhas de distribuição constituem-se grandes desafios para a

operação do sistema.

Outro ponto importante a destacar está relacionado à baixa cobertura de comunicação (dados

e voz) que atualmente abrange apenas 60% do estado, conforme demonstrado no mapa a

seguir.

MAPA DA COBERTURA DE VOZ – VHF NO ESTADO

Desta forma, destaca-se a necessidade de investimentos para automação do sistema elétrico e

de melhorias em sistemas que são considerados essenciais para alcance das metas dos

indicadores de continuidade estabelecidas para a empresa. Com isto é de extrema importância

à realização de ações para automatização das subestações, aumento do número de

equipamentos (religadores e chaves) automatizados ao longo das redes de distribuição e

ampliação da cobertura sistema de rádio digital VHF.

Com relação à estrutura das equipes de operação, a Celtins possui 68% da força de trabalho

formado por equipes terceirizadas e 32% próprias.

É importante destacar que a forma de contratação dos terceiros é por disponibilidade de

equipe não existindo, atualmente, cláusulas que incentivem a produtividade. Também é


_____________________________________________________________________________ 80

importante ressaltar que a frota utilizada possui grande percentual de veículos de passeio

(Uno), inadequados para a atividade e não são utilizados veículos com cesto aéreo.

CARACTERÍSTICAS DAS EQUIPES DE CAMPO

Outra constatação é o volume de atendimentos técnicos e comerciais que vem apresentando

considerável elevação ao longo dos últimos anos, conforme será demonstrado no gráfico a

seguir:

EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS 2010-2013

O número de serviços técnicos atendidos pelas equipes tem apresentado um significativo

aumento ao longo dos últimos anos. Este aumento pode ser verificado através do número de

ocorrências emergenciais que apresentou uma elevação de 75% da média mensal de

ocorrências no período de 2010 a 2013.

Cabe destacar que do total de atendimento emergenciais, 66% são atendimentos a

ocorrências localizadas em área rural.

A elevação da quantidade de ocorrências tem forte relação com a expansão da rede rural,

principalmente em decorrência do Programa Luz para Todos, conforme já explanado


_____________________________________________________________________________ 81

anteriormente. Desde 2007, o crescimento da extensão de linhas e redes foi de 79% fruto

deste programa e da expansão da fronteira agrícola.

Estas redes além de estarem mais expostas às intempéries da natureza, como por exemplo,

descargas atmosféricas, ainda apresentam outros fatores que dificultam o atendimento como

malha viária deficiente e precária (principalmente em períodos chuvosos) e dificuldade de

comunicação com as equipes.

Os indicadores de qualidade do serviço na Celtins, em sua maioria, não tem apresentado

resultados satisfatórios ao longo dos últimos anos em, em alguns casos, com tendências

preocupantes como o caso da elevação do TMAE.

A elevação dos TMAE da Celtins no período 2010 até junho de 2013 é de 116% conforme pode

ser observado no quadro a seguir.

EVOLUÇÃO DOS TEMPOS DE ATENDIMENTO 2010-2013

Com relação à origem dos desligamentos, constata-se a concentração dos problemas nas

linhas rurais 34,5kV e 13,8kV, onde as interrupções por problemas originadas nestas linhas

corresponderam à 61% do DEC e 50% do FEC realizado em 2012.


_____________________________________________________________________________ 82

ANÁLISE DO DEC E FEC POR ORIGEM

Analisando-se os tipos de causas verifica-se que as causas relacionadas às falhas em

equipamentos, descargas atmosféricas, causas não identificadas e desligamentos programados

respondem por 71% do DEC e 87% do FEC realizado em 2012 pela Celtins, conforme

demonstrado nos gráficos a seguir:

ANÁLISE DO DEC E FEC POR CAUSA


_____________________________________________________________________________ 83

Com relação ao pagamento de compensações dos 67 conjuntos da empresa, verifica-se que os

08 conjuntos com maiores compensações concentram 50% do total de compensações pagas,

sendo os conjuntos mais críticos: Porto Nacional, Lagoa da Confusão e Paraíso I - Não Urbano.

COMPENSAÇÕES POR CONJUNTO ELÉTRICO

Em resumo, dentre as características operativas do sistema elétrico da Celtins, podemos

destacar como as mais relevantes em termos de impacto negativo no cumprimento dos

indicadores de fornecimento:

Baixo nível de automatização das subestações e redes de distribuição

Dificuldade de comunicação - Cobertura rádio VHF em 60% do estado

Extensas linhas de Distribuição 34,5 kV com baixo nível de curto circuito dificultando

aspectos de coordenação e seletividade da proteção.

Baixa flexibilidade operativa – sistema elétrico de características radiais.

Grande expansão de redes rurais e tendência progressiva de elevação do número de

ocorrências emergenciais

Necessidade de adequação da frota às melhores tecnologias de mercado.

Elevados níveis ceráunicos e de queimadas no Estado (maiores do Brasil).


_____________________________________________________________________________ 84

(c) Caracterização da Manutenção

O processo de manutenção apresenta governanças distintas entre distribuição e transmissão.

Os processos relacionados à manutenção da distribuição na Celtins estão responsabilidade da

Gerência de Projetos e Construções por meio da Coordenação de Análise e Controle da

Manutenção sendo a execução em campo coordenada pelas Gerencias Regionais. Os

processos relacionados à manutenção da transmissão estão sob responsabilidade da Gerência

de Manutenção de Linhas de Alta Tensão e Subestações.

Na Celtins o planejamento da manutenção é feito com referência em práticas e quantidades

históricas de ocorrências.

Para os ativos de transmissão e subestação, existe uma manutenção preventiva de acordo com

as recomendações dos fabricantes, com periodicidade pré-definida, ajustada de acordo com a

experiência de campo e inspeções. Um planejamento de manutenção mais elaborado não é

realizado em função da ausência de um sistema robusto de gestão da manutenção.

No sistema de distribuição, prevalece a manutenção corretiva, à exceção do plano de

manutenção periódica de limpeza de faixa.

Com relação aos padrões de rede, destacam-se as seguintes oportunidades para redução nas

demandas de manutenção, mas que requerem um longo prazo e recursos vultuosos para

produzir resultados: uso de isoladores poliméricos; equipamentos de disjunção, como

religadores e disjuntores com meio de extinção à a vácuo ou gás; redes multiplex ou

protegidos (rede compacta); cruzetas de concreto ou polimérica; espaçadores de condutores

na baixa tensão polimérico; subestações com cercas de muros ou telas, etc.

Com relação às equipes, a estrutura de manutenção em subestações é predominantemente

própria, enquanto que as de transmissão e distribuição são praticamente 100% terceirizadas. A

tabela a seguir mostra as quantidades de equipes em cada seguimento e por tipo de atividade.

Observa-se uma estrutura de manutenção enxuta para os padrões de rede da empresa,

principalmente no tocante às equipes de linha viva (elevado DEC/FEC Programado).


_____________________________________________________________________________ 85

QUANTITATIVOS DE EQUIPES NA MANUTENÇÃO

No tocante à atividade de limpeza de faixa, predomina o roço, e muito pouco se trabalha com

poda de árvores.

(d) Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição)

A Celtins possui duas grandes áreas responsáveis pelos processos de construção e manutenção

da distribuição: a Gerência de Projetos e Construções e as três Gerências Regionais.

As equipes de campo são praticamente 100% terceirizadas e, à exceção das equipes de

projetos, existe uma dificuldade grande para o cumprimento de prazo e custo das obras. Existe

na Celtins uma demanda de aproximadamente 250 projetos por mês. Outro ponto relevante

está relacionado à dificuldade de mão de obra especializada na região.

O prazo para obtenção de licenças de instalação junto ao órgão ambiental do Estado

(Naturatins) é no mínimo 7 meses, dificultando prazos de execução das obras de

alimentadores.

Outra questão importante relacionada ao processo de obras é que o levantamento para o

Manual de Controle Patrimonial - MCPSE ainda está em andamento e uma parte do escopo

ainda não foi provisionada. A Celtins fez o levantamento da metade dos postes e a previsão é

ter aproximadamente 600 mil postes com o cadastro validado até dez/13. O restante,

aproximadamente 200 mil postes, ainda não foi contratado.


_____________________________________________________________________________ 86

(e) Diagnóstico da Construção (Sistema de Transmissão)

A Celtins possui uma gerência de projeto e construção da transmissão, responsável por

elaboração de projetos, e execução de obras de ampliação e reforma do sistema de

transmissão incluindo linhas e subestações.

Apresenta uma estrutura enxuta, com funcionários próprios representando apenas o corpo de

gestores dos processos. A estrutura de execução é realizada com empresas terceirizadas, que

são contratadas por projetos específicos, sobre a forma de tomada de preço.

A região é deficiente em mão de obra especializada, assim como fornecedores de estruturas,

principalmente de concreto, onde existe atualmente apenas um fabricante em todo estado,

aumentando o risco de atrasos de execução de obras, bem como aumento de custos de

transporte.

As obras em curso estão mais relacionadas à implantação do projeto de automação das

subestações. E também na parte de substituição de equipamentos por limite de vida útil e

capacidade. Isso justifica o grau de investimentos dos últimos anos, conforme pode ser visto

na tabela abaixo.

ANÁLISE DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS EM DISTRIBUIÇÃO

Todos os projetos de construção de linhas são feitas solicitações junto à ANEEL do pedido do

Decreto de Utilidade Pública.

Outro fator de risco no processo de obras são as condições climáticas, principalmente no

período de novembro a março em que se dá o período de chuvas intensas.


_____________________________________________________________________________ 87

(f) Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística)

Diagnóstico Atual da Tecnologia de Informação (TI) e Sistemas

A Celtins trabalha com o diagrama de sistemas de TI abaixo para atendimento ao negócio:

Detalhando o diagrama acima, temos as seguintes descrições dos sistemas que apoiam ao

negócio:

Sistemas Administrativos – SAP e outros: A Celtins 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)

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)


_____________________________________________________________________________ 88

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:

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 Celtins 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


_____________________________________________________________________________ 89

Gestão dos ativos da distribuição

Cálculos elétricos, simulação e reconfiguração de redes

Manutenção dos cadastros da topologia da rede

Perdas globais (comercial e técnica)

Cálculo de índices de continuidade (DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC)

Desenvolvimento de projetos

Na área de planejamento do sistema elétrico, 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 Celtins hospeda seus sistemas em

Datacenter terceirizado, sob gestão da Sonda Elucid, em uma infraestrutura da IBM localizada

em Hortolândia-SP. A Celtins faz utilização também de um pequeno Datacenter, em Palmas,

que atende a alguns serviços locais (fileserver, AD, antivírus, entre outros). Na foto a seguir

observa-se o diagrama de comunicação do Datacenter de Hortolândia com a Celtins:


_____________________________________________________________________________ 90

No segmento de infraestrutura de TI, a Celtins também terceiriza outros serviços relacionados

à manutenção do ambiente de TI, abrangendo processos como segurança da 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, relacionam-se 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 81% 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 60% 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 Celtins 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 Celtins, a área de TI conta com 8 colaboradores, sendo:

o 1 Gerente de TI / 2 Analistas de TI / 2 Analistas 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.


_____________________________________________________________________________ 91

Inexistência de cultura de Gestão de projetos e, consequentemente, não há soluções

que suportem um escritório de Projetos (tais como 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) para que a integração entre os processos internos e sistemas sejam

otimizados.

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 das metas /

indicadores, avaliação de desempenho, medições de produtividade de eletricistas

/operadores / leituristas e sistemas especialistas voltados para suporte à decisão de

Perdas e Qualidade de Serviço (utilizando Datawarehouse e Business Inteligence)

amplamente utilizados na ENERGISA.

Inexistência de sistemas voltados para controle da manutenção da distribuição e

transmissão integradas com o uso de recursos de mobilidade para envio de 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.

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.


_____________________________________________________________________________ 92

Diagnóstico Atual do Sistema de Telecomunicações

A condição atual dos sistemas de telecomunicações foi levantada a partir das iniciativas de

projeto, manutenção e operação dos sistemas, conforme avaliação qualitativa e quantitativa

dos principais clientes internos e área responsável por esta atividade.

O estado possui apenas a cobertura de 60% dos sistemas de comunicação de voz,

conforme figura abaixo, representando uma área de sombra no estado que retarda o

atendimento de ocorrências na rede de distribuição em função de deslocamentos

improdutivos e comunicação ineficaz;

Área de sombra-TELECOM (em cinza)- Fonte: Celtins, 2013

Existem apenas 17 repetidoras de voz/dados para comunicação, representando uma

proporção de 20mil Km² por repetidora.

O elevado gradiente de temperatura ao qual estão submetidos os equipamentos; a

falta de alimentação de backup das repetidoras e a localização distribuída dos

equipamentos no sistema, somam-se a outros problemas encontrados pela

manutenção de automação e Telecom;

A comunicação utilizada entre o centro de operação e as subestações automatizadas é

feita através de um link satelital através de redundância contratada por banda C e Ku;

A comunicação com os equipamentos na rede de distribuição é realizada através de

link de rádio microondas, já que a comunicação de voz e dados das operadoras de

telefonia celular é precária, fora da região metropolitana do estado;


_____________________________________________________________________________ 93

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;

A rede SCADA é de governança das equipes de automação. Separada por quatro

servidores, dois switches core 3560-1 e dois firewall sw3com-DMZ;

Na solução existente do Call Center o fabricante é Avaya e não existe uma solução de

gravação de tela, discador automático ou gestão da força de trabalho. A URA

geralmente não é utilizada. Os PABXs para uso das redes corporativas são alugados e

não existem rotas de menor custo para comunicação entre sedes e regionais;

A topologia da rede WAN da Celtins pode ser observada conforme figura abaixo. A

composição da rede é atendida através de Links MPLS-Oi; Link Internet Oi 20

Mbps;Link Internet EMBRATEL 10 Mbps;Link Internet Oi 10 Mbps; Link Internet

EMBRATEL 34 Mbps; Link Internet EMBRATEL 10 Mbps(contratado com a Provider);

Topologia rede WAN - Fonte: Celtins, 2013

Diagnóstico Atual do Sistema de Automação

Entre as subestações 138kV e 69 kV, cerca de 20% não são automatizadas. Dos 80%

automatizadas, 15% necessitam de retrofit, por apresentarem soluções de automação

obsoletas e de difícil manutenção;

As subestações de 34,5kV possuem de 1 a 3 bays e apenas 18% aproximadamente não

são automatizadas. O modelo utilizado para automação contempla um painel outdoor,

com verificado abaixo, não há casa de comando:


_____________________________________________________________________________ 94

Modelo de automação de subestações - Fonte: Celtins, 2013

Apenas 2% das Subestações da Celtins adotaram a norma IEC 61850 na solução de

automação;

Não existem relés eletromecânicos na Celtins, mas foi verificado durante as visitas

técnicas a existência de relés digitais limitados em relação às funções de proteção.

Existe uma grande variedade de fornecedores de relés de proteção como: SEL, AREVA,

SEG e SIEMENS.

Na rede de distribuição apenas 27% dos religadores são automatizados, sendo

utilizados com principais fornecedores os equipamentos da COOPER (Form5 e Form6)

e os religadores da NOJA;

Ainda na rede de distribuição, os 165 reguladores de tensão não são automatizados,

apesar de atualmente a equipe de automação realizar testes para homologação da

automação através do controle único RUA da TAP ELETRO;

O SCADA atual utilizado no COS é o Elipse Power e ainda encontra-se na fase de

integração com os equipamentos de distribuição;

Os servidores da rede SCADA estão instalados em condições de segurança patrimonial

muito vulnerável, ou seja, um acidente de carro na via urbana poderá atingir a

localização física da instalação e indisponibilizar toda rede;

Nas subestações automatizadas, 20% delas possuem o recurso de supervisão assistida

por câmeras de monitoramento.


_____________________________________________________________________________ 95

As equipes de automação estão centralizadas em Palmas para atender todo sistema de

automação e Telecom em Tocantins. Esta disposição, sinalizada inclusive pela área,

eleva o TMA e compromete alguns indicadores como o DEC. Existe um estudo para

redistribuir os pares de cada equipe nas 03 regionais (Palmas, Araguaína, Gurupi).

Abaixo o corpo de funcionários atual da área:

Cargo / Função

Gerente 1

Coordenador 2

Engenheiro 2

Analista/Tecnólogo 3

Técnico 11

Assistente técnico-administrativo 1

Total 20

Infraestrutura de Logística

A frota da Celtins é composta por 192 veículos, dos quais 83 são próprios e 109 são locados.

Não há veículos com cesta aérea na frota. A reduzida quantidade de veículos na frota reflete a

elevada participação de serviços terceirizados contratados com veículos, tais como corte,

leitura, inspeção de fraude e linha viva. A composição da frota sob gestão da empresa está

apresentada na tabela a seguir, segmentada por classe.

Classe Qtde própria Qtde locada Qtde total Passeio 3 28 31 Utilitário Leve 3 81 84 Utilitário Médio 62 - 62 Moto 3 - 3 Caminhão 8 - 8 Executivo 4 - 4 Total 83 109 192

Todos os veículos ficam alocados na área administrativa em forma de pool, e são utilizados

pelas áreas de acordo com as solicitações e planejamentos.

O custo médio de operação atual é elevado, R$ 0,83 por km. O índice de indisponibilidade

geral também está elevado, aproximadamente 12,41%.


_____________________________________________________________________________ 96

Para realizar a gestão de abastecimento e manutenção é utilizado o sistema da Ecofrotas. A

gestão da frota locada é feita pelo sistema da própria empresa locadora dos veículos, o serviço

de gestão é contratado juntamente com os veículos.

Recentemente foi realizada a contratação do serviço de telemetria para toda a frota, com

controle de velocidade, frenagem, aceleração, motor ocioso, tração 4x4 e GPS, que se

encontrava em instalação durante a visita realizada. Para implantação deste serviço foi

estabelecido contrato de 36 meses com o fornecedor Telefônica (fabricante Bosch) na

modalidade de locação, no valor de R$130/mês por veículo.

A idade média geral da frota, própria e locada, é de 3,0 anos. A empresa não possui

metodologia bem definida para avaliar e priorizar a renovação da frota.

Classe Idade média Passeio 2,2 anos Utilitário Leve 2,0 anos Utilitário Médio 3,7 anos Moto 6,0 anos Caminhão 6,3 anos Executivo 4,0 anos Total 3,0 anos

Uma ampla revisão dos processos internas e adoção de sistemas informatizados permitiria

aprimorar a gestão de forma a ampliar a disponibilidade e reduzir custos. A estrutura esta toda

centralizada em Palmas e é composta por oito colaboradores, sendo dois na função de

motorista.


_____________________________________________________________________________ 97


_____________________________________________________________________________ 98

Infraestrutura de Suprimentos

São movimentados na Celtins aproximadamente R$ 70 Milhões por ano em compras de

materiais e equipamentos. Possui contratos de fornecimento com fornecedores para aquisição

de pequenos itens, tais como conectores, chaves fusíveis e para-raios, transformadores, e

outros. O prazo destes acordos é de 24 meses, com reajustes semestrais para a maioria deles.

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. Para gestão de

documentos utilizam o software SGD. Entretanto, não são utilizadas quaisquer ferramentas de

e-procurement, que possam ampliar a base de fornecedores, garantir maior segurança,

agilidade e transparência nas negociações. Atualmente, todas as cotações são realizadas por e-

mail e planilhas, aumentando os riscos e dificultando a gestão destes processos.

A estrutura do Almoxarifado da Celtins conta com um centro de distribuição de nível 1 em

Palmas, três almoxarifados de nível 2 localizados em Gurupi, Paraíso e Araguaina, e 94

depósitos de nível 3 em agências. Importante destacar que atualmente a maior parte dos

imóveis de almoxarifados e depósitos é locada.

A Celtins está operando com níveis de estoque elevados. Foi registrado em Junho/2013 nível

de estoque de R$ 45,1 Milhões. Em função dos elevados níveis de estoques, existe risco de

haver também elevado índice de materiais obsoletos ou inadequados ao uso nos estoques.


_____________________________________________________________________________ 99


_____________________________________________________________________________ 100

(g) 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:

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


_____________________________________________________________________________ 101

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. Os resultados obtidos est o descritos

na Nota Técnica nº 210/2012-SRE/ANEEL, do 3CRTP.

Os custos operacionais da Celtins no período 2008 a 2012 tiveram um crescimento médio de

10,8%a.a., superior às variações dos principais índices inflacionários no período, 76% maior

que o crescimento de sua base de consumidores e 30% superior ao mercado faturado. Em

2012 observou-se um expressivo crescimento do 26,5% em relação a 2011, com destaque para

as naturezas Pessoal e Serviços que tiveram crescimento semelhante. O crescimento dos

Custos Operacionais pode ser explicada, principalmente, por:

Na natureza Pessoal: pela transferência dos custos das atividades que eram realizadas

pela Holding;

Natureza Serviços: pela ampliação das equipes de manutenção de linha Viva e equipes

para o serviço de poda de árvore.

A tabela a seguir apresenta a evolução dos custos operacionais, por natureza, para o período

2008 a 2012.

Valores em R$ Milhões, a preços correntes

A evolução do custos operacionais por natureza no período 2008 a 2012, mostra participação

praticamente constante ao longo do período, com predominância da natureza Serviços,

consequência do elevado nível de terceirização da Empresa, notadamente nas áreas

CELTINS 2008 2009 2010 2011 2012

Pessoal 35 33 44 42 53

Material 6 7 6 6 7

Serviços 63 63 67 64 80

Outros 0 8 0 13 17 Total 105 111 116 125 158


_____________________________________________________________________________ 102

operacionais e informática. O gráfico abaixo apresenta a evolução do custo operacional por

Natureza na Celtins.

Apesar das variações expressivas, verificadas nas naturezas Pessoal e Serviços, no período

2010-2012, nota-se que a distribuição dos Custos Operacionais entre as rubricas apresenta

relativa estabilidade no histórico, com pequenas variações observadas na natureza Outros.

Os gráficos apresentados a seguir mostram a evolução das relações Custos Operacionais(OPEX)

por consumidor e Custos Operacionais (OPEX) por MWh faturado, a preços correntes, onde se

observa o crescimento dos dois indicadores a partir de 2011, corroborando que os

movimentos adotados pós-intervenção ampliaram os custos operacionais, para permitir o

equacionamento das atividades operacionais da companhia.

Os gráficos apresentados a seguir mostram a evolução das relações OPEX por consumidor e

OPEX por MWh faturado, onde se observa que: A relação OPEX por Consumidor se mantém

constante no período 2008 a 2011, mas em 2012 cresce 19% em consequência da elevação dos

custos operacionais conforme já mencionado. O comportamento da relação OPEX / MWh

Faturado por sua vez foi afetada em 2009 e 2010 por um crescimento anômalo do mercado

nestes dois anos.


_____________________________________________________________________________ 103

A evolução do comprometimento da Receita Líquida com o OPEX mostra seu maior patamar

em 2012, após um período decrescente. Em 2012 voltou a ter uma grande elevação em função

do crescimento elevado do OPEX, contra um crescimento da receita muito baixo decorrente do

processo revisonal. Tem-se como necessidade, portanto, que a empresa adote ao longo do

tempo medidas para se mantenha na fronteira dos custos eficientes embora a trajetória de

perdas não técnicas e melhoria dos níveis regulatórios de qualidade imponham restrições a

reduções significativas nos próximos anos. A fronteira dos Custos Operacionais eficientes é o

referencial adotado pelo Regulador para fins de cobertura tarifária e um descasamento entre

as trajetórias do custo real e do custo regulatório implica ao longo do tempo em uma

destruição de valor para os acionistas.

266 265 262 265 316

2008 2009 2010 2011 2012

R$

/ C

on

sum

ido

r

OPEX/ Consumidor


_____________________________________________________________________________ 104

No quadro a seguir apresentamos uma análise comparativa dos resultados do 3CRTP para

algumas distribuidoras no país, em que procuramos avaliar a trajetória de Custos Operacionais

eficientes do 2CRTP para o do 3CRTP, definida pela ANEEL para a Celtins, em termos de

posicionamento conjuntural e setorial da distribuidora.


_____________________________________________________________________________ 105

EMPRESA FATOR X COMPONENTE T DO FATOR X

COELCE 3,53% 2,00%

EEB 1,11% 0,00%

EDEVP 2,57% 1,20%

CAIUA 1,47% 0,00%

CNEE 3,38% 2,00%

ENF 0,97% 0,00%

EMG 2,63% 1,70%

COCEL 2,43% 0,78%

COPEL 1,36% 0,00%

CFLO 1,45% 0,21%

Celtins 1,28% 0,02%

ELETROPAULO 1,03% 0,00%

EFLJC 1,28% 0,00%

ELEKTRO 3,33% 2,00%

CELESC 1,33% 0,00%

EFLUL 1,07% 0,00%

IENERGIA 1,48% 0,00%

CELPA 2,46% 2,00%

ELFSM 1,25% 0,42%

FORCEL 1,70% 0,00%

CEB 1,59% 0,00%

CHESP 1,63% 0,00%

CPFL-Piratininga 1,40% 0,00%

BANDEIRANTE 1,08% 0,00%

DME-PC 1,02% 0,00%

CEEE 1,19% 0,00%

SULGIPE 2,20% 0,63%

CLFSC 3,12% 1,85%

CSPE 2,75% 2,00%

CLFM 2,88% 2,00%

CJE 0,33% 0,00%

CPEE 2,81% 2,00%

EBO 0,21% 0,00%

Cemat 1,26% 0,00%

CEMIG 1,83% 0,68%

CPFL-Paulista 1,25% 0,00%

Enersul 1,77% 0,32%

COELBA 2,84% 2,00%

CELPE 1,78% 0,51%

COSERN 2,14% 1,25%

ESE 2,41% 0,80%

EPB 3,80% 2,00%

Para entender a tabela acima para as distribuidoras, especialmente a Celtins que já

passaram por revisões tarifárias, importante destacar como o conceito dos ganhos de

produtividade é aplicado ao fator X.

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.


_____________________________________________________________________________ 106

No caso específico da Celtins observa-se que a componente T estimada para o fator X, foi:

T = 0,02 %. Apontando que a distribuidora ganhou produtividade na distribuição, o que

praticamente estagnou os ganhos de produtividade de custos operacionais.

Em 2009, a posição comparativa do desempenho da Celtins no Radar de eficiência e

produtividade, quando a distribuidora foi classificada no grupo B (com mercado menor que

1TWh) era de:

Observando que a distribuidora individualmente apresentava um escore elevado de

produtividade de custos operacionais, entretanto sua eficiência esta abaixo da média do

setor. Em termos práticos, no que tange os Custos Operacionais, essas análises indicam

que a Celtins apresenta Custos Operacionais reais superiores ao que seria indicado pelo

modelo como a fronteira de eficiência.

(h) 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 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.

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)


_____________________________________________________________________________ 107

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 de 2008 a 2012, a Celtins realizou investimentos de R$ 809 Milhões, aplicados

na expansão, melhoria e renovação do sistema elétrico, Programa de Universalização

Rural, e em Ativos Não Elétricos, distribuídos conforme quadro abaixo:

Valores em R$ Milhões, a preços correntes

Apesar das dificuldades financeiras e a necessidade de atendimento ao programa de

eletrificação rural foram investidos na expansão do mercado e na manutenção e melhorias

no sistema elétrico R$ 292 Milhões e no Programa de Universalização – PLT foram

aplicados R$ 460 Milhões no período. Importante destacar que no período 2009 a 2011,

houve uma forte retração nos investimentos na expansão e melhoria do sistema elétrico.

Esta redução proporcionou reflexos para a qualidade do serviço e do produto, refletido na

evolução dos indicadores associados, provocando sobrecarga em alguns componentes do

sistema elétrico, refletindo na necessidade de sobreposição de investimentos a partir de

2013 para recuperar a capacidade instalada do sistema e adequar a qualidade do serviço e

CELTINS 2008 2009 2010 2011 2012

Investimentos em Ativo Elétrico 137 41 21 18 75

Investimento em Ativo Não Elétrico 9 10 11 12 13

Subtotal 147 52 33 30 88

Investimentos no PLPT 54 74 88 144 100 Total 201 126 121 174 188


_____________________________________________________________________________ 108

do produto aos limites regulatórios. Já durante o ano de 2012 voltou-se a intensificar os

investimentos em ativos elétricos e não elétricos reequilibrando a proporção com os

investimentos maciços em universalização rural.

O gráfico a seguir mostra a evolução da participação dos investimentos por tipo no período

2008 a 2012, onde fica evidenciada a predominância dos gastos na universalização rural,

competindo com as demais obrigações.

A evolução do Investimento em Ativos Elétricos, apresentada no gráfico, evidencia a

redução significativa nos investimentos que se associam as atividades primordiais da

distribuidora: expansão, melhoria e renovação do sistema elétrico, provocando problemas

para a capacidade instalada do sistema de distribuição, bem como, para o atendimento

dos compromissos regulatórios na Qualidade do Serviço, Qualidade do Produto, Perdas de

Distribuição de Energia Elétrica. Considerando que em 2013 o investimento previsto está

no mesmo nível dos anos anteriores, haverá necessidade de aumentar significativamente o

nível de investimentos. Este fato causa grande preocupação, pois deverão ser realizados

em paralelo com o Plano de Universalização Rural , Plano de Melhoria da Qualidade, e

Plano de Redução de Perdas isto tudo, em uma região onde existe dificuldade de mão de

obra, evidenciados nas reuniões com os Interventores e equipe técnica da Empresa e

amplamente divulgado pela Imprensa.

No que se refere ao diagnóstico das condições operativas do sistema, algumas situações

chamam a atenção, por ter influência direta no desempenho do sistema e em sua

capacidade de reagir a situações de emergência, dentre os quais podem-se destacar:


_____________________________________________________________________________ 109

O crescimento significativo do sistema de distribuição atendido através de linhas

de distribuição 34,5kV (trifásicas) e 19,9kV (Monofásicas) após a implantação do

Programa Luz para Todos representa um problema para a manutenção, operação e

segurança do sistema Celtins. Trata-se de longas linhas de 34,5 kV com possuem

níveis de curto circuito baixos, prejudicando a coordenação e seletividade da

proteção;

Efeito capacitivo nas linhas longas, gerando dificuldades adicionais para o controle

de energia reativa no sistema e, consequentemente, dificultam as questões

relativas ao controle de nível de tensão e perdas técnicas no sistema de

distribuição;

Baixo índice de automação de subestações - 30% automatizadas;

Dificuldade de comunicação de dados e voz de alguns pontos do Estado;

Baixo nível de automação do sistema de média tensão e pouca flexibilidade para a

execução de manobras entre alimentadores, notadamente no interior do Estado;

Existência de um número significativo de equipamentos obsoletos e com vida útil

ultrapassada;

Apenas 40% das subestações tem sem disjuntor para proteção do transformador –

utilizando chave fusível. Este fato além de comprometer a operação do sistema

coloca em risco os eletricistas por ocasião de operação destas chaves;

Pouca quantidade de rede compacta no sistema de média tensão e de rede com

cabo multiplexado no sistema de baixa tensão.

Como observado, os valores totais investidos no período 2008 a 2012 apresentam

variações significativas ao longo do período, em função do peso do PLPT no total dos

investimentos, fato que mais claramente se apresenta quando se observa a evolução

das relações Investimento por Consumidor e Investimento por km de rede.


_____________________________________________________________________________ 110

A partir da análise dos gráficos acima, a corroboração da perspectiva de forte redução dos

investimentos realizados na área de concessão para melhorias do sistema, dado o contexto

vivido pela empresa. A evolução das relações Investimento por Consumidor e Investimento por

km de rede aponta para um arrefecimento das ações no recorte temporal em estudo, com

reflexos sentidos na prestação do serviço adequado e na definição das necessidades futuras a

serem contempladas.


_____________________________________________________________________________ 111

(i) Programa Luz para Todos (PLPT)

Já foram realizadas 68,7 mil ligações referentes ao Programa Luz Para Todos desde o inicio do

Programa em 2003, consolidadas em 4 tranches, conforme mostrado abaixo. Para tanto foram

construídos cerca de 37,8 mil km de rede de distribuição em média e baixa tensão,

implantados 296,6 mil postes e instalados 39,5 mil transformadores.

Da 3ª tranche firmada com a Eletrobrás, restam ainda 2.824 ligações a serem feitas

exclusivamente com recursos da Celtins.

Da 4ª tranche restam ainda 2.601 ligações. Seriam necessários recursos da Celtins, da ordem

de R$ 22 milhões, para concluir essa tranche e receber a parcela final (10%) de recursos da

Eletrobrás, que representaria um recurso de R$ 26 milhões.

Até o presente foram investidos R$ 670 milhões no PLPT, sendo que deste montante a Celtins

arcou com R$ 167 milhões. O custo unitário executado foi de R$ 9,7 mil/unidade consumidora

ligada.

A 5ª tranche, que se refere ao PLPT a ser executado até dez/14, contempla mais 7.975

ligações, com um custo total de R$ 118 milhões. Nesta tranche a Eletrobrás entraria com 75%

(R$ 88,5 milhões) de subvenções e a Celtins com 25% de recursos próprios, sendo 10% (R$

11,8 milhões) de financiamentos e 15% de custos internos.

Em jul/13 a Celtins contava com 17.392 solicitações de ligações rurais, das quais 10.025 já

possuíam projetos elaborados.


_____________________________________________________________________________ 112

Em setembro de 2013 a Celtins encaminhou à ANEEL uma proposta de Revisão do Plano de

Universalização para a área rural, em atendimento à Resolução ANEEL nº 488/2012. Foi

proposto o ano de 2016 como limite para a universalização rural, com previsão de ligação de

17,4 mil novas unidades consumidoras no período de 2014 a 2016. Do total das 17,4 mil novas

ligações previstas no Plano, 10.558 estão aprovadas para contratação na 5ª tranche do

Programa Luz Para Todos, conforma destacado abaixo.

A quantidade de consumidores a serem universalizados é bastante expressiva especialmente

pelos seus impactos em termos de recursos dispendidos e não existência de subvenções após

2014, exigindo que os aportes sejam feitos com capital próprio.

Para a ligação das 17,4 mil unidades consumidoras estão previstos a extensão da rede em 12,1

mil km, a instalação de 9,6 mil transformadores e a adição de 96.384 KVA de potência.

Até 2016 a Celtins universalizará 139 municípios em sua área de concessão, de acordo com os

limites definidos na REN 488/12.

ConvencionalSistemas de

GeraçãoConvencional

Sistemas de

Geração

2013 0 0 0 0 0

2014 0 0 10.558 0 10.558

2015 4.457 0 0 0 4.457

2016 2.377 0 0 0 2.377

2017 0 0 0 0 0

2018 0 0 0 0 0

TOTAL 6.834 0 10.558 0 17.392

Número de consumidores a serem Universalizados

Ano

Recursos Próprios Luz para Todos

TOTAL

ÍNDICE DE ATENDIMENTO

RURAL DO MUNICÍPIO

ANO MÁXIMO PARA

ALCANCE DA

UNIVERSALIZAÇÃO NO

MUNICÍPIO

QTDE DE MUNICÍPIOS

(REN 488/2012)

Ia > 99,00% Universalizado 0

97 % < a ≤ 99 % 2014 0

93 % < a ≤ 97 % 2015 14

89 % < a ≤ 93 % 2016 125

8 % < a ≤ 89 % 2017 0

a ≤ 8 % 2018 0

139TOTAL


_____________________________________________________________________________ 113

Os investimentos previstos para o atendimento dessas ligações totalizam aproximadamente

R$ 221,2 milhões, como apresentado a seguir, o que representa 86% da Base de Remuneração

Líquida da concessionária (ou 4,3 vezes o EBITDA Regulatório). Somente o capital próprio

previsto, representa 46% da base de remuneração. Ou seja, se somarmos este valores, os

ativos imobilizados não incorporados a base remuneratória no 3CRTP, e os investimentos

regulares em ativos elétricos para atender às metas regulatórias, a base de remuneração

liquida da Celtins sofrerá um incremento da ordem de R$ 340 milhões, ou seja, cerca de 130%

da base de partida no 3CRTP.

A fim de ilustrar o esforço operacional, a realização de cerca de 1.200 ligações por mês requer

a mobilização de cerca de 100 equipes de 8 trabalhadores, gerando 800 novos empregos

diretos ao longo de todo o ano de 2014. Há que se destacar que existe um problema agudo na

área de concessão da Celtins referente a contratação de empreiteiras e mão de obra

qualificada para executar esses investimentos, ressaltado, inclusive pelo Interventor neste

documento. Este fato ficou constatado nas discussões com os Interventores e equipe técnicas

da Celtins.

Todo este esforço operacional e financeiro, bem como os impactos serão abordados no

Capitulo 9 deste documento.

Ext. Rede > Qtde Potência

2,3 kV (km) Trafos (kVA)

2013 0 0 0

2014 7.359 5.829 58.909

2015 3.138 2.458 24.596

2016 1.644 1.286 12.879

2017 0 0 0

2018 0 0 0

TOTAL 12.140 9.573 96.384

Ano

Informações PLPT

Ano CDE RGR CCCRecursos

PrópriosTOTAL

2013 0 0 0 0 0

2014 103.303 13.774 0 20.661 137.737

2015 0 0 0 54.202 54.202

2016 0 0 0 29.272 29.272

2017 0 0 0 0 0

2018 0 0 0 0 0

TOTAL 103.303 13.774 0 104.135 221.211

Investimentos Previstos (R$ Mil preços constantes de 2013)


_____________________________________________________________________________ 114

Seção 4.05 Comercial

(a) Indicadores Comerciais

A Celtins 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;

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

Celtins.

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.


_____________________________________________________________________________ 115

TABELA DE PRAZOS DE ATENDIMENTO CONFORME ANEXO III DA RN 414/2010

As compensações são realizadas com base no cálculo a partir da fórmula apresentada a seguir.

FÓRMULA DE CÁLCULO DE COMPENSAÇÕES POR VIOLAÇÃO DOS PRAZOS DE ATENDIMENTO COMERCIAL

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 da Celtins 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.

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


_____________________________________________________________________________ 116

Nesse sentido e partindo de uma análise nos números apresentados pela Celtins, 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 Celtins no mês

de março de 2013.


_____________________________________________________________________________ 117

DADOS DO ANEXO III DA CELTINS REFERENTE A MARÇO DE 2013

O gráfico a seguir apresenta os valores pagos de compensação aos clientes e informados ao

regulador, em 2012 e até maio/13, referente ao Anexo III.


_____________________________________________________________________________ 118

COMPENSAÇÕES PAGAS POR VIOLAÇÃO DOS PRAZOS DE ATENDIMENTO COMERCIAL – 2012 A MAIO/2013

Em análise aos números apresentados, verificam-se que os valores pagos das compensações

de outubro/12 a março/13 ocasionou em R$ 21.477,45, sendo o Artigo 30 (Prazo máximo de

vistoria de unidade consumidora, localizada em área Urbana), o maior ofensor (44%), seguidos

dos artigos 176 (33%) e artigo 197 (9%), 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 Celtins 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


_____________________________________________________________________________ 119

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 Celtins de janeiro de 2012 a maio de 2013.

RESULTADO DER CELTINS – JAN/12 A MAI/2013

Com base nos números apresentados, verifica-se que a Celtins está com 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 Celtins tem praticado, em média,

12 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 Celtins de janeiro de 2012 a maio de 2013.


_____________________________________________________________________________ 120

RESULTADO FER Celtins – JAN/12 A MAI/2013

Embora os valores aqui apresentados estejam em bases mensais, quando o acompanhamento

regulatório pressupõe resultados acumulados, é possível uma comparação do FER com o de

outras distribuidoras similares (com quantidade de consumidores maior ou igual a 400 mil), o

que permite identificar que a Celtins se encontra em condição favorável 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 50. E a Celtins possui um limite no

primeiro ano igual a 14. A título de comparação as empresas benchmark no mesmo grupo tem

um limite 12 (equivalente ao percentil 25%, o mínimo admitido pela RN).

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

ocorrerá em 2015, com a apuração dos indicadores do exercício de 2014. E o ano de 2014

estabelece limites reduzidos em relação a 2013.


_____________________________________________________________________________ 121

Qualidade do Atendimento Telefônico

O monitoramento da qualidade do atendimento telefônico prestado pela Celtins 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 Celtins possui um call center centralizado no município

de Palmas-TO e ainda um call center de transbordo, contratado junto a empresa especializada,

localizado no município de Recife-PE.

Através da análise dos gráficos a seguir é possível observar que, com a contratação adicional

das PAs de transbordo, a Celtins vem cumprindo os indicadores regulados desde 2012, com

uma evidente e favorável evolução no resultado dos três indicadores.

INDICADOR DE NÍVEL DE SERVIÇO (INS) DA CELTINS DE 2012 A JUN/2013

94,72%

92,26% 92,03%

96,07%96,62% 97,00%

88,23%

86,39%

89,52% 89,77%

92,57%

94,95%

96,95%

94,11%93,59%

90,70%

92,35%

88,78%

75,00%

80,00%

85,00%

90,00%

95,00%

100,00%

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

INS

2013 2012 META


_____________________________________________________________________________ 122

INDICADOR DE CHAMADA OCUPADA (ICO) DA CELTINS DE 2012 A JUN/2013

INDICADOR DE CHAMADA ABANDONADA (IAB) DA CELTINS DE 2012 A JUN/2013

A Celtins não transgrediu qualquer um dos indicadores regulados desde janeiro de 2012. Por

outro lado, como observado a seguir, a empresa recebeu autuações emitidas pelo órgão

regulador (ANEEL) sobre este tema nos anos anteriores.

0,15% 0,14% 0,12% 0,05% 0,06% 0,04%

1,90%2,06%

2,24%

3,13%

1,33%

2,24%2,05%

1,88%

1,46%1,58%

1,84%

3,06%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%


ICO

2013 2012 META

0,61%

1,06%0,86%

0,60%0,47% 0,53%

1,56%

2,03%

1,61%

1,95%

1,43%

0,66%

0,30%

0,90%1,06% 1,13%

0,89%

1,97%

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%


IAB

2013 2012 META


_____________________________________________________________________________ 123

AUTUAÇÕES ANTERIORES A 2012 REFERENTES À QUALIDADE DO ATENDIMENTO TELEFÔNICO

Notificação Indicadores Violados Penalidade Aplicada

Termo de Notificação 020/2010-SFE

Auto de Infração 107/2010 – SFE

INS - Out/2009

ICO – Set/2009 R$14.153,04

Termo de Notificação 217/2011 – SFE

Auto de Infração 077/2012 – SFE

INS – Fev/2010

ICO – Fev e Mar/2010 R$58.063,50

Termo de Notificação 046/2013-SFE

Termo de Arquivamento 10023/2013-

SFE

ICO mai a out e

dez/2011 Processo arquivado

Qualidade do Faturamento

A Celtins 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 Celtins do ano de 2012 a junho de 2013.

INDICADOR IRC-ABRADEE DA CELTINS


_____________________________________________________________________________ 124

Com base nos números apresentados, constata-se que historicamente o IRC da Celtins está

com índices superiores às metas estabelecidas pela própria empresa. De modo análogo,

quando a Celtins é comparada às outras empresas com mais de 500 mil consumidores, tem-se

um resultado intermediário estando a distribuidora localizada na 13ª posição entre as 31

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

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 Celtins relativo aos processos

citados.

A partir de 2012, dentro dos trabalhos de reestruturação e reorganização originados com a

intervenção, a Celtins passou a realizar diretamente as atividades vinculadas ao atendimento

via call center, bem como, retomou toda a gestão dos canais de relacionamento com o cliente

que naquele momento estavam centralizadas em São Paulo, de forma corporativa pelo Grupo

Rede.

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.

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


_____________________________________________________________________________ 125

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 Celtins, 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 Celtins.

IDAR ATENDIMENTO AO CLIENTE 2013

Verifica-se que a Celtins, apesar de estar situada acima da média Brasil com um índice de 82,1,

está posicionada em posição intermediária quando comparada a outras distribuidoras do país.

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 Celtins perfazendo um total de 91 profissionais distribuídos entre os 3

segmentos da superintendência: atendimento presencial aos clientes através das agências

distribuídas ao longo da área de concessão, call center e procedimentos comerciais.

Conforme disposto no regulamento vigente, a Celtins disponibiliza aos clientes de sua área de

concessão canais distintos para contato e solicitação de serviços, quais sejam: call center,


_____________________________________________________________________________ 126

Internet, Agências e SMS. A tabela a seguir apresenta o volume de serviços gerados por canal

na Celtins de agosto de 2012 a julho de 2013.

SERVIÇOS GERADOS POR CANAL DE CONTATO Celtins – AGO/2012 A JUL/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 foi realizada sem a

avaliação da viabilidade econômica e, sem considerar a aceitação do cliente. Atualmente a

Celtins estuda suspender o serviço de religação via SMS devido ao grande número de

solicitações indevidas (cliente solicita a religação sem que tenha efetuado o pagamento dos

débitos). Essa modalidade de atendimento devido a sua baixa eficácia deverá ser

descontinuada.

A seguir são detalhados de forma pormenorizada os dois principais canais de contato da

Celtins: call center e agências de atendimento presencial. As informações e dados

apresentados permitem um melhor entendimento das condições afeitas aos citados canais da

Celtins, além de permitirem identificar fatores que influenciam de forma negativa a melhoria


_____________________________________________________________________________ 127

dos indicadores relativos à qualidade do atendimento prestado nos canais de contato da

distribuidora.

Importante citar que com a abertura de novas agências para atendimento à Resolução

Normativa nº 414/2010, a Celtins adotou como estratégia direcionar alguns serviços para as

agências, que antes eram prestados no call center.

Call Center

O Call Center da Celtins está estruturado de forma centralizada para todo o atendimento

telefônico da área de concessão da distribuidora e está fisicamente localizado na sede da

empresa no município de Palmas, em Tocantins. Conta com 55 Postos de Atendimento (PAs) e

um contingente de 136 atendentes, sendo 27 PAs com contingente de 55 atendentes (pessoal

próprio) localizado na sede da distribuidora e 38 PAs com 81 atendentes (terceirizados)

contratados junto à empresa Provider, no município de Recife em Pernambuco.

A garantia da qualidade do atendimento prestado pela empresa terceirizada é obtida com o

acompanhamento de indicadores que incentivam a melhoria da performance na prestação de

serviço contratado.

O call center da Celtins tem contratados com a Embratel 4 troncos de 30 canais cada,

perfazendo um total de 120 canais simultâneos a disposição do cliente. Os equipamentos

utilizados PABX da Avaya e o gravador da voz da NICE. A manutenção técnica é feita pela

equipe da Olitel, empresa parceira da Avaya.

Existe necessidade de aprimoramento das ferramentas de apoio à gestão, tais como os que

permitam o gerenciamento da força de trabalho.

Como forma de atenuação dos impactos negativos que deficiências da infraestrutura

pudessem vir a provocar na qualidade do atendimento realizado via call center, a distribuidora

implantou, respaldada pelo regulamento vigente, o atendimento eletrônico por meio de URA

(Unidade de Resposta Audível).

Destaca-se que a força de trabalho do call center não esta dedicada exclusivamente ao

atendimento. Outras atividades são endereçadas à esta canal produzindo uma perda de

eficiência e principalmente um déficit na qualidade do atendente. Dentro da estrutura de PAs

são destacadas algumas exclusivas para atendimento da Ouvidoria e para clientes de média

tensão.


_____________________________________________________________________________ 128

Os gráficos a seguir apresentam as métricas utilizadas com os dados estatísticos de chamadas

recebidas no call center (Ouvidoria, Média Tensão e Baixa Tensão), realizadas em 2012 e 2013

(até junho).

CHAMADAS REALIZADAS AO CALL CENTER DA Celtins

Em relação à gestão operacional deste canal de atendimento, nota-se que durante o processo

de retomada da atividade centralizada em Palmas/TO, que anterior à Intervenção estava

sendo realizada pela Rede Serviços a partir de Campo Grande, a recomposição do corpo

gerencial foi realizada trazendo profissionais de outras aéreas distintas para a gestão desse

canal de relacionamento. Em função disso, observa-se a ausência de experiência na gestão do

processo. Não foram identificadas áreas ou profissionais dedicados para o planejamento da

operação e/ou qualidade.

3.7983.380 3.336 3.666

2.342 2.293

0 0 0 0 0 0

6.6595.802

6.809

4.5014.089

3.0153.475

3.060 2.8903.545 3.800 4.049

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

jan

fev

mar

abr

mai

jun jul

ago

set

ou

t

no

v

de

z

Chamadas Recebidas - Ouvidoria

2013 2012

422 402 403 389 390

219

0 0 0 0 0 0

352378

502

330379

279

384352 355

522

444472

0

100

200

300

400

500

600

jan

fev

mar

abr

mai

jun

jul

ago

set

ou

t

no

v

de

z

Chamadas Recebidas - Grupo A

2013 2012

117.

068

133.

001

119.

141

109.

434

92.0

19

90.5

23

0 0 0 0 0 0

126.

841

128.

739 148.

924

110.

076

100.

766

81.6

27

81.5

15

86.8

27

87.6

05

118.

192 13

8.49

6

175.

238

0

40.000

80.000

120.000

160.000

200.000


Chamadas Recebidas Grupo B

2013 2012


_____________________________________________________________________________ 129

Diante desse cenário verificado entende-se que há um grande espaço de melhoria e que pode

elevar o patamar de funcionamento do call center, através da utilização de técnicas de análises

estatísticas e aproximação da área de atendimento com as áreas operacionais.

Em relação às certificações da qualidade a Celtins foi certificada em agosto/2007 na Norma

ISO9.001 para processos comerciais e em dezembro/2011 na Norma ISO 10.002 para os

processos de reclamações. O call center cumpre a NR-17. A seguir fotografias do call center da

Celtins.

FOTOS DO CALL CENTER DA Celtins

Com base nas características, ora elencadas neste Plano de Recuperação e Correção das Falhas

e Transgressões, verifica-se que o call center da Celtins apresenta alguma necessidade 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 estes requisitos.

(c) Atendimento Presencial

Em atendimento ao que é estabelecido na regulamentação vigente a Celtins dispõe de

agências com atendimento presencial, dispostas nos 139 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.


_____________________________________________________________________________ 130

AGÊNCIAS DE ATENDIMENTO PRESENCIAL DA Celtins Consumidores por Municípios Nº de agências Tempo de funcionamento

Até 1.999 consumidores Tipo 1 = 83 agências 2 horas diárias

De 2.000 até 9.999 consumidores Tipo 2 = 50 agências 4 horas diárias

Mais de 10.000 consumidores Tipo 3 = 9 agências 8 horas diárias

A distribuição das agências entre os municípios tem características estruturais diferenciadas e

que tem relação com o porte e localização do município. A tabela a seguir apresenta de forma

detalhada a distribuição das agências indicadas bem como a distribuição dos atendentes

dispostos entre as agências.

As agências estão distribuídas entre os Tipos 1, 2 e 3.

Agências do Tipo 1 são aquelas cujo atendimento é terceirizado realizado por empresas

localizadas nos próprios municípios que disponibilizam a prestação de serviço à Celtins durante

2 horas diárias em modo off line e quando necessário são realizados contatos com uma equipe

de apoio para geração dos serviços.

Observa-se que o formato e distribuição de agências que foi estabelecido pela Celtins quando

da homologação do regulamento sobre o tema, cumpriu o papel necessário de atendimento

ao rito legal, porém nota-se que o formato requer adequações com vistas à melhoria da

qualidade do serviço prestado aos consumidores da área de concessão da empresa neste canal

de atendimento.

As agências do Tipo 2 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.

As agências do Tipo 3, localizadas em municípios com quantidade de consumidores superior a

10.000 (dez mil), o atendimento é composto por atendentes próprios e terceiros.

A estrutura física das agências presenciais não seguem padroes visuais, muitas vezes

confundindo o cliente no momento de uma informação simples.

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.


_____________________________________________________________________________ 131

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. As fotografias a seguir ilustram

as condições atuais das agências, que são boas, mas podem receber melhorias.

FOTOS DE AGÊNCIAS DE ATENDIMENTO DA Celtins

Com base nas características e constatações observadas e aqui elencadas depreende-se que o

atendimento presencial realizado pela Celtins apresenta condição de elevada potencialidade

de adequação de procedimentos, com vistas à melhoria do atendimento prestado aos

consumidores de sua área de concessão. Adicionalmente verifica-se, da mesma forma, a

possibilidade 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 Celtins 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, com quadro de 03 colaboradores, respondendo à Gerência de Faturamento e

Arrecadação, que por sua vez, está subordinada à Superintendência Comercial.


_____________________________________________________________________________ 132

Como forma de reduzir a inadimplência, o processo de cobrança adota ferramentas

específicas. Os indicadores acompanhados para controle da inadimplência são:

Inadimplência;

Valores em carteira e

Índice de arrecadação.

O indicador de inadimplência leva em consideração o somatório dos valores arrecadados em

14 meses, referente ao faturamento vencido em 12 meses mais faturas negociadas, dividido

pelo somatório do total do faturamento vencido no mesmo período. Tem como objetivo de

traduzir o saldo a arrecadar referente ao faturamento vencido nos 12 (doze) meses, quanto

menor o percentual, menor o saldo a arrecadar referente ao faturamento do período. A

empresa está com o indicador em 0,55% em junho/2013.

EVOLUÇÃO DO ÍNDICE DE INADIMPLÊNCIA NOS MESES DE JANEIRO A JUNHO/2013

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.


_____________________________________________________________________________ 133

EVOLUÇÃO EM (R$) DOS VALORES EM CARTEIRA NOS MESES DE MAIO E JUNHO/2013

Ainda sobre o indicador de valores em carteira destacam-se os vinte maiores devedores, com

vencimento acima de 90 dias em junho/13.

MAIORES DEVEDORES DA DISTRIBUIDORA – JUNHO/13


_____________________________________________________________________________ 134

A seguir a evolução do índice de arrecadação, dos anos de 2007 a junho/2013:

EVOLUÇÃO DO ÍNDICE DE ARRECADAÇÃO

Constata-se que historicamente os valores arrecadados de 2007 a 2012 são inferiores aos

valores faturados, portanto conclui-se que não estava recuperando os valores em carteira,

diferente do que ocorreu no primeiro semestre de 2013, que a arrecadação foi 4,26% a maior

que o faturado.

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 Celtins 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 Celtins conta com apoio dos atendentes

para a telecobrança apenas para os clientes da área rural.

Para o Grupo-A, existe acompanhamento do corte, porém não são evidenciados os

resultados da eficiência.

Quanto à regra de negociação, não existe obrigatoriedade de entrada nos parcelamentos

para os clientes do Grupo A, B e Poder Público quando negociados pelos gerentes e

diretores.

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.


_____________________________________________________________________________ 135

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.

Seção 4.06 Gestão

Estrutura Organizacional da Celtins

A empresa possui um quadro de colaboradores de aproximadamente 838 trabalhadores

próprios e 692 trabalhadores terceiros, destes 65 ocupam cargos de liderança, divididos na

seguinte forma: 1 Vice-Presidente, 1 Superintendente, 4 Diretores, 1 Assessor, 20 Gerentes e

38 Coordenadores. A estrutura organizacional apresentada se mostra organizada em cinco

níveis e com a proporção líder/liderado próximo a 24, ou seja, um líder para cada 24 liderados.

Após a intervenção, praticamente foram eliminados 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 no Estado de Tocantins 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.

A Celtins atua com um modelo de terceirização intensivo de suas atividades, representando

45% da força de trabalho total terceirizada.

Segurança do Trabalho

Na Celtins, a realização de campanhas de educação, conscientização e orientação, visando a

prevenção de acidentes do trabalho e de doenças ocupacionais é de responsabilidade da

Coordenação de Segurança do trabalho, que está ligada a Gerência de Gestão de Pessoas e

Segurança no trabalho.

A mais importante ação realizada é o Projeto Segurança em Primeiro lugar, que tem como

principal objetivo a promoção a conscientização dos colaboradores próprios, parceiros e

população, quanto à importância dos procedimentos para execução de um trabalho seguro

nas redes de energia elétrica.


_____________________________________________________________________________ 136

Podem ser destacadas as seguintes ações que compõem o Projeto Segurança em Primeiro

lugar:

Categoria Ação

Próprios 1 - Integração de Segurança, Saúde e Meio Ambiente para os novos

colaboradores;

2 - Diálogo de Segurança, Saúde e Meio Ambiente

3 - Fiscalização das equipes em campo para verificar práticas

seguras e procedimentos de segurança;

4 - Comunicação de eventos: Envolver os Gestores na divulgação de

toda ocorrência de acidentes e outras não conformidades

encontradas

5 - Ranking das GRSs (Gerência Regional Serviço )

Parceiros

1 - Auditoria de Segurança: Fiscalização na sede das empresas

parceiras da documentação e obrigações quanto ao cumprimento

da NR-10 e trabalhista;

2 - Carta de Autorização: Identificar o empregado de acordo com

sua capacitação, qualificação, de forma a atender a NR-10;

3 - Ranking das Terceirizadas: Fomentar ações preventivas para

execução dos trabalhos nas empresas contratadas, envolvendo

todos os colaboradores para práticas seguras;

4 – Política de penalidades: Definição de uma política de multas

contratuais por descumprimento dos procedimentos de segurança

– Em implantação.

População

1 - Spots de rádio;

2 - Palestras de conscientização

3 - Mensagem na fatura; Distribuir folders anexos as contas de

energia, com informações de segurança;


_____________________________________________________________________________ 137

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) 38 58 57 AMPLA(0,00)

COELCE (0,00)

TF (próprios) 5,77 5,9 6,45 AMPLA (0,00)

COELCE (0,00)

TG (terceiros) 2.709 5.865 4.092 ELEKTRO (51)

TF (terceiros) 16,04 13,45 15,49 AMPLA (1,29)

Apesar de possuir estrutura de segurança do trabalho que atenda à legislação, a Celtins ocupa

uma das últimas posições (27ª de 30 posições) do 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 ocorrem os acidentes fatais em proporção elevada.

Outro ponto relevante é o volume de horas extras. Na Celtins, a média de horas extras por

colaborador é de 15,42 h/colaborador e a jornada prolongada expõe as equipes a acidentes

em maior frequência e com maior gravidade. A equipe de segurança do trabalho, embora

atendendo a legislação, carece de uma reciclagem com novas metodologias e procedimentos

utilizados na segurança de empresas deste porte.

Acordos Coletivos

O Sindicato da Categoria é o Sindicato dos Trabalhadores em Eletricidade do Estado do

Tocantins - STEET. A data base do Acordo Coletivo de Trabalho da Celtins é em Abril, e o ACT

tem vigência de 2 anos .

Seguem abaixo os principais itens previstos no ACT 2012/2014:

Piso Salarial da Categoria: R$: 849,60;


_____________________________________________________________________________ 138

Gratificação para dirigir veículos: adicional de R$131,69, aos empregados que dirijam

carro ou moto, em decorrência de suas atividades operacionais, e empregados

credenciados para tal função;

Vale Alimentação e Refeição: R$ 535,00. Salários até R$ 1.091,74, participação de 2%.

Salários de R$ 1.091,74 a R$ 1.819,56, participação de 4,5%. Salários de R$1.819,56 a

R$2.517,06, participação de 7,0%. Salários acima de R$ 2.517,06, participação de 10%;

Bolsa de Estudos: 50% para cursos de nível médio, superior e pós-graduação,

condicionada ao aproveitamento e política interna;

Auxílio Creche: R$ 275,09 para filhos de até 3 anos de idade;

Estrutura de cargos e remuneração: realizar no mês de março de 2013 uma

apresentação ao SINDICATO, das ações realizadas em 2012; e

Gratificação de férias e abono constitucional de férias: gratificação de férias, somadas

ao abono constitucional, é igual a 100% do salário-base para os empregados que

ganham até R$ 2.153,79. Para os salários superiores, será devida 60% salário-base,

garantindo, para esses empregados, um mínimo igual ao valor de R$2.153,79, já

somado com o valor devido do abono constitucional de férias.

O acordo coletivo da Celtins 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 Celtins apresentava um saldo em atraso de R$123,8 milhões

associado a encargos setoriais, obrigações fiscais, financiamento Eletrobrás com recursos da

RGR e empréstimos de partes relacionadas, cuja composição está demonstrada no quadro

abaixo. A empresa não possui pendência com suprimento de energia.


_____________________________________________________________________________ 139

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$55,0 milhões, que representa 44,4% 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.

Em 30 de junho de 2013 a Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins possuía junto

à Eletrobrás um saldo em atraso de R$45,8 milhões referente ao financiamento contratado

com recursos da RGR, o que equivale a 37% do total de passivos em atraso.

PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013

DESCRIÇÃO R$ Milhões

ENCARGOS SETORIAIS 55,0

CCC 21,7

CDE 4,9

Quota para RGR 13,4

Quotas do PROINFA 15,0

SUPRIMENTO DE ENERGIA -

Quotas de ITAIPU -

OBRIGAÇÕES FISCAIS 19,4

Federais 19,4

Estaduais -

Municipais -

DÍVIDAS COM ELETROBRAS 45,8

EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 3,7

Distribuidoras 3,7

Não Distribuidoras -

TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 123,8


_____________________________________________________________________________ 140

As obrigações fiscais em aberto alcançaram R$19,4 milhões integralmente associados a

impostos federais. Importante ressaltar que esse saldo não considera tributos parcelados junto

aos governos federal, estadual e/ou municipal através de programas como REFIS, PAES, PAEX,

dentre outros, pois os mesmos não configuram atraso. Tal montante trata-se apenas de

obrigação fiscal em atraso, ainda não refinanciada.

Ao final do segundo trimestre de 2013 a Celtins possuía saldo passivo de mútuo (partes

relacionadas) no valor de R$3,7 milhões inteiramente 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.

(b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida

A Celtins vem se financiando através de atrasos de pagamento dos encargos setoriais e dívidas

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 em 30 de Junho de 2013 é de R$338,3

milhões. Do saldo devedor com a Eletrobrás de R$128,5 milhões, R$45,8 milhões são

empréstimos em atraso.

Credor CELTINS %

ABC BRASIL 0,0 0,0%

BID 118,4 35,0%

BRADESCO 0,3 0,1%

BRASIL 0,3 0,1%

ELETROBRAS 128,5 38,0%

HP 0,1 0,0%

SAFRA 6,8 2,0%

SANTANDER 83,9 24,8%

Total geral 338,3 100,0%

O custo médio e o prazo médio do endividamento ao final de junho de 2013 ficaram em:


_____________________________________________________________________________ 141

Do montante total de dívidas, R$193 milhões deverão ser amortizados até 31 de dezembro de

2014 (R$270 milhões até 2015), o que demonstra uma necessidade de refinanciamento

urgente e consequente risco de insolvência caso não seja viabilizado.

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 Celtins, 67,0% da Receita Líquida estimada para o ano de

2014 já está cedida em garantia a obrigações tais como: (i) pagamento de empréstimos e

financiamentos (39,4%) e (ii) compra de energia (27,6%). A média de vinculação de 2014 a

2016 é de 60,2%.

Custo Médio

(% do CDI)

Prazo Médio

(anos)

Saldo de Empréstimos

(R$ milhões)

CELTINS 131,0% 1,6 338

R$ milhões 2S13 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

ABC BRASIL 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

BID -37,4 -29,9 -32,9 -18,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -118,4

BRADESCO -0,1 -0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,3

BRASIL -0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,3

ELETROBRÁS -67,1 -16,7 -15,9 -11,7 -3,5 -3,5 -3,5 -3,3 -2,5 -0,8 0,0 0,0 -128,5

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 -0,1

SAFRA -0,6 -1,2 -1,2 -1,2 -1,2 -1,2 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -6,8

SANTANDER -13,2 -26,5 -26,5 -17,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -83,9

Total geral -118,8 -74,5 -76,6 -48,7 -4,7 -4,7 -3,6 -3,3 -2,5 -0,8 0,0 0,0 -338,3

% c/ Eletrobras 35,1% 22,0% 22,6% 14,4% 1,4% 1,4% 1,1% 1,0% 0,7% 0,2% 0,0% 0,0% 100,0%

% s/ Eletrobras 24,7% 27,6% 28,9% 17,6% 0,6% 0,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0%

Ano Serviço da Dívida % ¹ Compra de Energia % ¹

Receita Líquida

Vinculada % ¹

Receita Líquida Anual

(Caso Alternativo)

2014 262,0 39,4% 183,9 27,6% 445,9 67,0% 665,3

2015 263,6 36,1% 184,6 25,3% 448,2 61,4% 729,4

2016 275,1 32,6% 178,3 21,1% 453,5 53,7% 843,9

2017 21,8 2,3% 178,3 19,1% 200,2 21,5% 932,9

2018 20,5 2,0% 178,3 17,5% 198,8 19,5% 1.020,6

1: % da Receita Líquida Anual

CELTINS (R$ milhões)

OBRIGAÇÕES GARANTIDAS GARANTIA


_____________________________________________________________________________ 142

Com o recebimento dos créditos intercompanies, é importante que a empresa privilegie o

pagamento de dívidas mais onerosas, curtas e sobregarantidas, visando melhorar a

financiabilidade da empresa.

(d) Estrutura de Capital

Agravando a situação da Celtins, além das relevantes dívidas bancárias, há impostos

parcelados (R$71,9 milhões), impostos em atraso (R$19,4 milhões), déficit atuarial a cobrir

(R$0,5 milhão), encargos setoriais (R$55,0 milhões) e mútuos (R$3,7 milhões).

Os principais indicadores do desempenho econômico-financeiro da Celtins nos balancetes de

30 de junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão apresentados a

seguir:

Posição 2T2013 (R$ MM) CELTINS

Empréstimos e Financiamentos 338,3

Impostos Parcelados 71,9

Impostos em Atraso 19,4

Provisão para déficit atuarial 0,5

Mútuos 3,7

Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 55,0

Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 55,0

Repasse Itaipú Atrasado -

Dívida Total ¹ 488,7

Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +

Daycoval 93,0

Disponibilidades 12,7

Aplicações no Mercado Aberto 3,9

Recebimento de Mútuo 65,8

Daycoval 10,5

Dívida Líquida 395,8

EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 112,0

EBITDA 2012² 79,5

Patrimônio Líquido 540,8

Capital Social / Reservas de Capital 234,3

Reserva de Reavaliação 90,0

Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 216,5

Ratios CELTINS

Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) 42,3%

Dívida Líquida/ EBITDA 5,0x

Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD 3,5x

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


_____________________________________________________________________________ 143

Calculando-se o indicador de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de

junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 5,0x. Mesmo com o recebimento dos mútuos

intercompanies e Daycoval, a Celtins ainda apresenta situação de desequilíbrio na visão de

crédito, pois precisa cumprir um relevante plano de investimentos que irá impactar seu

indicador de alavancagem durante sua execução.

(e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants)

Duas dívidas da Celtins possuem índices financeiros firmados contratualmente, a serem

erificados pela companhia com periodicidade trimestral e semestral (“ o enants”). Na

apuração feita em 31 de dezembro de 2012, praticamente todos os Covenants estavam

descumpridos, conforme pode ser visto no quadro abaixo.

Os dados foram obtidos através das Demonstrações Financeiras publicadas de 31 de dezembro

de 2012 e demonstram indicadores de Dívida Líquida / EBITDA de 4,35x; Dívida Bruta de Curto

Prazo / EBITDA de 2,55x e Cobertura de Juros de 0,64x, acarretando os referidos

descumprimentos.

A forte perda de gera o de cai a operacional (“ A”) erificada em foi causada

principalmente: (i) pelo significativo acréscimo de 28,2% no custo da energia de curto prazo

comprada para revenda – CCEE, impactado pelo PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) e

pela variação nos preços da energia comprada em leilão; (ii) pelo aumento de R$31,4 milhões

na constituição de provisões cíveis, trabalhistas e reconhecimento de ações judiciais de

natureza cível e regulatória, que passaram de uma despesa de R$1,0 milhão em 2011 para

uma despesa de R$32,4 milhões; e (iii) baixo crescimento da receita líquida verificado no ano

APURAÇÃO EM 31/12/2012

COVENANT FINANCEIRO Indicador PeriodicidadeVerificado em

31/12/2012

SANTANDER

Dívida Líquida / EBITDA < 3,00 Semestral Default

BID

Índice de Liquidez > 1,00 Trimestral Cumprido

Dívida Bruta / EBITDA < 3,25 Trimestral Default

Dívida Bruta de Curto Prazo / EBITDA < 0,75 Trimestral Default

Cobertura de Juros > 2,25 Trimestral Default


_____________________________________________________________________________ 144

de 2012, apenas 1,8%. O quadro é agravado pela não realização de investimentos com vistas a

melhorar a eficiência operacional da companhia.

Caberá ao novo controlador do Grupo Rede regularizar a situação de cada dívida logo nas

primeiras semanas após iniciar a gestão da companhia, através do estabelecimento de novos

níveis de Covenants e, no extremo, substituindo algumas dívidas mais curtas, caras e

sobregarantidas, ação que deverá gerar conforto para os bancos e demais parceiros de crédito.

Energisa possui um plano de gestão das dívidas existentes e de contratação de novos

financiamentos para realização do relevante programa de investimentos, o que já está em

curso, visando sua aplicação logo na assunção do controle das empresas do Grupo Rede,

conforme será tratado nos capítulos 7 e 9.

(f) Stand Still

Com a dificuldade de refinanciamento agravada pela elevada alavancagem e pela crise

financeira envolvendo o Grupo Rede, a Celtins 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 dos credores, além de um Acordo de Stand Still

com o Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID (Cemat e Celtins), com objetivo de

suspender o fluxo de pagamento dos empréstimos e financiamentos existentes à época. O

quadro abaixo apresenta a lista dos credores da Celtins que são signatários, tanto do Termo de

Entendimentos, quanto do Stand Still, e o respectivo saldo em 30 de junho de 2013, que

alcançou um total de R$209,7 milhões.


_____________________________________________________________________________ 145

Esse montante representa 100% da dívida bancária, não considerando o saldo devedor

perante Eletrobrás que em 30 de junho de 2013 era de R$128,5 milhões.

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.

SALDO EM 30/06/2013

CREDOR R$ Milhões

TERMO DE ENTENDIMENTOS

BRADESCO 0,3

BRASIL 0,3

SAFRA 6,8

SANTANDER 83,9

STAND STILL

BID 118,4

TOTAL 209,7


_____________________________________________________________________________ 146

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.

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.

Em agosto de 2012 foi firmado um Acordo de Stand Still específico entre a Celtins e BID, no

qual aquela instituição financeira renunciou em cobrar seus direitos pactuados no contrato de

financiamento da eltins at que se conclua a negocia o dos “documentos definitivos de

reestrutura o”. O montante contratado a que o Acordo se refere é de US$80 milhões,

assinado em 24 de abril de 2007.

Aconteceu um evento de default em 15 de maio de 2012 que incluiu o não pagamento da

parcela do empréstimo. Em 27 de julho de 2012 foi assinado um memorando de

entendimentos entre Celtins, Rede Energia e BID onde foi apresentada intenção de negociar os

termos do empréstimo. O banco concordou que durante o período de negociação não

executaria seus direitos associados a esse crédito.

O Acordo estabelece alguns eventos que poderão culminar com o cancelamento do Stand Still,

dos quais cumpre destacar: (i) insolvência ou falência da Celtins; (ii) não cumprimento dos

covenants financeiros firmados; (iii) algum credor reivindicar vencimento de dívida em

montante igual ou maior a R$5 milhões; (iv) a concessão da Celtins for encerrada antes do

prazo estabelecido na outorga; (v) ocorrer qualquer evento de default declarado por algum

credor da Celtins; (vi) falha na suspensão do Penalty Action da Celpa; (vii) o BID ser obrigado a

pagar qualquer valor ou estabelecer garantias no Penalty Action da Celpa; e (viii) judiciário não

aceitar o Celpa Dismissal Motion.

Ficou estabelecido que a Celtins não poderia fazer nenhum pagamento, exceto pelos termos

do Approved Payments. Celtins não poderia se fundir com nenhuma outra empresa, vender

propriedade ou ativo, exceto se for atividade rotineira de seu negócio. Sempre que fizer

pagamento de juros ou amortização do principal da dívida junto ao Santander, Celtins deverá

pagar simultaneamente ao BID em montante equivalente.


_____________________________________________________________________________ 147

Em janeiro de 2013 foi assinado o primeiro termo aditivo ao Acordo de Stand Still entre a

Celtins e o BID, considerando que o prazo do instrumento original havia vencido em dezembro

de 2012. Tal aditivo incluiu waiver da multa de atraso de 2,0% contado a partir de 17 de

dezembro de 2012. Sempre que a Celtins fizer pagamento de juros e amortização da dívida

com o Santander, deverá ao mesmo tempo pagar ao BID 137% do valor pago ao Santander.

O primeiro aditivo estabeleceu novos eventos de encerramento do Stand Still. O que acontecer

primeiro: a data de 15 de junho de 2013 ou a data de execução do acordo de compra do

controle do Grupo Rede pela Equatorial e CPFL.

Em junho de 2013 foi firmado o segundo aditivo entre a Celtins e o BID, considerando que o

primeiro termo aditivo venceria em 15 de junho de 2013. Neste instrumento houve a inclusão

do Approved Purchaser – pelo consórcio Equatorial/CPFL ou por qualquer outro interessado

em adquirir o controle societário do Grupo Rede.

Ficou estabelecido que a Celtins deveria pagar ao Banco Interamericano de Desenvolvimento

(BID) até o dia 27 de junho de 2013 o montante de US$976,7 mil, que equivale a 137% do valor

que seria pago ao Santander.

O segundo termo aditivo instituiu nova data para o vencimento do Stand Still. Novamente, o

que acontecer primeiro: a data de 30 de agosto de 2013 ou a data de cumprimento de todas as

condições precedentes para a consumação da aquisição do Grupo Rede por um investidor

aprovado no plano de recuperação judicial.

Em agosto de 2013 foi assinado o terceiro termo aditivo ao Acordo, considerando que o

segundo aditivo venceria em 30 de agosto de 2013. O vencimento do terceiro aditivo será o

que ocorrer primeiro de três eventos: (i) a data de 15 de janeiro de 2014; (ii) a data de

cumprimento de todas as condições precedentes para a consumação da aquisição do controle

societário do Grupo Rede ou da Celtins; ou (iii) a data de emissão de notificação por

autoridade competente sobre a venda ou transferência dos direitos ou propriedade da Celtins.

Energisa já possui um acordo com o BID, se comprometendo a regularizar os pagamentos em

atraso e restabelecer as condições normais do contrato, sem a consideração de multas e

demais penalidades incorridas.

(g) Mutuos

Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, no âmbito da aquisição do

controle pela Energisa, deverá tratar a liquidação dos mútuos entre companhias.


_____________________________________________________________________________ 148

Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, a Celtins pagará mútuo

existente no montante de R$3,7 milhões contra EDEVP, conforme abaixo demonstrado:

R$ milhões

EDEVP 3,7

Distribuidoras 3,7

TOTAL 3,7

Por outro lado, Celtins possui mútuo a receber no montante total de R$65,8 milhões, dos quais

R$24,4 milhões de distribuidoras coligadas e R$41,4 milhões de holdings do Grupo Rede,

conforme descrito abaixo:

R$ milhões

Enersul 24,4

Distribuidoras 24,4

Rede Energia 24,6

Rede Power 16,8

Holdings 41,4

TOTAL 65,8


_____________________________________________________________________________ 149

5. Visão do Interventor sobre a Concessão

A ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 3.648, de 31 de agosto de 2012, determinou a

Intervenção Administrativa na Celtins. 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 Isaac Pinto Averbuch, 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 Celtins. 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-regulador, 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 Celtins. 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

um dia, visou a 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 das Falhas e Transgressões.

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:


_____________________________________________________________________________ 150

- Foi relatado que o período remanescente da concessão, com término em 2020, é uma

dificuldade para as decisões de investimentos e para o parcelamento de dívidas;

- Foi relatado que os contratos com os empreiteiros foram renegociados recentemente e estão

sendo finalizados novos contratos, esta renegociação acarretou o aumento de despesas frente

ao que se praticava;

- Outra pendência importante é a dívida do Estado para com a Celtins no montante de R$ 90

milhões relativo à eficientização da iluminação pública;

- O Interventor informou também que foi aprovada CPI sobre a Celtins na Assembleia

Legislativa do Estado;

- Em relação à compra de energia foi informado que será feita uma chamada pública. Uma

alternativa seria concretizar a transferência de contratos de outras concessionárias do Grupo

Rede, objetivando minimizar a exposição para 2015;

- Foi ressaltado que existem contratos de usinas que foram desverticalizadas e negociadas pelo

antigo controlador com a ENEL e que não possuem repasse integral do preço nos movimentos

tarifários, fruto da diferença entre o preço do contrato e o preço homologado pela ANEEL para

essas usinas. Este descasamento afeta financeiramente a Celtins em cerca de R$ 10 milhões

por ano. Não foi tomada ainda nenhuma medida administrativa ou legal quanto ao

equacionamento destes valores;

- Foi destacado que a exequibilidade do investimento necessário é uma grande restrição que

afeta a qualidade da energia na área de concessão da Celtins. Foi apontado que a maior parte

das compensações pagas, decorrentes da infração dos indicadores individuais, está localizada

na área rural e que para se resolver este problema há que se ter esforço técnico e financeiro

enorme, dada as características da rede de distribuição. Esse fato é agravado pela falta de

empreiteiros na região tanto para as atividades de manutenção como de investimentos;

- Foi informado que a Celtins teve aumento das perdas técnicas entre o 2º e 3º ciclos

revisionais em função da entrada da geração passante nas redes desde maio de 2011. A

geração distribuída é conectada em extensas linhas de distribuição de 34,5KV ocasionando, em

períodos de geração plena, impactos consideráveis como perdas técnicas e grandes variações

de tensão. O cálculo das perdas não técnicas (PNT) na última revisão tarifária foi prejudicado

pelo descasamento entre a entrada da geração passante (afeta perda técnica) e a apuração

das perdas técnicas. Ou seja, o ano de 2011 que serviu de base para o cálculo da PNT tem

somente metade do novo patamar de perdas técnicas refletido;


_____________________________________________________________________________ 151

- Quanto ao PLPT foi informado que a 3ª e a 4ª tranche são de responsabilidade integral de

execução por parte da Celtins. A concessionária encontra-se em negociação da 5ª tranche

junto à Eletrobras. Estima-se ligar 17.392 ligações até 2016. A Celtins informou que enviou

correspondência à ANEEL solicitando postergação da universalização para 2018 em virtude do

risco de exequibilidade do Plano, especialmente questões envolvendo disponibilidade de

empreiteiras para execução do investimento. Realçou a importância desse tema, pois um

volume de investimento desta monta acaba por não se tornar realizável pela incapacidade

física de mobilização de equipes e empreiteiras necessárias para sua viabilização e o

considerável impacto nas tarifas se não houver subsídios disponíveis após 2014;

- Quanto ao investimento foi informado que o PDD somente contempla obras para melhoria e

expansão. O investimento necessário para se atender o patamar regulatório de qualidade e

perdas é adicional ao valor constante no PDD;

- Outro ponto abordado é a dificuldade decorrente da reduzida geração de caixa da Celtins,

tendo um EBITDA regulatório de apenas R$ 46 milhões.

Em síntese os principais desafios da concessão estariam relacionados com qualidade, perdas e

programa de universalização, cuja exequibilidade não depende apenas de recursos financeiros,

tendo em vista a escassez de empreiteiras e mão de obra especializada na região. Tudo isso

diante da reduzida geração de caixa.

A questão das perdas já havia sido levantada pela Celtins, no contexto da AP nº 21/12, relativa

à 3ª RTP da Celtins. Naquela oportunidade a concessionária formalizou a sua contribuição ao

tema, conforme apresentado a seguir:

–

ANEEL para o 3o

, deve-se acrescentar u

2011 a Abril de 2012. (...)

Em vista dos esclarecimentos apresentados viemos por meio desta solicitar a revisão dos

valores de perdas técnicas considerados pela ANEEL para os níveis A2 e A3, (...) uma vez que, os

valores adotados pelo Órgão Regulatório não consideram os incrementos nas perdas técnicas

”


_____________________________________________________________________________ 152

Entretanto, o pleito da concessionária não foi acatado pela ANEEL, conforme consta da NT SRD

087/2012:

O ntado pela Celtins reflete uma situação atípica. Tais situações podem ocorrer,

trazendo consequências positivas ou negativas para as perdas da distribuidora. Nesse caso, a

distribuidora deve acompanhar as perdas no seu sistema, podendo solicitar revisão ta

extraordinária se for verificado um desequilíbrio econômico financeiro. O pleito não será,

”

Os limites dos indicadores de continuidade (DEC/FEC) definidos pela ANEEL para o 3o CRTP

também foram objeto de contribuição por parte da Celtins no contexto da AP nº 21/12:

contemplados de forma adequada neste processo, quais sejam:

1) Consideração nos limites propostos das peculiaridades de infraestrutura

; e

, em especial na área de

concessão da Celtins, que se caracteriza pela baixa densidade de consumidores por extensão de

rede e pelo baixo poder aquisitivo da população. (...)

Por não considerar adequadamente as peculiaridades inerentes a sua área de concessão, os

limites propostos

. (...)

Neste sentido, uma forte redução dos limites em um curto espaço de tempo leva a necessidade

de um alto volume de investimentos o que prejudicaria a busca pela modicidade tarifária. (...)

Dado que os limites são inexequíveis dentro da premissa de prudência dos investimentos, cas

descumprimento de tais limites. (...)

Desta forma, a Celtins entende que os limites ora propostos pela ANEEL necessitam de ajustes,

uma vez que os recursos n

–

”


_____________________________________________________________________________ 153

Apesar dos argumentos apresentados pela Celtins, os valores propostos pela concessionária

não foram totalmente aceitos pela ANEEL. Os limites de continuidade homologados estão

apresentados na tabela a seguir.

Analisando as contribuições aportas pela concessionária no contexto da 3ª RTP e as conclusões

decorrentes das duas reuniões realizadas entre Celtins e Energisa, resta claro que a concessão

apresenta três grandes problemas: cumprimento das metas regulatórias de perdas;

cumprimento dos limites de continuidade e cumprimento das metas do programa de

universalização rural, tudo isso diante da reduzida geração de caixa da concessionária (EBITDA

regulatório de R$ 46 milhões).


_____________________________________________________________________________ 154

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.

(...)


_____________________________________________________________________________ 155

§ 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


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 – 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:

projetados como o Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultados e Demonstração

do Fluxo de Caixa Direto. Os demonstrativos

2025 em

bases trimestrais e em moeda nominal. Além disso, as Concessionárias deverão

apresentar o Balanço Energético.

Por sustentabilidade - - ”

”

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;


_____________________________________________________________________________ 156

(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);

(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


_____________________________________________________________________________ 157

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.


_____________________________________________________________________________ 158

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

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

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%


_____________________________________________________________________________ 159

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%.

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


_____________________________________________________________________________ 160

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:

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).


_____________________________________________________________________________ 161

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).

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.


_____________________________________________________________________________ 162

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 a Energia

Recuperada, Perdas e Universalização da classe Rural neste mesmo cenário.

Consumo

O consumo de energia elétrica Total da Celtins acumulou, até junho de 2013, crescimento de

10,2% vs 2012. Com base neste crescimento acumulado e na taxa de crescimento média de

8,6% a.a. no período compreendido entre os anos de 2006 e 2012, as projeções da Energisa

apontam um crescimento no consumo total de 9,9% para o fechamento do ano atual vs 2012.

As projeções apontam também um crescimento de 11,6% a.a. em 2014 vs 2013, amortizado

suavemente no decorrer dos anos subsequentes, encerrando o período 2013 – 2025 com um

crescimento geométrico de 5,4% a.a. no consumo do mercado Total da Celtins.

Retirando os efeitos de migrações, o consumo de energia elétrica Total da Celtins atingiria

crescimento de 8,1% a.a. no período 2006/2012.

O consumo de energia nas residências vinculadas à Celtins acumulou, até o sexto mês de 2013,

excelente crescimento de 15,7% vs 2012. Tomando como premissa este crescimento

acumulado em 2013 e o forte crescimento de 9,3% a.a. no período de 2006 e 2012, as

9,9

11,6

8,3 7,1

5,1 4,8 4,4 4,4 4,2 4,0 3,7 3,7 3,6

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Total - CELTINS

Total GWh Taxa de Crescimento (%)

Cresc. Acum. 2006/2012

8,6%


5,4%

Fonte: Balanço Energético.


_____________________________________________________________________________ 163

projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo total de 13,8% para o ano de

2013 e um crescimento médio de 5,8% 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 ao mercado residencial da Celtins, em

2014, cerca de 11 GWh. No período acumulado entre 2014 e 2025, o valor chega a 116 GWh.

O consumo industrial de energia elétrica da Celtins acumulou, até o primeiro semestre de

2013, crescimento de 3,7% vs 2012. Esta taxa de crescimento influencia diretamente as

projeções. Porém, o histórico de consumo industrial da Celtins mostrou um forte crescimento

de 12,9% a.a. no período 2006/2012. Retirando o efeito das migrações, esta taxa seria de

10,9% a.a..

A Energia Recuperada na classe Industrial da Celtins tem como previsão agregar à classe, de

2013 a 2025, 6 GWh de consumo no total.

Foram utilizadas informações de novas cargas a seguir para as previsões:

Com base nestas prerrogativas, as projeções da Energisa indicam um crescimento geométrico

no período de 2013-2025 de 6,6% a.a., encerrando o ano de 2013 com crescimento de 11,6%.

13,8

9,9

7,2 6,7 6,3 5,9 5,3 5,3 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Residencial - CELTINS

Residencial GWh Taxa de Crescimento (%)


9,3%


5,8%

Ano 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Novas Cargas (GWh) 16 64 99 129 130 132 134 135 137 138 140



_____________________________________________________________________________ 164

O consumo de energia elétrica da Celtins na classe comercial acumulou, até junho de 2013,

9,0% de crescimento vs 2012. Levando em consideração o histórico do consumo comercial, a

classe apresentou um crescimento médio de 7,7% a.a. de 2006 a 2012. Retirando-se os efeitos

das migrações ocorridas, o crescimento da classe comercial atingiria um crescimento médio de

6,5% a.a. no período 2006-2012.

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 23 GWh.

Foram utilizadas informações de novas cargas a seguir para as previsões.

Corroborando estas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento médio de

3,9% a.a. no consumo comercial da Celtins no período 2013-2025 e uma taxa de crescimento

de 4,7% para o ano de 2013.

11,6

22,3

16,2

12,7

3,8 3,7 3,5 3,5 3,3 3,2 3,1 3,0 2,9

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

-

100

200

300

400

500

600

700

800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Industrial - CELTINS

Industrial GWh Taxa de Crescimento (%)


12,9%


6,6%

Ano 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Novas Cargas (GWh) 0 4 5 6 6 6 6 6 6 6 2



_____________________________________________________________________________ 165

O consumo de energia elétrica Rural da Celtins acumulou, até junho de 2013, crescimento de

13,1% vs 2012. No período compreendido entre 2006 e 2012 a classe Rural atingiu um

crescimento médio de 12,3% a.a.. O forte crescimento de 2014 a 2016 decorre do processo de

Universalização, que conforme projeções agregará, em média, aproximadamente 64 GWh por

ano.

A Energia Recuperada na classe Rural possui a segunda maior representatividade entre as

classes e, espera-se que agregue ao mercado Rural da Celtins até 2025, cerca de 42 GWh.

Com base nestas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento de 13,9% para

o ano de 2013 e crescimento médio de 7,7% a.a. no consumo Rural no período 2013-2025.

4,7 5,2 5,0 4,5 4,3 4,1 3,8 3,8 3,6 3,5

2,5 3,3 3,2

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

100

200

300

400

500

600

700

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Comercial - CELTINS

Comercial GWh Taxa de Crescimento (%)


7,7%


3,9%

13,9

27,0

13,3

9,7

6,2 5,8 5,1 5,1 4,9 4,6 4,4 4,2 4,0

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

-

100

200

300

400

500

600

700

800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Rural - CELTINS

Rural GWh Taxa de Crescimento (%)


12,3%


7,7%




_____________________________________________________________________________ 166

RESUMO DAS PROJEÇÕES DE CONSUMO - Celtins

Consumo Livre e Número de consumidores

O número de consumidores livres da Celtins em dezembro de 2012 era de 6 clientes livres, não

ocorrendo mais nenhuma migração até junho de 2013. Considerou-se estável o número de

consumidores livres até 2025.

Em contrapartida, com a série histórica do consumo livre dos clientes da Celtins, projetou-se o

consumo no ACL.

Até junho de 2013, o mercado livre da Celtins cresceu 27,8% vs 2012, taxa influenciada pelo

menor número de consumidores. No primeiro semestre de 2012 a Celtins contava apenas com

4 clientes livres. Com base no histórico e no crescimento acumulado até o presente momento,

espera-se que o consumo livre encerre o ano de 2013 com crescimento de 13,4% vs 2012. As

projeções apontam crescimento médio de 1,9% a.a. no período 2013-2025.

9,3

12,9

7,7

12,3

4,3

8,6 9,3

10,9

6,5

12,3

4,3

8,1

5,8 6,6

3,9

7,7

3,1

5,4

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total

Crescimento Consumo (% a.a.) - CELTINS

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025


** Sem efeito de migrações.


_____________________________________________________________________________ 167


Até junho de 2013, a Celtins cresceu, em número de consumidores, 5,7%. Entre 2006 e 2012, o

crescimento médio foi de 6,4% 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 3,7% a.a. no período de 2013 a 2025, finalizando o ano de 2013 com aumento de

4,7%.

13,4

1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Ambiente de Contratação Livre (% a.a.) - CELTINS

Consumo GWh Taxa de Crescimento (%)


1,9%

4,7

6,3

4,9 4,3

3,7 3,6 3,5 3,3 3,2 3,1 3,0 3,0 2,9

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

1.000.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


TOTAL (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


6,4%


3,7%




_____________________________________________________________________________ 168

Em relação ao número de consumidores residenciais vinculados à Celtins, o crescimento até o

primeiro semestre de 2013 foi de 6,8%. 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 3,9% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e 2025, finalizando o ano

de 2013 com crescimento de 5,5%.

O número de clientes industriais da Celtins retraiu 1,5% até o sexto mês de 2013 vs 2012.

Tomando como premissa a série histórica, indicando uma queda de 1,1% a.a. no período entre

2006/2012 e o número de consumidores até o momento, as projeções da Energisa apontam

que o número de clientes industriais deve encerrar o ano de 2013 com crescimento de 4,4%.

No período 2013-2025, o crescimento geométrico pelas projeções indica 0,6%.

5,5

4,9 4,7 4,5 4,3 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5 3,4 3,3 3,2

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Residencial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


6,2%


3,9%



_____________________________________________________________________________ 169

O número de consumidores comerciais da Celtins cresceu, em média, 3,6% a.a. ao longo do

período 2006-2012. Até junho de 2013, a classe comercial apresentou expansão de 6,6% no

número de clientes. 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 4,6% ao final de 2013. No período dos doze anos subsequentes, as projeções

apontam um crescimento de 2,8% a.a para o período.

O número de consumidores rurais da Celtins apresentou um crescimento médio de 10,3% no

período compreendido entre os anos de 2006 e 2012. Até junho de 2013, o número de clientes

4,4

0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

-

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Industrial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


-1,1%


0,6%

4,6

3,2 3,1 3,0 2,9 2,8 2,8 2,7 2,6 2,6 2,5 2,4 2,4

-

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Comercial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


3,6%


2,8%




_____________________________________________________________________________ 170

rurais da Celtins atingiu crescimento ameno de 0,2%. Em 2014, com a Universalização do Rural,

espera-se um aumento de 10.558 clientes no ano e, que ao final de 2025, sejam 17.392

consumidores a mais fruto do processo de Universalização.

Corroborando estas informações, as projeções apontam um crescimento mais forte até 2016,

suavizando, assim, o crescimento no decorrer dos demais anos e finalizando o período 2013-

2025 com um crescimento médio de 3,4% a.a. Para 2013, espera-se que o número de clientes

rurais atinja expansão de 0,5%.

Resumo das projeções de número de consumidores - Celtins

0,5

18,0

7,4

4,3

1,4 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Rural (Unidade) Taxa de Crescimento (%)


10,3%


3,4%

6,2

-1,1

3,6

10,3

3,6

6,4

3,9

0,6

2,8 3,4

1,6

3,7

-3,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0


Crescimento Nº Consumidores (% a.a.) - CELTINS

2006/2012 2013/2025




_____________________________________________________________________________ 171

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 fechou o período de 2006-2012, com crescimento médio de 2,1% a.a..

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 5,0% vs

2012 e um crescimento geométrico de 1,6% a.a. no período compreendido entre os anos de

2013 e 2025.

Retirando os efeitos de migrações, o consumo médio total encerraria o período 2006/2012

com crescimento médio de 1,7% a.a..

O Consumo Residencial Médio da Celtins fechou o ano de 2012 com 130

kWh/consumidor/mês, bem abaixo da média da Região Norte, 161 kWh/consumidor/mês e do

Brasil, 159 kWh/consumidor/mês. Estes resultados associados ao prognóstico de crescimento

econômico da Região e às elevadas temperaturas, revelam grande potencial de crescimento

do Consumo Residencial Médio na Celtins. De acordo com as projeções, o consumo residencial

médio fechará o ano de 2013 com crescimento de 7,5%. No período de 2013-2025, projeta-se

um crescimento médio de 1,8% a.a..

5,0 4,9

3,3 2,7

1,3 1,2 0,9 1,0 0,9 0,9 0,7 0,8 0,7

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

450,0

500,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Total - CELTINS

Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


2,1%


1,6%



_____________________________________________________________________________ 172

No industrial, o consumo médio encerrou forte alta de 14,1% no período de 2006 a 2012.

Levando em consideração todo histórico e as demais projeções acima, espera-se que o

consumo industrial médio encerre o ano de 2013 com crescimento de 6,9% vs 2012. O forte

crescimento entre os anos de 2014 e 2015 é explicado por ampliações recebidas para o

período. Desta maneira, as projeções apontam, no período 2013-2015, que o consumo

industrial médio atingirá um crescimento médio de 5,9% a.a..

Retirando o efeito das migrações ocorridas, o consumo médio industrial encerraria o período

entre 2006 e 2012 com 12,1% a.a..

7,9

4,7

2,4 2,2 2,0 1,8 1,3 1,5 1,3 1,2 1,2 1,1 1,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CELTINS

Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


2,9%


1,8%

6,9

21,5

15,4

11,9

3,1 3,0 2,9 2,8 2,6 2,6 2,5 2,4 2,3

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

0,0

5.000,0

10.000,0

15.000,0

20.000,0

25.000,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CELTINS

Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


14,1%


5,9%




_____________________________________________________________________________ 173

O consumo médio comercial atingiu crescimento médio de 4,0% a.a ao longo de 2006-2012,

retirando efeito de migrações esta taxa seria 2,9%. As projeções da Energisa apontam que o

consumo comercial médio encerrará o ano de 2013 com crescimento de 0,1% vs 2012. No

período de 2013 a 2025, a taxa de crescimento será de 1,1% a.a..

No Rural, o consumo médio apresentou alta de 1,9% 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 13,3% vs 2012. No período 2013-2025 as

projeções apontam um crescimento médio de 4,2% a.a..

0,1

2,0 1,8

1,4 1,3 1,2 1,0 1,1 1,0 0,9 0,8 0,8 0,8

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

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CELTINS

Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


4,0%


1,1%

13,3

7,6

5,5 5,1 4,7 4,3 3,7 3,7 3,5 3,3 3,1 2,9 2,7

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

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 - Rural - CELTINS

Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


1,9%


4,2%




_____________________________________________________________________________ 174

RESUMO DAS PROJEÇÕES DE CONSUMO MÉDIO - Celtins


(a) Qualidade da Energia e Compensações

Indicadores de continuidade individuais

Um aspecto relevante nas projeções econômico-financeiras que devem acompanhar o Plano

de Recuperação 2014-2025 é a evolução dos resultados de DEC e FEC a serem observados pela

distribuidora ao longo dos anos vis-à-vis os limites regulatórios estabelecidos.

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.

Nesse sentido, partindo-se da premissa de manutenção e atendimento aos limites regulatórios

homologados atualmente para a Celtins (apesar de todas as questões já abordadas acerca da

adequação ou não do cálculo desses limites como conduzido atualmente pelo Regulador) tem-

se a realização de uma trajetória conforme apresentada no gráfico a seguir:

2,9

14,1

4,0

1,9

0,6

2,1 2,9

12,1

2,9 1,9

0,6 1,7 1,8

5,9

1,1

4,2

1,5 1,6

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0


Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CELTINS

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025




_____________________________________________________________________________ 175

Como pode ser observado, neste cenário com base na situação atual, considera-se que a

Celtins deve ser submetida ao longo dos próximos anos a uma trajetória de limites regulatórios

garantidora da melhoria contínua dos serviços prestados, que acabará caminhando ao longo

dos anos para uma con ergência ao chamado “padr o de rede” limite t cnico-tecnólogico de

um sistema de distribuição de energia baseado, primordialmente, em redes elétricas aéreas.

Contudo, em função das especificidades da área de concessão em que a distribuidora opera e

tendo em vista as trajetórias aplicadas pelo Regulador, historicamente, como resultado das

rodadas de seus modelos estatísticos para a Celtins, os valores adotados na simulação do

Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões para o ano de 2025 foram 12

horas de DEC e 09 interrupções de FEC.

Esses foram os referenciais adotados nesse estudo, para os quais os últimos valores fixados

pela ANEEL para os limites regulatórios (ano de 2016) deverão caminhar, em trajetória que

pautará o conjunto de ações (investimentos e despesas operacionais) necessário ao seu

cumprimento.

No Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões considera-se, portanto, para o

período 2017 em diante, que os limites regulatórios tendem a avançar na direção desses

valores estipulados, ajustados para as condições da Celtins, mesmo que em longo prazo o alvo

seja o padrão de rede. A distribuidora precisaria ter um DEC e FEC nesses patamares, sem

descuidar ainda das compensações individuais a serem pagas uma que a margem de segurança

nem pode ser considerada, tal a inflexão dos resultados exigida no período.

Novamente frisa-se que a definição dessa trajetória objetiva fornecer parâmetros para as

projeções econômico-financeiras, mantidas as condições dos limites definidos no 3CRTP, mas

36,30

32,0029,99

28,1726,37

24,5822,78

20,9819,19

17,3915,59

13,8012,00

19,85 18,95 18,04 17,14 16,23 15,33 14,43 13,52 12,62 11,71 10,81 9,90 9,00

26,37

24,58

22,78

20,98

19,19

17,39

15,59

13,80

12,00

19,1617,89

16,6215,35

14,0812,81

11,5410,27

9,00

34,15

32,00

29,99

28,1726,75

24,57

22,48

20,43

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

CELTINS

DEC FEC DEC limite projeção FEC limite projeção DEC limite homolog FEC limite homolog


_____________________________________________________________________________ 176

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.

Além disso, cada ciclo revisional apresenta condições características de discussão das metas

dos conjuntos elétricos, uma vez que novos conjuntos elétricos surgem, questões específicas

da área de concessão são levadas ao Regulador e o desempenho das demais empresas no país

condicionam os resultados finais alcançados. Não é nosso intuito reproduzir fielmente e

prospectivamente a metodologia da ANEEL para o período 2017-2025, pois as variáveis

envolvidas nesse exercício superam a possibilidade de uma execução de cálculo adequada e

não se trata de acordar na partida limites regulatórios e desempenhos a serem exercidos no

futuro.

Cumpre destacar que a trajetória do DEC, embora busque conformar premissas e tendências

presentes na sinalização regulatória da ANEEL dada nos últimos ciclos tarifários, está

completamente dissociada do histórico da distribuidora, indicando desde a partida um esforço

substancial em busca da recuperação de passivos históricos da concessão.

O degrau a ser vencido anualmente é notadamente elevado e exige um conjunto expressivo de

ações da distribuidora, a fim de garantir uma prestação de serviço adequado na área de

concessão. Por isso, a projeção do realizado acompanha a projeção dos limites regulatórios,

entendido aqui que já será um grande esforço para a distribuidora conseguir atingir esses

padrões, mesmo que isso signifique dificuldades em relação às compensações individuais.

Relativamente aos montantes de pagamento de compensações por violação dos limites de

continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), a trajetória resultante tem, da mesma forma

que os resultados dos indicadores coletivos, interferência no processo de definição do

desembolso que deve ser aportado pela distribuidora para garantir a adequada prestação do

serviço. A definição é pautada na necessidade de manter os montantes de compensações em

níveis sustentáveis no que diz respeito ao comprometimento da Parcela B da empresa, como já

citado, e onde se busca atingir o benchmark do setor.

A tabela a seguir apresenta a trajetória de referência com base na manutenção dos limites

regulatórios atualmente homologados para a Celtins.


_____________________________________________________________________________ 177

EVOLUÇÃO DAS COMPENSAÇÕES 2014-2025

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

CELTINS 5.926 5.470 5.015 4.560 4.104 3.649 3.194 2.738 2.283 1.828 1.372 917 239.520

Distrib.

PROJEÇÃO DE COMPENSAÇÕES DIC, FIC, DMIC, DICRI (R$/Mil)Parcela B 2013

(R$/mil)

Utilizou-se como referencial para o desembolso no período 2014-2025 a possibilidade de

atingimento do benchmarking setorial estipulado (0,38%, limite superior do 4º Quartil do

ranking) apenas no ano de 2025. Apesar de todas as dificuldades vislumbradas na

concretização dos limites globais, é entendido que a fixação de trajetória tão desafiadora

também nas compensações individuais deve ser necessariamente elencada, dada a urgência

em se estancar o fluxo de recursos da concessão a título de compensações aos clientes.

Por fim, como já citado, a manutenção dos referenciais atuais de limites regulatórios apontam

para a necessidade do aporte de um desembolso de grande monta com vistas a sustentar as

trajetórias projetadas que acarretam dificuldades para sua execução nos períodos propostos.

Considerando tudo que foi exposto anteriormente a Celtins elaborou estudos e fez um

planejamento para a qualidade do serviço na busca de atingir os limites estabelecidos. Cabe

reforçar que, mesmo com a implantação completa deste plano, existe um risco muito elevado

de, ao final do 3CRTP, não atingir as metas estabelecidas, em função do seguinte fator: início

da implantação do Plano a partir de meados de 2014, o que reduz em mais de 20% o tempo de

resposta dos indicadores às ações que serão implementadas.

A avaliação dos valores envolvidos dos investimentos e custos para o atingimento, no mínimo,

dos limites de DEC e FEC da ANEEL, bem como, a análise histórica dos valores realizados desses

indicadores, pode suscitar questionamentos acerca do alcance da recuperação ora desenhada.

Na próxima tabela apresenta-se um levantamento da natureza dos investimentos realizados

pela Celtins no período 2008 a 2012, a partir do banco de dados do Plano de Desenvolvimento

da Distribuição – PDD, que contém informações sobre o planejamento da expansão das redes

das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

INVESTIMENTOS REALIZADOS PELA CELTINS NO PERÍODO 2008 A 2012 – NATUREZA MELHORIA

2008 2009 2010 2011 2012 2008~2012

Investimentos em Obras de Melhoria (R$ mil) 16.868,98 16.195,28 8.791,15 3.622,42 2.493,00 47.970,83

Participação no total de investimentos (%) 2,9% 4,2% 2,1% 1,4% 0,9% 2,5%


_____________________________________________________________________________ 178

Como é do conhecimento setorial, obra de melhoria é aquela relacionada exclusivamente com

a melhoria da qualidade e da confiabilidade do sistema de distribuição.

A análise do histórico dos investimentos realizados pela Celtins na área de concessão

demonstra que houve uma necessidade de priorização de recursos para garantir a expansão

do atendimento, em detrimento da qualidade e confiabilidade, haja vista ainda toda a

conjuntura enfrentada pela empresa. No período 2008 a 2012 os investimentos em melhoria

representaram apenas 2,5% do total investido, o que contribui para o entendimento do atual

estágio de evolução da Qualidade do Serviço na área de concessão.

A adoção de uma trajetória regulatória para fins do Plano de Recuperação e Correção de Falhas

e Transgressões no cenário atual, como a aqui informada nesse Capítulo, seria plausível se não

existisse um passivo formado ao longo de anos em que a expansão do sistema (em taxas muito

aceleradas) se sobrepôs a melhoria da sua confiabilidade. Mesmo porque é importante

lembrar que em função da metodologia comparativa de desempenho entre conjuntos

elétricos, comparam-se empresas que vivenciam estágios completamente distintos em sua

evolução.

A recuperação desse equilíbrio enfrenta obstáculos do ponto de vista material, com a logística

das operações em campo, do incremento do DEC/FEC programados, da existência de mão de

obra em número e capacitação suficientes para tocar tal plano de obras, do impacto tarifário

decorrente, que precisam ser avaliados pelo Regulador, não em termos da importância e

necessidade de garantir ao consumidor uma melhor Qualidade da Energia, mas em termos de

exequibilidade das ações dentro do recorte temporal do 3CRTP.

Para mudar o patamar dos indicadores associados à qualidade do serviço, DEC e FEC, da

situação atual para aquele estabelecido para o período do terceiro ciclo de Revisão Tarifária,

requer mudanças na estrutura e padrão da rede de distribuição, implantação de novas

tecnologias e na filosofia de gestão da operação do sistema. Estas mudanças irão acarretar

uma elevação significativa no nível de investimentos e custos operacionais da Empresa.

O planejamento realizado, objetivando atender a trajetória de Qualidade do Serviço,

estabeleceu um elenco de ações, dentre as quais se destacam:

Projetos destinados a reduzir o número de desligamentos não programados:

o Implementar melhorias e reforços na rede de distribuição;

o Intensificar o programa de manutenção preventiva e preditiva e ampliar a

estrutura de linha viva;

o Implantar sistema de gestão da manutenção;


_____________________________________________________________________________ 179

o Implantar padrão de rede protegida em áreas arborizadas, áreas com alta

concentração de unidades consumidoras e para novos alimentadores;

o Disseminar o uso de rede compacta para o sistema de baixa tensão;

o Implantar mecanização dos serviços roço de faixa de servidão;

o Realizar inspeção aérea termográfica do sistema de alta tensão.

Projetos destinados a reduzir o número de desligamentos programados:

o Aumento da estrutura de equipes de linha viva;

o Adquirir subestação móvel, gerador móvel, mega jamper e outros

equipamentos destinados a evitar desligamentos programados.

Projetos destinados a reduzir a abrangência dos desligamentos:

o Construir subestações de SDAT/SDMT e linhas associadas;

o Construir alimentadores de média tensão;

o Instalar religadores automatizados nos sistemas de média tensão (34,5 e 13,8

kV).

Projetos destinados a reduzir o tempo médio de atendimento:

o Concluir a automação das subestações;

o Intensificar a automação dos religadores de distribuição;

o Implantar mecanização para os serviços de limpeza de faixa de servidão;

o Construir interligações entre alimentadores com chaveamento remoto;

o Avaliar a estruturas do atendimento de emergência e sua adequação (caso

necessário), e implantação de sistema de gestão da produtividade das equipes

e despachantes.

Os investimentos em ativos elétricos estimados para a implantação do plano de melhoria da

Qualidade do Serviço, no cenário que usa a trajetória dos indicadores homologados, está na

ordem de R$ 159 Milhões, dos quais R$ 108 Milhões (68%) no período 2014 a 2018. A tabela a

seguir apresenta a previsão de investimentos em ativos elétricos, por ano, para o período 2014

a 2025.

PLANO DE INVESTIMENTOS EM ATIVOS ELÉTRICOS COM TRAJETÓRIA ANEEL

Investimentos em Ativos Elétricos 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Automação 13,87 14,98 5,97 1,02 1,02 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51

Construção de Alimentadores 5,50 5,80 2,65 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17

Reforma e Melhoria de Alimentadores 2,94 4,48 4,27 2,27 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04

Reforma e Melhoria de Rede BT 1,80 2,25 1,95 1,50 1,20 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05

Construção de Limhas e Subestações 16,70 19,25 19,25 8,65 0,60 8,65 0,60 8,65 0,60 8,65 0,60 8,65

Total 40,80 25,98 25,47 12,42 2,84 10,74 2,69 10,74 2,69 10,74 2,69 10,74

Valores em R$ Milhões, referência junho de 2013


_____________________________________________________________________________ 180

Com relação aos Ativos Não Elétricos a previsão de investimentos é da ordem de R$ 33,0

Milhões, dos quais 86% até 2015. A tabela a seguir apresenta a previsão de investimentos em

ativos não elétricos, por ano, para o período 2014 a 2025.

PLANO DE INVESTIMENTOS EM ATIVOS NÃO-ELÉTRICOS DA CELTINS COM TRAJETÓRIA ANEEL

Com relação aos Custos Operacionais, projeta-se para o período um custo adicional associado

ao aumento da estrutura de atendimento emergencial e na manutenção preventiva para dar

suporte ao Plano de Melhoria da Qualidade do Serviço estimado em R$ 121 Milhões,

conforme apresentado na tabela abaixo.

CUSTO ADICIONAL PARA A MELHORIA DA QUALIDADE DO SERVIÇO COM TRAJETÓRIA ANEEL

Cabe ressaltar que, mesmo com a implantação completa deste plano, existe um risco muito

elevado de, ao final do 3CRTP, não atingir as metas estabelecidas, em função dos seguintes

fatores:

Inicio da implantação do Plano a partir de meados de 2014, reduzindo em mais de 20%

o tempo de implantação e de reflexo nos indicadores dos projetos a serem

implementados para as metas do 3CRTP;

Inviabilidade de atingir as metas estabelecidas para alguns conjuntos, em função da

redução estabelecida e de suas extensões, acesso e características do sistema elétrico

instalado;

Indisponibilidade de mão de obra na região na quantidade e qualidade necessária para

suportar a implantação dos projetos, concorrendo com o Plano de Universalização

Rural, Plano de Redução de Perdas e o programa de investimentos normal da

Empresa;

Condições de logística adversas para os projetos a serem implantados na grande

maioria dos conjuntos, inviabilizando a realização de obras, em média, por três meses

do ano;

Investimentos em Ativos Não Elétricos 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Cainhão SKY 7,65

Cainhão Munk 1,75

Trator - Mecanização do Roço 1,20

Telecomunicação 5,85 11,10 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

Total 16,45 11,10 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

CELTINS 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Atendimento Emergêncial 5 5 4 3 - - - - - - - -

Manutenção Preventiva 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Aumento de Custos Operacionais 14 14 13 11 9 9 9 9 9 9 9 9

Valores em R$ milhões, referência junho de 2013


_____________________________________________________________________________ 181

Período de maturação dos investimentos e das ações sobre os indicadores de FEC e

DEC, que em media exigem no mínimo dois anos para produzir algum resultado a

partir do inicio da realização de obras.

Por exemplo, os benefícios para os indicadores DEC e FEC associados à implantação de

redes compactas (SDMT) e isoladas na Baixa Tensão, só irão aparecer após o terceiro /

quarto ano, pois sua implantação deverá ser lenta e gradual, como realizado em todas

as Empresas que adotaram esta prática.

Indicadores de conformidade de tensão

Por fim, tal qual necessário às compensações relativas aos indicadores de continuidade, em

termos de compensações por violação dos limites de conformidade de tensão tem-se a

necessidade de estabelecimento de ações que garantirão um equilíbrio e manutenção do

patamar atual de compensações pagas ao longo do período de transição.

Aqui, baseado no cenário atual que se encontra a Celtins neste tema, tem-se uma trajetória

com perfil constante ao longo do período de transição. É entendido que a trajetória constante

é potencialmente praticável.

Nesse sentido projeta-se a adoção de um valor de R$ 402.130/ano no período 2014-2025,

resultantes da média de valores praticados pela Celtins nos dois últimos anos.

(b) Perdas Regulatórias

Conforme demonstrado no Capitulo 4, as perdas homologadas pela ANEEL no segundo e

terceiro ciclo revisional são menores que o patamar real praticado pela Cemat.

Este descasamento faz com que a empresa incorra em perda financeira considerável e

recorrente ao longo do ciclo de revisional. A trajetória de perda homologada no 3º ciclo de

revisão tarifária se encontra abaixo ilustrada.

Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 1,04% 1,04% 1,04% 1,04%

Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00%

Referencial Regulatório PNT/BT 1,04% 1,04% 1,04% 1,04%

Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26%


_____________________________________________________________________________ 182

Os valores de perda técnica e perda não técnica homologada constroem a seguinte trajetória

de perdas totais sobre energia injetada para o 3CRTP.

Foi desenvolvido um cenário que busca a partir da trajetória homologada, alcançar aderência

aos níveis homologados já no próximo ciclo tarifário, que para a Celtins seria a partir de 2017.

O objetivo do cenário prospectivo é de simular os esforços adicionais operacionais e a

contrapartida do estancamento da evicção de valor da concessão pelo não repasse tarifário.

Conforme apontado na seção 4.02 (d) as perdas totais da Celtins estão entre as quinze

maiores do Brasil e fortemente afetadas pelas perdas técnicas elevadas em função de sua

topologia elétrica e impacto da geração distribuída conectada na rede de distribuição, assim

como pela perdas não-técnicas disseminadas no território da concessão.

A partir desta diretriz, passamos a estimar o esforço financeiro e operacional utilizando os

seguintes critérios:

1. Adotou-se as mesmas produtividades observadas nas empresas do Grupo Energisa

para combate a perdas não técnicas. Para fins de identificação da produtividade mais

adequada à empresa em análise, foi observada, para cada empresa do Grupo Rede,

uma empresa referência/equivalente ao Grupo Energisa, sendo atribuída a esta os

mesmos índices de produtividade verificados na empresa referencia. Os índices de

produtividade observados foram:

a. Quantidade de inspeções por dia por equipe;

b. Quantidade de Termos de Ocorrência aplicados por equipe por dia;

13,9% 13,9% 13,9% 13,9%

2013 2014 2015 2016

Perda Total / En. Injetada


_____________________________________________________________________________ 183

c. kWh Recuperado Liquido (faturado-cancelado) por Termos de Ocorrência

aplicado;

d. Quantidade de regularização por equipe por dia;

e. kWh Agregado por regularização. Foi aplicado um valor especifico para cada

tipo de medida;

f. Custo Modular das medidas de inspeção e regularização;

g. Índices de Reincidência;

h. Taxa de Cancelamento de Recuperação de consumo; e

i. Crescimento anual da Perda Não Técnica.

2. Para identificação da empresa de referência, foram observadas semelhanças entre as

variáveis:

a. Perda/unidade consumidora

b. km de Rede de MT/BT

c. Quantidade de Consumidores

Após a análise foram aplicadas as seguintes correlações:

Celtins ENERGISA PARAÍBA

3. A trajetória da Perda Técnica foi mantida constante e igual ao limite regulatório

4. Para construção da trajetória da Perda Não Técnica foi considerada a equação

PERDA_P = PERDA_A + AUMENTO – REDUÇÃO

sendo:

PERDA_P => Perda projetada para o ano

PERDA_A => Perda realizada no ano anterior

REDUÇÃO => Montante de energia recuperada e agregada oriunda das

ações de combate às Perdas

AUMENTO => Crescimento anual da Perda Não Técnica. Foram

aplicados os mesmo índices verificados na empresa referência

5. A trajetória de perda foi construída segundo a condição a seguir:

Para a Celtins a trajetória foi construída considerando o alinhamento, até o

ano de 2025, com o limite regulatório projetado para aquele ano.

6. Definida a premissa para construção da trajetória de perdas (item 5), verificou-se qual

o montante de energia agregada e recuperada decorrente do processo de combate a

perdas não técnicas necessários para o alinhamento com a premissa adotada.

7. Conhecido o montante (item 6) de energia agregado e recuperado necessário para

obter a trajetória perda que atinge a meta, segundo a premissa constante no item 5,


_____________________________________________________________________________ 184

obteve-se a quantidade de inspeção e regularização necessária, aplicando para isso os

índices de produtividades da empresa referencia (item 1);

8. Conhecido a quantidade de inspeção e regularização (item 7) e aplicando os índices de

produtividades da empresa referencia (item 1), obteve-se a quantidade de equipes de

inspeção e regularização necessárias;

9. Aplicando sobre o quantitativo de inspeção obtido no item 8, os custos por equipes

praticados na empresa, obteve-se o valores de custeio operacional necessário para

alcance da trajetória;

10. Aplicando sobre o quantitativo de regularização obtidos no item 8, os custos modular

por regularização/medida da empresas referencia (item 1), obteve-se o valores de

investimento necessário para alcance da trajetória;

Neste sentido, traçamos para este cenário prospectivo a seguinte trajetória de perdas totais

sobre energia injetada, da empresa e regulatória.

(*) Perdas apresentadas em ano gregoriano

Observa-se que há um esforço em redução de perdas alto inicialmente, para se alcançar a

trajetória regulatória, e após esta redução considerou-se o patamar de perdas razoável e

eficiente para a concessão com as características da Celtins.

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 7.

A trajetória de perdas regulatórias considerada neste cenário prospectivo é apresentada

abaixo, sendo que o período considerado é o ano tarifário.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Perda Regulatória 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88%

Perda Empresa 16,03% 15,31% 14,83% 14,52% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88% 13,88%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

% 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) 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04%

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 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04%

Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26%


_____________________________________________________________________________ 185

Por fim ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço operacional enorme, como

já enfatizado até mesmo pelo Interventor e caracterizado no inicio deste documento, de

exequibilidade da trajetória. Há carência de mão de obra especializada na área de concessão

da Celtins, ao mesmo tempo em que está se prevendo várias ações competitivas para a

melhoria operativa da empresa, como os investimentos correntes e necessários e, também, a

execução do PLPT, como exemplos mais evidentes e claros.

(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos

Conforme apresentado na seção 4.02 (e) a distribuidora possui aproximadamente R$ 29

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

âmbito do Programa de Universalização, adicionados aos valores devidos no atendimento ao

escopo da Resolução 250/07 (revogada pela Resolução 414/10) e valores a vencer para

restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011, nos termos da

Resolução e, as obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT.

Segundo levantamento preliminar, este passivo é composto por aproximadamente 5.500

(cinco mil e quinhentos) processos, de diversas naturezas e enquadramentos na norma

vigente.

Como requisito necessário para saneamento das restituições devidas, faz-se necessária a

realização de trabalho de auditoria para:

a) Verificação do enquadramento da obra no critério de restituição à título de

antecipação,

b) Análise da documentação comprobatória disponibilizada,

c) Análise sobre as ações judiciais correlacionadas (conforme o caso),

d) Pertinência do ressarcimento, nos termos da legislação vigente,

e) Identificação da obra em campo,

f) Definição do valor da obra, em valores históricos e atualizados, segundo a legislação,

g) Montagem de cadastro detalhado com valores devidos;

h) Localização do proprietário, levando em conta que poderá ocorrer: não localização do

titular do projeto, situações de espólio, documentos comprobatórios que não

conferem com os dados cadastrados, dentre outras circunstâncias que impeçam o

efetivo ressarcimento.


_____________________________________________________________________________ 186

Tendo em vista as providências necessárias, que se iniciarão com a contratação de equipe de

auditoria especializada para realização das atividades citadas anteriormente, prevê-se a

necessidade de 12 meses para a realização das atividades (a) à (g), de montagem de base

confiável sobre as restituições devidas e mais 24 meses, a partir da conclusão destas

atividades, para a atividade (h) de localização dos proprietários, conjugada com o efetivo

pagamento e quitação do passivo junto ao consumidor para encerramento dos processos.

Contudo, considerando a premissa extremamente conservadora de que a maior parte deste

passivo é seria devido pela concessionária, nos termos da legislação vigente, adota-se neste

cenário a realização de todas as atividades e quitação do passivo total provisionado

ressarcimento consumidores devido à incorporação e antecipação de obras para atendimento

à universalização, aumentos de carga e novas ligações no prazo de 12 (doze) meses,

contatados a partir de janeiro de 2014. Uma vez mais, vale ressaltar que não se considera

possível a realização, em prazo tão exíguo, de todas as análises e providências necessárias.

Por fim, considera-se que sobre tais valores incidirão os encargos legais e atualização previstos

nas respectivas resoluções, desde a data prevista para a devolução, em cada dispositivo legal

ou decisão judicial, conforme o caso, até a data de sua efetivação.

(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.

A partir da análise da cobertura contratual projetada, observa-se para os anos 2013 a 2018

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 para

alguns anos, a subcontratação vislumbrada poderá gerar penalidades para a distribuidora pelo

fato de não estar respaldada em exposição involuntária decorrente cancelamento ou

postergações de CCEARs da distribuidora. Para este cenário, a penalidade por subcontratação


_____________________________________________________________________________ 187

calculada e considerada pelo modelo totaliza cerca de R$ 48 milhões, sendo deste total R$ 30

milhões somente para o ano de 2015.

Relativamente aos contratos de compra de energia com as empresas Socibe Energia S.A.,

Isamu Ikeda Energia S.A. e Alvorada Energia S.A., constata-se que os preços praticados não

observam a disciplina legal e normativa setoriais incidentes, conforme ressaltado na seção

4.02 (g), que traz um prejuízo para a concessão de cerca de R$ 10 milhões/ano. Conforme

disposto no art. 6º da Resolução n.º 167/2005, os instrumentos firmados em decorrência da

comercialização de geração distribuída devem conter a tarifa estabelecida pela ANEEL.

Consequentemente, por se praticar nesse contrato preço maior do que o admitido pelo

Regulador, por meio da mencionada Resolução, também se está a violar a Lei n.º 10.848/04 e

o Decreto n.º 5163/04.

Nesse sentido e no âmbito do plano que se propõe, a mediação da Agência se faz necessária,

posto que o Regulador é o árbitro competente das controvérsias instauradas no âmbito dos

contratos regulados e que os impactos anuais experimentados pela Celtins representam 25%

do Ebtida Regulatório – elevadíssimo percentual de aporte de investimentos da concessionária

– o que se tem demonstrado extremamente lesivo ao equilíbrio da concessão, podendo

comprometê-la de maneira irreversível.

Projeção do PLD

Para a projeção do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD adotou-se a composição da

estimativa 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 bases de dados (ou “ ecks de re os”) e a segunda referente metodologia

utilizada, visando 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.


_____________________________________________________________________________ 188

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

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:


_____________________________________________________________________________ 189

(e) P&D e PEE

No Capítulo 4 apresenta-se para a Celtins 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

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 Celtins tem-se a serem ainda investidos (saldo acumulado)

R$ 2.254,44 mil no PEE e R$ 2.119,91 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.

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


_____________________________________________________________________________ 190

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.

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 partida10, definidas por classe para os consumidores cativos, são o

resultado da ponderação das homologadas (atual Anexo I da Resolução Homologatória nº

1.564/2013) 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.

10

Utilizou-se para apurar as tarifas médias de partida o arquivo de abertura tarifária (PCAT) resultante do

processo último de reajuste e revisão.


_____________________________________________________________________________ 191

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.

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.

Descrição # Valor Descrição # Valor

Tarifa de Fornecimento Tarifa Uso Distribuição

Residencial R$/MWh 350,68 A2 Demanda Ponta R$/kW 20,57

Industrial R$/MWh 275,13 A2 Demanda Fora de Ponta R$/kW 4,89

Comercial R$/MWh 368,91 A2 Energia R$/MWh 6,79

Rural R$/MWh 233,35 A3 Demanda Ponta R$/kW -

Outros R$/MWh 305,67 A3 Demanda Fora de Ponta R$/kW -

A3 Energia R$/MWh -

Tarifa Suprimento R$/MWh - A3a Demanda Ponta R$/kW 45,77

A3a Demanda Fora de Ponta R$/kW 15,46

Tarifa Livre R$/MWh 101,47 A3a Energia R$/MWh 12,53

A4 Demanda Ponta R$/kW -

Tarifa Uso Geração A4 Demanda Fora de Ponta R$/kW -

A2 R$/kW 2,34 A4 Energia R$/MWh -

A3 R$/kW 8,64

A3a R$/kW 5,55

A4 R$/kW 8,64

Descrição # Valor

Repasse CDE

CDE - SUBSIDIO CARGA FONTE INCENTIVADA R$ Mil 4.149

CDE - SUBSIDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA R$ Mil 1.325

CDE - SUBSIDIO DISTRIBUIÇÃO R$ Mil -

CDE - SUBSIDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO R$ Mil 2.521

CDE - SUBSIDIO RURAL R$ Mil 14.957

CDE - SUBSIDIO IRRIGANTE/AQUICULTOR R$ Mil 5.396

CDE - SUBSIDIO BAIXA RENDA R$ Mil 18.335


_____________________________________________________________________________ 192

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

Outras Receitas Operacionais

Serviços Cobráveis R$ Mil 2.227

Encargos de Conexão R$ Mil 82

Compartilhamento de Infraestrutura R$ Mil 2.466

Sistemas de Comunicação (PLC) R$ Mil -

Serviços de Consultoria R$ Mil -

Serviços de O&M R$ Mil -

Serviços de Comunicação R$ Mil -

Serviços de Engenharia R$ Mil -

Convênios R$ Mil 1.512

Ultrapassagem de Reativo R$ Mil 2.246

Ultrapassagem de Demanda R$ Mil 2.910

Outros R$ Mil -


_____________________________________________________________________________ 193

A seguir apresenta-se quadro de projeção dos reajustes e revisões tarifárias11.

11 Para 2013 é apresentado o evento tarifário já homologado.

Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Data jul/13 jul/14 jul/15 jul/16 jul/17 jul/18 jul/19 jul/20 jul/21 jul/22 jul/23 jul/24 jul/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 3,86% 0,78% -0,11% -0,03% 0,07% -0,86% 0,07% 0,04% 0,05% 0,07% 0,08% 0,05% 0,08%

(2) Transporte de Energia 1,15% 0,09% 0,10% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08%

(3) Compra de Energia 7,40% -3,05% 3,53% 0,47% 1,44% 1,78% 1,63% 1,09% 0,98% 2,14% 2,09% 1,84% 1,63%

(4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 12,41% -2,17% 3,52% 0,53% 1,59% 1,00% 1,79% 1,21% 1,11% 2,29% 2,25% 1,97% 1,79%

(5) Parcela B 2,77% 2,08% 2,23% 6,51% 1,75% 1,76% 1,77% -0,25% 1,83% 1,84% 1,91% -0,29% 1,93%

(6) IRT Econômico = (4) + (5) 15,18% -0,09% 5,75% 7,04% 3,35% 2,76% 3,56% 0,95% 2,93% 4,13% 4,17% 1,68% 3,71%

(7) IRT Financeiro 2,46% -3,08% 1,26% -0,30% 1,01% 0,74% 1,22% 1,90% 1,87% 1,60% 1,71% 1,62% 1,54%

(8) IRT Total = (6) + (7) 17,64% -3,16% 7,00% 6,74% 4,36% 3,50% 4,77% 2,85% 4,80% 5,73% 5,88% 3,31% 5,26%

(9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -6,55% -2,23% 2,80% -1,17% 0,28% -0,97% -0,71% -1,17% -1,82% -1,79% -1,54% -1,65% -1,56%

(10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 11,09% -5,39% 9,80% 5,57% 4,64% 2,53% 4,06% 1,69% 2,98% 3,94% 4,34% 1,65% 3,69%

Fator X 0,79% 0,79% 0,79% 1,82% 1,49% 1,49% 1,49% 1,15% 0,82% 0,82% 0,66% 1,04% 0,55%

Componente Pd 1,26% 1,26% 1,26% 1,82% 1,82% 1,82% 1,82% 1,15% 1,15% 1,15% 1,15% 1,04% 1,04%

Componente T 0,02% 0,02% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Componente Q -0,49% -0,49% -0,49% 0,00% -0,33% -0,33% -0,33% 0,00% -0,33% -0,33% -0,49% 0,00% -0,49%


_____________________________________________________________________________ 194

O evento tarifário de 2014 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 0,09%,

porém com uma percepção de redução de 5,39% 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 -6,80%, responsável por uma redução

de 3,05% no reposicionamento econômico. Esta mesma premissa de Compra de

Energia é responsável pela composição de um item financeiro negativo, com impacto

de -3,08%.

Em contrapartida, os Custos de Encargos Setoriais sofreram uma variação de +10,30%,

que corresponde a um impacto de 0,78% no IRT. Embora a variação dos encargos seja

elevada, o efeito é pequeno devido à pequena participação na receita (7,60%).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 5,25%, com impacto de 0,09% no IRT. Esta variação incorpora a

aplicação das tarifas de Rede Básica publicadas na Resolução Homologatória nº 1.555/2013. A

Parcela B variou 4,55%, com impacto de 2,08% no IRT, com destaque para a componente Q do

Fator X, de -0,49% (se confirmadas as projeções da distribuidora para os indicadores de

continuidade em 2013).

O evento tarifário de 2015 apresenta um reposicionamento econômico positivo de 5,75%, com

efeito médio para o consumidor de 9,80%. Esta variação positiva é o resultado de uma

componente financeira elevada e da reversão dos financeiros do ano anterior, que foram

negativos em decorrência da Compra de Energia. 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 5,46% e a variação da Compra de Energia é um reflexo da maior

representatividade dos CCEARs de Energia Nova, cujo preço é maior que os demais tipos de

contrato. A Parcela B varia 4,67%, com uma Componente Q projetada de -0,49%, e tem um

impacto de 2,23%.

No ano de 2016 ocorre a 4ª Revisão Tarifária Periódica da Celtins. O reposicionamento

econômico, positivo de 7,04%, é impulsonado pela variação de 13,91% da Parcela B (calculada


_____________________________________________________________________________ 195

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 1,82%.

Este expressivo aumento na Parcela B é explicado pelo volume de investimentos que, puxado

pelos programas de universalização, mais que dobrou 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 28% da Parcela B,

passou a responder por 43% 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 11,93% com o término do recolhimento do saldo que trata o

Decreto nº 7.891, gerando um impacto negativo de 0,86%.

Na Revisão Tarifária do 5º Ciclo Revisional, que para a Celtins ocorre no ano de 2020, há um

reposicionamento positivo de 0,95% com percepção para o consumidor de 1,69% positivo.

Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a

Parcela B reduz 0,50% e reflete essa redução nos Encargos Setoriais impactados por ela. O

cálculo do Fator X para o 5º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,15%.

A redução de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de

investimentos que, sem a necessidade de atender a programas de universalização,

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 46% da Parcela B,

ante 43% no ciclo anterior.

Nos anos de 2021 a 2023, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando

próximos aos índices inflacionários projetados.

Descrição # 3º Ciclo 4º Ciclo 5º Ciclo 6º Ciclo

Evolução da Base de Remunera Regulatória

Base de Remuneração Bruta Total R$ MM 697 1.349 1.680 1.957

Base de Remuneração Líquida Total R$ MM 224 739 847 859


Base de Remuneração Bruta Total % 93,6% 24,5% 16,5%

Base de Remuneração Líquida Total % 229,5% 14,7% 1,3%

(*) valores a moeda do 3CRTP


_____________________________________________________________________________ 196

Na Revisão Tarifária do 6º Ciclo Revisional, que para a Celtins ocorre no ano de 2024, há um

reposicionamento positivo de 1,68% com percepção para o consumidor de 1,65% positivo.

Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a

Parcela B reduz 0,57% e reflete essa redução nos Encargos Setoriais impactados por ela. O

cálculo do Fator X para o 6º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,04%.

A redução de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de

investimentos que, sem a necessidade de atender a programas de universalização,

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 45% da Parcela B.

(g) Sanções Regulatórias

Por meio dos Despachos 2.413/2013 e 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 63/200412, a partir de janeiro de 2014.

12

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).


_____________________________________________________________________________ 197

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$ 16,6 R$ 3,6 R$ 20,2

Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível*

R$ 7,2 R$ 29,0 R$ 36,2

Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal

R$ 40,8 R$ 40,8

Total Geral

R$ 97,2

* Excluídas contingências regulatórias



Considera-se que as provisões cíveis e trabalhistas apresentadas acima serão pagas em até 10

anos, com o pagamento das ações judiciais de maior valor concentrada nos primeiros anos 13.

Para o pagamento das contingências fiscais, será adotada a premissa de pagamento em até 10

anos.

Adicionalmente, a partir de 2014 e até 2025, estima-se novas provisões, com o ingresso de

ações judiciais, representando novas contingências cíveis e trabalhistas, fixadas com a

obtenção de um número médio de novos processos por ano e do valor médio de provisão das

ações hoje existentes na empresa.

13

Entre a constituição da provisão e o seu pagamento, há ajustes de saldo e de correção monetária, visando a preservação de seu valor.


_____________________________________________________________________________ 198

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 previdenciária14.

Provisões adicionais (em R$ milhões):

2014: R$ 17,3

2015: R$ 14,6

2016: R$ 12,4

2017: R$ 12,2

2018: R$ 11,9

2019: R$ 11,0

2020: R$ 10,7

2021: R$ 9,7

2022: R$ 9,4

2023: R$ 9,2

2024: R$ 9,0

2025: R$ 9,0

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.


(a) Evolução Custos Operacionais

A projeção dos Custos Operacionais para o período de 2013 a 2025 foi realizada com base

na estrutura de custos atual da distribuidora e na previsão dos recursos adicionais

necessários ao aumento da estrutura de manutenção emergencial e preventiva, de

combate à fraudes e desvios de energia e implantação de estrutura para gestão da

medição para o cenário aonde as metas e a sua trajetórias são aquelas homologadas para

o 3CRTP.

14 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.


_____________________________________________________________________________ 199

Tais medidas que impactam o custeio objetivam prover as condições necessárias para

buscar o atingimento das trajetórias regulatórias da Qualidade do Serviço e das Perdas de

Distribuição de Energia Elétrica, dentro do horizonte temporal do 3CRTP conforme

projeções da concessionária a partir do referencial vigente. Este cenário impõe uma

necessidade de gastos adicionais, para fazer frente aos grandes desafios representados

pelo estabelecimento de níveis de serviço elevados neste horizonte de tempo.

As ações previstas neste cenário deverão estar direcionadas para a melhoria dos seguintes

processos:

Atendimento Emergencial

o Centralizar e modernizar o COD / COS;

o Melhorar e ampliar o sistema de Telecomunicação, principalmente

relacionado à transmissão de dados para suportar o sistema de

automação;

o Aumentar o número de equipes de atendimento emergencial,

direcionadas para atuar nos conjuntos com maior GAP em relação ao

DEC.

Manutenção Preventiva

o Aumentar o número de equipes de equipes de manutenção preventiva –

Linha Viva e Linha Mota;

o Implantar equipe para o roço de faixa de servidão, com utilização de

trator;

Combate a Fraudes e Desvios de Energia

o Implantar o Centro de Inteligência no Combate às Perdas. Esta

implantação irá proporcionar o aumento da produtividade das equipes

fiscalização, através do aperfeiçoamento dos procedimentos para criação

das listas de alvos a serem fiscalizados com softwares mais sofisticado

usando BI (Business Inteligencia) voltado para Perdas;

o Implantar o Sistema de Inspeção e Fraude, com o objetivo de fazer a

gestão de todos os processo relacionados às ações de combate às Perda,

desde a criação da campanha de inspeção até a cobrança e negociação das

irregularidades identificadas;

o Implantar o Centro de Engenharia da Medição;

o Revisar os processos de Gestão de Operação da Medição, com o objetivo

de fazer a gestão das medições de fronteira, medição de consumidores


_____________________________________________________________________________ 200

livres e telemedição para faturamento e telesupervisão nas unidades

consumidoras do Grupo A. com maior eficácia;

o Ampliar a produtividade das equipes de inspeção perdas internalizando

estas equipes e treinando-as para as técnicas mais eficazes.

o Gestão de Operação da Medição, com o objetivo de fazer a gestão dos

processos de medições de fronteira, medição de consumidores livres e

telemedição para faturamento e telesupervisão nas unidades

consumidoras do Grupo A.;

A projeção dos custos operacionais para a Celtins apresenta a partir de 2014 uma elevação

em relação ao patamar de custos realizados nos últimos anos na ordem de 17%, Em

função, principalmente, de:

Aumento da estrutura destinada ao atendimento emergencial;

Aumento do número de equipes de manutenção com linha viva e linha morta;

Realização de inspeção aérea em LDATs longas;

Melhoria e ampliação do sistema de telecomunicação;

Implantação de Engenharia de Medição;

Reforço na estrutura de combate a perdas não-tecnicas

Como pode ser verificado, o conjunto de ações elencado para suportar uma prestação

adequada do serviço público de distribuição, tomando por referencial os indicadores de

Qualidade do Serviço e Perdas de Distribuição de Energia Elétrica do 3CRTP e as

necessidades de adequação percebidas para a Concessão, implicará em uma elevação real

dos custos da Celtins, da ordem de 37% no período 2013 a 2017, em relação ao realizado

no período do 2008 a 2012.

O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos Custos Operacionais referente ao

cenário Prospectivo para o período em estudo nesse Plano (2013 a 2025.


_____________________________________________________________________________ 201

Valores em R$ Milhões, a preços de 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.

Temos ainda, que a possibilidade de apresentação de novo prazo para atendimento das

obrigações regulatórias é condição passível de análise pela ANEEL, o que favoreceria uma

melhor alocação temporal de recursos na Concessão.

(b) Evolução Investimentos

A projeção de investimentos 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, na visão do Interventor e sua

equipe técnica 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 várias regiões do estado do


_____________________________________________________________________________ 202

Tocantins. No caso do sistema de Média e Baixa Tensão a incerteza é ainda maior, posto o PDD

só relacionar estes investimentos para o horizonte de cinco anos.

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 de perdas e de qualidade, definidas no

3CRTP, além do atendimento as demandas do programa de universalização rural. As trajetórias

e necessidades vinculadas a essas iniciativas já foram apresentadas e justificadas nas Seções

7.03 a), b) e 7.05 c) do presente Plano.

Segundo as análises conduzidas, para esse cenário prospectivo, o planejamento a realizar

deve prever investimentos orientados para:

Expansão do Mercado:

o Construção de linhas de distribuição de Alta Tensão para conexão com os

novos pontos de suprimentos da Rede Básica a serem instalados no

período;

o Ligação de novos consumidores.

Universalização Rural / PLPT para cumprimento das metas estabelecidas:

o Construção de redes e ligação de consumidores.

Melhoria, Reforço e Renovação do Sistema Elétrico:

o Ampliação de subestações;

o Construção de linhas e subestações;

o Construção de alimentadores;

o Substituição de equipamentos (religadores, disjuntores, relés, etc.);

o Instalação de reguladores de tensão;

o Complementação de fases de alimentadores.

Reforço e Melhoria para atender a limites regulatórios estabelecida para os

indicadores associados à qualidade do serviço:

o Automação de subestações;

o Automação de redes de distribuição;

o Construção de linhas e subestações;

o Construção de alimentadores;

o Interligação entre alimentadores existentes;

o Implantação do padrão de rede compacta nos casos de novos

alimentadores urbanos, áreas arborizadas e com grande densidade de

carga;


_____________________________________________________________________________ 203

o Implantação do padrão de rede protegida para o sistema de baixa tensão.

Combate a Perdas Não Técnicas para atingir a trajetória regulatória:

o Blindagem de circuitos;

o Blindagem de consumidores;

o Mudança de padrão de ligação (área metropolitana de Cuiabá);

o Instalação de medição fiscal em transformadores de distribuição.

Melhoria de Processos e Infraestrutura:

o Aquisição de veículos para implantação de novas equipes de linha viva

equipados com equipamentos de tecnologia moderna;

o Aquisição de tratores para mecanização dos serviços de limpeza de faixa de

servidão de linhas e alimentadores;

o Aquisição de geradores móveis e megajumper destinados a evitar

desligamentos programados;

o Aquisição de Veículos para substituição de veículos locados e renovação da

frota existente;

o Ampliação e modernização dos equipamentos de TI e Telecom;

o Construção de um novo edifício sede para a Empresa.

Mesmo desconsiderando os efeitos do Plano de Universalização Rural, os investimentos

adicionais para suportar a trajetória dos indicadores de qualidade DEC/FEC, para a expansão,

melhoria e reforços no sistema irão provocar uma mudança no patamar de investimentos da

Empresa na ordem de 16%. O gráfico abaixo mostra a evolução do CAPEX para o período 2013

a 2025.


_____________________________________________________________________________ 204

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 a realização de projetos inadiáveis associados a ampliação da capacidade

instalada e melhorias necessárias nos indicadores associados a qualidade do serviço e

do produto;

Os investimentos no PLPT se fazem presentes apenas nos anos 2014 a 2017 conforme

a premissa utilizada na Seção (c) deste Capítulo;

Os investimentos a partir de 2017 são indicativos, e;

Os investimentos em expansão, melhoria e renovação estão, nesse cenário,

substancialmente mais elevados em função das necessidades do sistema elétrico e

plano de melhoria da qualidade do serviço;

O gráfico a seguir mostra a evolução dos investimentos por tipo para o período 2013 a 2017,

onde se percebe a grande participação do PLPT, principalmente em 2014.


_____________________________________________________________________________ 205

Observa-se uma concentração de investimentos expressivos no período 2013 a 2017. Como

pode ser observado o cenário prospectivo de investimentos também é afetado pelos

desembolsos para a eletrificação rural, tirando o foco do ponto crucial para a distribuidora

hoje, que seria o atendimento a robusta expansão do sistema elétrico, incorporação de linhas

e redes, melhorando os níveis de qualidade de seu sistema elétrico e buscando a redução de

perdas totais.

Para um melhor entendimento do plano de investimento, nesse cenário prospectivo vinculado

ao cumprimento integral das obrigações regulatórias ora vigentes, apresenta-se a seguir a

desagregação do investimento em parcelas, para que se possa avaliar o peso de cada demanda

no período 2014-2017:


_____________________________________________________________________________ 206

A tabela seguir apresenta-se um resumo das projeções de investimentos no período 2013 a

2025, destacando aqueles previstos para o período 2013 a 2017.


Apresenta-se nas tabelas a seguir a relação dos principais investimentos a serem realizados no

período 2013 e 2015, com a segregação dos investimentos adicionais alocados para melhoria

da qualidade do serviço.



Os principais investimentos a serem realizados em ativos não elétricos estão relacionados na

tabela abaixo:

CELTINS 2013 a 2017 2018 a 2025 Total

Expansão, Melhorias, Reforços e Renovações 394 547 941

Programa de Melhoria da Qualidade do Serviço 88 48 137

Programa de Redução de Perdas Não Técnicas 20 33 53

Subtotal Ativos Elétricos 503 628 1.131

Universalização Rural e PLPT 221 - 221

Total de Ativos Elétricos 724 628 1.352

Investimento em Ativos Não Elétricos 71 24 95

Total 795 653 1.447

Principais Investimentos Previstos 2013 2014 2015

Subestações - Expansão (Arraias, Ananas, Araguatins, Gurupi II, Almas, Isamu, Palmas V,

Araguaína IV, Nova Rosalândia, Aparecida do Rio Negro, Palmas IV, Palmas II) 20 35 30

Linhas de Distribuição de Alta Tensão (Anel de Palmas, Guaraí - Pedro Afonso, Linhas

associadas a novas Subestações 4 5 8

Expansão, Reforma e Melhorias no Sistema de Distribuição 38 32 36

Combate a Perdas Não Técnicas - 6 6

Renovação de Equipamentos e Redes 2 7 12

Total 64 85 93

Projetos Adicionais para Melhoria da Qualidade 2013 2014 2015

Construção de Alimentadores 2 3 6

Construção e Reforço de Linhas e Subestações 8 13 7

Automação de Subestações e Alimentadores 8 5 6

Reforço e Melhoria de Alimentadores 4 3 4

Reforma e Melhorias de Rede de Baixa Tensão 3 2 2

Infraestrutura (Veículos, TI, Telecom) 6 16 11

Total 31 42 37


_____________________________________________________________________________ 207


Obs.: abertura dos valores de 2013 não disponível.

Com relação ao Programa Luz para Todos, existe a previsão de ligação de 17.392 unidades

consumidoras até 2017, com investimentos previstos de R$ 221 Milhões conforme tratado a

seguir.

(c) Programa Luz para Todos

Verificou-se no Capitulo 4, seção 4.04, item (g) a evolução do PLPT na Celtins e os desafios

futuros.

O PLPT a ser executado pela Celtins contempla a ligação de 17,4 mil unidades consumidoras a

um investimento estimado em R$221,2 milhões.

O orçamento programado considera a ligação dos consumidores no ano estabelecido pela

regulamentação vigente e a partir de 2015 sem os recursos da CDE. A tabela apresentada a

seguir mostra as informações relacionadas ao programa. Do investimento total de R$ 221,2

milhões, R$ 118 milhões referem-se aos investimentos da concessionária, como demonstrado

nos quadros seguintes.


Principais Investimentos em Ativos Não Elétricos 2013 2014 2015

17 Caminhões SKY - Linha Viva 5,65

7 Caminhões equipados com Munk 1,75

8 Tratores para roço de faixa de servidão 1,20

Renovação e Ampliação da Frota de Veículos 1,59 1,66

Substituição de Veículos Alugados 3,94

Sistema de Telecomunicação 5,85 11,47

Sistema de TI 4,04 8,97

Construção do Edifício Sede - 10,00

Total - 24,01 32,10

PTPT 2013 2014 2015 2016 Total

Número de Ligações - 10.558 4.457 2.377 17.392

Investimento Previstos - 138 54 29 221

CDE - 103 - - 103

CEF/Outros 21 54 29 104

Empresa 14 14


_____________________________________________________________________________ 208

No plano de universalização rural recentemente encaminhado pela Celtins foi proposto o ano

de 2016 como limite para a universalização rural, com previsão de ligação de 17,4 mil novas

unidades consumidoras no período de 2013 a 2016. Do total das 17,4 mil novas ligações

previstas no Plano, 10,6 mil estão aprovadas para contratação na 5ª tranche do Programa Luz

Para Todos.

Como o cenário apresentado no Capitulo 7 deste documento visa contemplar a visão sob as

condições atuais, foi considerado neste caso, a subvenção até o ano de 2014 e a partir de 2015

o investimento como sendo de integral responsabilidade da Celtins, como contemplado no

plano encaminhado à ANEEL e mostrado no quadro acima.

Adicionalmente, destaca-se, também, que todo este esforço operacional e financeiro, bem

como os impactos serão abordados em 9.03 (d) deste documento.



Sistemas de

Geração

2013 0 0 0 0 0

2014 0 0 10.558 0 10.558

2015 4.457 0 0 0 4.457

2016 2.377 0 0 0 2.377

2017 0 0 0 0 0

2018 0 0 0 0 0

TOTAL 6.834 0 10.558 0 17.392


Ano


TOTAL

Ano CDE RGR CCCRecursos

PrópriosTOTAL

2013 0 0 0 0 0

2014 103.303 13.774 0 20.661 137.737

2015 0 0 0 54.202 54.202

2016 0 0 0 29.272 29.272

2017 0 0 0 0 0

2018 0 0 0 0 0

TOTAL 103.303 13.774 0 104.135 221.211

Investimentos Previstos (R$ Mil preços constantes de 2013)


_____________________________________________________________________________ 209

Seção 7.06 Comercial

(a) Inadimplência

Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação da Celtins, 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 práticas 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 pretende-se alcançar (ações táticas):

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 oferecerem-se diversas


_____________________________________________________________________________ 210

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.

Efetuar cortes de unidades das prefeituras: retomar o corte nas unidades

inadimplentes dos prédios municipais, estaduais e federais.

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.

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.

Deve-se 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.


_____________________________________________________________________________ 211

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.

O presente aso ase considerou para pro e o do montante deste inadimplemento o “N el

Real de Receitas rrecuperá eis” constante no erceiro Ciclo de Revisão Tarifária da Celtins,

conforme tabela abaixo.

Aplicando-se estes índices à projeção, em media 0,4% do faturamento anual da Celtins 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 cu o 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.

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

Celtins 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 5,7%. Contudo análise efetuada durante processo de diligência na Celtins indica para

INADIMPLÊNCIA 3ª RT

Residencial 0,4%

Industrial 0,3%

Comercial 0,5%

Rural 0,2%

Outros 0,4%


_____________________________________________________________________________ 212

a necessidade de ajuste de R$8,8 milhões na provisão, elevando o índice para 13,4%, 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

Celtins, deve ser alvo de reestruturação e adequação.

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.

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:

ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO DA PDD R$ milhões

SALDO DO CONTAS A RECEBER EM JUN/13 114,3

SALDO DA PDD (6,5)

ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO ORIGINAL 5,7%

PROVISÃO ADICIONAL SUGERIDA (8,8)

ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO AJUSTADO 13,4%


_____________________________________________________________________________ 213

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 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;


_____________________________________________________________________________ 214

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.

FOTOS DA INFRAESTRUTURA DISPONÍVEL NA REDE SERVIÇOS


_____________________________________________________________________________ 215

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 será

abordado novamente este assunto.

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 Celtins.

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 Celtins para que essas


_____________________________________________________________________________ 216

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 Celtins, 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;

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;


_____________________________________________________________________________ 217

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;

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 Celtins representam um

passivo no valor de R$55,0 milhões (base 30 de junho de 2013), que significa 44,4% do total de

obrigações em atraso.


_____________________________________________________________________________ 218

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

2013 está apresentado no quadro a seguir. A remuneração deste débito ocorre pela variação

mensal da taxa SELIC.




CCC 21,7

CDE 4,9

Quota para RGR 13,4


SUPRIMENTO DE ENERGIA -

Quotas de ITAIPU -

OBRIGAÇÕES FISCAIS 19,4

Federais 19,4

Estaduais -

Municipais -

DÍVIDAS COM ELETROBRAS 45,8

EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 3,7

Distribuidoras 3,7

Não Distribuidoras -

TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 123,8


_____________________________________________________________________________ 219

Quanto às obrigações fiscais federais em atraso que montam R$19,4 milhões, será protocolada

solicitação de parcelamento ordinário ou excepcional, requerendo prazo de 60 meses para

quitar, através de parcelas iguais e sucessivas, corrigidas pela variação da SELIC.

Para o passivo em aberto junto à Eletrobrás referente ao financiamento contratado pela

Celtins com recursos da RGR, que em 30 de junho de 2013 alcançou um débito de R$45,8

milhões, foi considerado o parcelamento em 12 prestações iguais e sucessivas, remunerado

mensalmente pela variação da taxa SELIC.

O débito de empréstimos com partes relacionadas no montante de R$3,7 milhões contra a

EDEVP será pago em até 60 dias.

Ao final do segundo trimestre de 2013 a companhia não possuía débito com suprimento de

energia fornecido por Itaipu.

(b) Endividamento Financeiro

O saldo devedor dos empréstimos e financiamentos da Celtins em 30 de Junho de 2013 é de

R$338,3 milhões, dos quais 57% (R$193 milhões) vencem até dezembro de 2014. O custo

médio e o prazo médio do endividamento na mesma data ficaram em 131,0% do CDI e 1,6

anos, respectivamente.

Tendo em vista a excelente reputação que a Energisa construiu frente aos principais agentes

financiadores do mercado local e externo, a companhia obteve uma oferta de crédito muito

maior do que o montante previsto no plano de recuperação judicial para implementar a

aquisição do Grupo Rede. Desta forma, a Energisa pretende utilizar a oferta de crédito

adicional para reestruturar o endividamento financeiro das distribuidoras do Grupo Rede.

A ideia seria substituir dívidas mais onerosas (em termos de prazo, custo e garantia) por novas

dívidas. Como alguns dos bancos que estão discutindo a operação de refinanciamento das

distribuidoras são atualmente credores da Celtins, para estes bancos seus créditos atuais

seriam repactuados para os termos do novo financiamento.

Do endividamento total da Celtins, identificam-se R$ 209 milhões os quais fariam sentindo o

pré-pagamento mediante a emissão de uma nova dívida (provavelmente uma emissão de

debêntures sob o amparo da instrução CVM 476 de 2009), no mesmo montante, conforme o

quadro a seguir:


_____________________________________________________________________________ 220

Montante R$ 209 milhões

Prazo 7 anos

Carência de Principal 2 anos

Amortização mensal à partir do 25º mês, inclusive

Juros CDI + 2,50% (trimestral na carência e mensal a partir do 25° mês)

Garantia Cessão Fiduciária de Recebíveis de 1,2x PMT

Estamos negociando com os bancos que repactuarão seus créditos para que não exijam o

pagamento de penalidade por pré-pagamento.

Com este cenário de reperfilamento da dívida, custo médio e prazo médio do endividamento

ficam de 115,0% do CDI e 3,2 anos, respectivamente.

(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 Celtins

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

Alíquota de ICMS 1T13 2T13 1S13

Residencial 23,2% 23,3% 23,2%

Industrial 9,3% 9,4% 9,3%

Comercial 25,4% 25,3% 25,4%

Rural 13,3% 13,2% 13,2%

Outros 14,0% 14,3% 14,1%

Total 20,3% 20,4% 20,3%


_____________________________________________________________________________ 221

projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$ 305 milhões até 2025,

dos quais R$ 257 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 Celtins 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

recolhimento devido será a diferença do PIS/COFINS sobre a receita menos os créditos

obtidos.

Imposto de Renda / Contribuição Social: A Celtins 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.

No Cenário Prospectivo, estima-se que a Celtins apresentará prejuízos fiscais até 2017 gerando

R$ 106 milhões de créditos que seriam compensados até 2025, restando ao final deste

período R$ 17 milhões a compensar.


_____________________________________________________________________________ 222

(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

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:


_____________________________________________________________________________ 223

Standard & oor’s: m 7 de Setembro de 3, 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 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.


_____________________________________________________________________________ 224

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

A consideração sobre a necessidade de capitalização da empresa em qualquer cenário está

amparada nos compromissos de sanar transgressões (aportar recursos para compensar efeitos

da operação com Daycoval e para suportar encargos setoriais em atraso) e de melhorar a

estrutura de capital e alavancagem da empresa, sem falar no pagamento dos mútuos que

deverão ser liquidados.


_____________________________________________________________________________ 225

A dívida líquida da Celtins, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e

ser restituído, totaliza R$395,8 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômico-

financeiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na

diligência estão apresentados a seguir:

Calculando-se o ratio de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho

de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 5,0x.






Mútuos 3,7






Daycoval 93,0




Daycoval 10,5



EBITDA 2012² 79,5





Ratios CELTINS








_____________________________________________________________________________ 226

Entretanto, a Celtins tem necessidade de realização de expressivos investimentos, de forma

que o montante de investimentos previstos acaba se tornando grande ofensor ao

cumprimento dos ratios de alavancagem nos próximos anos.

Desta forma, o plano apresentado considera conceitualmente necessário realizar um aumento

de capital para que a empresa, ao final do 4º ano (2017), cumpra o ratio Dívida Líquida /

EBITDA <= 3,5x.

No caso da Celtins, foi considerado o seguinte esforço de capital para equilíbrio de sua

alavancagem e estrutura de capital:

(i) Recebimento Líquido de Mútuos: R$ 62,2 milhões

a) Recebimento de mútuos: R$65,8 milhões

b) Pagamento de mútuos: R$3,7 milhões

(ii) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) antes do AC: 5,0x

(iii) Aumento de Capital (AC): R$148,6 milhões

(iv) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) após o AC: 3,2x

Com o referido aumento de capital, a Celtins alcança um índice de alavancagem de Dívida

Líquida / EBITDA com base no pró-forma de 30-jun-2013 de 3,2x e de 5,6x ao final de 2017, o

que demonstra também a inexequibilidade financeira da realização de investimentos neste

cenário prospectivo, aspecto que foi também amplamente discutido em 7.05 b) devido a sua

dificuldade de execução física. .

Mesmo com a realização de um expressivo aumento de capital em 2014 (R$148,6 milhões), o

cenário não permite alcance do equilíbrio da alavancagem em 2017.

Da mesma forma, neste cenário a empresa apresenta prejuízos recorrentes até 2017, o que

mostra a insustentabilidade deste cenário sobre a ótica dos acionistas e fornecedores de

crédito .

No capitulo 9, no cenário do Plano de Recuperação mostra que a solução adotada permite

atender aos covenants dentro do horizonte de tempo razoável e seguro, sem comprometer as

metas de investimentos mais prementes.


_____________________________________________________________________________ 227

Premissas para o Pagamento de Dividendos

Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:

(v) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25%

do lucro líquido distribuível.

(vi) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido

distribuível.

No caso da Celtins, 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 Celtins pagará mútuo

existente no montante de R$3,7 milhões contra EDEVP, conforme abaixo demonstrado:

R$ milhões

EDEVP 3,7

Distribuidoras 3,7

TOTAL 3,7

Por outro lado, Celtins possui mútuo a receber no montante total de R$65,8 milhões,

dos quais R$24,4 milhões de distribuidoras coligadas e R$41,4 milhões de holdings do

Grupo Rede, conforme descrito abaixo:

R$ milhões

Enersul 24,4

Distribuidoras 24,4

Rede Energia 24,6

Rede Power 16,8

Holdings 41,4

TOTAL 65,8

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Dívida Total Líquida / EBITDA 8,1 x 8,7 x 6,9 x 5,6 x 4,7 x 4,4 x 4,1 x 3,5 x 3,0 x 2,6 x 2,3 x 2,0 x

% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 25,0% 25,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0%


_____________________________________________________________________________ 228

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.

(f) Ressarcimento Daycoval

O Banco Daycoval possuía operações de crédito de R$ 225 milhões junto à Rede Energia S/A,

créditos estes habilitados na Recuperação Judicial protocolada por cinco empresas do Grupo

em 23-novembro-2013.

O Banco Daycoval se apropriou de recursos de algumas distribuidoras de energia controladas

pela Rede Energia, alegando ter documentação regular que lhe permitiria esta compensação, o

que está sendo questionado na justiça, podendo obrigar o banco a restituir estes recursos às

distribuidoras.

No âmbito deste Plano é exigida a correção desta operação, com restituição dos recursos para

as distribuibuidoras.

No caso específico da Celtins, R$ 10,5 milhões foram retidos e deverão ser restituídos no

âmbito do Plano, o que Energisa considera fazer da seguinte forma:

Realização de aumento de capital na Celtins no valor mínimo de R$ 10,5 milhões,

acrescido do valor dos encargos e de quaisquer outras despesas decorrentes da

compensação realizada pelo Daycoval, a ser realizado em até 90 dias após a assunção

do controle acionário pela Energisa.

Celtins preserva os créditos a receber junto ao Daycoval, no montante de R$ 10,5

milhões, considerando o recebimento no longo prazo.


_____________________________________________________________________________ 229

Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras

(a) Demonstrativo de Resultado Projetado


_____________________________________________________________________________ 230

(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

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 3 % do .


_____________________________________________________________________________ 231

CE

NÁ

RIO

PR

OS

PE

CT

IVO

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

Ve

nd

as

Me

rca

do

Pró

pri

oG

Wh

1.9

43

2.1

05

2.2

55

2.3

69

2.4

83

2.5

93

2.7

07

2.8

21

2.9

34

3.0

44

3.1

58

3.2

71

Cre

scim

en

to M

erc

ad

o P

róp

rio

%1

1,6

%8

,3%

7,1

%5

,1%

4,8

%4

,4%

4,4

%4

,2%

4,0

%3

,7%

3,7

%3

,6%

Nú

me

ro d

e C

on

sum

ido

res

Mil

55

7

58

4

60

9

63

1

65

4

67

7

69

9

72

2

74

5

76

7

79

0

81

3

Re

ceit

a O

pe

raci

on

al B

ruta

94

0

1.0

32

1.1

88

1.3

13

1.4

27

1.5

49

1.6

70

1.7

77

1.9

14

2.0

68

2.2

10

2.3

53

Re

ceit

a O

pe

raci

on

al L

íqu

ida

66

5

72

9

84

4

93

3

1.0

21

1.1

13

1.1

99

1.2

74

1.3

72

1.4

83

1.5

84

1.6

86

Spre

ad

(R

ece

ita

Líq

uid

a -

Co

mp

ra -

Tra

nsp

.)3

04

3

36

3

96

4

57

5

04

5

44

5

78

6

25

6

78

7

31

7

72

8

13

EB

ITD

A8

3

1

09

1

57

2

09

2

48

2

67

2

81

3

08

3

38

3

68

3

85

4

00

R

esu

lta

do

Fin

an

ceir

o(8

6)

(13

6)

(1

33

)

(13

6)

(1

37

)

(12

8)

(1

21

)

(11

6)

(1

09

)

(10

2)

(9

3)

(83

)

Lu

cro

Líq

uid

o(3

5)

(68

)

(3

3)

(1)

2

1

3

9

5

0

6

9

9

1

1

12

1

25

1

35

PM

SO2

24

2

36

2

47

2

60

2

70

2

92

3

14

3

37

3

62

3

87

4

14

4

43

CA

PE

X P

óp

rio

(*

)2

53

2

97

2

08

1

81

1

42

1

49

1

49

1

57

1

60

1

80

1

77

1

90

Sald

o d

e C

aix

a3

7

4

3

5

1

5

6

6

2

6

6

7

3

7

5

8

2

8

6

9

3

9

7

D

ívid

a T

ota

l Líq

uid

a6

68

9

47

1

.09

2

1

.17

0

1

.16

9

1

.16

4

1

.14

1

1

.08

8

1

.02

1

9

62

8

82

7

89

Ma

rge

m E

BIT

DA

(E

BIT

DA

/ R

ece

ita

Líq

uid

a)

12

,4%

14

,9%

18

,6%

22

,4%

24

,3%

24

,0%

23

,4%

24

,2%

24

,7%

24

,8%

24

,3%

23

,7%

Ma

rge

m S

pre

ad

(Sp

rea

d/R

ece

ita

Líq

uid

a)

45

,7%

46

,1%

46

,9%

49

,0%

49

,4%

48

,8%

48

,2%

49

,1%

49

,4%

49

,3%

48

,7%

48

,2%

Dív

ida

To

tal L

íqu

ida

/ E

BIT

DA

8,1

x8

,7 x

6,9

x5

,6 x

4,7

x4

,4 x

4,1

x3

,5 x

3,0

x2

,6 x

2,3

x2

,0 x

EB

ITD

A /

Re

sult

ad

o F

ina

nce

iro

1,0

x0

,8 x

1,2

x1

,5 x

1,8

x2

,1 x

2,3

x2

,7 x

3,1

x3

,6 x

4,2

x4

,8 x

(*)

CA

PE

X A

PÓ

S C

AP

ITA

LIZ

AÇ

ÃO

E IM

PO

ST

OS

. DE

SC

ON

SID

ER

A P

AR

TIC

IPA

ÇÃ

O D

O C

ON

SU

MID

OR

, SU

BS

ÍDIO

S E

AP

LIC

AÇ

ÕE

S E

M P

&D

E P

EE

.

R$ Milhões Relações

(c) Sumário das Projeções Financeiras.


_____________________________________________________________________________ 232

8. Por Que 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 cu os 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

condi ões 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 regula o por incenti os.

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.

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.


_____________________________________________________________________________ 233

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

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


_____________________________________________________________________________ 234

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.

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.


_____________________________________________________________________________ 235

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

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 necessidades

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.


_____________________________________________________________________________ 236

9,9

11,3

8,3 7,2

5,1 4,8 4,6 4,4 4,2 4,0 3,7 3,7 3,6

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Total - CELTINS

Total GWh Taxa de Crescimento (%)


8,6%


5,4%

13,8

9,5

7,2 6,8 6,3 6,0 5,6 5,3 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Residencial - CELTINS

Residencial GWh Taxa de Crescimento (%)


9,3%


5,8%

9,3

12,9

7,7

12,3

4,3

8,6 9,3

10,9

6,5

12,3

4,3

8,1

5,8 6,6

3,9

7,7

3,1

5,4

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0


Crescimento Consumo (% a.a.) - CELTINS

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025

4,7 5,1 5,0 4,5 4,3 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5 2,5

3,3 3,2

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

-

100

200

300

400

500

600

700

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Comercial - CELTINS

Comercial GWh Taxa de Crescimento (%)


7,7%


3,9%

13,9

26,4

13,3

9,7

6,2 5,8 5,4 5,1 4,9 4,6 4,4 4,2 4,0

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

-

100

200

300

400

500

600

700

800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Rural - CELTINS

Rural GWh Taxa de Crescimento (%)


12,3%


7,7%

11,6

22,3

16,2

12,7

3,8 3,7 3,6 3,5 3,3 3,2 3,1 3,0 2,9

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

-

100

200

300

400

500

600

700

800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Industrial - CELTINS

Industrial GWh Taxa de Crescimento (%)


12,9%


6,6%

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

Proposta


Análise das Projeções – Cenário Plano

Na Celtins, o Cenário Plano se diferencia do Cenário Prospectivo em relação às projeções de

mercado somente na Energia Recuperada.

Consumo




_____________________________________________________________________________ 237

5,0 4,6

3,3 2,8

1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,9 0,7 0,8 0,7

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

450,0

500,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Total - CELTINS

Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


2,1%


1,6%

7,9

4,3

2,5 2,2 2,0 1,8 1,6 1,5 1,3 1,2 1,2 1,1 1,0

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CELTINS

Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


2,9%


1,8%

2,9

14,1

4,0

1,9

0,6

2,1 2,9

12,1

2,9 1,9

0,6 1,7 1,8

5,9

1,1

4,2

1,5 1,6

-

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0


Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CELTINS

2006/2012

2006/2012 **

2013/2025



0,1

1,8 1,8

1,4 1,3 1,2 1,1 1,1 1,0 0,9 0,8 0,8 0,8

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

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CELTINS

Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


4,0%


1,1%

13,3

7,1

5,6 5,1 4,7 4,4 4,0 3,7 3,5 3,3 3,1 2,9 2,7

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

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 - Rural - CELTINS

Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


1,9%


4,2%

6,9

21,5

15,4

11,9

3,1 3,0 2,9 2,8 2,6 2,6 2,5 2,4 2,3

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

0,0

5.000,0

10.000,0

15.000,0

20.000,0

25.000,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CELTINS

Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)


14,1%


5,9%

Consumo Médio


_____________________________________________________________________________ 238


(a) Qualidade da Energia e Compensações

Uma vez detalhado e mensurado os inúmeros fatores que constroem as condições de

contorno que contemplam a atuação da Celtins em seu estado atual de recuperação

financeira, vis-à-vis os fatores materiais condicionantes à sua atuação, parte-se efetivamente

para a indicação de uma contraproposta nesse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e

Transgressões em prol da fixação de condições equilibradas para que o atendimento aos

limites regulatórios relativos à Qualidade do Serviço efetivamente ocorram na Celtins.

Importante citar que a decisão pela apresentação dessa proposta pauta-se no entendimento,

cuidadosamente embasado, que a Celtins encontra-se em situação diferenciada exigindo assim

a proposição de plano diferenciado no que se refere à Qualidade do Serviço prestado aos

consumidores da área de concessão.

Para fins da apresentação de uma alternativa para a Celtins, em termos da Qualidade do

Serviço, este Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões observou 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 de Falhas e Transgressões e correção das falhas e




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 de Falhas e Transgressões de prazo necessário para que a

distribuidora alcance seus objetivos vinculados à melhoria da Qualidade do Serviço, de forma a

restabelecer uma situação de equilíbrio na efetivação de ações garantidoras de resultados

alinhados com os limites regulatórios.


_____________________________________________________________________________ 239

O estabelecimento desse prazo se vincula, como visto, à situação de retomada dos

investimentos em obras de melhoria, diretamente relacionadas com a qualidade e

confiabilidade do sistema de distribuição, aspecto que nos últimos anos na Celtins teve que ser

sobreposto por necessidades prementes derivadas da grande expansão dos serviços.

Fundamental destacar que a proposta a ser detalhada na sequência está pautada em pleitos

que visam unicamente garantir a melhoria dos serviços prestados aos consumidores da área

de concessão da Celtins por meio do cumprimento dos ritos e limites regulatórios, em

equilíbrio com a operabilidade e execução de forma sustentável pela Energisa ao longo do

período de transição.

Destaca-se ainda que as projeções e medidas apresentadas nessa proposta de recuperação

estão alicerçadas em estudos e avaliações detalhadas que, unidas aos pleitos de ordem

regulatória que serão detalhados na sequência, efetivamente garantirão o atendimento de

todas as metas e limites acordados.

Outrossim, o dispositivo da Lei que trata da possibilidade de regime excepcional de sanções

regulatórias para o período de recuperação, também possibilita a construção de uma

alternativa mais equilibrada e factível para o conjunto de ações a ser levado adiante na área de

concessão, como veremos a seguir.

Trajetória dos indicadores de continuidade coletivos (DEC)

Baseada em toda a análise esgotada nos tópicos anteriores, pleiteia-se a adoção de uma

trajetória de limites regulatórios de DEC que promova um deslocamento do limite estabelecido

no ano 04 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 04 do 4CRTP (2020). Entende-se ser esse um

prazo necessário para o alcance dos objetivos vinculados à Qualidade do Serviço, constituídos

pelos limites regulatórios de DEC já homologados pela ANEEL.

Portanto, não se questiona aqui, apesar das análises apontarem pontos passíveis de discussão,

os resultados da metodologia de comparação de desempenho já homologados pela ANEEL,

inclusive para o ano em curso (2013) que é o primeiro ano do 3CRTP da Celtins. O que

entende-se é que a consecução desses limites regulatórios precisa de prazo adicional para ser

alcançada, haja vista a atual recuperação da concessão.

O gráfico que se segue ilustra o pleito. Na sequência do mesmo serão discorridos os motivos

que o sustenta.


_____________________________________________________________________________ 240

PROPOSTA ALTERNATIVA PARA OS LIMITES REGULATÓRIOS DA CELTINS DE DEC

A leitura do gráfico demonstra de forma clara e prática a proposta ora apresentada de

estabelecimento de prazo adicional para a consecução dos objetivos associados à Qualidade

do Serviço.

Tem-se uma proposta onde o limite definido pelo modelo ANEEL para o último ano do 3CRTP é

mantido, mas deslocado para o último ano do 4CRTP. Tal proposição guarda coerência com os

pressupostos da Lei nº 12.767/2012 e com a metodologia de melhoria contínua empregada

pela ANEEL uma vez que mantém ao longo de todo o período uma trajetória de DEC que

observa uma curva descendente sustentada e contínua. A tabela a seguir reforça os limites

globais propostos para o DEC.

PROPOSTA ALTERNATIVA PARA OS LIMITES DE CONTINUIDADE DE DEC DA CELTINS

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEC 33,53 32,89 31,95 31,09 30,21 29,13 28,17

LIMITES GLOBAIS CELTINS - PROPOSTA ENERGISA

Em termos de conjuntos elétricos, os limites propostos que promovem a trajetória de DEC

indicada acima estão apresentados no ANEXO I. É possível verificar no ANEXO I que não existe

ampliação de nenhum limite já homologado pela ANEEL, mas tão somente a dilatação do prazo

necessário para que a Celtins possa proporcionar aos conjuntos elétricos a uniformidade na

prestação do serviço pretendida pelo Regulador.

Portanto, a trajetória global acima indicada foi obtida a partir dos limites anuais dos conjuntos

elétricos do ANEXO I. Nesse sentido, o Plano de Recuperação e Correção de Falhas e

51,1147,69 46,00

52,23

46,4542,17

38,50 36,30

0,00 0,00 0,00 0,00

53,30

47,21

41,8239,15

38,07 37,1935,84

34,15

32,0029,99

28,1726,37

24,5822,78

20,98

33,53 32,89 31,95 31,09 30,2129,13 28,17

0

10

20

30

40

50

60

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

CELTINSDEC

DEC REALIZADO DEC limite Homolog DEC Limite projetado DEC Limite Proposta ENERGISA

4 CRTP3 CRTP


_____________________________________________________________________________ 241

Transgressões fixou em 2020 (último ano do 4CRTP) o limite que atualmente está homologado

para cada conjunto elétrico da Celtins referente a 2016 (último ano do 3CRTP). A partir desse

alvo, e considerando o primeiro ano homologado referente ao 3CRTP (2013), uma vez que já é

ano em curso, como o índice de partida, foram propostos limites de DEC para cada conjunto

elétrico da distribuidora aplicando o conceito de melhoria continuada anualmente.

Reforça-se aqui que a proposição não promove alteração de qualquer limite já homologado do

ano em curso (2013), ou seja, o valor de partida se mantém para todos os conjuntos elétricos

da distribuidora de acordo com o que foi homologado no processo referente ao 3CRTP

(relativos ao primeiro ano do ciclo). Não existe proposição de piora de limites regulatórios já

homologados, em síntese o que se propõe é executar o plano da Qualidade de Serviço dentro

de um intervalo de anos mais equilibrado frente todos impactos associados.

Dessa forma, como os valores anuais dos limites dos conjuntos devem possuir números

inteiros, o que se observa na trajetória global da distribuidora são taxas de reduções anuais

que não são idênticas entre si. Alguns degraus possuem taxas maiores e outros menores, mas

sempre obedecendo ao conceito de melhoria contínua até o fim do período de análise.

Cabe ainda ressaltar que, (i) pela necessidade de adaptação a que o novo gestor estará sujeito

quando da potencial aquisição da Celtins, (ii) pela necessidade de um período de maturação

das ações e investimentos que serão aportados à rede elétrica e (iii) pelas características

geoelétricas dos conjuntos da distribuidora que potencializaram seus efeitos negativos à rede

em função do longo período de ausência de ações de melhoria, buscou-se o estabelecimento

de limites nos primeiros anos do período de análise aderentes à essa realidade.

A postergação do prazo para atingimento do limite inicialmente previsto para o ano de 2016,

aqui deslocado para 2020, mostra-se necessária em função de todos os aspectos elencados ao

longo desse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões, assim resumidos e

complementados:

A deterioração dos ativos de distribuição dispostos em toda a área de concessão ocorrida e

intensificada pela ausência de manutenção e investimentos por longo período. Tal condição

implica na necessidade de retomada acentuada de ações e investimentos, mas que carecem de

tempo para maturação e apresentação de seus efeitos positivos nos resultados;

A deterioração dos ativos de distribuição dispostos em toda a área de concessão

ocorrida e intensificada pela ausência de manutenção e investimentos por longo

período. Tal condição implica na necessidade de retomada acentuada de ações e


_____________________________________________________________________________ 242

investimentos, mas que carecem de tempo para maturação e apresentação de seus

efeitos positivos nos resultados;

Trajetória global homologada do 3CRTP com elevada taxa de redução anual e que não

guarda coerência com a condição financeira e operacional atual da distribuidora.

Adicionalmente se mostra destoante de demais distribuidoras similares do país;

Limites anuais dos conjuntos elétricos com elevadas taxas de redução ao ano. Tal

condição é potencializada pela condição financeira e operacional atual da

distribuidora, além de se mostrar distante da realidade de operabilidade da empresa

uma vez que a área de concessão possui baixa densidade de consumidores com

elevada capilaridade da malha elétrica;

Tendência de elevação acentuada dos montantes a serem pagos por violação dos

limites de continuidade individuais por força dos patamares elevados estimados de

resultados de DEC por conjuntos elétricos. Soma-se aqui a necessidade de tempo de

maturação dos investimentos na rede de distribuição até que as ações logrem os

benefícios aos consumidores;

Eventos climáticos e geográficos característicos e particulares da área de concessão da

empresa e que tem seus efeitos potencializados quando não são realizadas as ações

necessárias para garantia e ampliação da robustez da malha elétrica da distribuidora.

Fato esse observado na condição atual da Celtins; e

Dificuldades operacionais para a execução dos planos e investimentos necessários à

retomada dos índices aos patamares adequados. Os investimentos se mostram de

grande monta para um curto espaço de tempo e estarão aportados em uma área de

concessão com elevada deficiência de mão de obra especializada, insuficiência de

empreiteiras habilitadas para o nível de qualidade exigido (serão necessárias

adaptações/reestruturação nas empreiteiras) além de uma concorrência de ações e

medidas propostas para regiões, trechos e momentos comuns.

A trajetória de DEC pleiteada nesse Plano de Recuperação e Correção de Falhas e

Transgressões é fundamental para que as ações sejam executadas conforme previsto e que as

metas sejam alcançadas sem que os fatores acima destacados se mostrem impeditivos para a

condução do plano ao longo do período de transição. Além disso, a trajetória proposta permite

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. Fundamental destacar que o pleito é exclusivamente em relação à

trajetória de DEC, por ser entendido que o FEC apresenta potencialidade de atendimento dos


_____________________________________________________________________________ 243

limites regulatórios pela Energisa mesmo com todos os fatores dificultadores anteriormente

detalhados.

A curva indicada na trajetória permite ainda alinhar e fundamentar a definição dos

investimentos e do custo operacional a ser incorrido na área de concessão até 2025, e os

patamares de DEC e FEC a serem observados pela distribuidora ao longo dos anos. O gráfico a

seguir apresenta os referenciais de DEC e FEC adotados no presente Plano para a Celtins

comparativamente às trajetórias regulatórias de DEC (pleiteada) e FEC (homologadas no 3CRTP

e projetadas até 2025).

Notar que para 2014, mesmo com a dificuldade inerente à incorporação da Celtins pela

Energisa onde se observará um período de adaptação e principalmente uma inércia natural

para o início efetivo das intervenções no sistema elétrico da empresa, o Plano de Recuperação

e Correção de Falhas e Transgressões indica a possibilidade do atingimento do limite ANEEL já

no primeiro ano da assunção. Nos anos seguintes o Plano já aponta para a criação gradativa de

uma margem de segurança.

PROPOSTA ALTERNATIVA PARA A TRAJETÓRIA REGULATÓRIA DO DEC Celtins

Como citado, a proposta ora apresentada é sustentada por um incremento de investimentos e

custeio que promoverão a trajetória indicada. No período 2020-2025 adotamos no presente

Plano uma taxa de melhoria dos indicadores correspondente a do 2CRTP, o que implica, a

partir de um período inicial de recuperação, a possibilidade de retomada do objetivo

regulatório de conduzir a área de concessão para patamares comparáveis entre distribuidoras

do país.

36,3033,53

31,89 30,95 30,09 29,21 28,13 27,1725,42

23,7822,24

20,7919,4419,85 18,95 18,04 17,14 16,23 15,33 14,43 13,52 12,62 11,71 10,81 9,90 9,00

33,5332,89

31,9531,09

30,2129,13

28,1726,75

24,57

22,48

20,43

26,42

24,78

23,2421,79

20,4419,16

17,8916,62

15,3514,08

12,8111,54

10,279,00

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

CELTINS

DEC FEC DEC limite proposto FEC limite homolog DEC limite projeção FEC limite projeção


_____________________________________________________________________________ 244

Entendemos que a adoção desses novos prazos necessários para o atingimento dos objetivos

na Qualidade do Serviço, notadamente o DEC, permitirá a Celtins organizar melhor suas ações,

inclusive tendo a possibilidade de trabalhar com uma pequena margem de segurança nesse

indicador, que irá contribuir para a consecução também dos objetivos afeitos ao pagamento

de compensações. Ou seja, a postergação do DEC total de 2016 para 2020 (01 ciclo), permitirá

a distribuidora equilibrar o conjunto de dispêndios na concessão, mantendo a melhoria

contínua e reduzindo as disparidades entre os conjuntos elétricos.

O planejamento para melhoria dos indicadores da Qualidade do Serviço associados a esta

proposta adota praticamente as mesmas ações, entretanto com espaçamento maior no tempo

e muitas delas em volume bem menor, em face da redução do hiato para meta regulatória dos

conjuntos nos primeiros anos da trajetória e a entrada em operação de investimentos com

outros objetivos (expansão, reforço), com reflexos para a melhoria dos indicadores de

Qualidade do Serviço e menor impacto tarifário para o consumidor.

Os investimentos em ativos elétricos estimados para a implantação da proposta para o plano

de melhoria da qualidade do serviço é de R$ 75 Milhões, dos quais R$ 48 Milhões (64%) no

período 2014 a 2018. A tabela a seguir apresenta a previsão de investimentos em ativos

elétricos, por ano, para o período 2014 a 2025.

PLANO DE INVESTIMENTOS DA CELTINS COM TRAJETÓRIA ALTERNATIVA

Comparativamente à tabela indicada neste cenário com o CAPEX associado as trajetórias

homologadas atuais, as diferenças de investimentos em termos globais (em moeda real) são

R$ 124milhões inferiores no período 2014-2025, e R$ 60 milhões no período 2014-2018, para

fazer frente ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões.

Com relação aos Ativos Não Elétricos a previsão de investimentos é da ordem de R$ 14,6

Milhões, a serem aplicados até 2015. A tabela a seguir apresenta a previsão de investimentos

em ativos não elétricos, por ano, para o período 2014 a 2025.

Investimentos em Ativos Elétricos 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Automação 13,87 14,98 5,97 1,02 1,02 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51

Construção de Alimentadores 2,65 2,65 2,65 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17 2,17

Reforma e Melhoria de Alimentadores 2,94 2,94 2,94 2,27 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04

Reforma e Melhoria de Rede BT 1,80 2,25 1,95 1,50 1,20 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05

Construção de Limhas e Subestações 0,60 0,60 0,60 8,65 0,60 0,60 0,60 0,60 8,65 0,60 0,60 0,60

Total 21,86 5,79 5,49 12,42 2,84 2,69 2,69 2,69 10,74 2,69 2,69 2,69

Valores em R$ Milhões, preços de junho de 2013


_____________________________________________________________________________ 245

PLANO DE INVESTIMENTOS EM ATIVOS NÃO-ELÉTRICOS DA CELTINS COM TRAJETÓRIA ALTERNATIVA

Com relação aos Custos Operacionais, projeta-se para o período um custo adicional associado

ao aumento da estrutura de atendimento emergencial e na manutenção preventiva para dar

suporte ao plano para melhoria da Qualidade do Serviço estimado em R$ 36 Milhões,

conforme apresentado na tabela abaixo.

CUSTO ADICIONAL PARA A MELHORIA DA QUALIDADE DO SERVIÇO COM TRAJETÓRIA ALTERNATIVA

Comparativamente com os levantamentos anteriores, temos que os desembolsos associados a

essa trajetória dos limites de continuidade que considera um prazo adicional para consecução

dos objetivos da Qualidade do Serviço se mostram menores e mais factíveis e espaçados no

tempo, com possibilidade de realização efetiva por parte da distribuidora.

A redução nos investimentos necessários está relacionada a investimentos que serão evitados,

principalmente nos primeiros anos, em projetos que poderão ser evitados com a execução de

obras estruturantes previstas para serem executadas ao longo do período. Com relação aos

custos operacionais a redução está relacionada, principalmente, na redução da necessidade de

novas equipes de manutenção de emergência.

Compensações por violação dos limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI)

Tendo em vista o que dispõe o Processo nº 48500.004271/2012-71 e o resultado da Audiência

Pública nº 74/2012, que tratou da proposta de destinação - para investimentos voltados para a

melhoria da qualidade do serviço prestado na área de concessão da Centrais Elétricas do Pará

S.A. (CELPA) - dos recursos relativos à compensação por transgressão dos limites dos

indicadores individuais de continuidade (DIC, FIC e DMIC), nesse Plano de Recuperação e

Investimentos em Ativos Não Elétricos 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Cainhão SKY 1,80

Cainhão Munk 0,25

Trator - Roço de Faixa de Servidão 0,90

Telecomunicação - R$ Milhões 5,85 5,85

Total 8,80 5,85 - - - - - - - - - -

CELTINS 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Atendimento Emergêncial 2 2 1 1 - - - - - - - -

Manutenção Preventiva 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Aumento de Custos Operacionais 4 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Valores em R$ milhões, referência junho de 2013


_____________________________________________________________________________ 246

Correção de Falhas e Transgressões, solicitamos a ANEEL a adoção de critério regulatório

similar para a Celtins.

Reivindica-se, portanto, que os valores das compensações relacionadas à violação de

indicadores de continuidade (DIC, FIC, DMIC e DICRI) que não forem efetivamente pagas,

relativas às transgressões verificadas a partir de 1º de janeiro de 2014 e até o fim do 3CRTP em

2018, possam ser utilizados para a realização de investimentos pela distribuidora, com sua

alocação como Obrigações Especiais.

Outrossim, objetivando dar a este Processo o mesmo tratamento regulatório dispensado ao

caso CELPA, solicitamos que a diferença entre as compensações referentes ao ano civil

anterior e os valores das compensações calculados para o ano em curso, dentro do período já

mencionado, uma vez positiva, seja contabilizada como investimento remunerável pela

distribuidora, atendendo ao objetivo principal do presente plano, que é garantir as condições

favoráveis para a recuperação da área de concessão da Celtins.

Como pode ser observado no gráfico abaixo, as compensações médias hoje pagas em R$ por

consumidor/ano, por violação dos indicadores, considerando o atual estágio dos serviços

prestados, pode ser entendida como menos relevante para a sociedade tocantinense do que a

possibilidade de reverter o valor integral das compensações pagas em investimentos na área

de concessão voltados para a melhoria da Qualidade da Energia (Serviço e Produto).

VALOR MÉDIO DE COMPENSAÇÃO POR UNIDADE CONSUMIDORA NA CELTINS

Considerando que as compensações não pagas aos consumidores serão investidas na

concessão e contabilizadas como Obrigações Especiais, estamos na prática reconsiderando

apenas a forma que esse recurso retorna aos consumidores, senão como um ressarcimento

4,33

5,06

6,71

2010 2011 2012

CELTINS

Compensação Média (R$)


_____________________________________________________________________________ 247

(muitas vezes em centavos de R$) pela falta de energia, mas como um benefício tarifário

decorrente da redução dos investimentos remuneráveis.

Ou nas próprias palavras da ANEEL no processo CELPA:

Entendo ainda que tal alternativa, dado o presente contexto, é a que melhor

representa o interesse público. Nesse sentido, faz-se mais significativa para a

Sociedade a implementação de uma alternativa que viabilize a prestação de um serviço

de qualidade para toda a população considerando as dificuldades por que passa a

Concessionária frente à opção de pagamento de compensação aos particulares.

[...] nesse sentido, tem-se que o interesse do consumidor verifica-se de forma mais

apropriada pela prestação de um serviço de qualidade e não com o pagamento da

compensação exatamente pela ausência dessa qualidade. Voto do Diretor Romeu

Donizete Rufino. Processo 48500.004271/2012-71. Centrais Elétricas do Pará S.A. –

Celpa e Equatorial Energia S.A..

É entendido que a aplicação do mesmo critério do Processo CELPA, na recuperação da Celtins,

é medida crucial para o restabelecimento das condições ideais para a prestação do serviço

público de distribuição de energia elétrica, estando a proponente ciente de suas

responsabilidades nesse processo e do ônus por não efetivação do plano de melhoria da

qualidade e redução das compensações, bem como apta a implementar procedimentos para

monitorar a adequada alocação e registro dos recursos associados às citadas compensações.

Nesse sentido, a tabela a seguir apresenta uma projeção dos valores relativos ao pagamento

de compensações por violação dos limites de indicadores de continuidade individuais, bem

como, uma referência dos valores totais que seriam revertidos em investimentos na área de

concessão da Celtins (Obrigações Especiais ou investimento remunerável). Destaca-se que os

referenciais indicados foram obtidos a partir da trajetória regulatória ajustada e que está

pleiteada no item anterior.

PROJEÇÃO DAS COMPENSAÇÕES COM A PROPOSTA ALTERNATIVA PARA A QUALIDADE DO SERVIÇO


_____________________________________________________________________________ 248

Com base na Parcela B referente ao ano de 2013, tem-se um montante de compensações

acumulado no período de R$ 33,8 milhões, a título de projeção. Esses valores diferem da

tabela do Capítulo 7, pois provêm da possibilidade de atingimento do benchmarking setorial

estipulado (0,38%, limite superior do 4º Quartil do ranking) não mais apenas no ano de 2025,

conforme proposta original, com os limites ANEEL ajustados a proposta alternativa, já em

2020.

Desse total, R$ 21,3 milhões seriam efetivamente pagos aos consumidores, enquanto R$ 10,5

milhões seriam revertidos para Obrigações Especiais e R$ 1,95 milhão dariam direito à

remuneração da distribuidora.

Lembrando ainda que para o ano de 2016 devem ser consideradas as compensações apenas

até o mês de julho, mês que antecede o mês da 4CRTP da distribuidora.

(b) Perdas Regulatórias

Após análises junto a equipe da Celtins e também todo o material da revisão tarifária é visível

o reconhecer que a trajetória de perdas não técnicas (PNT) homologada pela ANEEL -

adotando os normativos vigentes - está muito distante da realidade da empresa e possibilitará

o agravamento da situação econômico-financeira da distribuidora por meio da evicção de valor

que hoje e no passado já se faz presente.

Partindo-se do patamar atual das perdas de energia da área de concessão da Celtins, já

evidencia que a concessionária terá dificuldades e, até mesmo, capacidade de cumprir as

metas homologadas para a 3 RTP. Ressalva-se ainda se isto fosse fisicamente possível atingir os

resultados almejados em tão pouco tempo, especialmente dos desafios de inicio de uma nova

gestão e a competitividade com demais investimentos necessários à concessão no primeiro

momento.

Cabe destacar que uma ação regulatória eficaz é aquela capaz de refletir sobre as metas

regulatórias definidas anteriormente que não foram atendidas. A Celtins, particularmente,

apesar de ter aderência do nível de perdas regulatória no 2º ciclo, apresenta para este 3º ciclo

uma descontinuidade causada, principalmente, pela metodologia utilizada no momento da

revisão tarifária do 3º ciclo.

É importante destacar que ocorreu entrada de novas centrais geradoras no sistema da Celtins,

ocorridas no período de 2008 até 2011, que não foram completamente absorvidas no patamar

leandromoreira

Realce


_____________________________________________________________________________ 249

de perdas regulatórias. A entrada em operação das PCHs Areia e Água Limpa acresceram ao as

perdas técnicas de cerca de 28.819,60 MWh/ano.

Conforme as manifestações e contribuições encaminhadas pela Celtins à ANEEL, a trajetória de

perdas homologada para o 3º ciclo foi afetada diretamente pela não consideração deste

montante de perdas no atual patamar regulatório homologado.

Segundo a manifestação da Celtins, o cálculo de perdas não técnicas do 3º ciclo não foi

adequadamente mensurado, em virtude do nível de perdas globais considerado pela ANEEL

não contemplar o aumento de perdas técnicas decorrente da entrada das unidades geradoras.

O argumento é que por força da entrada em operação dessas unidades geradoras, a ANEEL

entendeu aplicar a metodologia prevista nas regras, o que veio a reduzir drasticamente as

perdas não técnicas, por seu turno.

As PNT do 2º ciclo eram de 9% sobre o mercado de baixa tensão, enquanto que as PNT

homologada para o 3º ciclo se situou em 1,04%. Ou seja, o aumento estrutural das perdas

globais em 2011 causado pelo aumento das perdas técnicas regulatórias (de 10,7% no 2RTP

para 13,26% na 3RTP) acabou não se refletindo, pois foi integralmente absorvido na redução

das perdas não técnicas.

Com efeito, a entrada da geração no sistema em período não refletido no balanço de energia

base de cálculo do patamar de perdas não técnica regulatória fez com que ocorresse um

descasamento entre a regulação e a realidade. Assim deixou-se de observar a metodologia

prevista de forma geral e abstrata para todas as empresas e diante das especificidades técnica

da concessionária foram definidas as perdas não técnicas em patamar inferior a realidade

verificada pela empresa.

É visível, neste caso específico, que a regra levou a um descasamento da trajetória regulatória

e da realidade vivenciada pela concessão.

A seguir apresentamos dois exemplos de forma a tornar mais claro este efeito, onde a

premissa inicial foi de repertoriar a mesmo percentual de perdas técnicas do 2º ciclo (10,7%),

em um primeiro momento, nível este que guarda referência com as perdas globais (antes da

entrada da geração no sistema da Celtins) consideradas pela a ANEEL quando da apuração das

perdas não técnicas.


_____________________________________________________________________________ 250

Balanço de apuração de PNT considerando a mesma perda técnica do 2º ciclo

Verificamos que se fosse utilizado a perda técnica do 2º ciclo para a Celtins na apuração da

PNT, o nível de PNT sobre mercado de baixa tensão homologado seria de 5,01% ao ano. O

mínimo histórico de PNT ao longo do 2º ciclo foi de 5,03%, mas como a PNT da Celtins foi

ajustada pela falta de medição em 0,02%, a PNT resultante é de 5,01%.

Ressaltamos que esta forma de se apurar a PNT foi a proposta levada pela ANEEL na AP 040/10

e homologada na primeira versão do PRORET, posteriormente modificada.

A seguir é apresentada a apuração da ANEEL e homologada para o 3º ciclo revisional.

Balanço 2CRTP 2008 2009 2010 2011

(+) Energia Injetada 1.358.552 1.481.031 1.708.057 1.789.679

(-) Fornecimento Faturado 1.149.061 1.232.501 1.430.213 1.488.565

(-) Fornecimento Livre 0 0 9.011 30.086

(-) Suprimento 10.239 29.877 30.597 21.500

(=) Perda Total 199.253 218.653 238.236 249.528

(-) Perda Técnica 145.379 158.486 182.780 191.514

(=) Perda Não-Técnica 53.873 60.167 55.456 58.014

Mercado BT Faturado 844.352 899.446 1.024.755 1.153.767

Mercado BT Medido 831.523 885.996 1.011.001 1.046.638

Perdas Distribuição / Energia Injetada 14,67% 14,76% 13,95% 13,94%

Perda Técnica / Energia Injetada 10,70% 10,70% 10,70% 10,70% 10,70%

Perda Não Técnica / Mercado BT Faturado 6,38% 6,69% 5,41% 5,03%

Perda Não Técnica / Mercado BT Medido 6,48% 6,79% 5,49% 5,54%

Meta do 2CRTP 9,00%

Mínimo Verificado 5,03%

Ajuste de UC sem medição 0,02% Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4

Ponto de Partida do 3CRTP 5,01% 5,01% 5,01% 5,01% 5,01%

Balanço CELTINS


_____________________________________________________________________________ 251

Balanço de apuração de PNT considerando a mesma perda técnica calculada para o 3º ciclo

Neste caso, verifica-se que a perda técnica sai de 10,7% chegando a 2011 com 13,26%, que foi

o percentual de perda técnica calculada pela SRD e que já inclui a geração no sistema da

Celtins. No entanto, observa-se que as perdas globais da Celtins não foram modificadas em

termos relativos ao longo do ciclo. Esta não alteração das perdas globais na tabela acima se

deu em função de que a entrada da geração foi em 2011, portanto, o impacto nas perdas

técnicas foi parcialmente capturada, mas não na sua integralidade, uma vez que considerou

poucos meses deste efeito quando se adotou no ano de 2011 como base para a apuração da

PNT. Neste cenário a PNT apura foi de 1,06% sobre o mercado de baixa tensão, com o ajuste

de 0,02% da falta de medição, têm-se o valor homologado de 1,04%.

Neste sentido, é razoável adotar-se um novo ponto de partida de PNT para o 3º ciclo de 5,01%,

pois há que se destacar que este ajuste é de cunho estrutural e busca refletir a verdadeira

situação, enquanto que ao não se realizar esse ajuste, está se configurando uma situação

estrutural distorcida.

O atual nível de perdas globais, projetado para 2013, é de 16,03% sobre energia injetada. Este

nível de perdas, considerando uma perda técnica regulatória de 13,26%, embute um patamar

de PNT sobre mercado de baixa tensão de 4,61% (abaixo do 5,01% calculado acima).

Partindo do principio do recalculo da trajetória e buscando aderência à realidade vivenciada, é

factível traçar um novo ponto de partida para o 3º ciclo de revisão da Celtins. Neste sentido,

Balanço 2CRTP 2008 2009 2010 2011

(+) Energia Injetada 1.358.552 1.481.031 1.708.057 1.789.679

(-) Fornecimento Faturado 1.149.061 1.232.501 1.430.213 1.488.565

(-) Fornecimento Livre 0 0 9.011 30.086

(-) Suprimento 10.239 29.877 30.597 21.500

(=) Perda Total 199.253 218.653 238.236 249.528

(-) Perda Técnica 154.067 177.428 215.548 237.293

(=) Perda Não-Técnica 45.186 41.225 22.688 12.234

Mercado BT Faturado 844.352 899.446 1.024.755 1.153.767

Mercado BT Medido 831.523 885.996 1.011.001 1.046.638

Perdas Distribuição / Energia Injetada 14,67% 14,76% 13,95% 13,94%

Perda Técnica / Energia Injetada 10,70% 11,34% 11,98% 12,62% 13,26%

Perda Não Técnica / Mercado BT Faturado 5,35% 4,58% 2,21% 1,06%

Perda Não Técnica / Mercado BT Medido 5,43% 4,65% 2,24% 1,17%

Meta do 2CRTP 9,00%

Mínimo Verificado 1,06%

Ajuste de UC sem medição 0,02% Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4

Ponto de Partida do 3CRTP 1,04% 1,04% 1,04% 1,04% 1,04%

Balanço CELTINS


_____________________________________________________________________________ 252

buscando uma maior aderência da trajetória à realidade da empresa, propomos um cenário de

alcance mais factível e melhoria do nível de perdas, abaixo apresentado e que guarda

aderência com a condição estrutural real da concessão.

Esta reflexão volta ao ponto que destacamos acima no que se refere a uma ação regulatória

eficaz é aquela capaz de refletir sobre as metas regulatórias definidas anteriormente que não

foram atendidas. Uma vez que é notório que foram realizadas ações para se alcançar a meta

regulatória definida, a não performance pode ser explicada pela distorção intrínseca dos

desafios apresentados. Foi comprovado pela empresa que o cenário de perdas homologado

não condiz com a situação estrutural da concessão.

De forma a manter a coerência é proposta uma trajetória que se inicie com o nível atual de

PNT obtido após o recalculo (4,61%) e tenha como chegada um patamar mais factível.

A seguir é apresentada a trajetória de perdas considerada neste cenário de excepcionalidade.

Ou seja, ao considerar a trajetória de PNT ora proposta, na verdade, busca uma cadência no

objetivo regulatório, mas sem deixar de perseguir a trajetória atual. Vale destacar, que foi

considerado um ajuste das perdas no ano de 2014 a fim de se adequar ao referido pleito, uma

vez que o evento tarifário 2013 já se encontra homologado.

Ou seja, não quer dizer que não será possível atingir o objetivo, mas apenas que a trajetória

ora proposta guarde aderência à realidade de uma concessão onde os níveis de perdas não

técnica já se demonstram baixíssimos. Ressalta-se que o combate às perdas concorrerá, em

termos de exequibilidade, com outras ações de igual importância ou ainda mais expressivas.

Neste sentido, apresentamos as trajetórias regulatórias e de operação propostas, mostrada

em ano gregoriano, neste caso.

Perdas Regulatórias Proposta 2013 2014 2015 2016

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 4,61% 4,61% 4,61% 4,61%

Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00%

Referencial Regulatório PNT/BT 4,61% 4,61% 4,61% 4,61%

Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26%

Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 1,04% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61%

Limite de Redução (a.a) 3,57% 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 1,04% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61% 4,61%

Referencial Regulatório PT/Einj 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26% 13,26%


_____________________________________________________________________________ 253

É notório que este cenário, além de ser mais aderente, busca uma melhoria sustentável sem

comprometer a concessão.

Mesmo com o ajuste do patamar de perdas a Celtins apresenta descasamento entre perdas

regulatórias e a realidade. Este descompasso gerará, ainda, evicção de valor da ordem de

R$ 300 mil.

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 itens

(b) e (c) respectivamente).

Ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional enorme de

exequibilidade da trajetória e sua manutenção e o acatamento do pleito de ajuste do patamar

de perdas indica o caminho mais robusto, principalmente pelo sinal econômico indicado.

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:

ANEEL poderá estabelecer regime excepcional de sanções regulatórias

durante o período de prestação temporária do serviço público de energia elétrica de

que trata o art. 2º ”

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Perda Regulatória 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01% 16,01%

Perda Empresa 16,03% 16,01% 16,01% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00% 16,00%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%%

Pe

rdas

To

tais

Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real)


_____________________________________________________________________________ 254

(c) Compra de Energia

Em vista das alterações promovidas na projeção de mercado, apresentadas anteriormente,

observa-se ligeira alteração na cobertura contratual, contudo, mantidas nos anos 2013 a 2018

as perspectivas 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

para alguns anos a subcontratação vislumbrada poderá gerar penalidades para a distribuidora

pelo fato de não estar respalda em exposição involuntária decorrente cancelamento ou

postergações de CCEARs da distribuidora. Para este cenário, a penalidade por subcontratação

calculada e considerada pelo modelo totaliza cerca de R$ 47 milhões, sendo deste total R$ 29

milhões somente para o ano de 2015.



observam a disciplina legal e normativa setoriais incidentes, conforme ressaltado na seção

4.02 (g) que traz um prejuízo para a concessão de cerca de R$ 10 milhões/ano. Conforme

disposto no art. 6º da Resolução n.º 167/2005, os instrumentos firmados em decorrência da

comercialização de geração distribuída devem conter a tarifa estabelecida pela ANEEL.

Consequentemente, por se praticar nesse contrato preço maior do que o admitido pelo

Regulador, por meio da mencionada Resolução, também se está a violar a Lei n.º 10.848/04 e

o Decreto n.º 5163/04.

Nesse sentido e no âmbito do plano que se propõe, a mediação da Agência se faz necessária,

posto que o Regulador é o árbitro competente das controvérsias instauradas no âmbito dos

contratos regulados e que os impactos anuais experimentados pela Celtins representam 25%

do Ebtida Regulatório – elevadíssimo percentual de aporte de investimentos da

concessionária – o que se tem demonstrado extremamente lesivo ao equilíbrio da concessão,

podendo comprometê-la de maneira irreversível.

(d) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores

Conforme apresentado na seção 4.02 (e) a distribuidora possui montante aproximado de R$

29 milhões para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados

no âmbito do Programa de Universalização, adicionados aos valores devidos no atendimento

ao escopo da Resolução 250/07 (revogada pela Resolução 414/10) e valores a vencer para


_____________________________________________________________________________ 255

restituição das antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011, nos termos da

Resolução e, as obras com valores acima de 03 (três) vezes o custo unitário do PLPT.

Segundo levantamento preliminar, este passivo é composto por aproximadamente 5.500

(cinco mil e quinhentos) processos, de diversas naturezas e enquadramentos na norma

vigente.

Como requisito necessário para saneamento das restituições devidas, faz-se necessária a

realização de trabalho de auditoria para:

a) Verificação do enquadramento da obra no critério de restituição à título de

antecipação,

b) Análise da documentação comprobatória disponibilizada,

c) Análise sobre as ações judiciais correlacionadas (conforme o caso),

d) Pertinência do ressarcimento, nos termos da legislação vigente,

e) Identificação da obra em campo,

f) Definição do valor da obra, em valores históricos e atualizados, segundo a legislação,

g) Montagem de cadastro detalhado com valores devidos;

h) Localização do proprietário, levando em conta que poderá ocorrer: não localização do

titular do projeto, situações de espólio, documentos comprobatórios que não

conferem com os dados cadastrados, dentre outras circunstâncias que impeçam o

efetivo ressarcimento.

Conforme dito anteriormente, tendo em vista as providências necessárias, que se iniciariam

com a contratação de equipe de auditoria especializada para realização das atividades citadas,

prevê-se a necessidade de 12 meses para a realização das atividades (a) à (g), de montagem

de base confiável sobre as restituições devidas e mais 24 meses, a partir da conclusão destas

atividades, para a atividade (h) de localização dos proprietários, conjugada com o efetivo

pagamento e quitação do passivo junto ao consumidor para encerramento dos processos.

Dessa forma, com base no disposto no inciso III do artigo 12 da Lei 12.767/1215, para este

cenário adota-se a premissa de acolhimento pela ANEEL de pleito da distribuidora que solicita

o prazo de 36 (trinta e seis) meses, após a transferência de controle da concessão para a

conclusão do processo de ressarcimento aos consumidores e incorporação dos ativos, de que

tratam as Resoluções 223/03, 250/07, 365/09, 368/09 e 488/12. Ressalta-se que sobre tais

15 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


_____________________________________________________________________________ 256

valores incidirão os encargos legais e atualização previstos nas respectivas resoluções, desde a

data prevista para a devolução, em cada dispositivo legal ou decisão judicial, conforme o caso,

até a data de sua efetivação.

Portanto, a premissa adotada na elaboração do plano é de quitação deste passivo no prazo de

36 (trinta e seis) meses a partir de janeiro de 2014, com a incidência dos encargos legais e

atualização previstos nas respectivas resoluções, para os valores apurados em 30.06.13 em

diante.

(e) 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.

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 de 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 de Falhas e

Transgressões 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


_____________________________________________________________________________ 257

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 de 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:

Identificar possíveis projetos já estruturados pela empresa dando início imediato aos

mesmos.

Buscar no portfólio de projetos disponíveis, propostas que sejam de interesse da

Celtins 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

Celtins 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 Celtins 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.


_____________________________________________________________________________ 258

(f) 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 qualidade, perdas de distribuição, universalização,

mercado e investimentos.

Portanto, tendo em vista as alterações promovidas na projeção de mercado, nas trajetórias

regulatórias de perdas, nos limites propostos para qualidade do serviço e no investimento de

universalização rural, observa-se alteração no resultado dos eventos tarifários. Abaixo a tabela

com o resultado dos eventos projetados.


_____________________________________________________________________________ 259

Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Data jul/13 jul/14 jul/15 jul/16 jul/17 jul/18 jul/19 jul/20 jul/21 jul/22 jul/23 jul/24 jul/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 3,86% 0,80% -0,11% -0,07% 0,06% -0,88% 0,06% 0,06% 0,04% 0,06% 0,08% 0,06% 0,08%

(2) Transporte de Energia 1,15% 0,09% 0,10% 0,08% 0,08% 0,08% 0,09% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08% 0,08%

(3) Compra de Energia 7,40% -1,53% 3,26% 0,64% 1,34% 2,00% 1,70% 1,13% 0,99% 2,21% 2,15% 1,90% 1,67%

(4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 12,41% -0,64% 3,25% 0,65% 1,48% 1,20% 1,85% 1,27% 1,12% 2,36% 2,31% 2,03% 1,82%

(5) Parcela B 2,77% 2,08% 2,12% 3,27% 1,52% 1,52% 1,53% 1,46% 1,60% 1,77% 1,77% 0,21% 1,79%

(6) IRT Econômico = (4) + (5) 15,18% 1,45% 5,37% 3,93% 3,00% 2,72% 3,39% 2,74% 2,72% 4,13% 4,08% 2,24% 3,62%

(7) IRT Financeiro 2,46% -3,08% 0,92% -0,41% 0,81% 0,68% 1,06% 1,78% 1,72% 1,45% 1,57% 1,49% 1,40%

(8) IRT Total = (6) + (7) 17,64% -1,63% 6,28% 3,52% 3,82% 3,41% 4,44% 4,52% 4,44% 5,58% 5,66% 3,72% 5,02%

(9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -6,55% -2,23% 2,80% -0,85% 0,38% -0,78% -0,65% -1,01% -1,70% -1,65% -1,40% -1,52% -1,43%

(10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 11,09% -3,86% 9,08% 2,67% 4,20% 2,63% 3,79% 3,50% 2,73% 3,93% 4,26% 2,21% 3,58%

Fator X 0,79% 0,79% 0,95% 1,81% 1,81% 1,81% 1,81% 1,17% 1,17% 0,84% 0,84% 1,05% 0,72%

Componente Pd 1,26% 1,26% 1,26% 1,81% 1,81% 1,81% 1,81% 1,17% 1,17% 1,17% 1,17% 1,05% 1,05%

Componente T 0,02% 0,02% 0,02% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Componente Q -0,49% -0,49% -0,33% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,33% -0,33% 0,00% -0,33%

Com o reconhecimento regulatório das Perdas Não Técnicas, a Compra de Energia em 2014

acarreta um impacto negativo no reposicionamento de 1,53% (1,51% maior que no caso base,

cenário atual apresentado no Capítulo 7). O Efeito Médio para o consumidor é negativo em

3,86% (1,53% maior que no caso base) em decorrência desta reconsideração da trajetória das

perdas não técnicas regulatórias.

No evento tarifário seguinte, em 2015, há pouca variação entre os dois casos, com uma

tendência de efeito médio inferior, puxado pelo menor impacto da Parcela B no IRT, devido à

redução da Componente Q do Fator X, fruto da nova trajetória de indicadores de qualidade do

serviço.

Na Revisão Tarifária de 2016, a Parcela B aumenta 7,08% (impacto positivo de 3,27). Mesmo

com a redução em relação ao caso base, o Custo Anual dos Ativos passa de uma participação

de 28% para 42% da Parcela B, indicando um crescimento considerável do volume de

investimentos e, consequentemente, da Base de Remuneração. Neste cenário, temos o cálculo

da Componente Pd do Fator X para o 4º Ciclo de 1,81% (0,01% menor que no Caso Base).

A tabela abaixo apresenta a variação da Base de Remuneração decorrente de cada Revisão

Tarifária e explica a variação da Parcela B nestes eventos.

Nos eventos tarifários subsequentes ocorrem alterações da Parcela B em decorrência das

Componentes Pd e Q do Fator X. A variação da Parcela B fica sempre inferior ao caso base. Há

também um impacto menos positivo por parte da Compra de Energia, com o gradual

compartilhamento da eficiência no combate a Perdas com o consumidor.

Na Revisão Tarifária de 2020, do 5º Ciclo, há uma variação da Parcela B de 3,05% com impacto

econômico positivo de 1,46%. A representatividade do Custo Anual dos Ativos passa de 42% no

4º ciclo para 46% da Parcela B. O impacto para consumidor é positivo em 3,50%. A

Componente Pd calculada nesta Revisão é de 1,17% (0,02% superior ao Caso Base).

Nos eventos tarifários subsequentes ocorrem alterações da Parcela B em decorrência das

Componentes Pd e Q do Fator X. A variação da Parcela B fica sempre inferior ao caso base. Há

também um impacto menos positivo por parte da Compra de Energia, com o gradual

compartilhamento da eficiência no combate a Perdas com o consumidor.

Na Revisão Tarifária de 2024, do 6º Ciclo, há uma variação da Parcela B de 0,43% com impacto

econômico positivo de 0,21%. A representatividade do Custo Anual dos Ativos passa de 46% no

Descrição # 3º Ciclo 4º Ciclo 5º Ciclo 6º Ciclo


Base de Remuneração Bruta Total R$ MM 697 1.265 1.624 1.903

Base de Remuneração Líquida Total R$ MM 224 658 806 827


Base de Remuneração Bruta Total % 81,6% 28,4% 17,2%

Base de Remuneração Líquida Total % 193,4% 22,5% 2,5%

(*) valores a moeda do 3CRTP


261

5º ciclo para 45% da Parcela B. O impacto para consumidor é positivo em 2,21%. A

Componente Pd calculada nesta Revisão é de 1,05% (0,01% superior ao caso base).

Cabe destacar que, do ponto de vista tarifário, as alterações resultam em modicidade para o

consumidor já na revisão tarifária de 2016.

(g) Renovação das Concessões

Nos termos da regulamentação vigente e no disposto no Contrato de Concessão nº 52/1999,

assinado em 28 de junho de 1999, o prazo de concessão da Celtins se encerra em 30 de janeiro

de 2020, renovável por 20 (vinte) anos. Nesse contexto, as projeções econômico-financeiras,

em ambos os cenários, levaram em consideração a premissa da renovação da concessão da

Celtins.

(h) 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

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

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


262

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;


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.

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).


263


(a) Evolução do Custo Operacional

No Capítulo 9, Seção 9.02, item a), a distribuidora apresentou uma proposta de adoção de

trajetória de limites regulatórios para os indicadores de DEC e FEC que promovesse um

deslocamento do limite estabelecido no ano 4 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 4 do

4CRTP (2020). No Capítulo 9, Seção 9.02, item b), a distribuidora defendeu a adoção de nova

trajetória de Perdas Não Técnicas.

Tais solicitações da distribuidora coadunam com a visão que 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.

Nesse sentido, o presente Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões

apresenta uma proposta de Custos Operacionais alternativa, alinhada com o aceite das

solicitações encaminhadas. Neste cenário o custo total será 9,6% inferior ao cenário anterior.

O gráfico apresentado a seguir mostra a comparação dos Custos Operacionais para os dois

cenários no período 2013 a 2017.


264

No período 2014-2017, essa nova proposta de limites regulatórios representaria para a Celtins

uma grande redução dos Custos Operacionais adicionais para fazer frente a estes mesmos

limites na ordem de R$ 51 milhões. Sairíamos do patamar de R$ 88 milhões de custos

adicionais (conforme demonstrado no gráfico do Capítulo 7, Seção 7.05, item a)) para R$ 37

milhões. Isso sem considerar os custos evitados com pagamento de compensações neste

mesmo período.

Tal diferença, decorrente do aceite das variações dos limites regulatórios por parte da ANEEL,

se mostra extremamente representativa para a distribuidora, em um momento de

equacionamento de uma série de questões estruturais na área de concessão que precisam ser

atacadas de forma simultânea.

Na previsão de custos operacionais (OPEX) para o 3CRT foi adotado como premissa a

manutenção da mesma distribuição por natureza, verificada em 2013, como pode ser

observada no gráfico apresentado a seguir.

O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos Custos Operacionais para o cenário

Proposto referente ao período (2013 a 2025).


265

Observando as trajetórias dos indicadores do OPEX por Consumidor, OPEX por Energia

Faturada e OPEX por Receita Líquida entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir,

constata-se uma tendência de queda suave dos indicadores em função da taxa de crescimento

das despesas operacionais ser maior que a do número de consumidores e da venda de energia.


266

O comprometimento da Receita Líquida com os Custos Operacionais, apresenta tendência

decrescente a partir de 2015, ampliando as margens de serviço e contribuindo para melhorar

caixa da empresa.

(b) Evolução do Investimento

No Capítulo 9, Seção 9.02, item (a), a distribuidora apresentou uma proposta de adoção de

trajetória de limites regulatórios para o indicador de DEC que promovesse um deslocamento

do limite estabelecido no ano 4 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 4 do 4CRTP (2020). No


267

Capítulo 9, Seção 9.02, item b), a distribuidora defendeu a adoção de nova trajetória de

Perdas Não Técnicas.

Tais solicitações da distribuidora coadunam com a visão que os investimentos a serem

desenhados para os próximos anos precisam considerar um rol de ações garantidoras da

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, ou ainda, que os

recursos disponíveis seriam infinitos e provenientes de uma fonte outra que não aquelas

derivadas da própria sustentabilidade do negócio. As próprias condições locais impõe

restrições na execução de volumes expressivos de investimentos no curto prazo de tempo,

principalmente no que se refere a mão de obra, conforme testemunhos colhidos junto ao

Interventor e sua equipe técnica – transcritos na Seção 9.03, item (c).

Como complementação às justificativas apresentadas na proposta de mudança das trajetórias

para os indicadores de DEC e FEC, Perdas Regulatórias e PLPT é importante destacar alguns

pontos para esclarecer melhor as razões pelas quais coloca-se em dúvida a viabilidade de

execução de todos estes programas em paralelo, e ainda garantir a operação e continuidade

das operações:

Quanto ao Programa de Universalização Rural, a previsão de atendimento a 17.392

novos domicílios a serem ligados até 2017, com maior contração em 2014,

concorrendo com um grande volume de investimentos previstos para o mesmo

período, apresenta os seguintes fatores inviabilizadores:

o A partir de 2015, não existe previsão de recursos subvencionados, ou seja, o

programa deverá ser implementado levando por base 100% de recursos

próprios, no montante total de R$ 221 milhões, correspondendo a 16% do

total previsto para o período 2014-2025, com impacto tarifário relevante na

empresa a ser estabelecido para o próximo ciclo;

o Concorrência na contratação de empreiteiras e mão de obra especializada na

região, para dar vazão à execução deste programa ao mesmo tempo dos

projetos do plano de melhoria da qualidade, plano de redução de perdas não

técnicas e obras inadiáveis (destinadas a resolver problemas de esgotamento

da capacidade de vários componentes do sistema) e aquelas destinadas à

expansão do sistema, fato este atestado pelos Interventores e equipe de

obras da empresa e com fatos recentes ocorridos no Estado (falências de


268

Empreiteiras e problemas envolvendo o sindicato da categoria) com ampla

divulgação nos meios de comunicações locais.

o As condições de acesso a esses domicílios (inexistência de estradas) e as

características do terreno da região (fica intransitável no período de chuvas

mais intensas - mínimo de três meses por ano), que afetam a execução do

plano de obras dentro de suas previsões originais.

17% dos investimentos da distribuidora, no período entre 2013 a 2017 (excluindo

PLPT), se destinarão a projetos adicionais necessários para atingir os limites

regulatórios de qualidade estabelecidos no 3CRTP. Esta concentração de investimento

poderia ser evitada, caso a trajetória de redução dos limites de continuidade fosse

revista, pelos seguintes motivos:

o Dada a necessidade mais premente de se atender as demandas de expansão

do mercado e aumento da capacidade instalada, uma parte das obras

exclusivas para a melhoria da qualidade poderiam ser sincronizadas e

defasadas com estas ampliação, permitindo considerar, primeiramente, o

efeito das obras de expansão sobre os indicadores da qualidade. O

alongamento da trajetória da qualidade conforme solicitado permitiria uma

menor concentração de obras simultâneas, que somente pelo efeito de

desligamentos programados já contribuem para uma piora dos indicadores;

Com relação à implantação do plano de redução de Perdas Não Técnicas, o principal

ponto é a implantação de um programa capaz de atingir as metas estabelecidas no

3CRTP até 2017. Para obter resultados é imprescindível mudar a forma de fazer,

através da estruturação de um centro de inteligência de combate a perdas, de um

sistema de gestão para planejamento, controle e acompanhamento das ações,

utilização do sistema de blindagem de medição e rede e treinamento e capacitação

das equipes envolvidas no processo. O Grupo Energisa tem a expertise necessária para

dar apoio na implantação de um programa desse porte, mas o prazo para obtenção

dos resultados estabelecidos precisa de uma dilatação, para que a meta de perdas não

técnicas em relação ao mercado de baixa tensão, possa ser atingida, conforme

explanações aportadas na seção 9.02, item (b).

Considerando a aprovação das propostas apresentadas nesse Plano de Recuperação e

Correção das Falhas e Transgressões, haverá uma redistribuição dos investimentos no período

2014-2025, de forma que no período 2013-2017 os esforços imediatos a serem realizados pela

distribuidora possam receber um ajuste pró-equilíbrio da ordem de R$ 129 milhões. Sairíamos


269

de investimento total no período de R$ 795 milhões (conforme demonstrado no Capítulo 7,

Seção 7.05, item b)) para R$ 666 milhões conforme a tabela abaixo A tabela seguir apresenta

as projeções de investimentos até 2025, destacando os investimentos previstos para o período

2013-2017, dentro dessa proposta:


Com o alongamento do prazo da Universalização Rural, observa-se a predominância dos

investimentos para expansão, melhoria e reforços, muito importante, principalmente a partir

de 2015, para recuperar o desempenho operacional da Empresa, proporcionado a estrutura

necessária para oferecer a seus consumidores uma energia com os níveis de qualidade

adequados.


Com este cenário, os investimentos destinados ao Plano de Qualidade, Plano de Redução de

Perdas Não Técnicas e ao Plano de Universalização Rural, no período 2013 a 2017,

corresponderão a 32% do total previsto, contra 41% no cenário Prospectivo, garantindo um

CELTINS 2013 a 2017 2018 a 2025 Total

Expansão, Melhorias, Reforços e Renovações 394 547 941

Programa de Melhoria da Qualidade do Serviço 37 30 66

Programa de Redução de Perdas Não Técnicas - - -

Subtotal Ativos Elétricos 431 577 1.007

Universalização Rural e PLPT 179 42 221

Total de Ativos Elétricos 610 618 1.229

Investimento em Ativos Não Elétricos 56 24 80

Total 666 643 1.309


270

maior equilíbrio entre as ações imediatas de recuperação da concessão e o atendimento das

demandas regulatórias imediatas.

O gráfico a seguir mostra a composição dos investimentos para este período 2013 a 2017,

destacando as aplicações no Plano de Melhoria da Qualidade do Serviço, Plano de Redução de

Perdas e Plano de Universalização Rural.

Desconsiderando os dois primeiros anos, que são afetados pelos investimentos para a

universalização rural e projetos de melhorias da infraestrutura da empresa o restante do

período projetado tem uma trajetória praticamente constante. 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. O gráfico a seguir

mostra a previsão de investimentos para o período 2013 a 2025.


271

Observando as trajetórias dos indicadores de Investimento por km de Rede e Investimento por

Consumidor, entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir, constata-se o grande

volume de investimentos a ser aplicado nos seis primeiros anos do período, mesmo

considerando a adoção do cenário proposto como alternativa para este Plano de Recuperação

e Correção das Falhas e Transgressões.


272

(c) Programa Luz para Todos

Conforme apontado no Capitulo 7, seção 7.05, item (b) e (c) o desafio futuro de

implementação da universalização rural na área de concessão da Celtins apresenta implicações

relevantes pelo seu vulto e prazo de execução.

Na tabela abaixo observa-se que os 139 municípios da área de concessão da Celtins, todos

serão universalizados em dois anos seguidos, 2015 e2016. Destaca-se que 125 municípios

(90%) serão universalizados em um mesmo ano. Esta informação, por si só já demonstra o

tamanho do desafio da exequibilidade desta universalização rural, independentemente do

impacto tarifário que abordaremos em seguida.

ÍNDICE DE ATENDIMENTO

RURAL DO MUNICÍPIO

ANO MÁXIMO PARA

ALCANCE DA

UNIVERSALIZAÇÃO NO

MUNICÍPIO

QTDE DE MUNICÍPIOS

(REN 488/2012)

Ia > 99,00% Universalizado 0

97 % < a ≤ 99 % 2014 0

93 % < a ≤ 97 % 2015 14

89 % < a ≤ 93 % 2016 125

8 % < a ≤ 89 % 2017 0

a ≤ 8 % 2018 0

139TOTAL


273

A proposta de universalização rural do Estado de Tocatins encontra-se a seguir ilustrada.

Observa-se que a subvenção somente abrange até dezembro de 2014, por meio do PLPT. Ou

seja, cerca de 7 mil unidades consumidoras não terão recursos de subvenção do investimento.

Uma reflexão que pode ser realizada sobre a razoabilidade desta universalização rural pode ser

baseada no valor agregado à tarifa de cada um dos consumidores da Celtins. O exercício

abaixo busca demonstrar esta inviabilidade tarifária.

No momento do 3º ciclo de revisão tarifária, a Celtins possuía cerca de 476 mil consumidores e

um EBITDA regulatório de R$ 50,7 milhões. Portanto, o valor agregado de base de

remuneração naquele momento, por consumidor, era de R$ 106,6.

No entanto, se a universalização rural, sem a devida subvenção, for levada a cabo, cada um

dos consumidores incrementais mostrará um valor agregado de base de remuneração da

ordem de R$ 1,02 mil.



Sistemas de

Geração

2013 0 0 0 0 0

2014 0 0 10.558 0 10.558

2015 4.457 0 0 0 4.457

2016 2.377 0 0 0 2.377

2017 0 0 0 0 0

2018 0 0 0 0 0

TOTAL 6.834 0 10.558 0 17.392


Ano


TOTAL

Valores em R$ Mil

Análise Razoabilidade Projeto PLPT3º ciclo

(1)

Universalização

Rural

(2)

(3) = (1) + (2)Aumento %

(4) = (3) / (1)

Base de Remuneração Liquida (a) 257.141 117.908 375.050 45,9%

Remuneração (b) 23.553 13.394 36.947 56,9%

Reintegração (c) 27.171 4.403 31.574 16,2%

Valor Agregado BRR (d) = (b) + (c) 50.724 17.798 68.522 35,1%

Consumidores (e) 475.706 17.392 493.098 3,7%

R$ / Cons (f) = (d) / (e) 106,6 1.023,3 139,0 30,3%


274

Ou seja, cada ligação estaria, em tese, gerando um aumento da parcela de valor agregado de

base de remuneração de 30,3%. Em outras palavras, um crescimento de 3,7% (17,4 mil) dos

consumidores estaria gerando para todos os consumidores (476 mil) um incremento tarifário,

por consumidor, de R$ 32,3 (R$ 106,6 menos R$139,0). A base de remuneração incremental

(pois somente se considerou o investimento próprio) da universalização rural é 46% da base de

remuneração da empresa. Ou seja, ao executar, nos moldes atuais, este investimento estará

onerando, em última instância, a tarifa dos consumidores a partir do 4º ciclo de revisão

tarifária.

Neste sentido, no cenário do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões,

consideramos, olhando tanto a exequibilidade, quanto a razoabilidade tarifária (ver impacto na

análise Reajustes e Revisões Tarifárias no Capitulo 7, seção 7.03), a ligação, de forma linear,

destas 7 mil unidades (não subvencionadas) até o final do contrato de concessão, todas ligadas

sem a subvenção do investimento. Esta alternativa guarda mais razoabilidade.

Destaca-se que na seção 9.03 foi apresentado os investimentos para a execução da

universalização rural até dezembro de 2019 (final do atual contrato de concessão).

Vale novamente destacar que os investimentos previstos para o atendimento dessas ligações

totalizam aproximadamente R$ 221,2 milhões, o que representa 86% da Base de

Remuneração Líquida da concessionária. Somente o capital próprio previsto, representa 46%

da base de remuneração. Ou seja, se somarmos estes valores, os ativos imobilizados não

incorporados a base remuneratória no 3CRTP, e os investimentos regulares em ativos elétricos

para atender às metas regulatórias, a base de remuneração liquida da Celtins sofrerá um

incremento da ordem de R$ 340 milhões, ou seja, cerca de 130% da base de partida no 3CRTP.

Por fim, destaca-se, novamente, que além do esforço financeiro, há um esforço de

exequibilidade do programa, conforme abordado pelo próprio Interventor, dado a

competitividade dos investimentos e a carência, principalmente, de mão de obra

especializada. Neste sentido, solicita-se a execução da universalização rural até o final do atual

contrato de concessão.

Seção 9.04 Econômico-Financeira

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

Para recuperar a sustentabilidade da concessão de distribuição de energia elétrica da Celtins

será necessário um volume significativo de novos investimentos, inclusive no curtíssimo prazo.


275

Em especial, essa concessão se caracteriza por grandes desafios, pois, o Estado de Tocantins se

encontra em processo de forte expansão econômica e possui baixa densidade populacional. A

consequência dessas características resulta em uma expansão considerável do mercado de

energia elétrica em toda área da concessão e o atendimento aos consumidores através de

extensas redes elétricas.

Como pôde ser observado através das projeções do Cenário Prospectivo, a fragilidade

econômico-financeira da Celtins não permite a quitação das obrigações setoriais em aberto

imediatamente após a assunção do controle pela Energisa. Essa constatação encontra respaldo

na vultosa 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, programa de universalização e incorporação de redes.

Energisa necessitará de alguns meses para operacionalizar financiamentos junto a bancos de

fomento, principalmente BNDES e possivelmente Basa, de forma que será importante ter um

relevante capital de giro no início de sua administração.

Para fins de comparação, atualmente a dívida com encargos setoriais da Celtins é de R$55,0

milhões. Uma vez que a Parcela B homologada em seu último evento tarifário foi de R$268,9

milhões, esse passivo representa 20% da Parcela B. Ou seja, é como se no início do processo de

retomada da normalidade a concessão ficasse sem o equivalente a 20% da sua Parcela B. Da

mesma forma, a dívida com encargos setoriais da Celtins representa 69% do EBITDA de 2012, o

que demonstra que seria necessário alocar quase que a totalidade de um ano de geração

operacional de caixa somente para a liquidação deste passivo.

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.




CCC 21,7

CDE 4,9

Quota para RGR 13,4



276

A proposta do presente Plano para a dívida dos encargos setoriais é o parcelamento em 60

meses, exceto por CCC, sendo que o início de seu pagamento ocorreria após 2 anos de

carência, a contar da 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.

Energisa viabilizará o aporte de capital de R$148,6 milhões na Celtins em até 60 (sessenta) dias

após a assunção do controle societário, recursos estes que viabilizarão, em conjunto com o

parcelamento solicitado de 60 meses para pagamento do passivo em atraso com encargos

setoriais após carência de 2 anos, a recuperação da concessão.

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 de 60 meses 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 para 60 meses, 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 Celtins.

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 SFFANEEL anuiu à dação de recebíveis em

garantia, para dívida de visando à repactuação de dívidas com visando à repactuação de

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 em 60 meses após 2 anos de carência,

encontra amparo na Lei 12.767/12, mais especificamente no inciso III, art. 12, que estabelece:


277

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 é o parcelamento em 60 meses, com dois anos de carência e correção pela variação

da SELIC, a contar da data de assunção do controle acionário.

Essa condição também necessita ser estendida para a dívida com a Eletrobrás, referente ao

financiamento contratado pela companhia com recursos da RGR e que se encontra em atraso.

O saldo dessa dívida em 30 de junho de 2013 era de R$45,8 milhões e também consideramos o

pagamento em 60 prestações, a partir da carência de 2 anos.

(b) Endividamento Financeiro

O saldo devedor dos empréstimos e financiamentos da Celtins em 30 de Junho de 2013 é de

R$338,3 milhões, dos quais 57% (R$193 milhões) vencem até dezembro de 2014. O custo

médio e o prazo médio do endividamento na mesma data ficaram em 131,0% do CDI e 1,6

anos, respectivamente.

Tendo em vista a excelente reputação que a Energisa construiu frente aos principais agentes

financiadores do mercado local e externo, a companhia obteve uma oferta de crédito muito

maior do que o montante previsto no plano de recuperação judicial para implementar a

aquisição do Grupo Rede. Desta forma, a Energisa pretende utilizar a oferta de crédito

adicional para reestruturar o endividamento financeiro das distribuidoras do Grupo Rede.

A ideia seria substituir dívidas mais onerosas (em termos de prazo, custo e garantia) por novas

dívidas. Como alguns dos bancos que estão discutindo a operação de refinanciamento das

distribuidoras são atualmente credores da Celtins, para estes bancos seus créditos atuais

seriam repactuados para os termos do novo financiamento.

Do endividamento total da Celtins, identificamos R$ 209 milhões os quais fariam sentindo o

pré-pagamento mediante a emissão de uma nova dívida (provavelmente uma emissão de

debêntures sob o amparo da instrução CVM 476 de 2009), no mesmo montante, conforme o

quadro a seguir:


278

Montante R$ 209 milhões

Prazo 7 anos

Carência de Principal 2 anos

Amortização mensal à partir do 25º mês, inclusive

Juros CDI + 2,50% (trimestral na carência e mensal a partir do 25° mês)

Garantia Cessão Fiduciária de Recebíveis de 1,2x PMT

Estamos negociando com os bancos que repactuarão seus créditos para que não exijam o

pagamento de penalidade por pré-pagamento.

Com este cenário de reperfilamento da dívida, custo médio e prazo médio do endividamento

ficam de 115,0% do CDI e 3,2 anos, respectivamente.

(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$ 307

milhões até 2025, dos quais R$ 241 milhões serão compensados dentro do horizonte deste

trabalho.

Imposto de Renda / Contribuição Social

Estima-se que a Celtins apresentará prejuízos fiscais até 2015 e os R$ 56 milhões de créditos

contabilizados até esta data serão integralmente compensados até 2022, dentro do prazo legal

previsto.

(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.


279

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

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.


280

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 7 de Setembro de 3, 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 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,


281

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, 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

A consideração sobre a necessidade de capitalização da empresa está amparada nos

compromissos de sanar transgressões (aportar recursos para compensar efeitos da operação

com Daycoval e para suportar encargos setoriais em atraso) e de melhorar a estrutura de

capital e alavancagem da empresa, sem falar no pagamento dos mútuos que deverão ser

liquidados.


282

A dívida líquida da Celtins, após deduzir caixa e equivalentes, mútuos a receber e Daycoval e

ser restituído, totaliza R$395,7 milhões. Os principais indicadores do desempenho econômico-

financeiro nos balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na

diligência estão apresentados a seguir:

Calculando-se o indicador de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de

junho de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 5,0x. Se as provisões para devedores duvidosos e

contingências realizadas no período forem desconsideradas, este indicador cai para 3,5x.

Entretanto, a Celtins tem necessidade de realização de expressivos investimentos, de forma

que o montante de investimentos previstos acaba se tornando grande ofensor ao

cumprimento dos indicadores de alavancagem nos próximos anos.






Mútuos 3,7






Daycoval 93,0




Daycoval 10,5



EBITDA 2012² 79,5





Ratios CELTINS








283

Desta forma, o plano apresentado considera conceitualmente necessário realizar um aumento

de capital para que a empresa, ao final do 4º ano (2017), cumpra o indicador Dívida Líquida /

EBITDA <= 3,5x.

No caso da Celtins, foi considerado o seguinte esforço de capital para equilíbrio de sua

alavancagem e estrutura de capital:

(i) Recebimento Líquido de Mútuos: R$ 62,2 milhões

c) Recebimento de mútuos: R$65,8 milhões

d) Pagamento de mútuos: R$3,7 milhões

(ii) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) antes do AC: 5,0x

(iii) Aumento de Capital (AC): R$148,6 milhões (inclui R$10,5 milhões Daycoval)

(iv) Dívida Líquida (2T13) / EBITDA (2012) após o AC: 3,2x

Com o referido aumento de capital, a Celtins alcança um indicador de Dívida Líquida / EBITDA

com base no pró-forma de 30-jun-2013 de 3,2x e de 3,4x ao final de 2017, demonstrando uma

melhora gradual e relevante na sua alavancagem.

Diferente do Cenário Prospectivo (Capítulo 7), aqui encontramos uma empresa equilibrada,

que alcança Dívida Líquida / EBITDA = 3,4x em 2017 e segue uma trajetória de melhoria,

viabilizando investimentos próprios de R$2,1 bilhões entre 2014-2025.

Comparado com o Cenário Prospectivo, é evidente a transformação de uma empresa inviável

no longo prazo, numa empresa capaz de cumprir seus compromissos regulatórios e

financeiros, conforme abaixo apresentado, requer o conjunto de soluções encaminhadas

neste Plano e refletido ao longo de todo este Capitulo 9.

CELTINS (R$MM) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

CENÁRIO PROSPECTIVO

EBITDA 82,8 108,5 157,2 208,9 247,5 266,9 280,7 308,4 338,4 368,2 384,8 399,6

Lucro Líquido (35,2) (67,8) (32,5) (0,9) 21,1 39,4 49,9 69,3 91,1 112,3 124,6 135,1

Dívida Líquida 667,8 946,7 1.091,8 1.170,2 1.169,1 1.164,3 1.140,6 1.088,0 1.021,5 961,8 881,5 788,6

DL/EBITDA 8,1 x 8,7 x 6,9 x 5,6 x 4,7 x 4,4 x 4,1 x 3,5 x 3,0 x 2,6 x 2,3 x 2,0 x

PLANO

EBITDA 96,6 128,5 164,9 199,3 232,9 250,8 273,5 309,4 338,2 367,4 387,8 406,8

Lucro Líquido (2,2) (18,0) 21,0 36,4 56,5 71,7 85,5 111,8 133,4 155,5 169,0 184,6

Dívida Líquida 443,7 572,6 618,7 673,6 666,3 666,2 644,9 557,3 479,0 391,8 282,0 169,2

DL/EBITDA 4,6 x 4,5 x 3,8 x 3,4 x 2,9 x 2,7 x 2,4 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 0,7 x 0,4 x


284

Premissas para o Pagamento de Dividendos

Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:

(v) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25%

do lucro líquido distribuível.

(vi) Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido

distribuível.

No caso da Celtins, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos:

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Dívida Total Líquida / EBITDA 4,6 x 4,5 x 3,8 x 3,4 x 2,9 x 2,7 x 2,4 x 1,8 x 1,4 x 1,1 x 0,7 x 0,4 x

% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 0,0% 0,0% 25,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0%


285

Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras

(a) Demonstrativo de Resultado Projetado


286

(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

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 3 % do .


287

PR

OP

OS

TA

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

Ve

nd

as

Me

rca

do

Pró

pri

oG

Wh

1.9

39

2.1

00

2.2

50

2.3

64

2.4

79

2.5

92

2.7

06

2.8

20

2.9

34

3.0

43

3.1

57

3.2

70

Cre

scim

en

to M

erc

ad

o P

róp

rio

%1

1,3

%8

,3%

7,2

%5

,1%

4,8

%4

,6%

4,4

%4

,2%

4,0

%3

,7%

3,7

%3

,6%

Nú

me

ro d

e C

on

sum

ido

res

Mil

55

7

58

4

60

9

63

1

65

4

67

7

69

9

72

2

74

5

76

7

79

0

81

3

Re

ceit

a O

pe

raci

on

al B

ruta

94

5

1.0

43

1.1

81

1.2

85

1.3

96

1.5

16

1.6

48

1.7

66

1.9

01

2.0

54

2.2

00

2.3

48

Re

ceit

a O

pe

raci

on

al L

íqu

ida

66

9

73

7

83

9

91

3

99

8

1.0

90

1.1

83

1.2

67

1.3

63

1.4

73

1.5

78

1.6

83

Spre

ad

(R

ece

ita

Líq

uid

a -

Co

mp

ra -

Tra

nsp

.)3

08

3

45

3

93

4

38

4

82

5

20

5

62

6

18

6

68

7

21

7

65

8

10

EB

ITD

A9

7

1

29

1

65

1

99

2

33

2

51

2

73

3

09

3

38

3

67

3

88

4

07

R

esu

lta

do

Fin

an

ceir

o(5

5)

(90

)

(7

2)

(77

)

(7

6)

(69

)

(6

6)

(58

)

(5

0)

(41

)

(3

0)

(20

)

Lu

cro

Líq

uid

o(2

)

(18

)

2

1

3

6

5

7

7

2

8

6

1

12

1

33

1

55

1

69

1

85

PM

SO2

13

2

25

2

37

2

50

2

63

2

84

3

06

3

28

3

52

3

77

4

04

4

32

CA

PE

X P

óp

rio

(*

)2

13

1

94

1

61

1

98

1

59

1

67

1

67

1

50

1

69

1

72

1

69

1

81

Sald

o d

e C

aix

a5

4

4

3

4

8

5

3

5

7

6

4

6

9

7

3

7

8

8

5

1

87

2

53

D

ívid

a T

ota

l Líq

uid

a4

44

5

73

6

19

6

74

6

66

6

66

6

45

5

57

4

79

3

92

2

82

1

69

Ma

rge

m E

BIT

DA

(E

BIT

DA

/ R

ece

ita

Líq

uid

a)

14

,4%

17

,4%

19

,7%

21

,8%

23

,3%

23

,0%

23

,1%

24

,4%

24

,8%

24

,9%

24

,6%

24

,2%

Ma

rge

m S

pre

ad

(Sp

rea

d/R

ece

ita

Líq

uid

a)

45

,9%

46

,8%

46

,9%

48

,0%

48

,3%

47

,7%

47

,5%

48

,8%

49

,0%

48

,9%

48

,5%

48

,1%

Dív

ida

To

tal L

íqu

ida

/ E

BIT

DA

4,6

x4

,5 x

3,8

x3

,4 x

2,9

x2

,7 x

2,4

x1

,8 x

1,4

x1

,1 x

0,7

x0

,4 x

EB

ITD

A /

Re

sult

ad

o F

ina

nce

iro

1,8

x1

,4 x

2,3

x2

,6 x

3,1

x3

,6 x

4,2

x5

,3 x

6,8

x9

,0 x

12

,9 x

20

,0 x

(*)

CA

PE

X A

PÓ

S C

AP

ITA

LIZ

AÇ

ÃO

E IM

PO

ST

OS

. DE

SC

ON

SID

ER

A P

AR

TIC

IPA

ÇÃ

O D

O C

ON

SU

MID

OR

, SU

BS

ÍDIO

S E

AP

LIC

AÇ

ÕE

S E

M P

&D

E P

EE

.

R$ Milhões Relações

(c) Sumário das Projeções Financeiras


288

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 se am 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

ou que requeiram a transferência de cultura e experiência centenária do grupo ENERGISA,


289

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;

v) Coordenação do Planejamento do Sistema Elétrico e Orçamento;

w) Coordenação da Engenharia e Construção SDAT;


290

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

• 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).


291

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;

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;


292

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.

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:


293

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

institucionais do Grupo ENERGISA

SIAPO Próprio Sistema de

Acompanhamento de

Este sistema registra os assuntos de reclamações dos

clientes junto a ANEEL


294


Processos de Ouvidoria

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

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


295


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)

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


296


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 Veiculos 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;

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 arecadação das faturas

SICCI Próprio Controle de Cálculo de

Indenizações

Cálculo das indenizações por violação dos indicadores DIC,

FIC e DMIC


297


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

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


298


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,

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


299


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

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 Este sistema é ferramenta utilizada para a gestão dos


300


Viagens 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 Orçamentarias Este sistema contém consultas para acompanhamento do

orçamento

Acompanhamento Orçamentário, através de consultas

comparativas entre o Realizado e Orçado.

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.)


301


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

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


302


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

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 paramêtrica, etc.)

Sistemas Técnicos

NIX Terceiros Proteção para o Sistema Sistema de proteção


303


de Distribuição

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

Management

Plataforma corporativa para gerenciamento de projetos

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 Sistema de manutenção e serviços


304


manutenção

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 pos-operação da qualidade do serviço

(analise de penalidades e compensações, ações para evitar

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.


305

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

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..;


306

Painel de Controle do desempenho das atividades de fiscalização e regularização


307

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.


308

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


309

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;


310

Exemplo de apuração diária de DEC e FEC:


311

Exemplo de Acompanhamento do TMA por Hierarquia de Localização


312

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.


313

Exemplo de Interface de despacho através do mapa no Centro de Operação da Distribuição

Medição de produtividade das equipes – Relatório gerencial de desvios


314

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.


315

Exemplo de comparação de cenários de investimentos

Exemplo de Geração de Cenários com seus indicadores e pesos


316

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


317

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;

Cadastrar no débito automático;


318

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.


319

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 irtuais 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);


320

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



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


321

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 -

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:


322

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


323

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.


324

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


325

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.


326

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.

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


327

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.

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.


328

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).

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%.


329

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.

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


330

distribuída, ao controle dos custos gerenciáveis, bem como à expansão das atividades de

comercialização de energia elétrica.

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


331

(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.

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


332

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

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.


333

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.

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.


334

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);


335

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.

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.


336

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:

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


337

"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.

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.


338

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

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.


339

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

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


340

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.

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;


341

“ lano para dia ” e “ lano para 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;

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.


342

(*) 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

tamb m a defini o dos aspectos essenciais para atua o no “ A ” primeiro dia de

assunção do Grupo Rede, de forma a garantir a continuidade da operação em paralelo às

atividades de melhoria de gestão.


343

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.

Com a conclusão do Plano de Integração, surgirá a “No a N RG SA” empresa única no setor

elétrico brasileiro.


344


345

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 Celtins. Esses

temas e seu regime excepcional regulatório podem ser assim sumarizados:

Trajetória dos indicadores de continuidade coletivos (DEC)

Adoção de uma trajetória de limites regulatórios de DEC que promova um deslocamento do

limite estabelecido no ano 04 do 3CRTP (2016) da Celtins, para o ano 04 do 4CRTP (2020).

Compensações por violação dos limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI)

Que os valores das compensações relacionadas à violação de indicadores de continuidade

(DIC, FIC, DMIC e DICRI) que não forem efetivamente pagas, relativas às transgressões

verificadas a partir de 1º de janeiro de 2014 e até o fim do 3CRTP em 2018, possam ser

utilizados para a realização de investimentos pela distribuidora, com sua alocação como

Obrigações Especiais.

Além disso, solicitamos que a diferença entre as compensações referentes ao ano civil anterior

e os valores das compensações calculados para o ano em curso, dentro do período já

mencionado, uma vez positiva, seja contabilizada como investimento remunerável pela

distribuidora.

Perdas Regulatórias

Propõe-se um ajuste da Perda Não Técnica Regulatória para 4,61% sobre o mercado de baixa

tensão, em função da não captura na perda global - quando do cálculo da Perda Não Técnica

Regulatória - da entrada no sistema da CELTINS da geração distribuída e, consequentemente,

não refletida no patamar de PNT quando do cálculo do 3º ciclo de revisão tarifária.

Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores

Propõe-se a quitação do passivo de R$ 29 milhões no prazo de 36 (trinta e seis) meses, após a

transferência de controle da concessão, com a incidência dos encargos legais e atualização

previstos nas respectivas resoluções, desde a data prevista para a devolução até a data de sua

efetivação.

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


346

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.

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).

Universalização Rural

Solicita-se a execução da universalização rural até o final do atual contrato de concessão.

Obrigações Setoriais em Aberto

Parcelamento da dívida dos encargos setoriais em 60 meses, exceto por CCC, sendo que o

início de seu pagamento ocorrerá após dois anos de carência, a contar da 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.


347

Compra de Energia



observam a disciplina legal e normativa setoriais incidentes, o que traz um prejuízo para a

concessão de cerca de R$ 10 milhões/ano. Nesse sentido, e no âmbito do plano que se propõe,

a mediação da Agência se faz necessária, posto que o Regulador é o árbitro competente das

controvérsias instauradas no âmbito dos contratos regulados.

Provisionamento adicional referente à contingências Cíveis, Fiscais e Trabalhistas

Provisionamento adicional, em 2013, relativo a contingências cíveis, fiscais e trabalhistas em

R$ 73,4 milhões.


348

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 CEMAT 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 CEMAT. 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 CEMAT 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

técnica, operacional e financeira de suas coligadas e a melhoria continuada da qualidade do

serviço prestado.


349

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 CEMAT 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 CEMAT 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.


350

13. Anexos

Anexo – Proposta de limites de DEC e FEC por conjuntos elétricos

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ALIANÇA 13609 1747 36 35 34 33 32 31 28

ALMAS 13610 1787 32 31 30 29 27 25 24

ALVORADA 13611 6566 18 18 18 18 18 18 18

ANANAS 13612 3027 47 46 45 44 43 41 39

ARAGUACEMA 13613 1103 97 96 95 94 93 91 89

ARAGUACU 13614 2727 31 30 29 28 27 25 23

ARAGUAINA NÃO URBANO 13615 20303 59 58 57 55 54 53 52

ARAGUAINA URBANO 13616 45247 13 13 12 12 11 11 11

ARAGUATINS 13617 6581 35 34 33 32 31 29 27

ARAPOEMA 13618 1741 45 44 43 42 40 38 37

ARRAIAS 13619 2495 41 40 39 38 37 35 33

AUGUSTINOPOLIS 13620 17778 36 35 33 31 30 29 28

AXIXA TOCANTINS 13621 3251 41 40 39 38 36 34 33

BARROLANDIA 13622 2056 43 42 41 40 39 37 35

BURITI DO TOCANTINS 13623 2995 52 51 50 49 48 46 44

CARIRI 13624 1069 28 27 26 25 24 22 20

COLINAS TOCANTINS 13625 10253 22 21 20 19 18 17 15

COLMEIA 13626 2365 27 26 25 24 23 22 21

COMBINADO 13627 1579 35 34 33 32 31 29 27

CRISTALANDIA 13628 2217 34 33 32 31 30 28 26

DIANOPOLIS 13629 17756 50 50 49 49 48 47 46

DUERE 13630 1202 36 35 34 33 32 30 28

FATIMA 13631 1194 44 43 42 41 40 38 36

FIGUEIROPOLIS 13633 1891 27 26 25 24 23 21 19

FILADELFIA 13634 1311 27 26 25 24 23 22 20

FORMOSO 13635 7710 36 35 34 33 32 30 28

GUARAI I 13636 8081 19 18 18 17 17 16 15

GUARAI II 13637 13271 77 76 74 72 71 70 69

GURUPI NÃO URBANO 13638 2543 67 66 65 64 63 62 60

GURUPI URBANO 13639 27334 11 11 10 10 10 9 9

ITACAJA 13640 2130 50 49 48 47 46 44 42

ITAGUATINS 13641 2467 37 36 35 34 33 31 29

LAGOA DA CONFUSAO 13642 2869 74 73 72 71 70 68 66

MIRACEMA 13643 5695 22 21 20 19 18 17 17

MIRANORTE 13644 9387 56 55 53 51 50 49 48

MONTE DO CARMO 13645 3659 62 61 60 59 58 56 54

NATIVIDADE 13646 2208 31 30 29 28 27 25 23

NAZARE 13647 1407 47 46 45 44 43 41 39

NOVA OLINDA 13648 5798 51 50 49 48 47 45 43

NOVA PINHEIROPOLIS 13649 2665 61 60 59 58 57 55 53

NOVA ROSALANDIA 13651 4196 47 46 45 44 43 41 39

PALMAS II NÃO URBANO 13652 8961 63 62 61 60 59 57 55

PALMAS II URBANO 13653 20407 9 9 8 8 8 7 7

PALMAS III 13650 13487 9 9 8 8 8 7 7

PALMAS IV 13654 16669 9 9 9 8 8 8 8

PALMEIROPOLIS 13655 2532 31 30 29 28 27 25 23

PARAISO I NÃO URBANO 13656 9299 77 76 75 73 71 69 67

PARAISO I URBANO 13657 15059 22 21 21 20 17 16 15

PEDRO AFONSO 13658 9192 84 83 82 81 80 78 76

PEIXE 13659 2037 41 40 39 38 37 35 33

PIUM 13660 1397 36 35 34 33 32 30 28

PONTE ALTA DO BOM JESUS 13661 1021 36 35 34 33 32 30 28

PONTE ALTA DO TOCANTINS 13662 1490 46 45 44 43 42 40 38

PORTO NACIONAL 13663 13663 20 19 18 17 16 15 14

PRESIDENTE KENNEDY 13664 1095 41 40 39 38 37 35 33

SILVANOPOLIS 13665 1425 46 45 44 43 42 40 38

SITIO NOVO 13666 1890 31 30 29 28 27 26 25

TAGUATINGA 13667 3559 41 40 39 38 37 35 33

TAQUARALTO II 13668 23729 12 12 12 11 11 11 11

TAQUARUSSU 13669 1230 42 41 40 39 38 36 34

TOCANTINEA 13670 1326 46 45 44 43 42 40 38

TOCANTINOPOLIS 13671 15670 45 43 42 41 39 38 37

UHE ISAMU IKEDA 13673 2554 81 80 78 77 76 75 73

UHE PEIXE 13672 3386 42 41 40 39 38 36 34

WANDERLANDIA 13674 1890 40 39 38 37 36 34 32

XAMBIOA 13675 2900 31 30 29 28 27 25 23

XAMBIOÁ II 13676 2677 34 33 32 31 30 28 26

QUANT.

CONSCONJUNTO

CÓDIGO

CONJ.

DEC LIMITE


351

ATA DA REUNIÃO COM OS INTERVENTORES


352


353


354


355

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.

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.


356

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

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


357

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.

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.


358

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

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


359

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.

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


360

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.

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


361

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%.

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.


362

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.

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


363

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.


364

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.


365

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.

Resumo Regulatório

Tópico que apresenta o resumo das projeções de eventos tarifários realizadas.


366

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

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.


367

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.


368

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.

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.


369

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.


370

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.

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.


371

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.


372

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.


373

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 transgressões ... · majoritário do grupo rede...

Documents