VOTO PROCESSOS: 48500.006511/2012-72, 48500.006512/2012-17, 48500.006510/2012-28, 48500.006507/2012-12, 48500.006509/2012-01, 48500.006508/2012-59, 48500.006514/2012-14 e 48500.006513/2012-61. INTERESSADO: Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins – Celtins, Centrais Elétricas Matogrossenses – Cemat, Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO, Empresa Elétrica Bragantina, Caiuá Distribuição de Energia, Companhia Nacional de Energia – CNEE, Empresa Energética de Mato Grosso do Sul – Enersul, Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema – EDEVP. RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior. RESPONSÁVEL: Assessoria da Diretoria - ASD. ASSUNTO: Abertura de audiência pública para receber contribuições a respeito dos planos interpostos para recuperação e correção das falhas e transgressões das concessionárias de distribuição do Grupo Rede, sob intervenção. I – RELATÓRIO 1. No dia 31 de agosto de 2012, a ANEEL decretou a intervenção na Celtins1, Cemat2, Enersul3, Nacional4, Caiuá5, Vale Paranapanema6, Bragantina7 e CFLO8, com os objetivos de defender o interesse público, de preservar o serviço adequado aos consumidores e de introduzir uma gestão prudente dos negócios das concessionárias, assegurando o cumprimento das obrigações legais e contratuais vinculadas ao contrato de concessão. 2. A fundamentação para a intervenção era a combinação de alto endividamento com uma geração de caixa insuficiente para fazer frente às obrigações de uma concessionária de distribuição. Havia, por exemplo, inadimplência sistêmica com obrigações setoriais e tributárias. O risco de contágio sistêmico do Grupo Rede havia se agravado com o pedido de recuperação judicial ajuizado pela Celpa, em 28 de fevereiro de 2012, perante a Justiça Estadual do Pará. Esse pedido elevou a percepção de risco relativo às condições das demais concessionárias integrantes do Grupo Rede, limitando ainda mais o acesso a crédito.

3. Com relação à Celpa, os credores aprovaram o plano proposto pela Equatorial Energia no processo Judicial e a ANEEL, por meio do Despacho n. 2.913/2012, deu provimento parcial ao plano de transição. A Celpa, portanto, não mais compõe o Grupo Rede e não faz parte, consequentemente, do Plano de Recuperação avaliado nesse Voto.

4. Após a intervenção, no dia 23 de novembro de 2012, quatro empresas holdings e uma comercializadora do Grupo Rede requereram Recuperação Judicial9. O processo foi distribuído e o pedido deferido pela 2ª Vara de Falências e Recuperação Judicial da Comarca da São Paulo10.

1 Resolução Autorizativa n. 3648/2012 2 Resolução Autorizativa n. 3647/2012 3 Resolução Autorizativa n. 3649/2012 4 Resolução Autorizativa n. 3654/2012 5 Resolução Autorizativa n. 3651/2012 6 Resolução Autorizativa n. 3653/2012 7 Resolução Autorizativa n. 3652/2012 8 Resolução Autorizativa n. 3650/2012 9 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). 10 Processo n. 0067341-20.2012.8.26.0100

5. A Energisa ingressou pedido no dia 4 de abril de 2013 para que fosse assegurada sua participação no processo de aquisição dos ativos do Grupo Rede e, em 19 de maio de 2013, apresentou sua proposta.

6. No dia 5 de julho de 2013, em sessão prévia à votação que apreciaria o plano de recuperação judicial, a proposta da Energisa foi escolhida para ser levada à votação. O Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da Recuperação Judicial e no dia 9 de setembro de 2013 foi proferida decisão homologando o plano de recuperação judicial. A decisão foi publicada no dia 19 de setembro de 2013 e dentro do prazo de 60 dias há ainda a possibilidade de interposição de recursos por parte dos credores, das recuperandas e/ou do Ministério Público.

7. Com a decisão favorável em primeira instância, dá-se andamento a outros processos relacionados à aquisição do Grupo Rede, dentre eles a submissão à ANEEL do plano da Energisa de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, conforme art. 12 da Lei 12.767/2012.

8. É o relatório. II – FUNDAMENTAÇÃO II.1 – Condição das distribuidoras sob intervenção

9. Com relação à atual situação econômica e financeira das distribuidoras sob intervenção, permanece delicada. Devido às mesmas razões que levaram à intervenção, o acesso a crédito se mostrou insuficiente para a gestão de uma concessionária de distribuição. Demonstrações claras dessa situação adversa foram os pedidos feitos pelos interventores de regime excepcional regulatório e de sanções a fim de viabilizar a continuidade da prestação do serviço.

10. Os pedidos dos Interventores foram avaliados em dois processos. No primeiro11 a ANEEL instituiu, por meio da Resolução Normativa n. 524, de 18 de dezembro de 2012, o regime excepcional de sanções a vigorar ao longo da intervenção, no qual as fiscalizações deveriam ter caráter somente orientativo e/ou determinativo, sem imposição de penalidades. Decidiu ainda suspender a exigibilidade das multas transitadas em julgado12, e discutir em Audiência Pública a suspensão das compensações por transgressão dos indicadores individuais de qualidade13.

11. No segundo processo14 a ANEEL resolveu por meio do Despacho n. 213, de 25 de janeiro de 2013, autorizar a Eletrobrás a suspender a cobrança dos encargos da 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. Decidiu ainda que caberia a eventual novo controlador fazer proposta de parcelamento para quitação dos débitos, após o fim da intervenção.

11 Processo n. 48500.005160/2012-82 12 Despacho n. 1.493/2013 13 Audiência Pública n. 109/2012 14 Processo n. 48500.006666/2012-17

12. Uma das formas encontradas pela ANEEL e Interventores para preservar o interesse público foi postergar algumas obrigações setoriais. Essas obrigações devem ser renegociadas e quitadas pelos novos acionistas.

13. Na tabela 1 são apresentados os valores não quitados das obrigações setoriais relativas às quotas de CCC, CDE, RGR e Proinfa; da Compra de Energia de Itaipu e dos financiamentos com recursos da RGR. Na tabela 2 são trazidos os valores anuais das compensações individuais por transgressão dos indicadores individuais de continuidade; os valores relativos a ressarcimentos devidos e não pagos aos consumidores que anteciparam sua ligação e aos que construíram redes particulares; o prejuízo anual decorrente da diferença entre as perdas reais e as regulatórias; a perda da Celtins em razão de contratos bilaterais de compra de energia que têm preço maior que o valor de repasse para as tarifas e as multas em aberto.

Tabela 1 – Obrigações com encargos setoriais, Itaipu e financiamentos RGR – R$ milhões

Dist CCC CDE RGR Proinfa Enc. Setoriais Fin. RGR Itaipu

Enc + Fin RGR + Itaipu

Cemat 67,6 72,7 46,1 57,8 244,2 95,1 194,8 534,1 Enersul - 5,3 1,6 11,2 18,1 7,3 - 25,4 Celtins 21,7 4,9 13,4 15,0 55,0 45,8 - 100,8 Rede Sul-Sudeste15 60,2 54,8 6,5 36,4 157,9 - 121,0 278,9 Total 149,5 137,7 67,6 120,4 475,2 148,2 315,8 939,2

Tabela 2 – Outras obrigações e Parcela B – R$ milhões

Dist DIC /FIC Ressarcimento Perdas Compra energia

Multas em

aberto Total Parcela B

(2013) Ebitda

Regulatório (2013)

Cemat 8,4 136,0 31,4 - 55,0 764,9 658,2 282,9 Enersul - 80,0 11,8 - 17,0 134,2 476,2 213,3 Celtins 6,7 29,0 4,5 10,0 18,0 169,0 268,9 75,1

Rede Sul-Sudeste - - 5,8 - 18,0 302,7 292,0 87,0

Total 15,1 245,0 53,5 10,0 108,0 1.370,8 1.987,3 745,2 14. A fim de se avaliar a relevância dos valores, é comparado o valor total das obrigações setoriais com a Parcela B e o Ebitda Regulatório16 das distribuidoras. Essa comparação demonstra a importância de se interpor um plano de recuperação e a necessidade de um regime excepcional de sanções e regulatórios que se mostre uma relação de compromisso entre a quitação das obrigações setoriais e a continuidade/adequação da prestação do serviço, visando o reequilíbrio das concessões.

15 Por Rede Sul-Sudeste entenda-se o somatório de Nacional, Vale Paranapanema, Caiuá, Bragantina e CFLO 16 Parcela B dos processos tarifários deduzidos os Custos Operacionais.

Gráfico 1 – Comparação entre os passivos regulatórios, a Parcela B e Ebitda regulatório

II.2 – Concessionárias de distribuição do Grupo Energisa 15. Por meio da Nota Técnica n. 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12 de novembro de 2013, foram avaliadas as distribuidoras do Grupo Energisa sob aspectos relevantes do serviço de distribuição. O Grupo Energisa é titular de cinco concessões de distribuição: Energisa Paraíba - EPB, Energisa Sergipe - ESE, Energisa Minas Gerais - EMG, Energisa Borborema – EBO e Energisa Nova Friburgo – ENF. 16. A análise foi desenvolvida em duas frentes: qualidade do serviço prestado e sustentabilidade operacional. Na primeira foram avaliados os dois principais indicadores de continuidades: DEC17 e FEC18, ou seja, duração e frequência das interrupções do fornecimento. No que se refere à sustentabilidade operacional, foram avaliados dois indicadores fundamentais para que uma distribuidora não perca condição de prestar um serviço adequado, quais sejam: os custos operacionais e o nível de perdas.

17. Sob o ponto de vista da qualidade do serviço prestado, o gráfico a seguir apresenta os indicadores DEC e FEC das concessões do Grupo Energisa. O que se verifica é que, à exceção da ESE, os consumidores das demais distribuidoras têm observado redução tanto na duração quanto na frequência das interrupções.

17 Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora: Intervalo de tempo que, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica. 18 Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC): Número de interrupções ocorridas, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado.

Gráfico 2 – DEC das distribuidoras do grupo Energisa

Gráfico 3 – FEC das distribuidoras do grupo Energisa

18. Agregando-se à análise a comparação entre indicadores apurados e os limites estabelecidos pela ANEEL, a avaliação do desempenho das distribuidoras se torna mais objetiva. A análise do histórico de apurações é importante para se verificar a tendência de cada concessionária, mas não é suficiente para avaliar se o serviço está sendo prestado dentro dos limites definidos. Isso porque os limites levam em considerações particularidades de cada área de atuação que a simples análise do histórico de apurações desconsidera. Os gráficos a seguir mostram as apurações de DEC e FEC de 2012 contra os limites definidos.

Gráfico 4 – Comparação entre DEC apurado e limite definido pela ANEEL para 2012

19. Com relação ao FEC, percebe-se que todas as distribuidoras do Grupo Energisa vêm realizando abaixo dos limites definidos pela ANEEL. Com relação ao DEC, a ESE foi a única distribuidora do Grupo Energisa que apresentou apuração acima dos limites. 20. Com relação à sustentabilidade operacional, a ANEEL está encerrando o terceiro ciclo de revisões tarifárias. Houve ao longo do tempo relevantes avanços nos conceitos e metodologias aplicáveis aos processos tarifários. O entendimento hoje traduzido nas metodologias é de que o consumidor não deve ser penalizado pela ineficiência gerencial de sua distribuidora. Deve ser avaliada a eficiência, principalmente por meio da comparação entre o desempenho das distribuidoras, e a tarifa deve ser definida, para todas as empresas, conforme o referencial de eficiência calculado.

21. A tabela a seguir apresenta o ranking de eficiência de custos operacionais que consta do regulamento de revisão tarifária19, com base nos custos de 2009. A segunda coluna traz o nível de eficiência normalizado e as terceira e quarta colunas são os limites inferior e superior considerados aceitáveis pela ANEEL. Na definição dos limites são consideras as características das áreas de concessão. Quanto mais eficiente é a distribuidora, maiores são os percentuais.

Tabela 3 – Eficiência e nível regulatório de custos operacionais

Nome Eficiência Limite Inferior

Limite Superior

Nome Eficiência Limite Inferior

Limite Superior

CSPE 153% 146% 166%

CEMAT 82% 76% 96% CJE 147% 135% 155%

CFLO 81% 74% 94%

CLFM 139% 132% 152%

SULGIPE 80% 72% 92% RGE 128% 113% 133%

NACIONAL 80% 71% 91%

CPFL - Piratininga 127% 115% 135%

DEMEI 80% 69% 89%

COSERN 126% 106% 126%

COCEL 78% 71% 91% CLFSC 125% 116% 136%

ENF 76% 66% 86%

MUX-Energia 125% 114% 134%

ELETROPAULO 76% 68% 88%

19 Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.

Nome Eficiência Limite Inferior

Limite Superior

Nome Eficiência Limite Inferior

Limite Superior

COELBA 124% 112% 132%

UHENPAL 76% 70% 90% CPEE 123% 118% 138%

CEB 73% 68% 88%

CPFL - Paulista 120% 112% 132%

AMPLA 73% 64% 84% AES SUL 110% 99% 119%

ELETROCAR 73% 66% 86%

CELPE 107% 97% 117%

CHESP 68% 64% 84% COELCE 106% 90% 110%

HIDROPAN 67% 59% 79%

CEMAR 105% 95% 115%

DME-PC 67% 58% 78% EBO 104% 84% 104%

EFLUL 67% 61% 81%

CAIUA 101% 92% 112%

COOPERALIANÇA 66% 60% 80% LIGHT 99% 99% 119%

EFLJC 66% 58% 78%

EMG 97% 88% 108%

COPEL 65% 56% 76% ESE 96% 85% 105%

CELESC 65% 57% 77%

BANDEIRANTE 94% 85% 105%

CEEE 64% 55% 75% ELFSM 92% 82% 102%

ELETROACRE 64% 60% 80%

ELEKTRO 89% 81% 101%

CELG 63% 56% 76% EDEVP 88% 79% 99%

IENERGIA 62% 58% 78%

BRAGANTINA 88% 81% 101%

CEPISA 60% 50% 70% EPB 87% 73% 93%

AME 58% 52% 72%

ESCELSA 87% 75% 95%

CEMIG 58% 48% 68% ENERSUL 83% 74% 94%

CELPA 55% 50% 70%

CELTINS 83% 83% 103%

CEAL 54% 44% 64%

BOA VISTA 34% 26% 46%

22. As empresas do Grupo Energisa são, em média, mais eficientes que as distribuidoras do Grupo Rede, embora essas últimas não façam parte do grupo de empresas menos eficientes do país. Essa avaliação foi feita com base nos custos operacionais de 2009. 23. A metodologia de definição do nível regulatório de perdas não técnicas segue a mesma lógica dos custos operacionais. O nível regulatório é baseado no desempenho de empresas que atuem em áreas comparáveis e que consigam atingir níveis mais baixos de perdas não técnicas. Para que não se fizessem comparações equivocadas, foi definido ranking de complexidade para o combate às perdas não técnicas. A construção do ranking levou em consideração variáveis que estão correlacionadas com o problema das perdas não técnicas, como a criminalidade. Aqui também o objeto central da metodologia é segregar o nível de perdas decorrente das características da área de concessão do que é explicado pela ineficiência gerencial.

24. O que é explicado pela complexidade da área de atuação é repassado às tarifas e o restante é arcado pelo acionista. Ao comparar o nível real e o regulatório tem-se, portanto, um indicador da eficiência gerencial da distribuidora. A tabela a seguir traz essa comparação para o ano de 2012. A tabela está ranqueada da empresa com maior diferença entre o nível regulatório e o real para a menor.

Tabela 4 – Perda não técnica (% do Mercado BT) real e regulatória em 2012

Concessionária % PNT/BT Regulatório

% PNT/BT Real Diferença

Concessionária % PNT/BT

Regulatório % PNT/BT

Real Diferença

MUX-ENERGIA 14,69% 2,30% 12,39% DEMEI 6,34% 7,04% -0,70% ELETROACRE 26,54% 15,23% 11,31% CFLO 0,00% 0,81% -0,81% UHENPAL 9,40% 0,42% 8,98% RGE 1,74% 2,63% -0,89% ELETROPAULO 15,76% 7,39% 8,37% CNEE 0,17% 1,14% -0,97% EPB 12,61% 7,33% 5,28% CELG 3,88% 5,09% -1,21% ESE 11,15% 6,45% 4,70% BANDEIRANTE 14,27% 15,51% -1,24% CPFL-Piratininga 9,40% 4,83% 4,57% CHESP 0,54% 2,19% -1,65% FORCEL 4,38% 0,00% 4,38% CLFM 0,02% 1,67% -1,65% BOAVISTA 11,54% 7,23% 4,31% CEB 5,21% 6,94% -1,73% ENF 4,13% 0,00% 4,13% COPEL 3,14% 5,58% -2,44% CEMIG 8,72% 4,59% 4,13% SULGIPE 5,31% 7,84% -2,53% ELEKTRO 4,26% 0,87% 3,39% COCEL 0,12% 3,12% -3,00% EBO 8,53% 5,62% 2,91% COOPERALIANÇA 0,98% 4,19% -3,21% AES SUL 5,74% 3,01% 2,73% ESCELSA 15,37% 18,59% -3,22% CSPE 3,83% 1,23% 2,60% AMPLA 22,59% 26,59% -4,00% CPFL-Paulista 7,97% 5,56% 2,41% ELETROCAR 1,20% 6,11% -4,91% COELBA 12,78% 10,65% 2,13% CJE 1,64% 7,40% -5,76% CELESC 3,68% 1,96% 1,72% ELFSM 0,83% 6,79% -5,96% EMG 1,16% 0,16% 1,00% CEMAT 8,51% 14,68% -6,17% CAIUA 1,65% 0,68% 0,97% CERON 15,82% 23,47% -7,65% CEMAR 17,71% 16,81% 0,90% ENERSUL 4,82% 12,65% -7,83% COSERN 6,50% 5,66% 0,84% IENERGIA 3,38% 11,34% -7,96% COELCE 3,62% 3,24% 0,38% CLFSC 0,22% 8,96% -8,74% HIDROPAN 0,05% 0,00% 0,05% CELPE 14,20% 23,25% -9,05% EDEVP 0,58% 0,54% 0,04% CEPISA 20,48% 36,60% -16,12% EFLJC 0,00% 0,00% 0,00% CEEE 13,74% 30,76% -17,02% EFLUL 0,00% 0,00% 0,00% CELPA 41,54% 63,50% -21,96% CPEE 2,27% 2,48% -0,21% CEAL 13,51% 46,57% -33,06% CELTINS 4,78% 5,32% -0,54% LIGHT 8,43% 46,37% -37,94% EEB 0,59% 1,13% -0,54% AME 33,83% 134,78% -100,95%

DME-PC 0,00% 0,70% -0,70% 25. Com relação ao combate às perdas, o Grupo Energisa se mostra bastante eficiente. Todas as distribuidoras superaram o referencial regulatório. As distribuidoras do Grupo Rede, por outro lado, têm tido maior dificuldade em alcançar os níveis regulatórios. Cemat e Enersul, notadamente, têm níveis de perdas bastante superiores aos patamares regulatórios, o que compromete a sustentabilidade operacional das distribuidoras. Vale ressaltar que nas revisões tarifárias, as diferenças entre os referenciais regulatórios e os reais das distribuidoras do Grupo Energisa foram revertidas à modicidade tarifária. O gráfico a seguir apresenta a diferença entre o nível regulatório e o real. Valores positivos demonstram que as empresas superaram o referencial regulatório.

Gráfico 5 – Comparação entre nível real e regulatório de perdas do Grupo Rede e Energisa em 2012

26. Observa-se, portanto, que sob os aspectos de qualidade do serviço prestado e eficiência operacional, não há óbices à continuidade da análise, ou seja, não há um indicador que deponha contra a capacidade de o Grupo Energisa prestar o serviço de distribuição de maneira adequada. II.3 – Plano de recuperação e correção das falhas e transgressões 27. Em razão do processo de intervenção administrativa, em conjunto com a troca de controle acionário que foi iniciada no processo de recuperação judicial, cabe aos novos acionistas submeter à ANEEL um plano que demonstre sua capacidade de superar os problemas que motivaram as intervenções. 28. O plano é constituído basicamente de duas partes. A primeira cuida do esforço gerencial para superar a atual condição das concessões. Nesse contexto, foram desenvolvidas estratégias para renegociar e reestruturar as dívidas, aporte de capital dos sócios, redução dos níveis de perdas, eficiência operacional, investimentos na melhoria da qualidade, entre outros.

29. A segunda parte cuida do regime excepcional de sanções e regulatório. Foi solicitado que a ANEEL, dentro de sua competência reguladora e fiscalizadora, estabeleça um regime que crie as condições para a retomada das concessões. O tratamento excepcional seria imprescindível para se alcançar uma relação de compromisso entre as obrigações setoriais e a continuidade/adequação do serviço prestado. Em síntese, busca-se demonstrar que a quitação de todas as obrigações setoriais conforme o regramento ordinário inviabilizaria os investimentos necessários para trazer as concessionárias para uma situação de normalidade.

30. Para demonstrar a relevância dos pleitos foram traçados dois cenários. No primeiro, não haveria concordância da ANEEL com relação ao plano e aí resta demonstrado que a geração de caixa seria insuficiente para fazer frente às obrigações das distribuidoras, levando a um nível de endividamento muito elevado e comprometendo a sustentabilidade no médio e longo prazo. No segundo cenário, com a adoção do regime excepcional, as distribuidoras conseguem fazer frente a suas obrigações e o nível de alavancagem alcança patamares razoáveis em 2017.

31. O regime excepcional regulatório e de sanções pleiteado pelo Grupo Energisa consiste basicamente em dilação de prazos para quitar obrigações setoriais, majoração das tarifas, flexibilização dos indicadores de continuidade e fiscalização de caráter orientativo e/ou determinativo, sem a aplicação de

multas. Os pleitos não foram feitos para todas as distribuidoras indistintamente. A partir da condição de cada concessionária foram feitos os pedidos de forma customizada e a tabela a seguir resume os pedidos feitos para cada distribuidora, segregando-os em três blocos: (i) regulação econômica; (ii) regulação técnica e comercial; e (iii) fiscalização.

Tabela 5 – Resumo dos pleitos do Grupo Energisa nos planos de recuperação

Bloco Item Cemat Celtins Enersul CNEE EEB EDEVP Caiuá CFLO

Regulação Econômica

Perdas não técnicas X X X Perda técnica X X X X Compra de Energia X

Regulação técnica e comercial

DEC/FEC X X DIC20, FIC21, DMIC22, DICRI23 X X Incorporação de redes e ressarcimento X X X P&D24 e PEE25 X X X X X X X Universalização X X X Obrigações setoriais em aberto X X X X X X

Fiscalização Regime excepcional de sanções X X X X X X X X 32. Os pedidos feitos pelas distribuidoras em cada tópico podem ser assim resumidos:

a. Perdas Não Técnicas – Partir do nível real e atingir a meta definida para o final do terceiro ciclo de revisões tarifárias ao final do quarto ciclo de revisões tarifárias;

b. Perdas Técnicas – Ajustes diversos a fim de tornar os referenciais regulatórios mais ajustados com a real situação vivenciada nas áreas de concessão;

c. Contrato de compra de energia – Atuação da ANEEL no sentido de evitar perda para a distribuidora decorrente da diferença entre o preço de compra e o preço de repasse para as tarifas;

d. DEC/FEC – Deslocar para o final do quarto ciclo de revisões tarifárias os limites estabelecidos para o final do terceiro ciclo;

e. DIC, FIC, DMIC e DICRI – Conversão das compensações individuais em investimentos com

mecanismo de incentivo a melhoria da qualidade no qual o investimento remunerável depende da redução das potenciais compensações;

f. Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação – Prazo que varia entre 24 e

36 meses, a partir de janeiro de 2014, para ressarcir os consumidores que anteciparam sua ligação e aqueles que construíram redes particulares;

20 Duração de interrupção individual por unidade consumidora (DIC): Intervalo de tempo que, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica. 21 Frequência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC): Número de interrupções ocorridas, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão. 22 Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão (DMIC): Tempo máximo de interrupção contínua de energia elétrica, em uma unidade consumidora ou ponto de conexão. 23 Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão (DICRI): Corresponde à duração de cada interrupção ocorrida em dia crítico, para cada unidade consumidora ou ponto de conexão. 24 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica. 25 Programa de Eficiência Energética.

g. P&D e PEE – Prazo de 24 meses, a partir de janeiro de 2014, para regularizar os programas atrasados. Ao final desse período o saldo não aplicado nos programas deverá respeitar os limites impostos pela regulamentação.

h. Universalização – extensão do programa de universalização rural até o final da concessão.

i. Obrigações setoriais em aberto – parcelamento da dívida com encargos setoriais em 60 meses, exceto 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 seria atualizado pela SELIC. O passivo com CCC seria pago em 12 meses, com a mesma regra de atualização.

j. Regime excepcional de sanções – (i) para Termos de Notificação – TN – já emitidos, caso sejam convertidos em Auto de Infração – AI – que seja suspensa sua exigibilidade pelo prazo de 2 anos a partir da transferência de controle acionário da distribuidora; (ii) TN emitidos até 2 anos após a transferência do controle acionário deveriam ter caráter orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades; (iii) para AI que hoje têm exigibilidade suspensa, que o prazo para parcelamento seja estendido de 12 para 60 meses; (iv) para AI que estejam com a exigibilidade suspensa e que tramitem em esfera judicial, que a ANEEL abra mão dos valores de sucumbência; e (v) anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária).

II.4 – Opinião dos interventores 33. Os planos foram submetidos à avaliação dos Interventores e a tabela a seguir apresenta seus posicionamentos. Por serem os representantes legais do Poder Público e atuais gestores das concessões, sua opinião auxilia de maneira relevante a avaliação dos planos, trazendo elementos que precisam ser considerados.

Tabela 6 – Avaliação dos interventores Bloco Item Cemat Celtins Enersul CNEE EEB EDEVP Caiuá CFLO

Perdas não técnicas Favorável Favorável Favorável

Perda técnica Favorável Favorável Favorável Favorável

Compra de Energia Desfavorável

DEC/FEC Favorável Desfavorável

DIC, FIC, DMIC, DICRI Favorável DesfavorávelIncorporação de redes e ressarcimento

Favorável FavorávelParcialmente

favorável

P&D e PEE Favorável Favorável Não avaliado Não avaliado Não avaliado Não avaliado Não avaliado

Universalização Favorável FavorávelDesfavorável,

exceto Pantanal

Obrigações setoriais em aberto

Favorável Favorável Não avaliado Não avaliado Não avaliado Não avaliado

FiscalizaçãoRegime excepcional de sançoes

Não avaliadoProposta

alternativaNão avaliado Não avaliado Não avaliado Não avaliado Não avaliado Não avaliado

ContábilProvisionamento adicional de contingências

Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável

Regulação econômica

Regulação técnica e comercial

II.5 – Detalhamento dos pleitos II.5.1 – Perdas não técnicas 34. Para a Cemat e Enersul o pedido é no sentido de que a trajetória das perdas não técnicas parta do nível real de 13,70% e 11,18% sobre o mercado de baixa tensão, respectivamente, e atinja a meta definida para o final do terceiro ciclo somente no final do quarto ciclo. 35. A título de informação, o nível regulatório definido para a Enersul foi de 7,14% chegando em 4,74% em 201726. Para a Cemat foi de 7,24% chegando em 4,84% em 201727. Todos os percentuais estão referenciados ao mercado de baixa tensão. 36. Para a Celtins o pleito é no sentido de se fazer um ajuste da perda não técnica regulatória para 4,61% sobre o mercado BT, em função da não captura na perda global da entrada no sistema da Celtins da geração distribuída e, consequentemente, não refletida no patamar de perdas não técnicas. O nível regulatório definido foi de 1,04%28. II.5.2 – Perdas técnicas 37. Para as concessionárias Nacional, Bragantina, Vale Paranapanema e Caiuá o pleito é no sentido de se fazer ajustes nos níveis de perdas técnicas para que fiquem mais aderentes à realidade das concessões. A justificativa apresentada é que para empresas com perdas não técnicas de pequena monta os erros na estimação das perdas técnicas têm uma magnitude relativa muito elevada. 38. Os acréscimos solicitados de perdas técnicas sobre a energia injetada para a Bragantina, Caiuá, Nacional e Vale Paranapanema são, respectivamente, de 0,33%, 1,04%, 1,99% e 0,68%.

II.5.3 – Compra de Energia Celtins 39. A Celtins tem contratos firmados com os geradores Socibe Energia, Isamu Ikeda Energia e Alvorada Energia, decorrentes do processo de desverticalização, cujos preços fixados nos contratos são maiores que os valores de repasse para as tarifas, o que gera perdas financeiras para a distribuidora. 40. O pleito é para que seja realizada uma mediação, posto que o Regulador seria o árbitro competente das controvérsias instauradas no âmbito dos contratos regulados.

II.5.4 – Compensações por violação dos limites de continuidade individuais - DIC, FIC, DMIC e DICRI 41. O Grupo Energisa solicitou para a Cemat e para a Celtins o mesmo tratamento regulatório dispensado à Celpa29 quando da avaliação do Plano de Transição da Empresa em relação ao destino das compensações por transgressão dos indicadores individuais de continuidade devidas aos consumidores.

26 REH 1.505/2013 27 REH 1.506/2013 28 REH 1.320/2012 29 Resolução Autorizativa 3.731/2012.

42. Na avaliação realizada para a Celpa, a ANEEL levou em consideração a situação de degradação contínua da qualidade do serviço prestado na área de concessão da empresa, em especial em termos de continuidade, verificada pelos altos valores de DEC e FEC apurados pela concessionária, que à época se configurava como os mais elevados dentre as distribuidoras do País. Outro aspecto constatado foi a situação financeira gravíssima da concessionária que se encontrava um circulo vicioso e destrutivo.

43. Ante ao exposto, a Diretoria da ANEEL entendeu que fazia sentido que os recursos que seriam repassados aos consumidores a título de compensação fossem revertidos em investimentos com vistas a sanar o problema enfrentado por esses mesmos consumidores, entendendo ainda que essa alternativa, dado o contexto, era a que melhor representava o interesse público. Entretanto, com o intuito de resguardar o interesse dos consumidores, a ANEEL estabeleceu que se houvesse aumento das compensações nos anos de vigência desse mecanismo de incentivo à melhoria, a distribuidora deveria investir a diferença positiva em dobro, sendo esses investimentos não remunerados pela tarifa (contabilizado como Obrigações Especiais). 44. Nesse sentido, deve-se, no presente caso, verificar se as concessionárias avaliadas (Cemat e Celtins) têm apresentado degradação dos seus indicadores de continuidade, bem como se os níveis de compensações pagas são relevantes a ponto de comprometer a geração de caixa das empresas e, consequentemente, os investimentos que teriam potencial de reverter as causas das compensações e a piora da qualidade do serviço prestado, uma vez que a situação financeira dessas empresas pode ser considerada, à exemplo da Celpa, como igualmente grave.

45. Iniciando a análise pelas compensações pagas pelas duas concessionárias em 2012 devido à transgressão dos indicadores DIC/FIC/DMIC/DICRI, verifica-se que em valores absolutos o montante mais relevante foi o desembolsado pela Cemat, o equivalente à R$ 24.688.358,96, tendo a Celtins compensado a quantia de R$ 7.146.597,54. Comparando esses montantes com os investimentos projetados pelo Grupo Energisa para 2014, sem considerar eventuais aumentos ou reduções nos valores compensados, tem-se que a referida compensação representaria para a Cemat aproximadamente 6% do montante a ser investido, ao passo que para a Celtins esse percentual seria em torno de 2,5%.

46. Com o intuito de mostrar a evolução dos valores compensados, observa-se, conforme gráfico a seguir, que a Celtins, dada a melhoria dos seus indicadores de continuidade (vide Gráfico 9), apresentou uma redução de 17,1% no montante de compensação pago em 2013 em relação aos valores compensados em 2012, enquanto a Cemat, ao contrário, apresentou um aumento de 20,5% nos valores devidos. Essa análise foi feita comparando os valores compensados nesses dois anos até o mês de agosto.

Gráfico 7 - Comparação dos valores pagos de DIC/FIC/DMIC/DICRI pela Cemat e pela Celtins.

47. Com vistas a verificar a situação das referidas concessionárias quanto à qualidade do serviço prestado, os gráficos a seguir apresentam a evolução dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC apurados para a Cemat e para a Celtins no período de 2000 a 2013, bem como seus respectivos limites estabelecidos pela ANEEL. Ressalta-se que os indicadores DEC e FEC para o ano de 2013 foram obtidos considerando os valores apurados no período de setembro de 2012 a agosto de 2013.

Gráfico 8 - Evolução dos indicadores de continuidade coletivos DEC e DEC da Cemat.

Gráfico 9 - Evolução dos indicadores de continuidade coletivos DEC e DEC da Celtins.

48. Conforme se observa nos gráficos anteriores, as duas concessionárias se encontram em situações distintas em relação à evolução dos níveis de continuidade do serviço prestado, não obstante ambas terem transgredido o limite global do indicador DEC nos últimos anos. No caso da Cemat, nota-se que o indicador FEC tem se mantido praticamente estável no período enquanto o DEC tem apresentado piora nos

dois últimos anos, ao passo que a Celtins vem mostrando melhora nos valores apurados nos dois indicadores, e se mantida a taxa de redução nos valores apurados de DEC a concessionária ficaria com esse indicador dentro do limite já em 2014. 49. A Resolução Autorizativa n. 3.731/2012, que autoriza a Celpa a destinar recursos de compensações para investimentos, deixa claro que o nível de compensações apurado a cada ano deverá ser contabilizado como Obrigações Especiais e em caso de elevação do nível apurado de compensações, a diferença é contabilizada em dobro como Obrigações Especiais. 50. Como nas revisões tarifárias os investimentos feitos com recursos de Obrigações Especiais não são considerados para cálculo da remuneração e quota de reintegração regulatória, se a distribuidora não melhorar a qualidade, o consumidor é compensado com tarifas mais baixas. Por outro lado, quanto mais rápida for a melhora da qualidade, mais investimentos remuneráveis a distribuidora terá. Tem-se, portanto, um regime de incentivo em que o consumidor participa da solução, desde que tenha a qualidade realmente melhorada. II.5.5 – Limites de DEC e FEC 51. Esse tema também foi objeto de pedido por parte da Equatorial quando interpôs seu plano de transição para a Celpa. Naquela oportunidade foram questionados a definição dos conjuntos e os limites. A ANEEL avaliou e negou o pedido por entender que estavam adequados, mesmo que a distribuidora viesse apurando muito acima desses limites. 52. A Energisa não questiona os limites definidos para a Cemat e a Celtins, mas o tempo necessário para serem atingidos. 53. Em síntese, o pedido para a Cemat é no sentido de que se promova um deslocamento para 2023 dos limites estabelecidos para 2018, ou seja, o limite definido para o último ano do terceiro ciclo da revisão tarifária seria deslocado para o último ano do quarto ciclo. Para a Celtins foi solicitado deslocar para 2020 a meta definida para 2016. 54. O pedido se fundamenta na deterioração dos ativos de distribuição; na elevada taxa de redução anual da trajetória homologada no terceiro ciclo; na tendência de elevação das compensações a serem pagas; eventos climáticos e geográficos; dificuldades operacionais para a execução dos planos de investimentos, entre outros. 55. Um ponto que merece ser avaliado seria a relação entre a alteração dos indicadores coletivos e a conversão das compensações individuais. Na seção anterior foi defendida que a conversão das compensações em investimentos seria adequada para aliviar o fluxo de caixa das concessões e proporcionar recursos vinculados a investimentos que busquem a melhoria da qualidade. 56. O esforço, portanto, se dá no sentido de converter o direito às compensações em direito à melhoria da qualidade. Na hipótese de revisão dos limites, há redução do valor das compensações e, consequentemente, uma quantidade menor de investimentos vinculados à melhoria da qualidade do serviço.

II.5.6 – Pesquisa e Desenvolvimento – P&D – e Programa de Eficiência Energética - PEE 57. À exceção da Enersul, todas as demais distribuidoras têm atraso na aplicação dos recursos de P&D e PEE superior ao limite permitido pela regulamentação, que corresponde ao recolhimento dos últimos dois anos.

58. Sobre esse tema a Energisa requer um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014, para a regularização dos investimentos, sem a aplicação das penalidades previstas durante o referido período. A proposta é que até o término dos 24 meses o saldo dos programas, sem contar a remuneração pela SELIC, não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação. II.5.7 – Universalização e ressarcimento das antecipações e das redes particulares 59. A respeito das metas de universalização, o pedido é de que se estendam até o fim do prazo de concessão. 60. Sobre os ressarcimentos de Encargos de Responsabilidade da Distribuidora (REN 250/2007), dos investimentos feitos por consumidores em redes particulares (REN 229/2006) e dos investimentos feitos pelos consumidores para antecipação da universalização (REN 223/2003), o que se solicitam é dilação do prazo para quitar as obrigações. 61. Para Cemat e Celtins o prazo solicitado foi de 36 meses e para Enersul de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014. Os planos já preveem que devem incidir os encargos legais e as atualizações previstas nas respectivas resoluções. 62. A ANEEL recentemente reviu esses prazos e, excepcionalmente, definiu metas para Celtins, Enersul e Cemat para 2017, 2016 e 2016, respectivamente. Os prazos vão além do término do Programa Luz para Todos exatamente porque se ponderou o impacto tarifário e a situação econômica dessas distribuidoras. 63. Sobre o pedido da Energisa de dilação do prazo para quitar os ressarcimentos junto aos consumidores, de 36 meses para Cemat e Celtins e de 24 meses para a Enersul, inicialmente pondera-se que os débitos junto aos consumidores são provenientes de diferentes obrigações, devendo ser analisados de forma específica.

II.5.8 - Débitos com obrigações setoriais – Itaipu, financiamentos com recursos da RGR e Encargos Setoriais: CCC, CDE, RGR e Proinfa 64. A Energisa solicita parcelamento da dívida dos encargos setoriais em 60 meses, exceto CCC, sendo que o início de seu pagamento ocorrerá após dois anos de carência. 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. Para Itaipu solicita a mesma condição, mas informa que o pleito foi direcionado à Eletrobrás. 65. A respeito dos débitos com obrigações setoriais, ressalta-se que em outubro de 2012, em razão da crítica situação econômica e financeira das distribuidoras, os interventores interpuseram pedidos de regime excepcional de sanções e regulatório, com vistas a preservar a prestação do serviço adequado, em defesa do interesse público30. Os interventores propuseram uma espécie de carência quanto a diversas obrigações setoriais.

30 Carta INT_ENERSUL/003/2012; Carta INT_CEMAT/012/2012; Carta ITN_CELTINS/002/2012; Carta INNTER-RSS/027/2012

66. A ANEEL, por meio do Despacho n. 213/2013, resolveu autorizar a Eletrobrás a suspender a cobrança dos encargos CCC, CDE, RGR e Proinfa, bem como financiamentos com recursos da RGR, vencidos e a vencer. Decidiu ainda que o parcelamento de Itaipu caberia à Eletrobrás e que caberia a eventual novo controlador fazer os pedidos de parcelamento decorrentes das suspensões das cobranças. 67. Essa decisão demonstra a excepcionalidade das medidas necessárias para se preservar a continuidade do serviço de distribuição nessas áreas de concessão. Decorrência natural da degradação dos indicadores financeiros e das incertezas associadas ao processo de intervenção, a forma usual de financiamento das atividades de uma distribuidora se mostrou inexequível. Sem dinheiro novo dos sócios ou possibilidade de contrair novas dívidas, a saída encontrada foi financiar as atividades, em parte, a partir da suspensão de obrigações setoriais, como o recolhimento de encargos setoriais. 68. Consequência indiscutível dessa decisão é que as obrigações vão a cada mês se avolumando e, por essa razão, houve previsão expressa de que os pedidos de parcelamento poderiam ser reformulados por eventual novo controlador das concessionárias em questão, após o fim da intervenção. Se a situação era crítica o suficiente para motivar a suspensão das obrigações, evidente reconhecer que a situação agora é bastante grave. 69. A quitação dos débitos em prazo muito curto traria comprometimento da geração de caixa da concessão, concorrendo com os investimentos necessários à garantia da qualidade do fornecimento, redução de perdas, além de outros, tão necessários à recomposição da regular prestação do serviço de forma adequada nessas áreas de concessão. Dessa forma, devem ser avaliadas as possibilidades de parcelamento que representem uma solução de compromisso entre a quitação dos débitos e a sustentabilidade das concessões, uma vez que olvidar dessa última pode resultar na ineficácia da cobrança. 70. Por envolver aspectos legais, a Procuradoria Geral – PGE foi solicitada31 a se manifestar a respeito dos pleitos. Além das condições de parcelamento propostas, foi solicitada avaliação sobre os limites a serem observados pela ANEEL, dentro de sua competência reguladora, para definir as condições a serem observadas pela Eletrobrás na renegociação dos débitos, como prazos e regras de atualização. Finalmente, foi solicitada avaliação sobre a possibilidade de o parcelamento alcançar prazo além do término da concessão e qual a regra de atualização se aplica aos itens cuja cobrança ficou suspensa pelo Despacho n. 213/2013.

71. O posicionamento da PGE32 pode ser resumido da seguinte forma:

Proinfa e Itaipu – pela possibilidade jurídica de conceder o parcelamento, mas a decisão

caberia à Eletrobrás.

CCC – Deve ser seguido o rito definido pela Resolução Normativa n. 427/2011, de quitação em 12 meses.

CDE e RGR – pela possibilidade jurídica de conceder o parcelamento, mas há a necessidade de regulamento prevendo essa possibilidade.

Os parcelamentos deveriam ser concedidos sem carência e limitados ao fim da concessão.

31 Memorando 210/2013-DR/ANEEL, de 25.10.2013. 32 Parecer n. 539/2013/PGE-ANEEL/PGF/AGU

II.5.9 – Regime excepcional de sanções

72. Com relação ao regime excepcional de sanções solicitado pela Energisa, a PGE assim se manifestou:

Pela possibilidade jurídica de se conceder 2 anos de caráter orientativo/determinativo, sem

imposição de penalidades.

Pela possibilidade jurídica de se conceder parcelamento em prazo maior que 12 meses das multas com exigibilidade suspensa. O prazo, no entanto, deve ser inferior a 60 meses, limitado ao fim da concessão. Necessidade de regulamento.

Pela impossibilidade jurídica de desistência dos valores de sucumbência por não ser de competência da ANEEL fazê-lo;

Pela impossibilidade jurídica de suspensão das multas anteriores à transferência do controle acionário;

Pela impossibilidade jurídica de remissão dos encargos incidentes sobre o valor principal das multas.

II.5.10 Provisionamento adicional de contingências 73. A Energisa solicita que os interventores contabilizem ainda em 2013 valores adicionais de contingências cíveis, fiscais e trabalhistas. 74. A avaliação quanto à pertinência dos valores levantados pela Energisa deve ser feita por cada Interventor que tem toda a condição de criticar os estudos feitos. Não caberia à ANEEL obriga-los a contabilizar as contingências da forma estimada pela Energisa. Para os valores mais representativos, inclusive, os Interventores apontaram óbices legais à contabilização sugerida. II.6 Avaliação econômica e financeira 75. No que se refere aos saques feitos pelo Banco Daycoval, as áreas técnicas da ANEEL entendem que o procedimento correto seria a restituição às concessionárias de distribuição dos valores sacados pela Holding, devidamente atualizados, e não o aporte de capital proposto pela Energisa.

76. Ademais, ressaltam que não há qualquer compromisso em aprovar compartilhamentos de estruturas ou pessoal. Os pedidos deverão ser feitos após a transferência do controle acionário, seguindo a regulamentação pertinente. Sobre esse ponto, os Interventores alertaram que as análise requerem cuidado para que se evitem excessos que coloquem em risco a unicidade das concessões. 77. Em razão das manifestações das áreas técnicas, a Energisa deverá atualizar seus modelos financeiros considerando como data-base o último trimestre realizado (março, junho, setembro ou dezembro). 78. As modelagens financeiras deverão contemplar, no mínimo, o Balanço Patrimonial, a Demonstração de Resultados e o Fluxo de Caixa Direto, conforme a contabilidade regulatória. A Energisa deverá considerar além do indicador Dívida Líquida/EBITDA, mais dois indicadores de Dívida

Líquida/(EBITDA-CAPEX). O primeiro considerará um Capex igual às adições líquidas de baixas e de obrigações especiais e o segundo como igual à depreciação regulatória indexada ao IGP-M da última Revisão Tarifária Periódica realizada ou projetada. E para o cálculo do EBITDA, deve-se utilizar a forma usual que não inclui os acréscimos moratórios dos faturamentos. 79. Quando apresentou os planos de recuperação, a Energisa declarou ter créditos aprovados e R$ 1,8 bilhão e que mais R$ 1,0 bilhão deveria ser contratado para substituição e mudança do perfil da dívida nas distribuidoras. Além disso, declarou que haveria aumento de capital privado de pelo menos R$ 500 milhões na 1ª fase. Por ser parte fundamental do plano, como parte de sua contribuição à Audiência Pública a Energisa deverá juntar documentação subscrita pelos futuros financiadores, evidenciando o firme compromisso desses agentes financeiros de aportar os recursos nas condições previstas no plano de recuperação.

80. Também seria importante que juntasse aos autos as avaliações das agências classificadoras de risco a respeito do Grupo Energisa, antes e depois da aquisição das distribuidoras do Grupo Rede. 81. Por fim, para que se permita a todos os interessados participar do processo de decisão, faz-se necessário submeter à Audiência Pública (AP) os planos apresentados, juntamente com as avaliações (i) das áreas técnicas da Agência; (ii) dos interventores; e (iii) da Procuradoria Geral.

82. Ressalta-se, por oportuno, que a AP deverá ser realizada com prazo de dez dias de forma a permitir a conclusão da análise das contribuições antes do final do ano, visto que o resultado dessa análise é relevante para o processo de recuperação judicial do Grupo Rede. III – DIREITO 83. A presente análise foi realizada com observância, entre outros, dos seguintes dispositivos legais e regulamentares: (i) Lei n. 12.767/2013; (ii) Lei n. 9.427/1996; (iii) Lei n. 10.438/2002; (iv) Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET; (v) Procedimentos de Distribuição – PRODIST; (v) Resolução n. 223/2003; (vi) Resolução Normativa n. 229/2006; e (vii) Resolução Normativa n. 63/2004. IV – DISPOSITIVO 84. Com base no exposto e do que consta dos Processos n. 48500.006511/2012-72, 48500.006512/2012-17, 48500.006510/2012-28, 48500.006507/2012-12, 48500.006509/2012-01, 48500.006508/2012-59, 48500.006514/2012-14 e 48500.006513/2012-61, voto (i) pela abertura de Audiência Pública, no período de 20 a 29 de novembro 2013, por intercâmbio documental, com vistas a receber contribuições a respeito dos planos interpostos para recuperação e correção das falhas e transgressões das concessionárias de distribuição do Grupo Rede, sob intervenção, e (ii) por determinar que sejam disponibilizados no sítio da ANEEL na Internet em conjunto com os referidos planos, a Nota Técnica n. 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, o Parecer n. 539/2013/PGE-ANEEL/PGF/AGU e as manifestações dos interventores.

Brasília, 19 de novembro de 2013.

JOSÉ JURHOSA JUNIOR Diretor