I. OBJETIVO - aneel.gov.br · 3. Posteriormente, apresentamos de maneira bastante resumida o plano proposto para recuperação das distribuidoras sob intervenção, seguido da opinião

Nota Técnica nº 1/2013–ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL

Em 12 de novembro de 2013.

Processos n.º: 48500.006508/2012-59; 48500.004998/2012-59; 48500.004997/2012-12; 48500.004996/2012-60; 48500.004994/2012-71; 48500.005010/2012-79; 48500.005007/2012-55; 48500.004968/2012-42. Assunto: Avaliação dos Planos de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões relativos às distribuidoras do Grupo Rede sob Intervenção.

I. OBJETIVO 1. Essa Nota Técnica tem por objetivo subsidiar a decisão da Diretoria quanto ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões relativo às distribuidoras do Grupo Rede sob Intervenção. 2. Iniciaremos com uma contextualização do problema, onde se busca apresentar a sequência de fatos que levaram à situação atual. Na seção seguinte, trazemos alguns indicadores operacionais das concessionárias de distribuição do Grupo Energisa.

3. Posteriormente, apresentamos de maneira bastante resumida o plano proposto para recuperação das distribuidoras sob intervenção, seguido da opinião dos interventores sobre esse plano e, finalmente, avaliação das áreas técnicas da ANEEL. Fechamos a nota com as conclusões e recomendações à Diretoria

(Fls. 2 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). II. INTRODUÇÃO E CONTEXTUALIZAÇÃO 4. 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. 5. Tratou-se de uma medida extrema sem a qual se corria risco de agravamento da situação econômico-financeira do conjunto das empresas do Grupo Rede, inviabilizando a gestão da concessão e a adequada prestação do serviço. Nessa condição, afastam-se os gestores designados pelos acionistas e nomeia-se um interventor, que fica responsável pela condução da concessão até que se viabilize uma alternativa. 6. 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.

7. Com relação à Celpa, os credores aprovaram o plano proposto pela Equatorial Energia no processo Judicial e a ANEEL, por meio do Despacho 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 nessa Nota Técnica.

8. 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 REA 3648/2012 2 REA 3647/2012 3 REA 3649/2012 4 REA 3654/2012 5 REA 3651/2012 6 REA 3653/2012 7 REA 3652/2012 8 REA 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 0067341-20.2012.8.26.0100

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 9. As recuperandas depositaram em Juízo, no dia 15 de março de 2013, um plano de recuperação judicial único, que tinha dentre suas premissas a alienação do controle societário ao consórcio formado pelas empresas CPFL Energia e Equatorial Energia.

10. A Energisa ingressou nos autos no dia 4 de abril de 2013, até então em parceria com a Copel, 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.

11. No dia 5 de julho de 2013, numa sessão prévia à votação que apreciaria o plano de recuperação judicial, a proposta da Energisa foi escolhida para ser levada à votação. A essa altura, o plano original havia sido reformulado e a Copel havia deixado de compor o consórcio. 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 ainda corre o prazo de 60 dias para interposição de recursos por parte dos credores, das recuperandas e/ou do Ministério Público.

12. 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 de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, conforme art. 12 da Lei 12.767/2012. Esse é o contexto da presente Nota Técnica, avaliar o plano apresentado à ANEEL no dia 1º de outubro de 2013.

13. 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.

14. Os pedidos dos Interventores foram avaliados em dois processos. No primeiro11 a ANEEL instituiu, por meio da REN 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. Posteriormente, a ANEEL suspendeu a exigibilidade das multas transitadas em julgado12, desde que houvesse renuncia à prescrição dos créditos suspensos; e resolveu discutir em Audiência Pública a suspensão das compensações por transgressão dos indicadores individuais de qualidade13.

11 Processo 48500.005160/2012-82 12 Despacho 1.493/2013 13 Audiência Pública 109/2012


(Fls. 4 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 15. No segundo processo14 a ANEEL resolveu por meio do Despacho 213, de 25 de janeiro de 2013: “(i) 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, não incluídos aqueles que se encontram em execução, até que sobrevenha o termo final da intervenção, ressalvada a necessidade de haver cobrança para evitar a ocorrência de prescrição; (ii) registrar que a decisão quanto ao parcelamento do pagamento da energia de Itaipu está dentro da esfera de gestão da Eletrobrás; (iii) indeferir os pedidos de parcelamento dos encargos CCC, CDE, RGR e PROINFA, formulados pela concessionária de distribuição de energia elétrica sob intervenção, pertencentes ao Grupo Rede Energia; e (iv) declarar que os pedidos de parcelamento referidos no item (iii) poderão ser reformulados por eventual novo controlador das concessionárias em questão após o fim da intervenção. 16. Uma das formas encontradas pela ANEEL e Interventores para preservar o interesse público foi postergar algumas obrigações setoriais. Essas obrigações precisam agora ser renegociadas e quitadas pelos novos acionistas. As tabelas a seguir quantificam as obrigações setoriais em aberto, trazidas pela Energisa em seus planos de recuperação, que demonstram a delicadeza da situação a ser enfrentada no presente processo.

17. 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 em atraso e que são objeto de renegociação solicitada à ANEEL. Na tabela 2 são trazidos outros aspectos também relacionados ao pedido com os respectivos valores de: i) total anual das compensações individuais por transgressão dos indicadores individuais de continuidade; ii) ressarcimentos devidos e não pagos aos consumidores que anteciparam sua ligação e aos que construíram redes particulares; iii) o prejuízo anual decorrente da diferença entre as perdas reais e as regulatórias; iv) 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

14 Processo 48500.006666/2012-17 15 Por Rede Sul-Sudeste entenda-se o somatório de Nacional, Vale Paranapanema, Caiuá, Bragantina e CFLO


(Fls. 5 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013).

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

Dist Compensaçõe

s DIC /FIC/ DMIC/DICRI

Ressarcimento Perdas

Compra

energia

Multas em

aberto Total Parcela B

(2013) Ebitda

Regulatório (2013)

Cemat 24,7 136,0 31,4 - 55,0 764,9 658,2 282,9 Enersul 5,2 80,0 11,8 - 17,0 134,2 476,2 213,3 Celtins 7,1 29,0 4,5 10,0 18,0 169,0 268,9 75,1

Rede Sul-Sudeste 1,2 - 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 18. A fim de se avaliar a relevância dos valores de que trata o plano de recuperação, é comparado o valor total das obrigações setoriais com a Parcela B e o EBITDA Regulatório16 das distribuidoras, bem como é apresentada a situação atual simplificada das concessionárias por meio do montante de Dívida Líquida17 e a relação com o fluxo formado pelo EBITDA18 subtraído dos investimentos19. 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.

16 Parcela B dos processos tarifários deduzidos os Custos Operacionais. 17 A Dívida Líquida corresponde à Dívida Bruta ajustada pela dívida setorial e tributária em atraso e renegociadas, atuarial, mútuos passivos com partes relacionadas e Derivativos a Pagar, deduzida dos Ativos Financeiros, compostos pelo somatório das contas Disponibilidades, Aplicações Financeiras, Empréstimos e Financiamentos, Títulos e Valores Mobiliários, Fundos Vinculados e Derivativos a Receber. 18 Em vista da volatilidade e para fins de simplificação, considerou-se a média do EBITDA de jul/2011-jun/2012 e jul/2012-jun/2013. 19 Para os investimentos, utilizou-se a depreciação regulatória da 3ª (terceira) RTP indexada ao IGP-M até jun/2013, ainda que haja previsão de investimentos muito maiores nos Planos de Recuperação.



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

Gráfico 2 – Endividamento e Alavancagem Financeira

781,2

303,9

169,4 139,4

658,2

292,0 268,9

476,2

282,9

87,0 75,1

213,3

-

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

Cemat Rede Sul-Sudeste Celtins Enersul

Passivos vs. Parcela B e Ebtida (R$.MM) Passivos

Parcela B

Ebtida regulatório

1.734

569 445

742

286 254 101 80 21

7,7 x

3,1 x

6,1 x8,0 x

19,7 x

9,2 x

3,9 x 3,7 x

7,5 x

Cemat Enersul Celtins RedeSul-SE

Caiuá-D EEB EDEVP CNEE CFLO

Dívida Líquida - R$ Milhões Dívida Líquida / [EBITDA (-) Capex]


(Fls. 7 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). III. DISTRIBUIDORAS DO GRUPO ENERGISA 19. Um ponto relevante para a análise do plano é avaliar a capacidade dos novos acionistas na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. 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. 20. A análise aqui desenvolvida se dará em duas frentes: qualidade do serviço prestado e sustentabilidade operacional. Na primeira serão avaliados os dois principais indicadores de continuidades: DEC20 e FEC21, ou seja, duração e frequência das interrupções do fornecimento. No que se refere à sustentabilidade operacional, serão avaliados dois indicadores fundamentais para que uma distribuidora não perca a condição de prestar um serviço adequado: os custos operacionais e o nível de perdas.

21. 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 experimentado redução tanto na duração quanto na frequência das interrupções.

Gráfico 3 – DEC das distribuidoras do grupo Energisa

20 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. 21 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.

-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

DEC - Energisa de 2006 a 2012 EPBESEEMGENFEBO



Gráfico 4 – FEC das distribuidoras do grupo Energisa

22. Construindo-se os mesmos gráficos para as distribuidoras do Grupo Rede, chega-se a conclusão diferente. À exceção da Celtins, que vem melhorando os indicadores DEC e FEC, as demais distribuidoras têm apresentado piora ou manutenção dos indicadores. Os gráficos a seguir trazem os valores apurados.

Gráfico 5 – DEC das distribuidoras do grupo Rede

-

5

10

15

20

25

30

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

FEC - Energisa de 2006 a 2012 EPBESEEMGENFEBO

- 5

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

DEC - Rede de 2006 a 2012 Cemat CeltinsEnersul CaiuáBragantina NacionalEDEVP CFLO



Gráfico 6 – FEC das distribuidoras do grupo Rede

23. 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 valiosa para se avaliar 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 consideração 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.

-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

FEC - Rede de 2006 a 2012 Cemat CeltinsEnersul CaiuáBragantina NacionalEDEVP CFLO



Gráfico 7 – Comparação entre DEC apurado e limite definido pela ANEEL para 2012

Gráfico 8 – Comparação entre FEC apurado e limite definido pela ANEEL para 2012

24. Com relação ao FEC, percebe-se que tanto as distribuidoras do Grupo Energisa quanto as distribuidoras do Grupo Rede 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, tendo todas as demais performado melhor que os limites. No Grupo Rede, Cemat, Celtins e Bragantina apresentaram desempenho pior que os limites definidos.

- 5

10 15 20 25 30 35 40 45 DEC Apurado versus limites da ANEEL

DEC ApuradoDEC Limite

-

5

10

15

20

25

30 FEC Apurado versus limites da ANEEL

FEC ApuradoFEC Limite


(Fls. 11 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 25. A ANEEL vem divulgando um ranking da continuidade do serviço prestado. Na última apuração feita pela ANEEL22 o ranking, que segrega as distribuidoras com mercado superior a 1 TWh das demais, foi o seguinte:

Tabela 3 – Ranking das distribuidoras com mercado superior a 1TWh por ano

Distribuidora Região Ranking Distribuidora Região Ranking CPFL SANTA CRUZ SE 1 COELBA NE 19 COELCE NE 2 CERON NO 20 CEMAR NE 3 CELESC-DIS SU 21 EPB NE 3 CELTINS NO 21 CPFL-PIRATININGA SE 5 AME NO 23 COSERN NE 6 ESE NE 23 COPEL-DIS SU 7 AMPLA SE 25 CAIUÁ SE 8 CEMIG-D SE 25 ENERSUL CO 9 BRAGANTINA SE 27 EMG SE 10 CEEE-D SU 28 CPFL-PAULISTA SE 11 CEMAT CO 29 RGE SU 11 CEPISA NE 30 ELETROPAULO SE 13 CEAL NE 31 AES-SUL SU 14 LIGHT SE 32 ESCELSA SE 14 CEB-DIS CO 33 CELPE NE 16 CELG-D CO 34 ELEKTRO SE 16 CELPA NO 35 BANDEIRANTE SE 18

Tabela 4 – Ranking das distribuidoras com mercado inferior a 1TWh por ano

Distribuidora Região Ranking Distribuidora Região Ranking MUXENERGIA SU 1 EFLUL SU 15 EFLJC SU 2 NACIONAL SE 16 DEMED SE 3 UHENPAL SU 17 CERR NO 4 SULGIPE NE 18 CPFL JAGUARI SE 5 CPFL SUL PAULISTA SE 19 CPFL MOCOCA SE 6 HIDROPAN SU 20 EDEVP SE 7 COOPERALIANÇA SU 21 FORCEL SU 7 COCEL SU 22 EBO NE 9 DEMEI SU 23

22 Nota Técnica 38/2013-SRD/ANEEL



Distribuidora Região Ranking Distribuidora Região Ranking CFLO SU 10 ELETROCAR SU 23 ELFSM SE 10 CHESP CO 25 CPEE SE 12 ELETROACRE NO 26 BOA VISTA NO 13 CEA (2) NO 27 ENF SE 13 IENERGIA SU 28

26. Conforme se verifica nas Tabelas 3 e 4, não há uma clarividente separação entre as empresas do Grupo Rede e Grupo Energisa. A conclusão que se pode tirar é a de que o Grupo Energisa vem demonstrando que tem capacidade de operar dentro dos limites definidos pela ANEEL, tem apresentado redução das apurações nos últimos anos e que há uma tendência preocupante das apurações das distribuidoras do Grupo Rede, com Cemat, Celtins e Bragantina apresentando durações das interrupções acima dos valores definidos pela ANEEL. 27. 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.

28. Então, por exemplo, nos custos operacionais foi introduzida no terceiro ciclo a metodologia de benchmarking. A metodologia consiste em comparar os custos das distribuidoras e medir se os custos são explicados pelos produtos relevantes e pelas características de sua área de concessão. Por produto relevante foram considerados a quantidade de unidades consumidoras, o mercado de energia e a extensão das redes. Por característica da área foi tratada a questão dos salários, da quantidade de chuvas, da complexidade para o combate às perdas e a densidade de consumidores na área de concessão.

29. A tabela a seguir demonstra o ranking de eficiência calculado e que consta do regulamento de revisão tarifária23, com base nos custos operacionais 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.

23 Submódulo 2.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET.



Tabela 5 – 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% 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%

30. Sob esse enfoque, as diferenças entre os Grupos começam a ficar mais marcadas. 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, então as conclusões podem ter se alterado.


(Fls. 14 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 31. 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.

32. 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 6 – 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%



Concessionária % PNT/BT Regulatório

% PNT/BT Real Diferença

Concessionária % PNT/BT

Regulatório % PNT/BT

Real Diferença

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% 33. 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 9 – Comparação entre nível real e regulatório de perdas do Grupo Rede e Energisa

34. A presente seção teve por objetivo avaliar por meio de indicadores objetivos os resultados alcançados pelo Grupo Energisa com relação à qualidade do serviço prestado e a eficiência operacional.

-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6% Diferença entre o nível regulatório e o real de perdas não técnica (% Mercado BT) EPB

ESEENFEBOEMGCAIUAEDEVPEEBCELTINSCFLOCNEECEMAT


(Fls. 16 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). Sob esses aspectos, não haveria 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. IV PLANO DE RECUPERAÇÃO 35. 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. 36. As distribuidoras segregaram o plano basicamente em duas partes, uma primeira cuida do esforço gerencial para superar a atual condição das concessões. Nesse contexto, as distribuidoras desenvolvem suas estratégias para renegociar e reestruturar as dívidas, aporte de capital dos sócios, redução dos níveis de perdas, eficiência operacional, investimentos na melhoria da qualidade, dentre outros.

37. A segunda parte cuida do regime excepcional de sanções e regulatório. As distribuidoras solicitam 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. As distribuidoras buscam 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.

38. Para demonstrar a relevância dos pleitos, as distribuidoras traçaram 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.

39. 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 por cada distribuidora, segregando-os em três blocos: regulação econômica; regulação técnica e comercial; e fiscalização.



Tabela 7 – 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 DIC24, FIC25, DMIC26, DICRI27 X X Incorporação de redes e ressarcimento X X X P&D28 e PEE29 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 40. 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;

24 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. 25 Frequência de interrupção individual por unidade consumidora (FIC): Número de interrupções ocorridas, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão. 26 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. 27 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. 28 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica. 29 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; v) anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária).

41. Os planos foram submetidos à avaliação dos Interventores e a próxima seção apresenta, de maneira resumida, suas considerações. Em seguida, apresentam-se as considerações das áreas técnicas da ANEEL sobre o plano: V. AVALIAÇÃO DOS INTERVENTORES

42. A ANEEL solicitou avaliação dos Interventores sobre os planos de recuperação interpostos. 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. Passa-se a destacar os principais pontos trazidos pelos Interventores. Enersul Aporte de capital – o montante a ser restituído da aplicação financeira do Banco Daycoval deveria

ser o valor atualizado, de R$ 70,5 milhões, e não o valor histórico, de R$ 61,8 milhões; Programa de investimentos – o plano proposto entre 2013 e 2017 é insuficiente para fazer frente

às necessidades da concessionária em R$ 154 milhões; Condição para deferimento do regime excepcional – o plano do Energisa pressupõe a viabilidade

de retirada de dividendos de 50% do lucro distribuível. A ANEEL deveria considerar a alternativa de condicionar o deferimento de qualquer excepcionalidade regulatória à limitação de distribuição



de dividendos ao mínimo legal (25% do lucro distribuível), enquanto perdurar o regime excepcional;

Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação – o valor trazido pelo Energisa, de R$ 80 milhões, é maior que as expectativas da Administração da Intervenção, de R$ 65,1 milhões. Os valores de Encargos de Responsabilidade da Distribuidora30 estão vencidos desde 26/2/2008 e o valor estimado é de somente R$ 1,8 milhão. Logo, não há razão para postergar o prazo. O mesmo se aplicaria às indenizações de redes particulares31 que têm prazo até 31/12/2015 para serem quitadas e têm valor de R$ 0,2 milhão. Para o ressarcimento de antecipação no âmbito da Universalização32, cujos valores chegam a R$ 63,0 milhões, entende-se que seria razoável o acolhimento parcial do pleito da Energisa, desde que ponha fim a discussão judicial sobre a matéria33, de forma que regulatoriamente fosse deferida a extensão do prazo para a realização de todos estes pagamentos até 31/12/2016, com atualização pelo IGP-M, mais juros de 0,5%, sem multa nem juros moratórios.

Perdas não técnicas – recomenda acolhimento do pleito, pelas razões constantes do recurso administrativo interposto pela Enersul em seu processo de revisão tarifária;

Universalização – entende que o prazo previsto regulatoriamente para a Universalização da área de concessão da Enersul é razoável. Logo, recomenda indeferimento da extensão do prazo, exceto para o Pantanal.

Regime excepcional de sanções – tema eminentemente jurídico que deve ser avaliado pela Procuradoria da ANEEL;

Ajustes contábeis para provisões adicionais – i) a provisão de 50% das perdas possíveis não encontra respaldo nas normas contábeis; ii) ajuste de provisões para ações relevantes mereceram acolhimento parcial, com acréscimo de R$ 6,0 milhões, já acolhido pela Administração da Intervenção.

Compartilhamento de estrutura e pessoal – o compartilhamento de estrutura e pessoal, com a centralização de atividades, não apensa no caso Energisa, deve ser acompanhado por intensa fiscalização da ANEEL para evitar desvios, como os observado no Grupo Rede. Cemat

Aporte de capital – o montante a ser restituído da aplicação financeira do Banco Daycoval e mútuos deve ser corrigida até a efetiva restituição;

Programa de investimentos – Não identificou no plano os investimentos para redução de perdas e incorporação de Redes Particulares. Com exceção dessa ressalva, entende que os investimentos propostos estão aderentes com as necessidades da empresa, sobretudo no período de 2014-2018, tendo em vista que para o período remanescente foi efetuada apenas uma projeção.

DEC/FEC – a proposta da Energisa assume o compromisso de atingimento da meta regulatória no horizonte do quarto ciclo, e reforça o entendimento da Intervenção quanto à necessidade de

30 REN 250/2007 31 REN 229/2006 32 REN 223/2003 33 Medida Cautela Inominada nº 0078798-58.2010.4.01.0000/DF e Ação Principal nº 0026951-36.2009.4.01.3400



ajustamento dos limites, levando sempre em consideração a especificidade da área de concessão, a política tarifária vigente e principalmente a situação financeira atualmente vivenciada pela empresa.

DIC/FIC/DMIC/DICRI - se insere no mesmo contexto indicado no pedido dos indicadores DEC e FEC, considerando que naquela proposta está sendo pleiteado o horizonte do quarto ciclo para atingimento dos limites regulatórios, e, portanto, compatível com a necessidade de compor o quadro de excepcionalidades visando à busca da regularidade da concessão.

Perdas não técnicas - entende-se que o pleito de excepcionalidade feito pela Energisa merece ser acolhido, sendo que, para tanto, remete às razões constantes no recurso administrativo interposto em razão do processo de revisão tarifária.

Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação - entende-se como necessário o pleito do novo controlador de dispor de prazo de 36 meses para realização de Realização de Auditoria; Montagem dos processos; Identificação dos Proprietários; Quitação dos Passivos e Encerramento dos Processos.

P&D e PEE – São notórias as dificuldades que as empresas encontram na identificação e contratação de projetos que sejam enquadráveis nos normativos da ANEEL. Assim, até que o novo controlador venha a reestruturar sua nova equipe, é recomendável e necessário este novo prazo para sua regularização.

Universalização rural – o pleito deve ser considerado Obrigações setoriais em aberto - como compete ao Regulador zelar pelo equilíbrio econômico

financeiro da concessão, o Interventor entende que os pleitos formulados são necessários para a recuperação da Cemat.

Regime excepcional de sanções – não cabe ao Interventor avaliar esse pedido; Ajustes contábeis para provisões adicionais – faltou detalhamento do critério e/ou metodologia

empregada pelo Energisa para os ajustes propostos; Compartilhamento de estrutura e pessoal – Finalmente, a visão do Interventor sobre estes temas é

recomendar à ANEEL a exigência de explicitação clara por parte da Energisa e que a aprovação seja acompanhada de proposição detalhada, bem como exigida uma sistemática de fiscalização específica e com periodicidade definida, quando da aprovação da transferência do controle.

Celtins

Renovação de concessões – é discutível a premissa de que as concessões serão prorrogadas; DEC - Os novos contratos com terceiros estimulam a produtividade e, associados a investimentos

em níveis adequados, podem fazer com que as metas regulatórias sejam atendidas, sem a necessidade de dilação de prazo. Um contraponto a isso, que a ANEEL deve considerar, é o impacto do Programa Luz Para Todos (PLPT). Dada a sua importância frente ao conjunto da concessão, à medida que o programa avança, atingindo regiões remotas e, muitas vezes, de difícil acesso, a tendência é de que o DEC não se reduza na velocidade desejada. Obter um DEC em nível adequado nesses locais exigirá investimentos muito elevados vis-à-vis à receita que pode ser obtida desses consumidores, impondo um ônus considerável aos demais consumidores atendidos pela concessão;

DIC/FIC/DMIC/DICRI - O pagamento de compensações aos consumidores, tal como proposto, com a conversão em investimentos na concessão não parece uma medida adequada. Afinal, os



investimentos teriam que ser feitos, mesmo que não houvesse nada a ser ressarcido. Além disso, os benefícios para o sistema são futuros, enquanto as compensações se referem a eventos passados, e não pode a ANEEL, de forma unilateral, dispor de um direito que a legislação confere aos consumidores. Ademais, parece lógico, se essas punições forem perdoadas (à revelia dos titulares do direito, os consumidores), que a ANEEL deveria também perdoar as multas pelos eventos que geraram as compensações.

Perdas não técnicas - A Energisa tem razão ao questionar os valores estabelecidos pela ANEEL. Não possuo elementos para afirmar se os valores pleiteados são os melhores, mas algum ajuste precisa ser considerado, pois a trajetória de perdas não técnicas imposta pela ANEEL no terceiro ciclo é incompatível com a realidade da empresa.

Perdas técnicas - É importante ressaltar que investimentos na rede básica trazendo o 230 kV para Palmas (já definido pela EPE para entrada em operação no final de 2016), Araguaína (2017) e uma coletora em 230 kV para as PCHs da região de Dianopólis deverão reduzir as perdas técnicas em cerca de 2,1 pontos percentuais.

Compra de Energia - O fato é que a CELTINS teve e terá que arcar com um déficit anual da ordem de R$ 10 milhões até o final dos referidos contratos, o que representa de jun/2013 a jan/2020 um montante da ordem de R$ 75 milhões. Na verdade, tudo se passa como se tivesse havido uma retirada antecipada de dividendos da empresa. Cabe à ANEEL avaliar a possibilidade de mediação, mas, a priori, não vejo como a ENEL pode ser questionada por isso, pois, aparentemente, trata-se de ato jurídico perfeito.

Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação - Sob o aspecto técnico, o pedido parece razoável, ficando a depender apenas dos limites impostos pela legislação. Por outro lado, sob o ponto de vista financeiro, a postergação do pagamento das indenizações devidas equivale a um empréstimo ao custo da variação do IGPM mais 1% am. Havendo disponibilidade para a captação desses recursos a custo inferior, a melhor estratégia seria a quitação das indenizações tão logo fossem auditadas.

P&D e PEE - Sob o aspecto técnico, o pedido parece razoável, considerando os prazos para concepção e maturação de programas dessa natureza.

Universalização - A princípio a ANEEL poderia conceder esse prazo, mas o PLPT tem prazos definidos em lei. Quanto mais longo o período para universalização, mais consumidores serão ligados sem subsídio federal (pois o número não para de crescer), ou seja, maior será o esforço da concessão. É um item a avaliar, especialmente se for levado em consideração o período remanescente da concessão como horizonte final para o Plano. Talvez a melhor estratégia seja realizar as ligações ainda pendentes da 3ª e 4ª tranches, assim como as da 5ª tranche dentro do escopo do PLPT, maximizando o número de ligações subvencionadas. Ações nesse sentido têm sido desenvolvidas durante a Intervenção. Destaca-se que já foi firmado o contrato da 5ª tranche, estando por se iniciar a contratação de empreiteiros e materiais.

Obrigações setoriais em aberto - Além de eventuais restrições que a Eletrobrás teria para fazer esse parcelamento (que foi negado durante a intervenção, em condições menos dilatadas), destacamos que esse prazo ultrapassa o término da concessão e o Plano apresenta como certo que esse pleito será deferido.

Regime excepcional de sanções – Uma alternativa a essa proposta seria o estabelecimento de níveis de qualidade menos rigorosos e a fixação de prazo razoável para que os investimentos



comecem a apresentar resultados. De todo modo, o período solicitado, de 24 meses, para que os TNs sejam apenas orientativos e determinativos parece excessivo. Por sua vez, o requerimento para a desistência dos valores de sucumbência por parte da ANEEL nos casos de AIs cujas multas estão com a exigibilidade suspensa e que tramitam em esfera judicial, a princípio, esbarra em óbice, pois os honorários advocatícios constituem vantagem conferida indiscriminadamente a todos os integrantes da AGU, que lhe é destinada pela parte contrária, derrotada na ação, sendo acrescida à remuneração paga pelo Estado, limitada ao teto constitucional.;

Ajustes contábeis para provisões adicionais - as provisões para ações judiciais vêm sendo feitas de acordo com critérios que consideramos adequados e aquelas realizadas em 2012 foram aprovadas pelo Conselho Fiscal. Sempre é possível fazer aperfeiçoamentos, mas a intervenção não tem o propósito de realizar estimativas sem amparo técnico, seja para mais ou para menos. Tampouco parece razoável que a Energisa espere da Intervenção critérios para provisões que sejam mais rigorosos do que os que ela própria aplica às suas demonstrações financeiras.

Compartilhamento de estrutura e pessoal – É importante que se evite a repetição do modelo do Grupo Rede e a proposta da Energisa, traz um modelo de gestão muito similar, talvez até mais aprofundado. É possível que essa sistemática funcione bem, seja porque a Energisa tem melhores gestores, tem sistemas mais bem concebidos, ou porque as suas concessões são mais favoráveis a esse método de trabalho. Contudo, há que se questionar a exequibilidade de utilizar ferramentas de gestão e controle que podem funcionar bem em áreas relativamente pequenas, como são as concessões atualmente operadas pela Enegisa. Tenho dúvidas se esse modelo pode ser replicado com sucesso em áreas tão grandes como as que envolvem Celtins, Cemat e Enersul, onde o ritmo de expansão é acelerado, as estradas nem sempre boas e as comunicações deficientes. Enfim, a ANEEL deve ficar alerta antes de autorizar um nível tão profundo de concentração de gestão, a título de sinergias, levando em conta, inclusive, a sua própria capacidade de fiscalização.

Caiuá

Plano de investimentos da Energisa abaixo da projeção da Administração da Intervenção. Perdas Técnicas - o pleito solicitado pela Energisa, no Plano de Recuperação e Correção das

Falhas e Transgressões, reflete adequadamente o já requerido pela Caiuá; Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação - o montante apurado de R$

458,4 mil referente à antecipação do Programa de Universalização deve ser restituído de imediato. Quanto ao valor de R$ 3,4 milhões referente à Incorporação de Redes Particulares, com base na Resolução 229/2006, o valor deve ser restituído até o final de 2015.

P&D e PEE - Em resposta ao termo de notificação n° 2338/2012, lavrado pela Agência Reguladora, à concessionária propôs plano de regularização do saldo do PEE e P&D a ser executado no prazo de 24 e 36 meses, respectivamente naquele momento por falta de recursos e de novas fontes de financiamento.

Regime excepcional de sanções – não cabe ao Interventor avaliar esse pedido; Ajustes contábeis para provisões adicionais – não merecem ser acatados. Compartilhamento de estrutura e pessoal – acredita-se que com a definição de algumas restrições

e condicionantes e com fiscalização efetiva e contínua poder-se-á aprovar uma forma de gestão



com compartilhamento de estrutura e pessoal, bem como anuir com contratos entre partes relacionadas desde que demonstrado a vantajosidade dos mesmos à concessão.

Fusão – a fusão das cinco (ou quatro) companhias da Rede Sul/Sudeste em uma única empresa deve ser avaliada. Nacional

Plano de investimentos da Energisa abaixo da projeção da Administração da Intervenção. Perdas Técnicas - o pleito solicitado pela ENERGISA, no Plano de Recuperação e Correção das

Falhas e Transgressões, reflete adequadamente o já requerido pela Nacional; Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação - o montante apurado de R$


P&D e PEE – o saldo descrito no plano confere com os registros da concessionária. Regime excepcional de sanções – não cabe ao Interventor avaliar esse pedido; Ajustes contábeis para provisões adicionais – não merecem ser acatados. Compartilhamento de estrutura e pessoal – acredita-se que com a definição de algumas restrições

e condicionantes e com fiscalização efetiva e contínua poder-se-á aprovar uma forma de gestão com compartilhamento de estrutura e pessoal, bem como anuir com contratos entre partes relacionadas desde que demonstrado a vantajosidade dos mesmos à concessão.

Fusão – a fusão das cinco (ou quatro) companhias da Rede Sul/Sudeste em uma única empresa deve ser avaliada. EDEVP


Falhas e Transgressões, reflete adequadamente o já requerido pela EDEVP; Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação - o montante apurado de R$




Fusão – a fusão das cinco (ou quatro) companhias da Rede Sul/Sudeste em uma única empresa deve ser avaliada.



Bragantina


Falhas e Transgressões, reflete adequadamente o já requerido pela Bragantina; Incorporação de redes e ressarcimento de antecipação de ligação - o montante apurado de R$

118,7 mil referente à antecipação do Programa de Universalização deve ser restituído de imediato. Quanto ao valor de R$ 1,77 milhão referente à Incorporação de Redes Particulares, com base na Resolução 229/2006, o valor deve ser restituído até o final de 2015.



Fusão – a fusão das cinco (ou quatro) companhias da Rede Sul/Sudeste em uma única empresa deve ser avaliada. CFLO

Plano de investimentos da Energisa abaixo da projeção da Administração da Intervenção. P&D e PEE – o saldo descrito no plano confere com os registros da concessionária. Regime excepcional de sanções – não cabe ao Interventor avaliar esse pedido; Ajustes contábeis para provisões adicionais – não merecem ser acatados. Compartilhamento de estrutura e pessoal – acredita-se que com a definição de algumas restrições


Fusão – a fusão das cinco (ou quatro) companhias da Rede Sul/Sudeste em uma única empresa deve ser avaliada.

43. A tabela a seguir sintetiza a opinião dos interventores sobre os pedidos feitos de regime excepcional de sanções e regulatório.



Tabela 8 – Resumo da opinião dos Interventores

VI. AVALIAÇÃO DO PLANO DE RECUPERAÇÃO 44. A presente seção parte dos pedidos constantes dos planos de recuperação interpostos e da avaliação dos Interventores para se sugerir à Diretoria os itens que merecem acolhida. Do exposto nas seções anteriores, parece não restar dúvida sobre a complexidade da situação, principalmente, em razão dos passivos setoriais em aberto, como encargos setoriais, energia de Itaipu, financiamentos com recursos da RGR, ressarcimentos cujos pagamentos já deveriam ter sido feitos, multas com exigibilidade suspensa e programas de P&D e PEE atrasados. 45. Além dos passivos a serem renegociados e quitados, a Energisa também aborda alguns aspectos que, em sua opinião, afetam a sustentabilidade das concessões e merecem ser revistos, como o nível regulatório de perdas técnicas e não técnicas, os limites dos indicadores de continuidade coletivos, bem como as compensações pela transgressão dos indicadores de continuidade individuais e alguns contratos de compra e venda de energia da Celtins.

46. Há alguns precedentes importantes a serem considerados nessa análise, como o processo que cuidou do plano de transição da Celpa34, o processo que analisou os pedidos dos interventores de regime excepcional de sanções35 e o processo que resultou na possibilidade de suspensão da cobrança de encargos setoriais durante a intervenção36. Diversos outros serão citados durante a avaliação do plano, mas nesses processos foram construídas balizas importantes sobre o que caberia dentro de um regime excepcional de sanções e regulatório.

34 Processo 48500.004271/2012-71 35 Processo 48500.005160/2012-82 36 Processo 48500.006666/2012-17

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


(Fls. 26 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 47. Na análise do plano deve se avaliar, primeiramente, os limites de competência da ANEEL para instituir um regime excepcional de sanções e regulatório. O segundo ponto é definir as balizas para avaliação dos itens do plano. Deve haver uma harmonia e consistência na análise de todos os itens, sem pontas soltas.

48. Como em quase todas as questões regulatórias, há no presente caso diversos interesses conflitantes. Acionistas, consumidores, gestores de fundos setoriais, credores, dentre outros, têm interesses na matéria e a solução deve buscar uma relação de compromisso entre a continuidade/adequação do serviço público de distribuição e os direitos das partes. Não faria sentido, por exemplo, impor a quitação imediata de todos os passivos setoriais se essa obrigação conduz ao agravamento da situação atual e interrupção dos investimentos necessários para recolocar as concessões em uma situação sustentável.

49. Como ficará mais claro no desenrolar das análises, o ponto central então é como criar condições para a retomada das concessões, sem imputar ônus adicional ou desproporcional ao consumidor e que se justifique pela preservação do interesse público presente na continuidade/adequação do serviço de distribuição nas áreas de concessão sob intervenção. 1. Perdas não técnicas 1.1 Concessionárias – Cemat, Celtins e Enersul 1.2 Pedido

50. Cemat e Enersul solicitam que o nível regulatório de 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. 51. A título de informação, o nível regulatório definido para a Enersul foi de 7,14% chegando em 4,74% em 201737. Para a Cemat foi de 7,24% chegando em 4,84% em 201738. Todos os percentuais estão referenciados ao mercado de baixa tensão. 52. Celtins pleiteia 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%39. 1.3 Interventores – favoráveis ao reconhecimento dos pleitos

37 REH 1.505/2013 38 REH 1.506/2013 39 REH 1.320/2012


(Fls. 27 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 1.4 Avaliação 53. Sobre os pedidos relativos aos referenciais regulatórios de perdas não técnicas, não haveria espaço para provimento no âmbito do plano de recuperação. Não se trata de regime excepcional de sanções e não se justifica a adoção de regime regulatório excepcional em função das razões que passamos a descrever. 54. No que diz respeito às tarifas, a correta aplicação das regras de revisão e reajuste assegura a manutenção do equilíbrio econômico e financeiro do contrato de concessão. Todo o modelo de regulação econômica se sustenta em incentivos que premiam e eficiência40. Sempre houve preocupação da Agência em evitar repasse tarifário de custos que sejam considerados ineficientes. Esses devem ser suportados pelos acionistas e não pelos consumidores. 55. A metodologia para definição do nível regulatório de perdas não técnicas41 é fundamentada nesse conceito. Por meio da comparação do desempenho das distribuidoras no seu combate é possível segregar as perdas que são justificadas pela complexidade da área de concessão daquelas decorrentes de ineficiência gerencial. O consumidor então custeia as perdas justificadas pela complexidade da área, enquanto o acionista suporta as perdas resultantes da ineficiência associada à gestão da operadora da concessão. 56. Salvo por algum equívoco na definição da metodologia ou incorreção em sua aplicação, não faria sentido imputar ao consumidor uma perda que sabidamente resulta de ineficiência gerencial, mesmo no âmbito de um plano de recuperação. Com relação à metodologia, não houve questionamento. Sobre sua aplicação, o processo de revisão tarifária seria o espaço mais adequado para avaliar o mérito dos questionamentos. 57. Quando avaliado o plano de transição da Celpa, a Diretoria da ANEEL também decidiu dessa forma. O voto e extrato de decisão que fundamentam o Despacho 2.913/2012 deixam claro que as questões relativas ao processo tarifário deveriam ser tratadas em processo específico42. 58. E assim foi feito. Ao avaliar o pedido de reconsideração interposto pela Celpa em seu processo de revisão tarifária43 a Diretoria resolveu alterar o nível regulatório de perdas não técnicas44. A

40 O Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET define as metodologias de revisão tarifária. 41 O Submódulo 2.6 do PRORET estabelece a metodologia para definição das perdas regulatórias 42 O grupo Equatorial naquela oportunidade questionava outros itens de natureza tarifária, além do nível de perdas não técnicas, como a permanência do déficit do Programa Luz para Todos após o terceiro ciclo de revisões tarifárias, inclusão de sobras físicas do primeiro ciclo na base de remuneração, remuneração pela gestão de ativos custeados com recursos de Obrigações Especiais e ativos totalmente depreciados. 43 Processo 48500.003390/2011-26 44 Despacho 3.048/2012


(Fls. 28 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). decisão foi tomada respeitando os limites impostos pela regulamentação e preservando os direitos do consumidor. Foi elevado o ponto de partida, com a contrapartida de ter uma meta mais rigorosa ao final do ciclo. A flexibilização do ponto de partida foi possível porque a Celpa cumpria os três requisitos para tal: estar distante dos referenciais regulatórios, a complexidade para combater perdas ter elevado; não ter empresa comparável com nível menor de perdas. 59. Cemat e Enersul, no entanto, não se enquadram nos critérios de flexibilização. Ambas possuem distribuidoras comparáveis praticando níveis mais baixos de perdas. Além disso, a metodologia aprovada se limita a definir a trajetória para o terceiro ciclo de revisões. O tratamento a ser dado na próxima revisão tarifária, para todas as distribuidoras, será objeto de processo específico, não sendo próprio definir agora a trajetória de perdas até 2022. 60. De qualquer forma, os processos de revisão tarifária da Cemat e Enersul45 têm pedidos de reconsideração pendentes de avaliação. No que se refere às perdas não técnicas, os elementos trazidos nos recursos são, se não idênticos, muito similares aos apresentados nas Audiências Públicas dos processos de revisão e, portanto, foram avaliados e negados na instrução dos processos. 61. O pedido de reconsideração interposto pela Celtins em função de sua revisão tarifária foi deliberado pela Diretoria46 e não tratou do nível de perdas. Foi dado provimento parcial ao pedido de revisão do valor da base de remuneração, único ponto questionado pela distribuidora47. No entanto, a Celtins alega um suposto erro na definição do referencial regulatório de perdas no processo de revisão tarifária. 62. Sobre esse ponto, também não se verifica qualquer erro que justifique revisão dos referencias regulatórios de perdas. O que ocorreu foi que até a revisão tarifária do terceiro ciclo, a Celtins tinha reconhecimento tarifário superior à sua perda real, enquanto as perdas reais estavam no patamar de 14%, o referencial regulatório se aproximava de 16% da energia injetada.

63. Na revisão tarifária, esse ganho é repassado ao consumidor e o referencial regulatório foi equiparado com o nível real de perdas da Celtins em 2011. Na sequência, em 2012, houve elevação do nível de perdas em decorrência da entrada em operação das PCH’s Areia e Água Limpa e então o cenário se inverteu, passando a Celtins a ter cobertura tarifária inferior às suas perdas reais. O gráfico a seguir ilustra a situação.

45 Processo 48500.000941/2012-81 da Enersul e 48500.000940/2012-36 da Cemat. 46 Processo 48500.000921/2012-18 47 Despacho 1.992/2013 traz a decisão da Diretoria na análise do pedido de reconsideração.



Gráfico 10 – Perdas reais e regulatórias da Celtins48

64. Parte da elevação das perdas é explicada pela entrada em operação comercial de PCHs no sudeste do Estado. Esse argumento foi trazido pela Celtins em seu processo de revisão tarifária e analisado pela área técnica que recomendou negar tratamento diferenciado à distribuidora49. A recomendação foi acatada pela Diretoria. O procedimento adotado para a Celtins está em conformidade com disposto no PRODIST e no PRORET, e as variações de perdas posteriores à revisão tarifária, para mais ou para menos, são riscos atribuídos à distribuidora. 65. Ademais, os períodos de análise adotados pela SRD e SRE durante o processo de revisão tarifária da Celtins são praticamente coincidentes. Enquanto a SRD avaliou as perdas técnicas entre dezembro de 2010 e novembro de 2011, a SRE utilizou para definição do referencial regulatório de perdas não técnicas o ano civil de 2011. Então também não merece ser acolhido o argumento de que houve descasamento entre o tratamento dado as perdas técnicas e às não técnicas, levando à subestimação dessa última. Não foi constatado nenhum erro no tratamento dispensado às perdas da Celtins, seja na forma de aplicação da metodologia vigente ou nos dados utilizados.

48 Ptec_reg – perdas técnicas regulatórias; pnt_reg – perdas não técnicas regulatórias; pglobal_real_fat – perdas na distribuição, técnicas e não técnicas, reais da distribuidora, calculada pela diferença entre a energia injetada e a energia faturada nos pontos de entrega; pglobal_real_med – perdas na distribuição, técnicas e não técnicas, reais da distribuidora, calculada pela diferença entre a energia injetada e a energia medida nos pontos de entrega. 49 Nota Técnica n. 87/2012-SRD

10.70% 10.70% 10.70% 10.70%13.26%

6.97% 6.30% 5.71% 5.24% 0.63%

18.91%

17.23%

14.67% 14.76%13.95% 13.94%

15.27%

19.93%

18.19%

15.61% 15.67%14.75% 14.84%

15.91%

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

20.00%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Perdas Celtins

ptec_reg pnt_reg pglobal_real_fat pglobal_real_med


(Fls. 30 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 66. Não vislumbramos, portanto, razão para adotar um regime tarifário excepcional. Os pleitos que cuidam de matéria tarifária devem ser avaliados nos processos específicos, respeitando as regras aprovadas. É a correta aplicação das regras de revisão e reajuste que assegura às concessões o equilíbrio econômico e financeiro e aos consumidores a modicidade das tarifas. A revisão dos valores de perdas, salvo erro na aplicação das metodologias, significaria imputar um ônus adicional e desproporcional ao consumidor. Se não foi concedido durante a intervenção, menos sentido faria ser concedido durante o plano de recuperação.

67. Em tempo, não caberia enquadrar o pedido como regime excepcional de sanções, uma vez que conceitualmente a limitação no repasse de perdas para as tarifas não é sanção. Da mesma forma, não se estaria prevenindo novas sanções haja vista não haver previsão normativa de se apenar com sanções administrativas as distribuidoras que tenham perdas altas.

68. A manifestação dos Interventores foi coerente com a posição por eles manifestada no decorrer dos processos de revisão tarifária. Não se trata, portanto, de pedido novo e não foram trazidos elementos novos que justificassem uma alteração do posicionamento das áreas. 2. Perda técnica 2.1 Concessionárias – Nacional, Bragantina, Vale Paranapanema e Caiuá 2.2 Pedido

69. As distribuidoras pedem ajustes nos níveis de perdas técnicas para que fiquem mais aderentes à realidade das concessões. Alegam que para empresas com perdas não técnicas de pequena monta os erros na estimação das perdas técnicas têm uma magnitude relativa muito elevada. 70. Bragantina solicita acréscimo de 0,33% de perda técnica sobre a energia injetada, Caiuá de 1,04%, Nacional 1,99% e Vale Paranapanema de 0,68%. 2.3 Interventor – favorável ao reconhecimento dos pleitos 2.4 Avaliação 71. Por se tratar de matéria tarifária, o tratamento a ser dispensado às perdas técnicas deve ser o mesmo definido para as perdas não técnicas. Ou seja, deve ser tratado no processo de revisão tarifária. Cumpre ressaltar que já foram deliberados os pedidos de reconsideração interpostos por Caiuá,


(Fls. 31 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). Bragantina, Nacional e Vale Paranapanema em seus processos de revisão tarifária50. Somente a Caiuá questionou a definição do nível de perdas técnicas, trazendo dados de medição de seu sistema de Alta Tensão que demonstrariam a subestimação dos valores na revisão tarifária. 72. Na deliberação de seu pedido de reconsideração, o Relator ponderou que embora parecessem consistentes os dados, não caberia utilizar meses posteriores à revisão para se definir o nível regulatório de perdas. Seria um precedente que a Diretoria entendeu prudente não abrir51. Ademais, os problemas de informação encontrados no cálculo das perdas regulatórias das distribuidoras foram tratados e resolvidos no próprio processo de revisão tarifária. 73. Exauridos os recursos administrativos, caberia somente avaliar se houve erro material a ser reparado. As discussões trazidas pela Energisa em seu plano de recuperação não levam a essa conclusão. Os ajustes solicitados cuidam de questões metodológicas e são adequadas para serem feitas no âmbito das discussões relativas às metodologias de revisão tarifária que agora se iniciam com a Consulta Pública 11/2013. No entanto, não justificam a elevação do nível de perdas técnicas já definidos no terceiro ciclo de revisões tarifárias, por não haver erro na definição da metodologia ou em sua aplicação.

74. Aqui também não se trata de regime excepcional de sanções. A situação financeira não justifica a alteração porque a correta aplicação das regras de revisão e reajuste é que preserva o equilíbrio do contrato. Se não foi concedido durante a intervenção, menos sentido faria ser concedido durante o plano de recuperação. 75. A manifestação do Interventor foi coerente com a posição manifestada no decorrer dos processos de revisão tarifária. Não se trata, portanto, de pedido novo e não foram trazidos elementos novos que justificassem uma alteração do posicionamento das áreas. 3. Contrato de Compra de Energia 3.1 Concessionária – Celtins 3.2 Pedido:

76. Solicita mediação, posto que o Regulador seria o árbitro competente das controvérsias instauradas no âmbito dos contratos regulados. A controvérsia aqui presente diz respeito ao contrato de

50 Bragantina - Processo 48500.005375/2011-12; Caiuá - Processo 48500.005374/2011-78; Nacional - Processo 48500.005377/2011-10; EDEVP – Processo 48500.005376/2011-67. 51 Despacho 1.324/2013 e o respectivo voto trazem a análise do pedido de reconsideração da Caiuá contra sua revisão tarifária


(Fls. 32 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). compra e venda de energia elétrica decorrentes do processo de desverticalização da Celtins, cujos preços fixados nos contratos são maiores que os valores de repasse para as tarifas, o que gera perdas financeiras para a distribuidora52. 3.3 Interventor – “Cabe à ANEEL avaliar a possibilidade de mediação, mas, a priori, não vejo como a ENEL pode ser questionada por isso, pois, aparentemente, trata-se de ato jurídico perfeito”. 3.4 Avaliação 77. Aqui também o pedido cuida de matéria tarifária. A Celtins tem contratos firmados com os geradores Socibe Energia, Isamu Ikeda Energia e Alvorada Energia cujos preços fixados nos contratos são maiores que os valores de repasse para as tarifas, o que gera perdas financeiras para a distribuidora. 78. Dado que não há pedido de reconsideração nesse sentido em processo específico, aqui se buscará avaliar se houve equívoco no processo de definição dos preços dos contratos e dos limites de repasse que mereça reparação, além de trazer algumas considerações sobre o pedido de mediação. 79. A princípio, não seria possível alterar o valor de repasse para as tarifas, que foi feito seguindo estritamente o disposto na regulamentação53 e sob condição formalmente estabelecida de que a diferença entre o valor de repasse e de venda não motivaria sua revisão54. 80. Sobre o pedido de mediação, cumpre esclarecer que se trata de um processo voluntário que respeita a autonomia da vontade das partes. Nesse conceito, não faz sentido determinar que as partes se submetam a um processo dessa natureza. Cabe à Energisa, portanto, notificar a Superintendência de Mediação Administrativa, Ouvidoria Setorial e Participação Pública – SMA – para que instrua processo específico e questione a outra parte sobre o interesse de negociar uma solução para o conflito.

4. Compensações por violação dos limites de continuidade individuais - DIC,

FIC, DMIC e DICRI

4.1 Concessionárias – Cemat e Celtins 4.2 Pedido

52 Em seu plano de recuperação, a Celtins estima as perdas em R$ 10 milhões por ano. 53 Art. 6º da REN 167/2005 54 Despacho 2.211/2006-SFF


(Fls. 33 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 81. Que os valores das compensações relacionadas à violação de indicadores de continuidade (DIC, FIC, DMIC e DICRI) a partir de 1º de janeiro de 2014 e até o fim do terceiro ciclo de revisões55, possam ser utilizados para a realização de investimentos pela distribuidora, com sua alocação como Obrigações Especiais. 82. Além disso, solicitam 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.

4.3 Interventores – Cemat favorável e Celtins contrário 4.4 Avaliação 83. O Grupo Energisa, por meio do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, solicitou para a Cemat e para a Celtins o mesmo tratamento regulatório dispensado à Celpa56 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. 84. A proposta apresentada pelo Grupo Energisa no referido documento atende as condições para o enquadramento no regime excepcional de sanções regulatórias de que trata o art. 12 da Lei nº 12.767/2012. A Procuradoria da ANEEL, por meio do Parecer 633/2012-PGE, avaliou o pedido dos interventores de regime excepcional e trouxe algumas reflexões sobre as balizas aplicáveis ao conceito de sanção. Ao avaliar o item específico da suspensão das compensações, entendeu a Procuradoria que embora não sejam sanções de caráter retributivo, são enquadráveis como sanções de natureza ressarcitória. Caberia a ANEEL, portanto, avaliar a oportunidade e conveniência de dar provimento ao pedido. 85. A proposta do Grupo Energisa, a princípio, pode ser justificada pela prevalência do interesse público com relação à adequada prestação do serviço de distribuição de energia elétrica. Nesse sentido, as compensações, que de acordo com o regulamento da Agência devem ser pagas aos consumidores, seriam destinadas à realização de investimentos na concessão com o objetivo de melhorar a qualidade e, consequentemente, atender aos limites de regulamentares estabelecidos pela ANEEL.

86. 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.

87. 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

55 Para a Celtins seria 2016 e para a Cemat 2018 56 Resolução Autorizativa 3.731/2012.


(Fls. 34 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 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). 88. 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.

89. 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%.

90. 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 13), 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 11 - Comparação dos valores pagos de DIC/FIC/DMIC/DICRI pela Cemat e pela Celtins.

91. 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 12 - Evolução dos indicadores de continuidade coletivos DEC e DEC da Cemat.



Gráfico 13 - Evolução dos indicadores de continuidade coletivos DEC e DEC da Celtins.

92. 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. 93. Além da redução dos níveis de compensação e da melhoria dos índices de continuidade DEC e FEC da Celtins, outro aspecto que corrobora o entendimento de que a concessionária tem condições de atender às exigências regulatórias quanto a qualidade na prestação do serviço é a opinião da Administração da Intervenção transcrita a seguir:

“Na página 31 a ENERGISA menciona que as características da área de concessão não teriam sido levadas em consideração pela ANEEL na definição dos níveis de DEC estabelecidos para a CELTINS. De fato, é possível que em alguns conjuntos haja necessidade de ajustes, mas no conjunto da concessão, considera-se que os níveis de DEC são factíveis dentro do horizonte estipulado pela Agência. A comprovar isso está o fato de que a CELTINS está próxima de atingir o patamar determinado e talvez não o tenha atingido exatamente em função das restrições de investimentos e pela perda de um empreiteiro em uma importante região do Estado. Os novos contratos com terceiros estimulam a produtividade e, associados a investimentos em níveis adequados, podem fazer com que as metas regulatórias sejam atendidas, sem a necessidade de dilação de prazo.”


(Fls. 37 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 94. Em última análise, visualizam-se apenas para a Cemat os mesmos fundamentos que levaram a Diretoria da ANEEL a aprovar o regime diferenciado de compensação para a Celpa, pois a Cemat, conforme acima exposto, tem apresentado nos últimos anos degradação dos seus indicadores de continuidade, o que tem refletido no aumento dos montantes compensados. Nesse contexto, entende-se que o mecanismo adotado para a Celpa deve ser aplicado à Cemat, aparando-se na premissa de que os investimos serão empregados com vistas à melhoria da qualidade, beneficiando os consumidores da empresa e atendendo assim o interesse público. 95. O referido mecanismo foi instituído mediante REA 3.731/2012, que autorizou a Celpa a destinar recursos de compensações para investimentos, deixando 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. 96. 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. 97. Como na revisão tarifária são redefinidos os indicadores de continuidade e calculado o valor da base de remuneração regulatória, faz sentido que o alcance do tratamento excepcional se estenda até a próxima revisão tarifária das distribuidoras, a exemplo do que foi feito com a Celpa. Para a Cemat seria 8 de abril de 2018. 98. Por outro lado, a Celtins vem demonstrando, mesmo sob o regime de intervenção onde os investimentos são restritos em decorrência da ausência de financiamento, uma evolução satisfatória dos seus indicadores de qualidade e redução nas compensações pagas. Ademais, verifica-se sob o aspecto da relevância, que os valores de compensação devidos pela Cemat são mais representativos tanto do ponto de vista absoluto quanto em termos relativos tendo como referência os investimos previstos para 2014. Nesse sentido, conclui-se que a empresa tem condições de atender os requisitos regulatórios de qualidade sem a necessidade de recorrer a qualquer tipo de regime excepcional. 99. Por fim a Lei 12.767/2012, em seu art. 13 estabelece a obrigação de envio à ANEEL de relatório trimestral sobre o cumprimento do plano de recuperação. Nesse sentido, Cemat deverá encaminhar à ANEEL informações que serão solicitadas oportunamente. 100. Do exposto, entende-se pertinente oportunizar à Cemat o mesmo tratamento dado à Celpa de converter as compensações de DIC, FIC, DMIC e DICRI em investimentos, adotando-se o mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade. Para Celtins, não estariam presentes os mesmos fundamentos que justificariam a adoção do regime excepcional. 5. Limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC


(Fls. 38 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 5.1 Concessionárias – Cemat e Celtins 5.2 Pedido 101. A Cemat pede a adoção de uma trajetória de limites regulatórios de DEC e FEC que promova um deslocamento para 2023 dos limites estabelecidos para 2018. O critério utilizado foi deslocar os limites com base nas revisões tarifárias. O limite definido para o último ano do terceiro ciclo seria deslocado para o último ano do quarto ciclo. Também baseado no critério de revisões tarifárias, a Celtins solicita deslocar para 2020 a meta definida para 2016.

5.3 Interventores – Cemat favorável e Celtins contrário 5.4 Avaliação 102. Esse tema também foi objeto de pedido por parte da Equatorial quando interpôs seu plano de transição para a Celpa. Os pedidos foram basicamente de redefinição dos conjuntos de unidades consumidoras, em função da heterogeneidade da área de concessão da Celpa e a flexibilização dos limites, partindo dos valores então apurados. 103. A SRD avaliou os pleitos por meio da Nota Técnica 130/2012-SRD/ANEEL e recomendou que fossem indeferidos. Fundamentalmente porque o comportamento dos conjuntos da Celpa não era mais heterogêneo do que os demais conjuntos do Brasil e porque não havia razão para se desprezar o histórico de apurações da Celpa. Avaliou-se, portanto, que os limites de continuidade definidos estavam adequados.

104. Os pedidos da Cemat e Celtins não questionam o limite definido, mas o tempo necessário para ser atingido. 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, dentre outros.

105. O ponto chave da análise, portanto, seria avaliar a razoabilidade da velocidade de redução dos limites para o DEC e o FEC definidos no processo de revisão tarifária. Na definição dos limites dos conjuntos dessas distribuidoras, a ANEEL já avaliou a factibilidade dos mesmos em relação às demais distribuidoras do país (modelo de benchmarking), além de ter considerado as particularidades que eventualmente poderiam influenciar nos limites. Assim, não são encontrados fatos novos que requeiram a elevação desses limites. Também não foram apresentados erros que ensejassem a revisão da decisão da ANEEL. Portanto, decide-se por não acatar o pleito.


(Fls. 39 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 106. 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.

107. 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. Parece mais adequado, portanto, limitar o regime excepcional às compensações, preservando os limites definidos para os indicadores coletivos DEC e FEC de Celtins e Cemat.

6. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D – e Programa de Eficiência Energética -

PEE

6.1 Concessionárias – Cemat, Celtins, Nacional, Bragantina, EDEVP e Caiuá. 6.2 Pedido

108. Requer um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014, para a regularização dos investimentos em P&D e PEE, sem a aplicação das penalidades previstas durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o saldo, sem contar a remuneração pela SELIC, dos programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação.

6.3 Interventores – Cemat e Celtins são favoráveis. Nacional, Bragantina, EDEVP e Caiuá se limitaram a dizer que os valores constantes dos planos estão coerentes. 6.4 Avaliação 109. O pedido feito de prazo para regularizar os investimentos em programas de P&D PEE atende as condições de não imputar ônus adicional ao consumidor e de se justificar pela prevalência do interesse público de continuidade e adequação da prestação do serviço de distribuição. 110. A partir da análise dos planos de recuperação é possível concluir que 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 anos57. Resta demonstrado, portanto, que o pedido é direcionado para as distribuidoras em que, de fato, o problema se mostra relevante.

57 REN 300/2008 para Eficiência Energética e REN 316/2008 para Pesquisa e Desenvolvimento


(Fls. 40 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 111. Exigir que a regularização se desse em prazo muito curto faria com que os investimentos em P&D e PEE concorressem com investimentos relevantes que necessitam ser feitos imediatamente para melhora dos indicadores de qualidade, redução dos níveis de perdas, dentre outros. Nesse sentido, entende-se oportuno conferir tempo maior para regularização, sem penalidade durante o prazo concedido. 112. Fica resguardado o consumidor de que os valores por ele pagos via tarifa para custear os programas de P&D e PEE serão aplicados, devidamente remunerados pela SELIC. Não há, portanto, eliminação de uma obrigação das distribuidoras, mas somente sua postergação. O critério de remuneração pela SELIC está em conformidade com a REN 300/2008 que aprova o Manual para Elaboração do Programa de Eficiência Energética e REN 316/2008 que aprova o Manual do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica. 113. Vale mencionar que tratamento similar foi oportunizado à Celpa, na análise do plano de transição proposto pela Equatorial. Naquela decisão, foram dados 180 dias, após a assunção do controle da Celpa pelo novo acionista, para que fossem apresentados os novos Planos de Investimento em P&D e PEE que deveriam recuperar o atraso nas aplicações até o final do período de transição, ou seja, até a revisão tarifária seguinte da Celpa58.

114. Concordamos com a avaliação feita pelos Interventores da Cemat e Celtins de que o prazo para regularização das obrigações é razoável e justificado pela dificuldade enfrentada pelas concessionárias e pela complexidade de estruturar as equipes e projetos de P&D e PEE pelo novo acionista. 115. Concluímos, portanto, que deve ser acatado o pedido feito pelas distribuidoras Cemat, Celtins, Nacional, Bragantina, Vale Paranapanema, Caiuá e CFLO de que lhes seja concedido 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 esse período. Para que se dê vazão ao pedido, basta que se estipule a não aplicação de sanções relativas a esse tema até o fim de 2015. 7. Universalização e ressarcimento das antecipações e das redes particulares

7.1 Concessionárias – Cemat, Celtins e Enersul 7.2 Pedido 116. A respeito das metas de universalização, o pedido feito pelas distribuidoras é de que se estendam até o fim do prazo de concessão. Sobre os ressarcimentos de Encargos de Responsabilidade da Distribuidora, REN 250/2007, dos investimentos feitos por consumidores em redes particulares, REN

58 Despacho 2.913, de 18 de setembro de 2012.


(Fls. 41 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 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. 117. 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.

7.3 Interventores 118. Sobre a dilação do prazo para universalização a Administração da Intervenção da Enersul recomenda indeferimento, à exceção do Pantanal, que merece um tratamento especial. O Interventor da Cemat, por sua vez, entende que o pleito deve ser considerado. No caso da Celtins, a opinião do interventor é que deve se aproveitar ao máximo a possibilidade de execução da universalização no meio rural por meio do Programa Luz para Todos e então poderia ser avaliada a dilação do restante da universalização até o prazo final da concessão. 119. A respeito dos ressarcimentos, o Interventor da Celtins entende que os pleitos parecem razoáveis, ficando a depender apenas dos limites impostos pela legislação. Sob o ponto de vista financeiro, no entanto, alerta que os encargos incidentes são elevados e que havendo disponibilidade para a captação desses recursos a custo inferior, a melhor estratégia seria a quitação das indenizações tão logo fossem auditadas.

120. O interventor da Enersul entende que não há razão para postergar os pagamentos relativos aos Encargos de Responsabilidade da Distribuidora e às Redes Particulares. O primeiro porque estão vencidos desde fevereiro de 2002 e não são relevantes. O segundo porque são de pequena monta e podem ser pagos até o fim de 2015. Para o ressarcimento de antecipação da Universalização, entende que seria razoável o acolhimento parcial do pleito da Energisa, desde que ponha fim a discussão judicial sobre a matéria59, de forma que regulatoriamente fosse deferida a extensão do prazo para a realização de todos estes pagamentos até 31/12/2016, com atualização pelo IGP-M, mais juros de 0,5%, sem multa nem juros moratórios.

121. Finalmente, o Interventor da Cemat entende necessário o pleito do novo controlador de dispor de prazo de 36 meses para Realização de Auditoria; Montagem dos processos; Identificação dos Proprietários; Quitação dos Passivos e Encerramento dos Processos.

7.4 Avaliação 122. As distribuidoras Cemat e Celtins encontram-se universalizadas na área urbana desde 2008 e a Enersul, desde 2006. Na área rural, os anos limites de universalização foram revistos por meio do

59 Medida Cautela Inominada nº 0078798-58.2010.4.01.0000/DF e Ação Principal nº 0026951-36.2009.4.01.3400


(Fls. 42 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). Despacho 726, de março de 2013, sendo esta a terceira revisão realizada pela ANEEL e ocorrida em função da publicação do Decreto no 7.520/2011, que prorrogou o Programa Luz para Todos - PLPT até 2014. 123. Fato relevante é que na última revisão do ano limite de universalização das distribuidoras Cemat, Celtins e Enersul, foi realizada a análise do impacto tarifário e da capacidade de execução das obras sendo concedido, em caráter excepcional, prazos adicionais aos previstos para o término do PLPT, conforme tabela a seguir:

Tabela 9 – Universalização da Cemat, Celtins e Enersul

Concessionária Ano Final PLPT

Ano Limite de Universalização

Rural

Prazo Adicional

(anos) Observação sobre o prazo adicional

concedido

CEMAT 2013 2017 4

Aceitação do cadastro de solicitações individuais apresentado, maior do que a demanda identificada pelo IBGE e em razão da situação econômico financeira da distribuidora

CELTINS 2014 2016 2

Aceitação do cadastro de solicitações individuais apresentado, maior do que a demanda identificada pelo IBGE e em razão da situação econômico financeira da distribuidora

ENERSUL 2014 2016 2 Em razão da situação econômico financeira da distribuidora e para o atendimento ao Pantanal

124. Adicionalmente, a expectativa é de que o MME defina a questão da continuidade do Programa Luz para Todos para além de 2014 ou outra forma de viabilizar a utilização da CDE, considerando que é a própria Lei no 10.438/2002 que assegura a utilização dessa fonte de recursos subvencionados para a realização da universalização em todo o território nacional. 125. Assim, a avaliação que se faz do pleito da Energisa em relação à prorrogação do ano limite de universalização rural é pelo não acolhimento, devendo esse assunto voltar a ser discutido somente após a definição por parte do Governo Federal da política de universalização a partir de 2015. Esta ação já está prevista na Agenda Regulatória da ANEEL para o período 2014-2015.

126. Conforme opinião exarada pelo interventor da Celtins, as distribuidoras devem procurar maximizar a execução das obras por meio do Programa Luz para Todos até 2014, buscando junto ao MME a celebração de aditivos aos Termos de Compromisso existentes.

127. 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


(Fls. 43 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). que os débitos junto aos consumidores são provenientes de diferentes obrigações, devendo ser analisados de forma específica.

128. Sobre as restituições das antecipações das obras de universalização que não foram feitas pelas concessionárias do Grupo Rede e se encontram atrasadas, o §3o do art. 11 da Resolução Normativa no 223/2003 define para estes casos a incidência de um percentual de 5% a título de multa e de 1% para os juros de mora.

129. Ressalta-se que a multa e os juros de mora são instrumentos também utilizados pelas distribuidoras nos casos de inadimplemento dos consumidores e, considerando a vulnerabilidade própria do consumidor e o que dispõe a Portaria no 4, de 13 de março de 1998, do Ministério da Justiça, seria considerada abusiva qualquer disposição que disciplinasse pela incidência de sanções em caso de atraso somente em desfavor do consumidor.

130. Assim, com a manutenção da multa e dos juros moratórios, a urgência na realização da auditoria dos processos e de efetivar os pagamentos é da distribuidora. Neste sentido, conforme bem analisado pelo interventor da CELTINS, os “encargos incidentes são elevados e que havendo disponibilidade para a captação desses recursos a custo inferior, a melhor estratégia seria a quitação das indenizações tão logo fossem auditadas”.

131. Com relação às participações financeiras dos consumidores, de que trata a REN 250/2007, concordamos com o posicionamento manifestado pelo Interventor da Enersul de que os valores estão vencidos a muitos anos e não são representativos a ponto de justificar um tratamento excepcional. Devem ser quitados imediatamente.

132. Por fim, quanto à incorporação de redes particulares, de que cuida a REN 229/2007, após analisar a legislação sobre redes particulares60, verifica-se que não há impedimentos para dilatar o prazo para a incorporação e postergar o ressarcimento ao proprietário, desde que seja assegurada a correção do valor do ativo pelo IPCA. 133. Deve-se priorizar a incorporação das redes destinadas ao cumprimento das metas do Plano de Universalização e do Programa Luz para Todos e as essenciais para a prestação dos serviços de distribuição. Para as demais, a única limitação é o art. 8º- A, §2º da REN 229/2006, que estabelece o prazo limite de 31 de dezembro de 2015. No entanto, bastaria uma ação da ANEEL para conceder um prazo maior para a Cemat, Celtins e Enersul. 134. Em resumo, pode ser aceito o pleito para dilatar o prazo para a incorporação e postergar o ressarcimento ao proprietário de redes particulares. Contudo, entende-se que a flexibilidade não deve ser

60 Art. 15 da Lei 10.848/04, art. 71 do Decreto 5.163/04 e REN 229/06


(Fls. 44 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). aplicada para redes particulares que já foram incorporadas. Nesses casos o ressarcimento ao consumidor já deveria ter sido feito e, caso não tenha sido, deve ser regularizado imediatamente. 135. De todo o exposto, conclui-se pelo não acolhimento do pleito relacionado à prorrogação do ano limite de universalização rural, devendo esse assunto ser rediscutido somente após a definição por parte do Governo Federal da política de universalização a partir de 2015. Esta ação já está prevista na Agenda Regulatória da ANEEL para o período 2014-2015.

136. Sobre o pedido de dilação do prazo para quitar os ressarcimentos junto aos consumidores, conclui-se pela possibilidade de se postergar o prazo para a incorporação de redes particulares não relacionadas à universalização, mantendo todos os demais inalterados. As redes particulares que já foram incorporadas a ainda não indenizadas, devem ser ressarcidas de imediato.

8. Débitos com obrigações setoriais – Itaipu, financiamentos com recursos da

RGR e Encargos Setoriais

8.1 Concessionária: Cemat, Celtins, Nacional, Bragantina, Vale Paranapanema e Caiuá 8.2 Pedido 137. 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. Para Itaipu pedem a mesma condição, mas informam que o pleito foi direcionado à Eletrobrás. 8.3 Interventores –

138. O interventor da Cemat é favorável ao reconhecimento do pleito porque compete ao Regulador zelar pelo equilíbrio econômico financeiro da concessão. O interventor da Celtins alerta que além de possíveis restrições por parte da Eletrobrás, o prazo pretendido ultrapassa o término da concessão. O alerta sobre o prazo para quitação das obrigações também se aplica às demais concessionárias, cujo interventor não avaliou os pleitos.

8.4 Avaliação 139. Em outubro de 2012, em razão da crítica situação econômica e financeira das distribuidoras sob intervenção, os interventores interpuseram pedidos de regime excepcional de sanções e regulatório,


(Fls. 45 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). com vistas a preservar a prestação do serviço adequado, em defesa do interesse público61. Os interventores propunham uma espécie de carência, quanto à exigibilidade das multas administrativas já impostas às concessionárias e de diversas obrigações setoriais. 140. Os pedidos foram avaliados em dois processos. No primeiro62 a ANEEL instituiu, por meio da REN 524/2012, o regime excepcional de sanções a vigorar ao longo da intervenção; suspendeu a exigibilidade das multas transitadas em julgado63, desde que houvesse renuncia à prescrição dos créditos suspensos; e resolveu discutir em Audiência Pública a suspensão das compensações por transgressão dos indicadores individuais de qualidade64. 141. No segundo processo65 a ANEEL resolveu por meio do Despacho 213/2013 “(i) 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, não incluídos aqueles que se encontram em execução, até que sobrevenha o termo final da intervenção, ressalvada a necessidade de haver cobrança para evitar a ocorrência de prescrição; (ii) registrar que a decisão quanto ao parcelamento do pagamento da energia de Itaipu está dentro da esfera de gestão da Eletrobrás; (iii) indeferir os pedidos de parcelamento dos encargos CCC, CDE, RGR e PROINFA, formulados pela concessionária de distribuição de energia elétrica sob intervenção, pertencentes ao Grupo Rede Energia; e (iv) declarar que os pedidos de parcelamento referidos no item (iii) poderão ser reformulados por eventual novo controlador das concessionárias em questão após o fim da intervenção. 142. 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. 143. Para evitar sanções pelo inadimplemento com as obrigações setoriais, resolveu a ANEEL suspendê-las, em parte. 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, não há como não

61 Carta INT_ENERSUL/003/2012; Carta INT_CEMAT/012/2012; Carta ITN_CELTINS/002/2012; Carta INNTER-RSS/027/2012 62 Processo 48500.005160/2012-82 63 Despacho 1.493/2013 64 Audiência Pública 109/2012 65 Processo 48500.006666/2012-17


(Fls. 46 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). reconhecer que a situação agora é bastante grave, como demostram os dados da Tabela 1 da seção que cuida da contextualização da situação das distribuidoras. 144. 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. 145. O pedido de parcelamento feito pela Energisa não se enquadra no conceito de sanção defendido pela Procuradoria da ANEEL no Parecer 633/2012 e, portanto, aqui não se aplicaria o regime excepcional de sanções previsto no art. 12 da Lei 12.767/2012. Houve autorização da ANEEL para que a Eletrobrás suspendesse as cobranças e, portanto, não estão os interventores incorrendo em conduta não conforme que justifique uma sanção para eliminar suas consequências danosas. Trata-se somente de renegociação de débitos, dado que o Despacho 213/2013 prevê que o fim da intervenção implica no fim da autorização dada à Eletrobrás para suspender as cobranças. 146. Na hipótese, portanto, de assunção do controle acionário pela Energisa e o fim do processo de intervenção, cessa a suspensão prevista no Despacho 213/2013 e a Eletrobrás deve voltar a cobrar os encargos de CCC, CDE, RGR, PROINFA e financiamentos com recursos da RGR das competências posteriores ao término da intervenção. A cobrança do passivo acumulado na vigência do referido Despacho depende da conclusão da análise do pedido de parcelamento formulado pelo novo controlador.

147. Por envolver aspectos legais, por meio do Memorando 210/2013-DR/ANEEL a Procuradoria foi instada a se manifestar a respeito dos pleitos. Além das condições de parcelamento propostas, foi solicitada avaliação da Procuradoria 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 213/2013.

148. A Procuradoria deveria considerar em sua análise, o posicionamento manifestado pela Diretoria por meio do Despacho 2.856/2013 de que a Eletrobrás tem legitimidade ativa para a cobrança administrativa e judicial dos encargos setoriais cuja gestão, no âmbito de contas específicas, lhe é legalmente atribuída.

149. Isso porque a titularidade dos créditos tem sido objeto de discussão cujo posicionamento só foi definido pelo referido Despacho. Até então, predominava o entendimento manifestado no Parecer


(Fls. 47 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 180/2012-PGE/ANEEL, que ao aplicar orientação vinculante da Procuradoria Geral Federal entendeu que, por sua própria natureza e finalidade, os encargos setoriais componentes da Parcela A da tarifa do serviço de distribuição de energia elétrica seriam créditos da ANEEL e que por ela deveriam ser arrecadados, com a exceção da superveniência de lei em sentido contrário. Nesse entendimento, aplicar-se-iam aos parcelamentos os regramentos dispostos no art. 37-B da Lei n. 10.522/2002 pelos quais os créditos das autarquias e fundações públicas federais, de qualquer natureza, poderão ser parcelados em até 60 prestações mensais.

150. A Diretoria, no entanto, ao Decidir que a ANEEL não é titular dos créditos, mas sim a Eletrobrás, afastou esse opinativo da Procuradoria. O posicionamento da Diretoria se coaduna com um posicionamento anterior da Procuradoria, Parecer 1.082/2009, de que a os encargos não se assemelham a orçamento da união ou da ANEEL, mas a recursos do setor elétrico, componentes das tarifas de energia elétrica cuja titularidade de cobrança e gestão pertencem à Eletrobrás. Esse opinativo trata das quotas de CCC, CDE, RGR e Proinfa.

151. Em resposta ao Memorando 210/2013-DR/ANEEL a Procuradoria se posicionou66 pela possibilidade jurídica de conceder os parcelamentos de CDE, RGR, Itaipu e Proinfa. À ANEEL caberiam os dois primeiros e à Eletrobrás os outros dois. Deveria ser observado, no entanto, que não podem superar o prazo final da concessão e que não deveria ser concedida carência. Quanto à CCC, deveria ser seguido o rito definido por meio da REN 427/2011, que prevê o parcelamento em 12 meses.

152. Do exposto, sugerimos que seja concedido o parcelamento com as limitações previstas no opinativo da Procuradoria.

9. Regime excepcional de sanções

9.1 Concessionárias – Todas

9.2 Pedido 153. A proposta feita pela Energisa para o regime excepcional de sanções pode ser resumida da seguinte forma:

I. Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção, na

eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, requer a suspensão de sua exigibilidade, pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora.

66 Parecer 539/2013/PGE-ANEEL/PGF/AGU



II. 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.

III. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam

em esfera administrativa, requer-se a extensão de 12 (doze) para 60 (sessenta) meses do prazo para parcelamento.

IV. 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 da ANEEL.

V. Anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária).

9.3 Interventores

154. O interventor da Enersul entende que se trata de tema eminentemente jurídico a ser avaliado pela Procuradoria da ANEEL. Os interventores da Cemat e Rede Sul/Sudeste entenderam que não cabe aos Interventores avaliar esse ponto do plano. 155. A administração da intervenção da Celtins, por outro lado, entendeu que o prazo de 24 meses sem imposição de sanções parece excessivo e que uma alternativa seria o estabelecimento de níveis de qualidade menos rigorosos e a fixação de prazo razoável para que os investimentos comecem a apresentar resultados. Entendeu ainda que o requerimento para a desistência dos valores de sucumbência por parte da ANEEL nos casos de AIs cujas multas estão com a exigibilidade suspensa e que tramitam em esfera judicial, a princípio, esbarra em óbice legal.

9.4 Avaliação

156. Concordando com o posicionamento manifestado pelo Interventor da Enersul, por meio do Memorando n. 210/2013-DR/ANEEL, de 25 de outubro de 2013, foi solicitado Parecer da Procuradoria sobre o regime excepcional de sanções solicitado pela Energisa. Além do regime proposto, foi solicitada avaliação da Procuradoria sobre a possibilidade dos parcelamentos superarem o prazo da concessão e qual a regra de atualização se aplica às multas cuja exigibilidade foi suspensa pelo Despacho 1.493/2013. 157. A Procuradoria se manifestou por meio do Parecer n. 539/2013-PGE-ANEEL/PGF/AGU. O opinativo pode ser resumido da seguinte forma:



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.

158. Além das questões legais, que não temos como contrapor, trazemos à Diretoria um ponto para reflexão. Com relação às questões técnicas parece razoável se estender por mais 2 anos o caráter orientativo/determinativo das fiscalizações, sem imposição de penalidades. Pelas mesmas razões que as áreas de fiscalização se manifestaram favoráveis à adoção desse regime durante a intervenção, recomenda-se sua prorrogação.

159. Por meio da Nota Técnica n. 144/2012-SFE/SFF/SFG/ANEEL, de 5 de outubro de 2012, as áreas entenderam que “as ações de fiscalização iniciadas durante a intervenção nas concessionárias propostas deverão seguir um rito diverso, de caráter unicamente orientativo, sem imputar qualquer penalidade, tão somente com o objetivo de apontar e relatar procedimentos ainda irregulares, de maneira a contribuir para o sucesso da intervenção.”

160. Durante a fase de transição, a atuação da fiscalização técnica seguindo essa mesma conduta tem o potencial de contribuir para o sucesso do plano de recuperação. Não se enxerga a mesma possibilidade para a fiscalização econômica e financeira. Nesse ponto, é necessário um monitoramento constante da implementação do plano de recuperação, com a possibilidade de interferir de maneira efetiva nos rumos tomados, inclusive, com a imposição de penalidades de qualquer natureza.

161. Os planos de recuperação, por exemplo, abordam a possibilidade de redução de custos operacionais a partir dos ganhos sinérgicos da operação em grupo. Espera-se, portanto, que após a troca do controle acionário, haja pedidos dessa natureza. Sobre esse ponto, os interventores são unânimes em alertar para os riscos que conduziram o Grupo Rede à intervenção. Não faria sentido, portanto, que a fiscalização nada fizesse ao verificar um abuso por parte das empresas da Energisa. O que se espera é exatamente o contrário, uma fiscalização bastante presente e vigilante que não permita excessos.

162. O interventor da Enersul também alerta para a política de dividendos. Deve a fiscalização avaliar a evolução do endividamento das empresas e, enquanto perdurar o regime excepcional, é recomendável que a política de dividendos passe pelo crivo da fiscalização da ANEEL. Além disso, o


(Fls. 50 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). aporte de capital previsto no plano não significa que a fiscalização não possa ou não deva acompanhar a evolução dos indicadores de solvência das concessões, exigindo ajustes eventualmente necessários.

163. Do exposto, recomendamos que seja concedido regime excepcional de sanções durante 2 anos após a transferência do controle acionário, com caráter unicamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades, para as fiscalizações técnico/comerciais do serviço de distribuição. Além disso, para as multas cuja exigibilidade estava suspensa, que sejam parceladas em 48 meses, limitadas ao prazo das concessões.

164. Por outro lado recomenda-se negar os pedidos de caráter orientativo/determinativo para as fiscalizações de caráter econômico e financeiro, de desistência dos valores de sucumbências, de anistia dos encargos incidentes sobre o valor das multas e de suspensão da exigibilidade das multas decorrentes de Termos de Notificação anteriores à intervenção.

10. Provisionamento adicional de contingências

10.1 Concessionárias – Todas

10.2 Pedido – que os interventores contabilizem ainda em 2013 valores adicionais de

contingências cíveis, fiscais e trabalhistas.

10.3 Interventores – Contrários.

10.4 Avaliação 165. Acreditamos que 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.

11. Avaliação econômica e financeira 166. No que se refere aos saques feitos pelo Banco Daycoval, entende-se 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.


(Fls. 51 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). 167. Vale também ressaltar que na análise do plano 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 análises requerem bastante cuidado para que se evitem excessos que coloquem em risco a unicidade das concessões. 168. Em razão das considerações feitas ao longo dessa Nota Técnica, a Energisa deverá atualizar seus modelos financeiros considerando as condições de contorno aqui estabelecidas, o que deve contemplar as decisões da ANEEL acerca das solicitações após a Audiência Pública. A data-base das modelagens financeiras deverá ser o último trimestre realizado (março, junho, setembro ou dezembro). As modelagens financeiras deverão contemplar, no mínimo, o Balanço Patrimonial, a Demonstração de Resultados e o Fluxo de Caixa Direto, conforme a contabilidade regulatória

169. 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. 170. 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.

171. 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.


(Fls. 52 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). V. CONCLUSÕES 172. A presente Nota Técnica avaliou os planos de recuperação e correção das falhas e transgressões relativos às distribuidoras do Grupo Rede sob intervenção. Pelas razões detalhadas ao longo do texto, recomenda-se o seguinte desenho para o regime excepcional de sanções e regulatório:

Tabela 10 – Resumo do regime excepcional de sanções e regulatório

173. A partir das considerações dessa Nota Técnica, a Energisa deverá reencaminhar seus modelos econômicos e financeiros, agregando as análises sugeridas na subseção que cuida da avaliação econômica e financeira. Essas informações são essenciais para a avaliação completa da situação e definição da forma de fiscalização e monitoramento da execução do plano.

Item Cemat Celtins Enersul CNEE EEB EDEVP Caiuá CFLO

Perdas não técnicas Desfavorável Desfavorável Desfavorável

Perda técnica Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável

Compra de Energia Desfavorável

DEC/FEC Desfavorável Desfavorável

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

Desfavorável Desfavorável Desfavorável

P&D e PEE Favorável Favorável Favorável Favorável Favorável Favorável Favorável

Universalização Desfavorável Desfavorável DesfavorávelObrigações setoriais em aberto

Parcialmente favorável






Regime excepcional de sançoes









Provisionamento adicional de contingências

Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável Desfavorável


(Fls. 53 da Nota Técnica no 1/2013-ASD-SRC-SRD-SRE-SFE-SFF/ANEEL, de 12/11/2013). VI. RECOMENDAÇÕES 174. A fim de que se oportunize a todos os interessados participar do processo de decisão, dando total transparência quanto aos critérios utilizados pela ANEEL para avaliar os planos de recuperação, recomenda-se que a Diretoria submeta o processo à Audiência Pública entre o dia 21 de novembro e o dia 2 de dezembro de 2013. O prazo inferior a 30 dias se justifica pela premência de resolução da crítica situação em que se encontram as concessionárias sob intervenção.

LEANDRO CAIXETA MOREIRA Especialista em Regulação - ASD

LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ

Especialista em Regulação - SRD

LUIZ HENRIQUE CAPELI Especialista em Regulação - SRD

MARCO AURÉLIO LENZI CASTRO Especialista em Regulação - SRD

DANIEL JOSÉ JUSTI BEGO Especialista em Regulação – SRC

HERMANO DUMONT VERONESE Especialista em Regulação – SRE

EDUARDO JÚLIO DE FREITAS DONALD Assessor do Superintendente de Fiscalização

Econômica e Financeira

RENATO BRAGA DE LIMA GUEDES Assessor do Superintendente de Fiscalização dos

Serviços de Eletricidade De acordo,

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de

Distribuição

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica

MARCOS BRAGATTO Superintendente de Regulação dos Serviços

Comerciais

ANTÔNIO ARAUJO DA SILVA Superintendente de Fiscalização Econômica e

Financeira

JOSÉ MOISÉS MACHADO DA SILVA Superintendente de Fiscalização dos Serviços de

Eletricidade

MÁRZIO RICARDO GONÇALVES DE MOURA Coordenador do GT-Intervenção




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I. OBJETIVO - aneel.gov.br · 3. Posteriormente, apresentamos de maneira bastante resumida o plano proposto para recuperação das distribuidoras sob intervenção, seguido da opinião