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CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Conteúdo
1. Introdução ............................................................................................................................. 7
2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição............................................... 9
3. Caracterização da Concessão .............................................................................................. 15
4. Diagnóstico Atual da Concessão ......................................................................................... 20
Seção 4.01 Mercado .......................................................................................................... 20
Seção 4.02 Regulatório ...................................................................................................... 28
(a) Qualidade da Energia .............................................................................................. 28
(b) Compensações pagas .............................................................................................. 33
(c) Sanções Regulatórias ............................................................................................... 36
(d) Perdas de Energia .................................................................................................... 37
(e) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores ................................... 40
(f) Nível Tarifário .............................................................................................................. 41
(g) Compra de Energia .................................................................................................. 44
(h) P&D e PEE ................................................................................................................ 44
(i) Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão .............................................................. 46
(j) Renovação das Concessões ......................................................................................... 47
Seção 4.03 Jurídico ............................................................................................................ 48
(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais ............................................................ 48
Seção 4.04 Operacional ..................................................................................................... 50
(a) Caracterização do Ativo........................................................................................... 50
(b) Caracterização da Operação ................................................................................... 54
(c) Caracterização da Manutenção ............................................................................... 64
(d) Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição) ............................................ 69
(e) Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística) ............................................ 69
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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(f) Evolução do Custo Operacional .................................................................................. 80
(g) Evolução do Investimento ....................................................................................... 84
(h) Programa Luz para Todos (PLPT) ............................................................................. 88
Seção 4.05 Comercial ......................................................................................................... 88
(a) Indicadores Comerciais ........................................................................................... 88
(b) Call Center ............................................................................................................... 97
(c) Atendimento Presencial ........................................................................................ 101
(d) Inadimplência ........................................................................................................ 102
Seção 4.06 Gestão ........................................................................................................... 104
Seção 4.07 Financeiro ...................................................................................................... 106
(a) Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial .......................................................... 106
(b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida ............................................ 108
(c) Nível de Comprometimento de Recebível ............................................................ 108
(d) Estrutura de Capital ............................................................................................... 109
(e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants) ......................................................... 110
(f) Stand Still ................................................................................................................... 111
(g) Mútuos .................................................................................................................. 113
5. Visão do Interventor sobre a Concessão ........................................................................... 114
6. Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões
119
7. Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual – Avaliação Econômico-Financeira ......... 122
Seção 7.01 Cenário Macroeconômico ............................................................................. 122
Seção 7.02 Mercado ........................................................................................................ 124
Seção 7.03 Regulatório .................................................................................................... 139
(a) Qualidade da Energia e Compensações ................................................................ 139
(b) Perdas Regulatórias ............................................................................................... 141
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(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos .............................................. 143
(d) Compra de Energia ................................................................................................ 143
(e) P&D e PEE .............................................................................................................. 145
(f) Reajustes e Revisões Tarifárias ................................................................................. 146
(g) Sanções Regulatórias ............................................................................................. 152
Seção 7.04 Jurídico .......................................................................................................... 153
(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais .......................................................... 153
Seção 7.05 Operacional ................................................................................................... 155
(a) Evolução Custos Operacionais .............................................................................. 155
(b) Evolução Investimentos ........................................................................................ 157
(c) Programa Luz para Todos ...................................................................................... 162
Seção 7.06 Comercial ....................................................................................................... 162
(a) Inadimplência ........................................................................................................ 162
(b) Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD) ........................................ 164
(c) Call Center e Atendimento Presencial................................................................... 165
(d) Indicadores Comerciais ......................................................................................... 169
Seção 7.07 Econômico-Financeira ................................................................................... 171
(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais e Setoriais) ....................................... 171
(b) Endividamento Financeiro .................................................................................... 172
(c) Impostos, Taxas e Contribuições ........................................................................... 173
(d) Reestruturação de Capital e Dividendos ............................................................... 174
(e) Mútuos .................................................................................................................. 179
Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras ............................................................... 181
(a) Demonstrativo de Resultado Projetado ................................................................ 181
(b) Fluxo de Caixa Projetado ....................................................................................... 182
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(c) Sumário das Projeções Financeiras ....................................................................... 183
8. Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para as concessões do Grupo
Rede? ......................................................................................................................................... 184
9. Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões – Proposta ...................... 190
Seção 9.01 Mercado ........................................................................................................ 190
Seção 9.02 Regulatório .................................................................................................... 191
(a) Perdas Regulatórias ............................................................................................... 191
(b) Compra de Energia ................................................................................................ 196
(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores ................................. 196
(d) P&D e PEE .............................................................................................................. 196
(e) Reajustes e Revisões Tarifárias ............................................................................. 198
(f) Renovação das Concessões ....................................................................................... 200
(g) Sanções Regulatórias ............................................................................................. 201
Seção 9.03 Operacional ................................................................................................... 203
(a) Evolução do Custo Operacional ............................................................................ 203
(b) Evolução do Investimento ..................................................................................... 203
(c) Programa Luz para Todos ...................................................................................... 203
Seção 9.04 Econômico-Financeira ................................................................................... 203
(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais) ......................................... 203
(b) Endividamento Financeiro .................................................................................... 205
(c) Impostos, Taxas e Contribuições ........................................................................... 205
(d) Reestruturação de Capital e Dividendos ............................................................... 205
Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras ............................................................... 211
(a) Demonstrativo de Resultado Projetado ................................................................ 211
(b) Fluxo de Caixa Projetado ....................................................................................... 212
(c) Sumário das Projeções Financeiras ....................................................................... 213
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10. Plano de Integração e Gestão ....................................................................................... 214
Seção 10.01 Estrutura de Serviços Compartilhados .......................................................... 214
Seção 10.02 Plano de Integração....................................................................................... 252
11. Sumário do Regime Excepcional Regulatório ................................................................ 271
12. Mensagem Final ............................................................................................................ 273
13. Anexos ........................................................................................................................... 275
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1. Introdução
Como é do conhecimento, a ENERGISA S.A. (“ENERGISA”) está em processo de aquisição do
controle das concessionárias de distribuição de energia elétrica do Grupo Rede. Para tanto,
em 03/07/13 a ENERGISA apresentou a sua oferta de aquisição de ações que lhe asseguram o
controle acionário das sociedades “holding” que controlam tais concessionárias do Grupo
Rede, a qual foi vertida em Plano de Recuperação Judicial submetido à votação dos credores
do Grupo Rede, no âmbito de seu processo de recuperação judicial em 05/07/13. Em 21/08/13
o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da recuperação judicial.
Em 09/09/13 foi proferida a decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial, sendo a
sua publicação dada em 19/09/13. Com a decisão favorável, em primeira instância, será
necessário deflagrar processos relacionados às outras condições precedentes visando à
conclusão da aquisição, como a submissão ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica –
CADE e à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
Nesse contexto, a ENERGISA apresenta, por meio deste documento, para avaliação dessa
Agência, a proposta para o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões para a
Companhia Nacional de Energia Elétrica S.A. – CNEE.
O Plano ora apresentado atende às disposições estabelecidas pela Lei nº 12.767, de 27/12/12,
quais sejam: i) discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;
ii) a demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; iii) proposta de regime
excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e iv) prazo necessário para
o alcance dos objetivos.
Para permitir a elaboração deste Plano, a ENERGISA envolveu uma equipe de mais de 60
profissionais, fez um profundo diagnóstico da situação da concessão com base nas
informações e dados disponíveis e realizou duas reuniões na CNEE. A primeira, que durou uma
semana, foi caracterizada pelo conhecimento detalhado da concessão e identificação dos
principais problemas e desafios. A segunda, com duração de um dia, visava uma interação mais
objetiva com o interventor e sua equipe.
Essa segunda reunião teve por finalidade obter a visão mais detalhada do interventor sobre os
principais problemas da concessão, bem como a apresentação, pela ENERGISA, das premissas
que seriam utilizadas neste Plano.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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O Plano ora apresentado está composto por 12 capítulos, dos quais se destacam o diagnóstico
atual da concessão, o cenário prospectivo a partir da situação atual da concessão e a proposta
da ENERGISA para o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da CNEE.
Como ficará claro ao longo deste documento, algumas questões, que serão detalhadas,
impactam substancialmente a concessão, impossibilitando a sua viabilidade econômica e
financeira. Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para
consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido
possível, tanto do ponto de vista financeiro como operacional.
Isso será possível mediante aporte de capitais, equacionamento das dívidas, reformulação da
gestão e definição de regime excepcional regulatório específico. As três primeiras ações
dependem da ENERGISA, a quarta ação depende da ANEEL, diante das justificativas e
comprometimentos da ENERGISA.
Esta proposta de Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões será a base
para o diálogo com a ANEEL no sentido de que possam ser estabelecidas ações que permitam
a recuperação da concessão sob o comando de um novo controlador.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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2. Processos de Recuperação Judicial, Intervenção e Aquisição
A CNEE é uma sociedade por ações de capital aberto controlada por Rede Energia S.A..
A ENERGISA, juntamente com alguns bancos de investimentos, estudou e discutiu uma
potencial aquisição do Grupo Rede, incluindo a CNEE, em algumas ocasiões ao longo dos
últimos anos. Porém, divergências entre as expectativas do controlador e a proposta da
ENERGISA impediram que as discussões avançassem.
No ano de 2011, em processo coordenado pelo Bradesco, a ENERGISA se associou com outro
grande grupo brasileiro para apresentação de uma proposta para aquisição das
concessionárias do Grupo Rede.
Realizada uma primeira diligência, a ENERGISA constatou que algumas ações precisariam ser
tomadas para que o Grupo Rede se tornasse viável, seja (i) pela contaminação da situação
econômico-financeira das holdings, (ii) pelo grave desequilíbrio de CELPA, (iii) pelos problemas
de sobrecontratação de CEMAT e (iv) pelo forte descasamento contratual da Rede
Comercializadora (CTCE), somente para citar os problemas mais críticos.
Entendendo não ser factível a implementação de determinadas ações necessárias para a
sobrevivência do Grupo Rede, relacionadas, por exemplo, aos processos de negociação de
deságio para credores, a ENERGISA desistiu do processo em fevereiro de 2012, de forma que o
controlador do Grupo Rede prosseguiu com o projeto de venda de suas concessionárias.
Paralelamente, em agosto/2011 e em fevereiro/2012, mediante estudos elaborados no âmbito
do processo de fiscalização por monitoramento periódico do equilíbrio econômico-financeiro
das concessões, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF apresentou
diagnósticos do desempenho das concessionárias de distribuição geridas pelo Grupo Rede, que
apontaram a delicada situação econômico-financeira em que essas empresas se encontravam.
As concessionárias apresentavam elevado endividamento relativamente ao fluxo de caixa
obtido, problema este que ocorria preponderantemente em quatro concessionárias do Grupo:
CELPA, CEMAT, EEB e CAIUÁ.
Em 28/02/2012, a CELPA ajuizou pedido de recuperação judicial perante a us a stadual do
ará. Em abril desse mesmo ano, observou-se o início de inadimplência sistêmica das
concessionárias do Grupo Rede em relação aos encargos setoriais.
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A SFF/ANEEL determinou, assim, que o Grupo Rede apresentasse um Plano de Ação,
abrangendo todas as concessionárias do grupo, além da própria empresa Rede Energia S.A., e
que contemplasse:
a retomada imediata do recolhimento de encargos setoriais e do pagamento de
fornecedores (energia e transmissão) correntes em atraso;
a redu o gradual da rela o ida quida A at e es e da ida quida
( A – ape ) at 7,0 vezes em todas as distribuidoras; e
a liquidação imediata dos empréstimos de mútuos vencidos a pagar e a receber que
envolvessem as distribuidoras ou o envio de documentos que atestassem os
respectivos pagamentos, no prazo de 10 dias.
Mediante a Nota Técnica no 288, de 13/07/2012, a SFF apresentou nova análise da situação
econômico-financeira e de inadimplência das concessionárias de distribuição controladas pelo
Grupo Rede, que indicou o agravamento do quadro dessas concessionárias.
Nesse contexto, em 10/08/2012, a Diretoria da ANEEL determinou à SFF a adoção urgente de
providências para a instauração de processos administrativos de verificação da
sustentabilidade econômico-financeira dessas concessionárias.
Em 30/08/2012 foi publicada a Medida Provisória no 577, posteriormente transformada na Lei
nº 12.767/2012 que, dentre outras providências: (i) determinou a não aplicação às
concessionárias de serviços públicos de energia elétrica dos regimes de recuperação judicial e
extrajudicial, previstos na Lei no 11.101/20 sal o posteriormente e n o da concess o; e
(ii) disciplinou a intervenção administrativa para a adequação da prestação do serviço público
de energia elétrica.
Em 31/08/2012, por meio da Resolução Autorizativa no 3.647, a ANEEL determinou a
Intervenção Administrativa na CNEE, pelo período de um ano, com o objetivo de assegurar a
prestação adequada do serviço publico de distribuição de energia elétrica e o fiel cumprimento
das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes. Foi então designado como
interventor o Sr. Sinval Zaidan Gama. Na mesma data, a ANEEL também determinou a
intervenção nas demais sete concessionárias do grupo (Cemat, Celtins, EEB, CFLO, CAIUÁ,
ENERSUL e EDEVP). Findo o período de um ano, essas intervenções foram prorrogadas pelo
prazo de dois anos.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Em 25/09/2012 a Equatorial assinou o contrato de aquisição da CELPA, que estava em
processo de recuperação judicial.
Em outubro de 2012, para atender ao § 3º do Art. 3º da REA nº 3.647/2012, o acionista
majoritário do Grupo Rede à época da intervenção apresentou um Plano de Recuperação e
Correção das Falhas e Transgressões das 8 concessionárias de distribuição sob intervenção.
Em 23/11/2012, quatro empresas holdings e uma comercializadora do Grupo Rede
requereram Recuperação Judicial: Rede Energia S.A., Companhia Técnica de Comercialização
de Energia (CTCE), QMRA Participações S.A. (QMRA); Denerge Desenvolvimento Energético
S.A. (Denerge) e Empresa de Eletricidade Vale do Paranapanema S.A. (EDEVP).
O pedido foi distribuído à 2ª Vara de Falências e Recuperação Judicial da Comarca de São
Paulo-SP (proc. 0067341-20.2012.8.26.0100) e, em 19/12/2012, o processamento foi deferido,
nomeando-se como administradora judicial a Deloitte Touche Tohamtsu.
De acordo com a relação de credores apresentada pelas recuperandas, e mais tarde
corroborada pela administradora judicial: (a) na Classe I (trabalhistas), não há credores
listados; (b) na Classe II, estão listados apenas o BNDES (R$135 MM) e o FI-FGTS (R$ 712 MM);
(c) na Classe III, estão listados, de forma consolidada, os credores quirografários de todas as
recuperandas, alcançando-se um valor total de R$ 3.142 milhões e USD 655 milhões, incluindo
dívidas com empresas ligadas. Não há credores extraconcursais.
Em 15/03/2013, as recuperandas depositaram em Juízo um plano de recuperação judicial
único, com condições uniformes para os credores de todas as cinco recuperandas. O plano
tinha por premissa a alienação do controle societário ao consórcio formado pelas empresas
CPFL Energia (CPFL) e Equatorial Energia S.A. (Equatorial). O preço da alienação seria de R$1,00
e as adquirentes se comprometiam a investir até R$ 1,8 bilhão nas recuperandas. O valor de
investimento seria revertido, em parte, para pagamento dos credores e, em parte, para
atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, conforme exigido
pela ANEEL.
Para a ENERGISA o Grupo Rede é certamente uma grande oportunidade de consolidação no
setor de distribuição de energia no Brasil. Assim, ao longo de todo esse processo, a ENERGISA
se manteve atenta e atualizando suas avaliações permanentemente, até encontrar uma forma
de voltar a competir.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Impedida de apresentar uma proposta de compra do Grupo Rede, em função da exclusividade
concedida ao grupo concorrente até 30/06/2013, a ENERGISA teve como única estratégia
viável a proposição de uma alternativa aos credores, confrontando a proposta do grupo que
possuía exclusividade.
A ENERGISA ingressou nos autos (então em parceria com a COPEL), em 04/04/2013, para que
fosse assegurada sua participação, e de outros interessados, no processo de aquisição dos
ativos do Grupo Rede. Em 29/05/2013, a ENERGISA apresentou proposta firme, embora sujeita
a determinadas condições precedentes, para a aquisição dos ativos de distribuição do Grupo.
A primeira assembleia geral de credores se instalou em 05/06/2013 e as recuperandas naquela
oportunidade pediram, já na abertura dos trabalhos, a suspensão da reunião. A ENERGISA, que
garantira na véspera o direito de participar da assembleia, assumiu o compromisso de
readequar o formato da sua proposta para um idêntico àquele adotado por CPFL-Equatorial,
i.e., uma proposta pela aquisição do controle acionário do grupo e não mais pelos seus ativos.
Essa assembleia restou suspensa para análise dos planos pelos credores.
Entre a data da assembleia (05/06/2013) e a data da sua continuação (03/07/2013), a COPEL
desistiu de participar do processo, alegando que não teria tempo para concluir a diligência que
estava em curso. A ENERGISA assumiu, então, integralmente os compromissos contidos na
oferta.
Quando da retomada da assembleia, em 03/07/2013, já com a possibilidade de rescisão da
exclusividade de forma unilateral por qualquer das partes, uma vez que era válida apenas até
30/06/2013, a ENERGISA apresentou a sua oferta reformatada, a qual foi posteriormente
vertida em um plano de recuperação judicial simplificado, apto a ser votado pelos credores em
assembleia. O preço da alienação seria também de R$1,00. Porém, a ENERGISA se
comprometeu a investir até R$1,95 bilhão nas recuperandas, além de um montante de até R$
1,1 bilhão para atender ao Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões,
conforme exigido pela ANEEL.
Em 05/07/2013, numa sessão prévia a votação visando apreciar o plano de recuperação
judicial, a proposta da ENERGISA foi a escolhida para ser levada à votação por ter sido superior
e mais interessante para os credores e para as Recuperandas, em relação a proposta
submetida por CPFL-Equatorial. Prosseguindo então os trabalhos da Assembleia Geral de
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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redores (“AG ”) os credores decidiram por colocar em votação o Plano fundado na proposta
da Energisa, que obteve o seguinte resultado:
VOTAÇÃO POR CRÉDITO
CLASSE II CLASSE III Total
SIM 100% 48,20% 58,44%
NÃO 0,00% 51,80% 41,56%
ABSTENÇÃO 0,00% 6,41% 5,21%
VOTAÇÃO POR CREDOR
CLASSE II CLASSE III Total
SIM 100% 47,06% 47,83%
NÃO 0,00% 52,94% 52,17%
ABSTENÇÃO 0,00% 12,82% 12,66%
A votação resultou na rejeição do plano por determinados credores quirografários, os
chamados Bondholders, titulares de notas perpétuas emitidas pela Rede Energia, que votaram
com R$ 1,139 bilhões ou mais de 30% dos créditos presentes à assembleia (e cerca de 36% do
total dos créditos quirografários).
Apresentado o resultado ao Juízo pelo Administrador Judicial, as Recuperandas, a ENERGISA e
alguns credores pugnaram pela homologação do Plano na forma do art. 58, §1º, da Lei no
11.1 1 2 o “cram down”. Os Bondholders pugnaram expressamente pela não aplicação do
dispositivo e pela apresentação de um novo plano.
Em 21/8/2013, o Ministério Público se manifestou favoravelmente à concessão da
Recuperação Judicial.
Em 09/09/2013 foi proferida decisão homologando o plano de recuperação judicial, pela via
ordinária (art. 58, caput, da Lei no 11.101/2005), uma vez que o Juiz, reconsiderando sua
decisão anterior, retirou o direito de voto do Bank of New York Mellon na qualidade de agente
fiduciário das notas perpétuas. Além disso, a decisão reconheceu a possibilidade de voto do FI-
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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FGTS na qualidade de credor do Grupo Rede (na Classe II), bem como reconheceu o direito de
sociedades coligadas à CPFL e à Equatorial a votarem em Assembleia Geral de Credores - AGC.
A decisão menciona ainda que os créditos em moeda estrangeira devem ser apurados, para
efeito do cômputo do voto, pelo câmbio da véspera da primeira AGC (dia 4/6/2013) e
reconhece a inexistência de tratamento diferenciado aos credores e a impossibilidade de voto
da Liasa – Ligas de Alumínio S.A.
Com isso, o Juízo reconheceu que o Plano foi aprovado por 100% dos credores da classe II,
num total de R$ 712 milhões, e por 66,34% dos credores da classe III, num total de R$.2.081
milhões. A totalização final implica em 74,93% dos créditos favoráveis ao Plano, com o valor de
R$ 2.793 milhões.
A decisão foi publicada no dia 19/9/2013 e ainda está sujeita a eventuais recursos por parte
dos credores, das recuperandas e/ou do Ministério Público. A partir desta data os credores
terão 60 (sessenta) dias para se manifestarem quanto à forma de receber seus créditos.
Com a decisão favorável em primeira instância, processos relacionados a outras condições
precedentes para a aquisição do Grupo Rede começam a ser deflagrados, como submissão da
operação ao CADE e à ANEEL e a desoneração das ações de controle a serem transferidas à
ENERGISA, dentre outras.
Todo o esforço está sendo empreendido para que a transação possa ser concluída ainda neste
ano de 2013, pela urgência das concessões retornarem à normalidade. Entretanto, essa
efetivação não depende apenas dos esforços do Grupo Rede e da ENERGISA.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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3. Caracterização da Concessão
A Companhia Nacional de Energia Elétrica – CNEE é uma concessionária de distribuição de
energia elétrica, de capital fechado, cuja sede regional localiza-se em Catanduva – SP. A
concessão foi celebrada pelo Governo Federal por intermédio da ANEEL – Agência Nacional de
nergia l trica com a N atra s do “ ON RA O ON SSÃO Nº 16 99 - AN ” com
vencimento em 07 de julho de 2015.
A CNEE utilizava moto geradores a óleo diesel nos primeiros anos de atividade, o que
debilitava a qualidade do serviço prestado. Em 1921, a Nacional iniciou as suas atividades e
colocou em execução o projeto para construção de uma usina hidrelétrica no rio Ribeirão dos
Porcos, na divisa entre os municípios de Itápolis e Borborema. Após a inauguração da usina,
batizada de Reynaldo Gonçalves, em 1923, a área de atuação da Nacional se expandiu e a
empresa adquiriu concessão para o fornecimento de energia elétrica para outras cidades.
A CNEE possui uma área de concessão de 4.500 Km² e, é responsável por beneficiar com
energia elétrica 106.768 consumidores, equivalente a uma população de aproximadamente
400 mil habitantes, em 15 municípios das regiões de Catanduva e Novo Horizonte (interior do
Estado de São Paulo), distribuindo 38.762 Mwh/ano.
A microrregião de Catanduva é uma das microrregiões do estado de São Paulo pertencentes à
mesorregião de São José do Rio Preto. Catanduva é hoje um polo microrregional, com
movimentados setores de comércio, serviços, indústrias e agropecuária. Sua população foi
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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estimada em 2010 pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística em 221 465 habitantes e
está dividida em treze municípios. Possui uma área total de 2 283,6 km²
O principal rio que cruza a região é o Tietê, que é reconhecido como limpo neste trecho,
servindo de lazer para a região, proporcionando pesca e esportes náuticos.
O clima da região é tropical semiúmido, com verões quentes e úmidos, e invernos secos e
amenos. A temperatura média no inverno é de 19 graus centígrados e, no verão, é de 29 graus
centígrados. A precipitação média do mês mais seco é inferior a 60 milímetros. A temperatura
média anual é de 24,1 graus centígrados.
Com relação aos ventos, a região está inserida naquele que é conhecido como polígono dos
tornados da América do Sul, que abrange leste de Minas Gerais, centro, norte e oeste de São
Paulo, centro, norte e oeste de Paraná, sudeste de Mato Grosso do Sul, além de Paraguai e
Argentina.
Segundo dados do Instituto Nacional de Meteorologia (Inmet), a temperatura mínima
registrada na região foi de 0,3 ºC, ocorrida no dia 18 de julho de 1975 no município de
Catanduva. Já a máxima foi de 39,9 ºC, observada dia 11 de outubro de 1963, no mesmo
município. O maior acumulado de chuva registrado em 24 horas foi de 108,3 mm. A densidade
de descargas atmosféricas é de três raios/km2 ao ano.
Em sua área de concessão se destacam as atividades industriais sucroalcooleiras, suco-cítricas,
alimentícias e de ventiladores, além do comércio e prestação de serviços.
Grande destaque da indústria é a produção e o comércio de ventiladores, o que tornou o
município de Catanduva conhecido como a "Capital nacional dos ventiladores". As fábricas da
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
17
cidade são responsáveis por cerca de 90 por cento da produção nacional de ventiladores e
empregam 60 por cento da mão de obra ocupada da indústria no município. Em quatro
grandes empresas - Loren Sid, ARGE, Venti Delta e Ventiladores Tron -, trabalham mais de 2
800 metalúrgicos.
A região é a quarta maior região sucroalcooleira do estado de São Paulo, produzindo cerca de
22.000.000 de toneladas de cana, 35.000.000 de sacas de 50 kg de açúcar e 903.000.000 de
litros de álcool anidro e hidratado. Em 2009, o município exportou mais de US$ 350.000.000.
Na cidade de Catanduva, está instalada a Biocana - Associação de Produtores de Açúcar, Álcool
e Energia - uma sociedade civil sem fins lucrativos, que representa 14 empresas produtoras de
cana-de-açúcar e derivados. A Biocana abrange todo o centro-sul do país. Pertencem ao
município a Usina São Domingos e a Noble Bioenergia, além delas estão presentes na região as
usinas Santa Isabel I e II, Monte Rey, São José da Estiva e Itajobi.
O desenvolvimento da região está fortemente relacionado à posição geográfica, proximidade
de grandes centros (São José do Rio Preto, Ribeirão Preto e São Carlos), além de vias de acesso
que possibilitam o escoamento da produção, tais como BR-153, Rodovia Washington Luiz,
Rodovia Brigadeiro Faria Lima, entre outras regionais.
Seu sistema elétrico é composto por 3 pontos de suprimento, 17 subestações e 43
alimentadores de distribuição. As linhas que atendem as subestações são de tensões que
variam entre 34,5 kV, 69kV e 138kV.
O crescimento de mercado é da ordem de 2,53% ao ano. A evolução da quantidade de clientes
pode ser observada no gráfico abaixo:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
18
Para atendimento a estrutura de redes de distribuição e quantidade de clientes mencionados a
CNEE conta com uma força de trabalho de 215 empregados próprios, 5 estagiários e 117
terceirizados.
Os funcionários ficam distribuídos entre um escritório em Presidente Prudente, onde
funcionam as áreas de gestão centralizadas da CAIUA, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, um prédio
administrativo na sede da empresa em Catanduva, também em Catanduva, e em 5 Unidades
de Serviços descentralizadas, conforme figura abaixo:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
19
As áreas centralizadas em Presidente Prudente são responsáveis pela gestão dos processos,
enquanto as Gerências Regionais focam o atendimento e demais atividades operacionais. Os
processos centralizados são: gestão de pessoas, gestão administrativa e financeira, segurança,
comunicação, processos regulatórios e ouvidoria, gestão de documentos, gestão de ativos,
mercado, grandes clientes e poder público, processos comerciais, gestão de obras, gestão da
manutenção, planejamento, gestão da operação do sistema, gestão de serviços operacionais,
gestão de perdas e medição, suprimentos (materiais e serviços), tecnologia da informação,
qualidade (sistema ISO) e gestão de processos. Outro processo centralizado é o faturamento,
porém fica centralizado em Bragança Paulista, assim como a contabilidade e o jurídico ficam
centralizados em São Paulo.
Além das áreas de gestão listadas acima, o call center da CNEE fica localizado em Presidente
Prudente e é integrado ao atendimento da CAIUA, EDEVP, EEB e CFLO. Enquanto o COD se
localiza em Catanduva atendendo apenas a CNEE.
A frota destinada ao atendimento das necessidades da concessão é composta de 57 veículos,
sendo 36 próprios (02 caminhões, 16 motos, 17 utilitários médios e 01 veículos leves) e 21
locados (13 utilitários leves e 08 veículos leves).
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
20
4. Diagnóstico Atual da Concessão
Seção 4.01 Mercado
Cenário
A CNEE - Companhia Nacional de Energia Elétrica - possui uma área de concessão de 4.500 km²
e atende a uma população de mais de 247 mil habitantes em 15 municípios da região de
Catanduva e Novo Horizonte (interior do estado de São Paulo). Os municípios atendidos são:
Adolfo, Borborema (onde mantém a PCH Reynaldo Gonçalves), Catanduva, Catiguá, Elisiário,
Irapuã, Itajobi, Marapoama, Mendonça, Nova Aliança, Novaes, Novo Horizonte, Sales, Tabapuã
e Urupês.
De acordo com o censo de 20101, a população atual da área de concessão da CNEE é de
246.861 habitantes, tendo densidade demográfica média de 54,11 habitantes por quilômetro
quadrado.
Os 10 maiores municípios representam 87,7% do consumo cativo e 86,7% dos clientes da área
de concessão. O maior município é Catanduva2, com 49.057 clientes (46%) e 280.327 MWh de
consumo total (55%).
Ranking IDH Brasil por Município
Fonte: PNUD.
1 Censo IBGE 2010
2 http://www.cnee.com.br/sobre-a-nacional/nosso-mercado/
Adolfo (SP) 1021 º 0,730 0,774 0,840 0,751
Borborema (SP) 1021 º 0,730 0,774 0,840 0,751
Catanduva (SP) 92 º 0,785 0,797 0,848 0,717
Cat iguá (SP) 526 º 0,751 0,732 0,852 0,807
Elisiário (SP) 599 º 0,747 0,764 0,886 0,751
Irapuã (SP) 1514 º 0,713 0,732 0,852 0,807
Itajobi (SP) 1021 º 0,730 0,774 0,840 0,751
Marapoama (SP) 508 º 0,752 0,717 0,866 0,768
Mendonça (SP) 667 º 0,744 0,762 0,875 0,738
Nova Aliança (SP) 823 º 0,738 0,716 0,859 0,728
Novais (SP) 1331 º 0,719 0,672 0,848 0,717
Novo Horizonte (SP) 488 º 0,753 0,743 0,869 0,746
Sales (SP) 526 º 0,751 0,732 0,852 0,768
Tabapuã (SP) 897 º 0,735 0,708 0,873 0,720
Urupês (SP) 648 º 0,745 0,740 0,861 0,752
Municípios atendidos
CNEE
Ranking
IDHM 2010IDHM 2010
IDHM
Renda
2010
IDHM
Longevidade
2010
IDHM
Educação
2010
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
21
O Índice de Desenvolvimento Humano Municipal (IDHM)3 de Catanduva é 0,785, em 2010. O
município está situado na faixa de Desenvolvimento Humano Alto (IDHM entre 0,700 e 0,799).
Entre 2000 e 2010, a dimensão que mais cresceu em termos absolutos foi Educação (com
crescimento de 0,139), seguida por Longevidade e por Renda.
Fonte: PNUD
Principais Municípios CNEE
Fonte: CNEE.
A renda per capita média de Catanduva cresceu 45,6% nas últimas duas décadas, passando de
R$649,09, em 1991 para R$757,21, em 2000 e R$945,05, em 2010. A taxa média anual de
crescimento foi de 16,7% no primeiro período e 24,8% no segundo. A extrema pobreza
(medida pela proporção de pessoas com renda domiciliar per capita inferior a R$ 70,00, em
reais de agosto de 2010) passou de 0,72% em 1991 para 1,69% em 2000 e para 0,62% em
2010.
3 IDH significa uma medida geral do desenvolvimento humano, sendo composto por três pilares: saúde, educação e renda.
Catanduva 280.327 49.057
Novo Horizonte 57.036 14.485
Itajobi 29.457 6.129
Urupes 25.796 5.633
Borborema 22.663 5.834
Tabapua 18.042 4.785
Sales 11.288 3.824
Cat igua 10.096 2.560
Irapua 9.506 2.748
Nova Aliança 9.229 2.329
Total 473.442 97.384
Principais Municípios
2012
MWh Nº Cons.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
22
Renda per capita por Município - CNEE
Fonte: http://atlasbrasil.org.br/2013/.
A desigualdade diminuiu: o Índice de Gini4 passou de 0,51 em 1991 para 0,53 em 2000 e para
0,46 em 2010. Quando comparada com o Brasil, 0,53, Catanduva possui uma desigualdade de
renda inferior aos dos brasileiros.
Índice de Gini por Município - CNEE
Fonte: http://atlasbrasil.org.br/2013/.
4 É um instrumento usado para medir o grau de concentração de renda. Ele aponta a diferença entre os rendimentos dos mais pobres e dos mais ricos. Numericamente, varia de 0 a 1, sendo que 0 representa a situação de total igualdade, ou seja, todos têm a mesma renda, e o valor 1 significa completa desigualdade de renda, ou seja, se uma só pessoa detém toda a renda do lugar.
Adolfo (SP) R$ 351,6 R$ 439,6 R$ 661,7
Borborema (SP) R$ 536,3 R$ 527,2 R$ 664,6
Catanduva (SP) R$ 649,1 R$ 757,2 R$ 945,1
Cat iguá (SP) R$ 382,2 R$ 484,6 R$ 771,8
Elisiário (SP) R$ 350,1 R$ 394,3 R$ 666,9
Irapuã (SP) R$ 303,7 R$ 410,9 R$ 579,6
Itajobi (SP) R$ 403,6 R$ 494,3 R$ 739,5
Marapoama (SP) R$ 244,4 R$ 384,3 R$ 781,0
Mendonça (SP) R$ 482,0 R$ 584,9 R$ 707,4
Nova Aliança (SP) R$ 458,1 R$ 523,6 R$ 662,5
Novais (SP) R$ 275,5 R$ 308,9 R$ 671,2
Novo Horizonte (SP) R$ 438,1 R$ 588,3 R$ 806,8
Sales (SP) R$ 262,4 R$ 432,1 R$ 645,8
Tabapuã (SP) R$ 500,0 R$ 497,3 R$ 731,3
Urupês (SP) R$ 437,6 R$ 564,8 R$ 805,7
Municípios atendidos
CNEE
Renda per capita
1991
Renda per capita
2000
Renda per capita
2010
Adolfo (SP) 0,41 0,38 0,38
Borborema (SP) 0,61 0,50 0,42
Catanduva (SP) 0,51 0,53 0,46
Cat iguá (SP) 0,35 0,42 0,43
Elisiário (SP) 0,37 0,37 0,33
Irapuã (SP) 0,46 0,48 0,36
Itajobi (SP) 0,49 0,47 0,38
Marapoama (SP) 0,35 0,41 0,40
Mendonça (SP) 0,66 0,56 0,36
Nova Aliança (SP) 0,53 0,45 0,38
Novais (SP) 0,35 0,43 0,45
Novo Horizonte (SP) 0,49 0,49 0,45
Sales (SP) 0,47 0,50 0,42
Tabapuã (SP) 0,54 0,49 0,40
Urupês (SP) 0,52 0,53 0,43
Municípios atendidos
CNEE
Índice de Gini
1991
Índice de Gini
2000
Índice de Gini
2010
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
23
Sua economia é baseada no comércio, prestação de serviços, indústrias diversas e agricultura.
Catanduva possui quatro distritos industriais e neles funcionam mais de 340 indústrias de
diferentes ramos, como metalúrgico, construção, mecânica, tipográfico, calçadista, moveleiro,
usinagem e outros. Entre elas está a Vitalex, que é uma empresa conceituada no ramo desde
1989, fabricando aparelhos eletrodomésticos e manuais voltados para o uso residencial,
comercial e industrial.
O PIB dos municípios da CNEE fechou o ano de 2010 em R$ 4,7 bilhões5, e respondendo por
0,4% do total da riqueza produzida6 no estado de São Paulo. De 2006 a 2010, o PIB a preços
correntes da área de concessão da CNEE cresceu 7,7% a.a., contra 12,3% a.a. no Brasil, no
mesmo período.
Fonte: LCA.
Fonte: LCA.
5 Preços correntes
6 O PIB representa a soma de todas as riquezas finais produzidas em determinada região ou parcela da sociedade (qual seja, países, estados, cidades), durante um período determinado (mês, trimestre, ano etc.).
-
1
2
3
4
5
2006 2007 2008 2009 2010
PIB Preços Correntes (R$ bilhões)CNEE
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
2006 2007 2008 2009 2010
PIB Preços Correntes (R$ bilhões)Brasil
-
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
2006 2007 2008 2009
PIB Preços Correntes Crescimento (%)
CNEE e Brasil CNEE
Brasil
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
24
Evolução do Mercado 2006 a 2012
O mercado cativo da CNEE apresentou um crescimento médio de 3,1% a.a. entre 2006 e 2012.
A classe que mais se destacou foi a Comercial, com crescimento no mesmo período de 7,4%
a.a..
Fonte: CNEE e SAMP ANEEL.
O consumo da classe residencial da CNEE atingiu crescimento médio de 4,9% a.a. ao longo do
período de 2006-2012. A menor taxa deste período foi registrada no ano de 2011, sendo
compensada no ano em 2012.
O industrial foi o segmento que exibiu menor desempenho ao longo do período em análise,
com ligeiro crescimento de 1,6% a.a., taxa impactada pela retração nos últimos dois anos.
Em dezembro de 2012, a CNEE possuía em sua carteira 4 clientes livres. Estes clientes
respondiam por 15 GWh, 3% do consumo total da Companhia.
O gráfico abaixo mostra o histórico de migração destes clientes para o Mercado Livre, em
número de consumidores:
8,0
3,0
5,3 4,5
1,6
7,2
-1,0
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
-
50
100
150
200
250
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Residencial - GWhCresc Acum 2006/2012
4,9%
11,0
4,3 6,5 7,0
-16,1
-0,5
-20,0
-15,0
-10,0
-5,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
-
20
40
60
80
100
120
140
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Industrial - GWh
Cresc Acum 2006/2012
1,6%
7,9 7,8
6,2
8,6
5,8
8,5
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
-
20
40
60
80
100
120
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Comercial - GWh
Cresc Acum 2006/2012
7,4%
7,2
3,8 2,8
3,3
-1,7
3,6
-3,0
-1,0
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
-
100
200
300
400
500
600
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoConsumo Cativo Faturado Total - GWh
Cresc Acum
2006/20123,1%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
25
Fonte: CNEE e SAMP ANEEL.
Expurgando-se o efeito de migrações do histórico, observa-se que o crescimento do mercado
industrial da CNEE7 passa de 1,6% a.a. no período de 2006 a 2012, para 7,9% a.a.. Para o
consumo total da CNEE, a taxa média de crescimento neste período passa de 3,1% a.a. para
4,2% a.a., como se pode notar no gráfico abaixo:
Fonte: CNEE.
Em 2012, a CNEE apresentou um desempenho superior ao da Região Sudeste e praticamente
igualou com a média Brasil, no Mercado Total, pelos dados da EPE.
7 Balanço Energético
3
4 4
2011 2012 2013
Número de Clientes Livres
IND
-2,0
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Crescimento (%)Sem Efeito Migração
Ind Tot
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
26
Fonte: EPE e SAMP ANEEL.
As classes residencial e comercial superaram tanto a média Brasil quando a média da Região
Sudeste, encerrando 2012 com crescimento de 7,2% e 8,5%, respectivamente.
Na classe industrial, não houve nenhum desempenho favorável, considerando Brasil e Região
Sudeste, medidos pela EPE e a CNEE. O consumo da CNEE registrou taxa abaixo da média
Brasil, porém apresentou desempenho melhor que a média Regional.
Número de Consumidores
O número de consumidores da CNEE cresceu em média 2,7% a.a. ao longo do período 2006-
2012. Em relação aos consumidores residenciais, o crescimento geométrico no período foi de
2,3% a.a.. O maior crescimento em relação ao número de consumidores foi registrado na
classe industrial, 19,2% a.a.
3,5
2,0
3,6
EPE - Brasil EPE - Sudeste CNEE
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - TOTAL(%) 2012 vs. 2011
(0,1)
(1,6)
-0,6
EPE - Brasil EPE - Sudeste CNEE
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - INDUSTRIAL(%) 2012 vs. 2011
5,1
3,8
7,2
EPE - Brasil EPE - Sudeste CNEE
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - RESIDENCIAL(%) 2012 vs. 2011
7,8 7,0
8,5
EPE - Brasil EPE - Sudeste CNEE
CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA - COMERCIAL(%) 2012 vs. 2011
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
27
Fonte: CNEE e SAMP ANEEL.
Consumo Médio
O crescimento mais ameno do número de clientes demonstra que o aumento do mercado, ao
longo do período em análise, se deveu basicamente ao número de clientes e não ao consumo
médio.
O consumo total médio ficou praticamente estagnado no período de 2006-2012, com
crescimento de 0,5% a.a.. Entretanto, neste resultado, há grande contribuição do segmento
industrial.
O crescimento do consumo residencial médio atingiu crescimento de 2,5% a.a. neste período,
apresentando taxa negativa somente em 2011. O consumo médio comercial, por sua vez,
cresceu 4,3% a.a. ao longo de 2006-2012, com desempenho um pouco oscilante ao longo dos
anos, mas sempre com crescimento superior a 2,5% a.a. Já no segmento industrial, o consumo
médio encerrou em queda de 14,7%, o que pode ser explicado pela queda no consumo e pela
migração de clientes industriais para o mercado livre.
O Consumo Residencial Médio da CNEE fechou o ano de 2012 com 195 kWh/consumidor/mês,
acima dos 180 kWh/consumidor/mês da região Sudeste e dos 159 kWh/consumidor/mês do
Brasil. Trata-se de um consumo médio bastante elevado quando comparado à média Brasil e
2,9 2,7 2,4
3,1 2,5 2,5
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
80.000
85.000
90.000
95.000
100.000
105.000
110.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoNúmero de Consumidores - Total
Cresc Acum 2006/2012
2,7%
2,7 2,5 2,0
2,6
1,9 2,2
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
70.000
72.000
74.000
76.000
78.000
80.000
82.000
84.000
86.000
88.000
90.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoNúmero de Consumidores - Residencial
Cresc Acum 2006/2012
2,3%
20,3 18,8 19,1 22,4 21,4
13,1
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoNúmero de Consumidores - Industrial
Cresc Acum 2006/2012
19,2%
3,7
2,2
3,2 3,7
3,2 2,5
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
7.000
7.500
8.000
8.500
9.000
9.500
10.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoNúmero de Consumidores - Comercial
Cresc Acum 2006/2012
3,1%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
28
Regional, refletindo uma população de alto poder aquisitivo e bem equipada em termos de
eletrodomésticos nos domicílios.
Fonte: CNEE e SAMP ANEEL.
Seção 4.02 Regulatório
(a) Qualidade da Energia
Análise de evolução da Qualidade do Serviço
Para uma análise efetiva da evolução dos indicadores de continuidade e da situação atual da
distribuidora é importante revisitar aspectos associados à conformação e interoperabilidade
dos ativos elétricos e da estrutura de atendimento existente, como também determinados
aspectos da área de concessão que condicionam a prestação do serviço público de distribuição
de energia elétrica ao consumidor. Esse conjunto de informações é apresentado ao longo
desse Plano de Recuperação e contemplou questões como:
Clima tropical seco-úmido com verões quentes e úmidos, e invernos secos e amenos;
Localizada no polígono dos tornados da América do Sul;
Vias terrestres em bom estado de conservação;
4,2
1,1 0,4 0,3
-4,1
1,0
-10,0
-5,0
0,0
5,0
10,0
15,0
375
380
385
390
395
400
405
410
415
420
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoCTM MensalCresc Acum 2006/2012
0,5%
5,2
0,6
3,2
1,8
-0,3
4,9
-3,0
-1,0
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
150
155
160
165
170
175
180
185
190
195
200
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoCRM Mensal
Cresc Acum 2006/2012
2,5%
-7,8 -12,2 -10,6
-12,6
-31,0
-12,1
-35,0
-25,0
-15,0
-5,0
5,0
15,0
25,0
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoCIM Mensal
Cresc Acum 2006/2012
-14,7%
4,1
5,5
2,9
4,7
2,5
5,9
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
-
200
400
600
800
1.000
1.200
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
% CrescimentoCCM MensalCresc Acum 2006/2012
4,3%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
29
Malha elétrica bem distribuída com 3 pontos de suprimento, 17 subestações e 43
alimentadores de distribuição;
Passivo de equipamentos contaminados com PCB;
Linhas de 138kV em bom estado;
Linhas de 69kV com padrão construtivo desfavorável, característica construtiva com
classe de poluição incompatível com a região;
Predominância de redes de distribuição com característica aérea nua na BT e MT;
Apenas 26% das subestações automatizadas;
Ausência de equipamentos de proteção e manobras nas redes de distribuição com
comunicação para monitoramento ou acionamento remoto; e
Terceirização ampla das equipes de manutenção de redes de distribuição.
É o conhecimento dos parâmetros técnicos em conjunto com essas especificidades que
permite um maior entendimento da evolução da Qualidade do Serviço ao longo dos anos e
uma visão das questões a serem enfrentadas futuramente pelo planejamento e pela operação
dos sistemas de distribuição na região no atendimento das demandas regulatórias.
Para orientar as discussões desse Capítulo o Plano de Recuperação se baseou em informações
passadas pelos Interventores, visitas técnicas às áreas de concessão, análise estatísticas dos
dados das distribuidoras para ocorrências emergenciais e levantamento das contribuições
encaminhadas para a ANEEL por ocasião dos processos de definição dos limites regulatórios
para a Qualidade do Serviço dos conjuntos elétricos.
Cumpre ressalvar nosso entendimento que um maior conhecimento futuro, de demais
aspectos que afetam os resultados da qualidade na região, a partir do aprofundamento nas
causas associadas aos desligamentos de energia, pode favorecer o alinhamento das estratégias
empresariais em prol da consecução dos objetivos pretendidos.
De modo a avaliar o comportamento dos indicadores de continuidade da CNEE ao longo dos
últimos ciclos de revisões tarifárias, apresentam-se a seguir gráficos com os índices realizados
de DEC e FEC bem como os limites ANEEL desde o ano de início do 1CRTP (2005).
O gráfico a seguir apresenta os resultados e limites de DEC:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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30
Evolução do DEC na CNEE: comparação entre realizado e limite regulatório
A avaliação dos resultados do DEC praticado pela CNEE, até o ano de 2012, permite identificar
que a distribuidora vem continuamente praticando valores inferiores aos limites regulatórios
estabelecidos pela ANEEL. Tem-se ainda, através de uma projeção informada pela empresa,
que o ano de 2013 também aponta para o atendimento do limite regulatório.
Portanto, é possível concluir que as questões operacionais relacionadas às eventuais
dificuldades no atendimento à área de concessão foram devidamente equacionadas, com a
empresa bem posicionada, em um patamar baixo em termos de DEC realizado (inferior a 8
horas/ano).
Não obstante, nota-se que ao longo dos anos a margem de segurança entre os valores
realizados e seus respectivos limites (que sinaliza a condição adequada para a operação da
distribuidora, sem incorrer em transgressão significativa dos indicadores individuais), vem
reduzindo substancialmente.
As taxas de decréscimo constantes na trajetória aplicada pelo Regulador (no 3CRTP de 5,63%
a.a. contra 0,02% a.a. e 4,77% a.a. no 1CRTP e 2CRTP respectivamente) se mostram factíveis
para a área de concessão, mas trazem grandes desafios para os próximos anos em decorrência
da perda da margem de segurança em face do envelhecimento dos ativos.
Já o resultado de FEC apresenta uma trajetória com prognóstico de violação do limite
regulatório. Tem-se uma pequena margem de segurança em relação ao limite até o ano de
4,17
6,777,97 8,04
7,308,23 8,58
7,38 7,65
0,00 0,00 0,00
11,94 11,96 11,92 11,93 11,89
11,10 10,95
10,269,94
9,33
8,648,35
0
2
4
6
8
10
12
14
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
CNEEDEC
DEC REALIZADO DEC limite Homolog
3 CRTP2 CRTP1 CRTP
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
31
2012 e, se confirmada a previsão do resultado de 2013, será inteiramente consumida já nesse
primeiro ano do 3CRTP.
Apresentamos esse gráfico com os resultados e limites de FEC da CNEE:
Evolução do FEC na CNEE: comparação entre realizado e limite regulatório
No FEC a trajetória de limites regulatórios do período referente ao 3CRTP se apresenta com
uma taxa superior à exigência estabelecida nos ciclos anteriores, como resultado do modelo
estatístico da ANEEL. Observa-se uma taxa média de redução de 7,91% a.a (contra 3,69% a.a. e
4,34% a.a. no 1CRTP e 2CRTP, respectivamente).
Ou seja, o incremento dado pela ANEEL à trajetória do 3CRTP trouxe complexidade para a
operação da empresa em relação ao FEC, o que deve nortear as devidas ações por parte da
distribuidora para evitar complicações decorrentes da perda da margem de segurança
(violação dos indicadores coletivos, ampliação das compensações aos consumidores).
Portanto, em termos da Qualidade do Serviço, pode-se observar que a distribuidora alcançou
bons resultados no passado, no atendimento à área de concessão e precisa coordenar suas
ações para que possa vir a praticar indicadores aderentes aos limites regulatórios. Essa
avaliação se pauta na análise do período referente ao 2CRTP, onde a distribuidora realizou
valores adequados que, inclusive, ainda lhe proporcionavam uma margem de segurança e
contrasta, especialmente em termos de FEC, com o futuro da concessão.
5,16
8,9110,56
13,99
9,59
11,52
9,23 9,2910,97
15,9315,25 14,94
14,22
13,19
12,2111,77 11,53
10,90
9,869,27
8,51
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
CNEEFEC
FEC REALIZADO FEC limite homolog.
3 CRTP2 CRTP1 CRTP
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Análise de evolução da Qualidade do Produto
O processo de análise da situação atual da CNEE amplia-se aqui por meio dessa avaliação da
performance da empresa no quesito Qualidade do Produto, que é ofertado aos consumidores
de acordo com o estabelecido na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. O estudo, no entanto,
atem-se às condições relacionadas aos indicadores de conformidade de tensão (nível de
tensão em regime permanente) por meio da avaliação do DRPE e DRCE da distribuidora, bem
como, dos montantes pagos por violações dos limites de DRP e DRC dos consumidores, como
veremos mais à frente.
Nesse sentido, o universo da análise compreende o período iniciado em 2003 quando a ANEEL
passou a receber os dados das medições amostrais de tensão das distribuidoras brasileiras,
momento em que se propunha com esta ação o aperfeiçoamento das disposições relativas ao
controle dos níveis de tensão em regime permanente no sentido de reforçar a atuação
preventiva do regulamento, até o ano corrente.
Não cabendo neste momento detalhar a forma tampouco a metodologia do cálculo, o gráfico a
seguir ilustra o resultado dos indicadores DRPE e DRCE (realizado) da CNEE ao longo do período
informado, contrastando com os limites regulatórios (DRCM e DRPM):
Resultados dos indicadores da Qualidade do Produto na CNEE
Observa-se que tanto o DRPE quanto DRCE da CNEE apresentam resultados satisfatórios, no
que se refere aos limites estabelecidos no regulamento vigente, apenas assumindo a partir de
2011 uma tendência de elevação no DRPE, mas ainda confortável em relação ao limite. Esse
0,41%
0,01% 0,01% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,02% 0,01%
4,28%
1,81% 1,72%1,47% 1,38%
1,75%1,92%
0,52% 0,62%0,84%
1,72%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
CNEEDRPE e DRCE
DRCE DRPE DRCM DRPM
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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33
desempenho é entendido pela distribuidora como uma condição favorável na área de
concessão, havendo apenas a necessidade de reversão da tendência verificada.
(b) Compensações pagas
Indicadores de continuidade individuais
Após a análise que envolve os resultados e limites de indicadores de continuidade coletivos
(DEC e FEC) é importante uma avaliação, dos indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC,
DMIC e DICRI), dada a correlação natural entre essas instâncias da regulamentação da
Qualidade do Serviço.
Nesse âmbito a avaliação recai sobre os resultados dos montantes de compensações aos
consumidores, propiciando informações sobre o desempenho da empresa e a realização de
projeções para os próximos anos, considerando todas as condições e características que
envolvem a empresa, sejam elas inerentes aos processos da qualidade e a metodologia, sejam
motivadas pela condição atual da CNEE.
Dessa forma, apresenta-se a seguir o desempenho da distribuidora quanto ao pagamento de
compensações ao longo dos últimos anos.
Evolução dos pagamentos de compensações por violação dos indicadores individuais
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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34
Depreende-se da tabela anterior que o comprometimento de Parcela B de 2012 da
distribuidora com o pagamento de compensações aos seus consumidores é significativamente
baixo em termos setoriais (0,38%), reflexo da margem de segurança existente.
Ranking do comprometimento da Parcela B com compensações
O ranking setorial foi construído considerando a Parcela B atual e as compensações pagas
pelas distribuidoras em 2012, para fins de orientação desse trabalho.
Se a empresa consegue manter seu realizado distante dos limites regulatórios, em termos de
indicadores coletivos, é sinal que em termos de indicadores individuais não são encontradas
dificuldades significativas em atender as Tabelas do PRODIST. O desafio para os próximos anos
é manter esse perfil de atendimento à medida que a margem de segurança vai se estreitando,
caso contrário, o comprometimento da Parcela B vai se tornando maior, afetando os
resultados da empresa.
DISTRIBUIDORA
Compensação/
Parcela BOrdem Posição
CELPA 9,51% 1
CEMAT 3,67% 2
CEB-DIS 3,00% 3
CELTINS 2,98% 4
CEEE-D 2,70% 5
AES-SUL 2,56% 6
CELPE 1,37% 7
CEMIG-D 1,22% 8
ELETROPAULO 1,11% 9
ENERSUL 1,06% 10
EEB 1,01% 11
ELEKTRO 0,92% 12
ESE 0,72% 13
CELESC-DIS 0,67% 14
EPB 0,61% 15
COPEL-DIS 0,57% 16
ENF 0,56% 17
EMG 0,55% 18
BANDEIRANTE 0,51% 19
COSERN 0,50% 20
CAIUÁ-D 0,43% 21
CNEE 0,38% 22
CPFL-Paulista 0,38% 23
COELCE 0,27% 24
CPFL- Piratininga 0,24% 25
EBO 0,21% 26
EDEVP 0,17% 27
CFLO 0,10% 28
1º
2º
3º
4º
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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35
A estratégia empresarial, portanto, nesse caso, deve estar atenta a essa necessidade de
garantir a observação na área de concessão das tabelas de indicadores individuais do PRODIST,
para além de um mero atendimento dos indicadores DEC e FEC.
Indicadores de conformidade de tensão
Como consequência dos índices de conformidade de tensão já aqui apresentados, tem-se um
dispêndio relativo às compensações individuais pagas aos consumidores - por força da violação
dos limites individuais de DRP e DRC, seja ela originada em processos amostrais ou por
solicitação dos próprios consumidores – muito pouco expressivo. O gráfico a seguir ilustra essa
situação:
Compensações por violações na Qualidade do Produto
Apesar do resultado de leve e crescente deterioração do indicador DRPE apresentado a partir
de 2010, o mesmo cenário não é encontrado no comportamento dos montantes pagos por
violação dos limites de DRC e DRP. Dessa forma, o resultado sinaliza uma condição favorável
na área de concessão e não se mostra assim um problema para a empresa no atendimento ao
mercado consumidor.
Tal conclusão é reforçada pelo resultado do indicador DRCE (destacado anteriormente) que
apresenta um comportamento adequado e também através das análises que consideram a
4,590 4,472
0,638R$ -
R$ 0,50
R$ 1,00
R$ 1,50
R$ 2,00
R$ 2,50
R$ 3,00
R$ 3,50
R$ 4,00
R$ 4,50
R$ 5,00
2011 2012 2013
CNEE
Valor de compensações (R$/mil)
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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36
performance de distribuidoras similares à CNEE como forma de comparação. O gráfico a seguir
ilustra essa avaliação.
Obtém-se na análise do gráfico anterior um comportamento de distribuidoras similares em
termos de pagamentos de compensações em montantes comparáveis ao que é praticado pela
CNEE, especialmente em 2013. Importante citar que as empresas adotadas como comparáveis
à CNEE foram definidas a partir da análise de trabalhos realizados pela própria ANEEL relativos
aos processos de revisão tarifária da distribuidora. Nestes há comparações com as mesmas
empresas aqui elencadas.
Deve-se aqui ressaltar que as conclusões e análises indicadas estão baseadas em um cenário
atual da regulamentação relativa à gestão da tensão em regime permanente. Obviamente a
CNEE deve ser inserida, tal qual as demais que não vivem este movimento de recuperação
judicial, nas discussões e variações que o regulamento poderá imputar com base nos
resultados da Audiência Pública 093/2013. Audiência esta que pode trazer alterações
expressivas para o cenário atual deste tema.
(c) Sanções Regulatórias
Em relação aos processos punitivos de caráter administrativo, a distribuidora possui:
(i) Termos de Notificação anteriores à intervenção e sem decisão por parte das
Agências Reguladoras;
(ii) Termos de Notificação emitidos durante o período de intervenção com caráter
orientativo e /ou determinativo como disposto no Despacho 1.493/2013; e
(iii) Autos de Infração com exigibilidade suspensa.
4,59 4,47
0,64
4,50
0,43 0,802,40
5,14 5,61
19,89
27,85
6,99
0,312,42
0,16
39,99
3,222,14
0,001,46 0,010,00 0,45 0,110,00
2,91 2,71
R$ -
R$ 5,00
R$ 10,00
R$ 15,00
R$ 20,00
R$ 25,00
R$ 30,00
R$ 35,00
R$ 40,00
R$ 45,00
2011 2012 2013
Compensações por conformidade do nível de tensão (R$/mil)
CNEE CAIUÁ-D EEB EMG ENF CPFL Santa Cruz CPFL Sul Paulista CPFL Leste Paulista CPFL Mococa CPFL Jaguari
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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37
Nas tabelas seguintes apresentamos os Autos de Infração e Termos de Notificação citados
acima.
Dentre as sanções regulatórias impostas pela ANEEL à empresa, destaca-se o Auto de Infração
nº 089/2012 - que resultou em multa de R$ 1,6 milhão, reduzida para R$ 808 mil (valores
históricos), após recurso interposto pela empresa – decorrente da inadimplência da
distribuidora no pagamento dos encargos setoriais. Inadimplência esta originada na situação
econômico-financeira da concessão que resultou em processo de intervenção e na
necessidade da apresentação do presente plano de recuperação.
Autos de Infração – CNEE
Termos de Notificação – CNEE
(d) Perdas de Energia
A representatividade de perdas de energia no balanço energético da CNEE é baixa e se situa na
ordem de 9% ao longo dos anos, conforme ilustrado abaixo.
nº Tema Auto de InfraçãoPenalidade Inicial
(R$)
Penalidade pós
Recurso (R$)Situação
1 Comercial 336/2010-ARSESP 418.672,39 418.672,39 Ação Judicial
2 Indicadores de Continuidade 0323/2011-ARSESP 147.624,77 147.624,77 ANEEL
3 Indicadores de Continuidade 0386/2012-ARSESP 27.570,09 27.570,09 ANEEL
4 Teleatendimento 0352/2011 - ARSESP 31.050,40 31.050,40 ANEEL
5 Inconsistência no Preenchimento do RIT 018/2013-SFF 11.787,41 11.787,41 ANEEL
6 Verificação a adimplência com relação aos encargos setoriais AI089/2012- SFF 1.617.151,81 808.575,84 ANEEL
nº Termo de Notificação Tema
1 097/2003 – SFF Encaminhamento Relatório de Fiscalização – Racionamento
2 0739/2003 - CSPEFiscalização: período de outubro/2003. Não conformidades apontadas: faturas das unidades consumidoras referente ao mês de
julho/03 apresentam valores diferentes da tarifa de encargo de capacidade emergencial (“ECE”); valor da tarifa do ECE não
corresponde ao valor publicado pela ANEEL; faturas não apresentam percentual de reajuste do ECE
3 832/2004 Fiscalização Programa Anual de P&D Ciclo 2001/2002
4 929/2005 - CSPEFiscalização PCH Reynaldo Gonçalves. De acordo com o TN apresentado não foram constatadas nenhuma não conformidade e/ou
se fez determinação de ações a serem empreendidas.
5 1550/2007 – CSPE
Fiscalização: período junho/2007 - promovida pela CSPE, na CGH REINALDO GONÇALVES. Não conformidades apontadas:
atividades suspensas devido a não condução do trabalho de remoção de vegetação aquática do reservatório; placas de
geradores com dados desatualizados; reguladores de velocidades de turbinas inoperantes por defeito e comportas desgastadas
pelo tempo; descumprimento de condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança e atualidade.
7 284/2008 – SFF
Fiscalização: período dezembro de 2008. Não conformidades apontadas: não cumprimento do que determina o acompanhamento
de repasse de energia livre às geradoras; não cumprimento do cálculo mensal das amortizações relativas ao referido
acompanhamento; não amortização integral dos valores homologados de perda de receita de energia livre; não atendimento
adequado dos parâmetros gerais de metodologia de cálculo da recomposição tarifária extraordinária.
8 158/2011 – SFF
Fiscalização: período novembro de 2011. Não conformidades apontadas: adoção de procedimento em desacordo com instruções
Contábeis do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico; erros de parametrização de sistema e descontrole na gestão de ativos da
concessionária; imobilização de equipamentos gerais de baixo valor; classificação incorreta de contas contábeis; erro de cálculo de
depreciação; inconsistência no arquivo de baixas fornecido pela concessionária; componentes menores de manutenção
imobilizados como investimento; atraso e falta de entrega de documentos à fiscalização.
9 136/2012 – SFFFiscalização: período de abril/2009 a Novembro/2011. Não conformidades apontadas: inadimplência no envio tempestivo de
informações obrigatórias à ANEEL, no âmbito do Balancete Mensal Padronizado – BMP.
10 2338/2012 - ARSESP
Fiscalização: período de julho/2012. Não conformidades apontadas: descumprimento dos critérios para aplicação de recursos em
Programas de Eficiência Energética; não cadastramento e execução de projetos de P&D em montante correspondente ao
enquadramento regulamentar; descumprimento do manual de orientação de trabalhos de auditoria contábil e financeira dos
projetos de gestão dos programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa de Eficiência Energética (PEE); incorreção os
valores contabilizados de P&D e PEE.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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38
Destaca-se que a maior participação na composição das perdas de energia se dá pela
incidência da perda técnica. A perda técnica representa cerca de 96% das perdas totais.
As perdas não técnicas, por outro lado, se situam em patamar baixíssimo se comparado com o
vivenciado pelo setor de distribuição de energia elétrica.
No que tange a estrutura de combate às perdas não técnicas, destaca-se que há uma gerência
responsável pela gestão das ações e acompanhamento dos resultados, estando esta ligada à
superintendência comercial. A estrutura da gerencia é compartilhada entre as empresas da
Rede Sul (Bragantina, Caiuá, Força e Luz do Oeste, Nacional, Vale Paranapanema). Nesta
gerência há duas coordenações, sendo uma de Recuperação de Perda e outra de Medição.
Apesar do enorme esforço no combate as perdas por parte da CNEE, a empresa ainda se
encontra em patamar de perda acima do estipulado pela ANEEL, como é ilustrado no gráfico
abaixo. O descasamento e sua consequência serão abordados em outros capítulos deste
documento.
Efetivamente a não cobertura dos custos com perdas de energia é um problema que agrava
uma concessão que não demonstra problemas de perdas elétricas, dado o baixíssimo patamar
de operação que se encontra. A situação que a empresa se encontra é sui generis: o alvo de
perdas regulatórias não promove a eficiência ou guarda razoabilidade econômica e técnica. O
patamar de perdas regulatórias é simplesmente inatingível com os meios que podem ser
acessados por concessões deste porte. E o pior é a evicção de receitas é permanente, ao fixar
um teto inatingível, retira capacidade financeira da concessão, criando um descasamento
entre a perda regulatória e a perda real de R$ 5 milhões até o final do ciclo tarifário atual. Esta
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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39
receita poderia estar sendo aplicado na modernização e investimentos mais rentáveis e
produtivos para a distribuidora.
Fonte: informações da própria distribuidora e ANEEL
(*) 2013 projetado
Por fim, dentre as principais atividades e processos relacionados ao combate a perdas, que
ensejarão esforço operacional para se buscar melhoria no patamar de perdas, de acordo com
as interações junto à equipe da CNEE, destacamos:
Estabelecimento de uma área de inteligência em combate a perdas;
Melhorias no processo de inspeção;
Melhoria na gestão e conhecimento da taxa de reincidência;
Esforço relacionado à aferição e blindagem de medidores;
Melhoria no controle da taxa de falha de medidores;
Instalação de laboratório de medidores; e
Esforço no que diz respeito ao investimento em perdas, especialmente troca de
medidores e inversões em ativos de rede.
8,3% 8,3% 8,3% 8,3% 8,3% 6,9%
7,9% 7,5% 7,9%7,3%
9,7%9,0%
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Perda Real versus Perda Regulatória
Perda Global (Homologada) Perda Real
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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40
Obras de reforço e modernização de redes e SEs que possam ter impacto marginal nas
perdas técnicas
Melhoria na gestão e conhecimento da taxa de reincidência;
Esforço relacionado a aferição e blindagem de medidores;
Melhoria no controle da taxa de falha de medidores;
Instalação de laboratório de medidores; e
Esforço no que diz repeito ao investimento em perdas, especialmente troca de
medidores e inversões em ativos de rede.
(e) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores
As Resoluções Normativas 365/09, 368/09 e 488/12 estabeleceram prazos para restituições de
antecipações para as obras executadas por consumidores utilizadas para o atendimento à
universalização. Sendo estes, em resumo:
Resolução Normativa 365/2009 - prazo de 26/06/2009, para restituição dos valores
antecipados pelos consumidores, para as obras executadas no período de 01/01/2004
a 31/12/2008;
Resolução Normativa 368/2009 - prazo de 31/12/2009, para restituição dos valores
das antecipações de obras executadas no período de 30/04/2003 a 11/11/2003;
Resolução Normativa 488/2012 - prazo de 20/10/2012, para restituição das
antecipações relacionadas às obras executadas no período de 01/01/2009 a
11/07/2011 e prazo limite da universalização da distribuidora para restituição das
antecipações para as obras executadas a partir de 12/07/2011 e obras com valores
acima de 03 (três) vezes o custo unitário do Programa Luz para Todos - PLPT.
Além do ressarcimento devido à incorporação de redes para atendimento à universalização, a
Resolução Normativa 250/2007, revogada pela Resolução Normativa 414/2010, estabeleceu os
procedimentos para fixação do encargo de responsabilidade da concessionária e para cálculo
da participação financeira do consumidor. O artigo 12 da referida Resolução estabeleceu que
em relação aos pedidos de aumento de carga ou de novas ligações, efetivados a partir da
publicação da Lei nº 10.762/2003, as distribuidoras deveriam realizar os respectivos acertos
financeiros e contábeis no prazo de 01 ano de sua publicação, ou seja, 13/02/2008.
Segundo valores apurados, relativos à 30/06/13, a distribuidora possui montante de R$ 154,4
mil para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no
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_____________________________________________________________________________
41
âmbito do Programa de Universalização e R$ 2,4 milhões (valor histórico) de restituições a
serem realizadas até o ano de 2015.
(f) Nível Tarifário
O Contrato de Concessão nº 16/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de
distribuição de energia elétrica na área de concessão da Companhia Nacional de Energia
Elétrica (CNEE), define a data de 10 de maio de cada ano para a realização dos eventos
tarifários. A terceira revisão tarifária periódica ocorreu em maio de 2012. Em 2013 realizaram
dois eventos tarifários, a revisão tarifária extraordinária em janeiro e o próprio reajuste
tarifário em maio passado.
A Revisão Tarifária Periódica de 2012 da CNEE foi deliberada na Reunião Pública Ordinária da
Diretoria da ANEEL realizada no dia 08/05/2012, cujo resultado representou, em média, um
reposicionamento das tarifas homologadas no ano anterior de 2,96%, sendo 7,34% referentes
ao Reposicionamento Tarifário – RT econômico e 2,22% relativos aos componentes financeiros
pertinentes, conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.286, de 08 de maio de 2012.
Com respaldo na Medida Provisória n° 579/2012, convertida na Lei n° 12.783, de 11 de janeiro
de 2013, as tarifas da CNEE de 2012, foram recalculadas para refletir os efeitos da renovação
das concessões de geração, transmissão e distribuição, além da redução dos encargos
setoriais.
O reajuste tarifário de 2013 ensejou um impacto médio das tarifas de 6,65%. Onde 6,12%
foram referentes ao reajuste tarifário anual econômico. Os itens financeiros variaram 0,53%.
A seguir mostra a atual composição da tarifa média da CNEE :
67%
33%
Tarifa Média
Composição Tarifa Média
Parcela B
Parcela A
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Ressalta-se que não se encontram refletidos na composição da tarifa média os impostos ICMS
e PIS/COFINS.
Observa-se que a Parcela A responde pela maior parte da tarifa média. A seguir apresentamos
a composição da Parcela A da CNEE.
Dentre as componentes da Parcela A, a maior representatividade é da compra de energia,
seguida pelos encargos setoriais.
No caso da compra de energia, a maior representatividade são de contratos bilaterais e de
energia regulada (CCEARs de energia velha e nova), que somam 78% da carteira, como
mostrado abaixo.
10%
82%
8%
Parcela A
Composição Parcela A
Transporte
Energia
Encargos
47%
31%
17% 4% 0%
Compra de Energia (R$)
Composição Compra de Energia (R$)
Cotas EnergiaRenovada
Cota Angra
Geração Própria
Itaipu
Bilaterais
CCEAR
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No transporte a maior parte é oriunda de custos atrelados à rede básica.
Em relação aos encargos setoriais, os destaques ficam por conta dos encargos de segurança do
sistema (ESS) e de energia de reserva (EER), que representam 33%, e por conta do Proinfa
também somando os mesmos 33%. O ESS e EER estão diretamente atrelados ao despacho
térmico de reserva e base e pode variar ano a ano, dependendo das condições dos
reservatórios das hidroelétricas.
Por fim, destaca-se a composição da Parcela B da CNEE, onde a maior parte é formada pelos
custos operacionais. Ressalta-se que a capacidade de caixa regulatório (EBITDA regulatório)
representa 22% (12% de remuneração e 10% de reintegração).
16%
84%
0%
Transporte
Composição Transporte
Uso do sistema dedistribuição
Rede Básica
Transporte de Itaipu
3% 15%
33%
33%
15% 0%
Encargos
Composição Encargos
ONS
P&D e PEE
Proinfa
ESS/EER
CDE
Taxa de Fiscalização
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(g) Compra de Energia
O suprimento de energia para a distribuidora é realizado por meio de CCEARs de Energia Nova
e Energia Existente, Cotas de Garantia Física, Quota de Itaipu, Quota do Proinfa e Contratos
Bilaterais.
O preço médio atual de compra de energia da CNEE é igual a R$127,88/MWh.
(h) P&D e PEE
Conforme determina a legislação específica, em particular a Lei nº 9.991, de 24 de julho de
2000, as empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica devem aplicar um
percentual mínimo da receita operacional líquida (ROL) em projetos de Pesquisa e
Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica – P&D e em Programas de Eficiência
Energética - PEE, segundo regulamentos da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
Conforme estabelecido no Manual do P&D o objetivo dos projetos é promover e viabilizar o
ciclo completo da cadeia da inovação, incentivando a associação de empresas em torno de
iniciativas que disponham de escala apropriada para desenvolver conhecimento e transformar
boas ideias, experimentos laboratoriais bem sucedidos e qualidade de modelos matemáticos
em resultados práticos que melhorem o desempenho das organizações e a vida das pessoas.
Os projetos de P&D regulados pela ANEEL são aqueles destinados à capacitação e ao
desenvolvimento tecnológico das empresas de energia elétrica, visando à geração de novos
processos ou produtos, ou o aprimoramento de suas características.
72%
1% 12%
10%6%
Parcela B
Composição Parcela B
Anuidades AIS nãoElétrico
Reintegração
Remuneração
ReceitasIrrecuperáveis
Custos Operacionais
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O objetivo do PEE, conforme disposto no Manual editado pela ANEEL, é promover o uso
eficiente e racional de energia elétrica em todos os setores da economia por meio de projetos
que demonstrem a importância e a viabilidade econômica de ações de combate ao desperdício
e de melhoria da eficiência energética de equipamentos, processos e usos finais de energia.
Para isso, busca-se maximizar os benefícios públicos da energia economizada e da demanda
evitada no âmbito desses programas. A proposta institucional é, portanto, a transformação do
mercado de energia elétrica, estimulando o desenvolvimento de novas tecnologias e a criação
de hábitos e práticas racionais de uso da energia elétrica.
Ambos os programas devem ser gerenciados pela empresa, por meio de uma estrutura própria
e de gestão tecnológica.
As obrigações legais de investimento em projetos de P&D e programas de Eficiência Energética
são constituídas a partir do reconhecimento contábil, pelas concessionárias de distribuição de
energia elétrica, dos itens que compõem a Receita Operacional Líquida - ROL, conforme
disposto no disposto no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, instituído pela
Resolução ANEEL nº 444, de 26 de outubro de 2001, e alterações posteriores.
Conforme informações de conhecimento da ANEEL, a empresa CNEE possui expressivo saldo a
aplicar em P&D e PEE, como pode ser avaliado a partir do quadro a seguir:
Saldo em junho/2013 do P&D e PEE
A empresa que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta Contábil de P&D
montante superior ao investimento obrigatório dos 24 meses, incluindo o mês de apuração,
estará sujeita às penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63 de 12 de maio de 2004.
Da mesma forma, a distribuidora que acumular, em 31 de dezembro de cada ano, na Conta
Contábil de Eficiência Energética, montante superior ao investimento obrigatório dos últimos
24 meses, incluindo o mês de apuração, estará também sujeita às penalidades previstas na
Resolução Normativa nº 63/2004.
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(i) Ativo Imobilizado após o 3º ciclo de Revisão
Os investimentos da Companhia Nacional de Energia Elétrica adicionados ao Ativo Imobilizado
em Serviço (AIS) após a data de corte do 3º ciclo de revisão tarifária até o mês de junho de
2013 totalizaram R$12,8 Milhões, sendo R$11,7 Milhões ou 92,0% investidos em Ativos
Elétricos e R$1,0 Milhão ou 8,0% investidos em Ativos Não Elétricos.
Dos investimentos em Ativos Elétricos, R$11,0 milhões ou 93,8% foram realizados com
Recursos Próprios e R$0,7 milhões ou 6,2% foram realizados com Recursos de Terceiros. Da
origem dos Recursos de Terceiros, R$0,38 milhões ou 51,6% tiveram origem na Participação
Financeira do Consumidor e R$0,35 milhões ou 48,4% tiveram origem na Universalização do
em Demais Participações.
Do montante de investimentos em Ativos Elétricos, R$7,7 milhões ou 66% foram investidos em
Redes de Distribuição de Média Tensão, R$2,0 milhões ou 17% foram investidos em SE de Alta
Tensão. Os outros investimentos em Ativos Elétricos montam R$1,9 milhões ou 17% e foram
12.814,011.793,0
1.021,0
Total Adição AIS Elétricos Não Elétricos
Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP
92,0%
8,0%
Investimentos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP
Elétricos Não Elétricos
11.793,011.057,0
736,0
Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP
Elétricos Recursos Próprios Recursos Terceiros
93,8%
6,2%
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP
Recursos Próprios Recursos Terceiros
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direcionados para Subestações de Média Tensão, Redes de Alta Tensão e aquisição de demais
equipamentos elétricos.
Fonte: RIT – Relatório de Informações Trimestrais
(j) Renovação das Concessões
Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 16/1999, assinado em
03 de fevereiro de 1999, o prazo de concessão da Companhia Nacional de Energia Elétrica -
CNEE se encerra em 07 de julho de 2015. Em atendimento ao disposto na Lei n.º 12.783 de
2013, na qual se converteu a Medida Provisória nº 579 de 2012, o grupo Rede solicitou a
renovação da concessão da CNEE pelo prazo de 30 (trinta) anos.
7.780,0
226,0
1.636,02.032,0
119,0
1
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP
Redes MT (25 kV a 44 kV)
Redes AT (88 kV a 138 kV)
SE MT (primário 30 kV a 44 kV)
SE AT (primário de 69 kV)
Demais Máq. e Equip.
66%
2%
14%
17%
1%
Investimentos Elétricos adicionados ao AIS após data de corte 3º CRTP
Redes MT (25 kV a 44 kV)
Redes AT (88 kV a 138 kV)
SE MT (primário 30 kV a 44 kV)
SE AT (primário de 69 kV)
Demais Máq. e Equip.
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Seção 4.03 Jurídico
(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais
Contingências Cíveis e Trabalhistas
Avaliando os relatórios de ações judiciais (informação principal considerada) e demais
documentos disponibilizados pela CNEE alcançamos valores de provisão, para contingências
trabalhistas e cíveis8 de perda provável, de cerca de R$ 1,7 milhão e R$ 1,0 milhão,
respectivamente.
Os referidos documentos apontam, ainda, contingências de perda possível nos valores de R$
350 mil para ações judiciais trabalhistas e R$ 1,4 milhão para ações cíveis.
A análise detalhada das ações judiciais da CNEE e as visitas técnicas realizadas sugerem um
ajuste adicional nas provisões.
Na área cível foram verificadas ações judiciais pleiteando indenizações por acidentes elétricos,
danos morais e ressarcimento de investimento em expansão de rede (parcela judicial) sem
provisão ou com provisionamento insuficiente,
Diversas ações judiciais são classificadas pela empresa como de perda meramente possível ou
remota – logo, não são constituídas provisões-, ainda que essas ações tenham matéria idêntica
a de outras ações com reiteradas sentenças condenatórias. Ademais, foram encontradas ações
judiciais com sentença condenatória, em fase de execução ou mesmo com depósitos judiciais
também sem o devido provisionamento, inclusive ações de caráter coletivo e valor relevante.
É certo que a jurisprudência de nossos Tribunais e a comparação com outras ações da própria
CNEE permitem dizer, com elevado grau de certeza, que é provável a saída de recursos para a
liquidação desses pedidos judiciais (a chance de ocorrer a perda é maior que a chance de não
ocorrer a perda).
Não obstante o rigoroso trabalho de revisão e ajuste das provisões efetuado no curso do
processo de intervenção, ainda persistem ajustes a serem procedidos no provisionamento da
CNEE.
8 Excluídas contingências regulatórias.
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A auditoria jurídica independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis
Advogados, a pedido do Grupo Energisa, com base nos relatórios e demais informações
disponibilizadas pela CNEE, bem como em informações e documentos levantados por meio de
pesquisa independente, estimou a necessidade de provisões totais de R$ 1,7 milhão para
processos trabalhistas e de R$ 1,2 milhão para processos cíveis, ou seja, acima dos valores
provisionados atualmente.
No âmbito da troca indireta do controle acionário da CNEE para a ENERGISA, estamos
considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores.
Contingências Fiscais:
Os relatórios de ações judiciais disponibilizados pela CNEE indicam que não há qualquer valor
provisionado para contingências fiscais, ainda que apontem uma contingência de perda
possível no valor aproximado de R$ 17,9 milhões.
A auditoria jurídica independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis
Advogados, a pedido do Grupo Energisa, com base nos relatórios e demais informações
disponibilizadas pela CNEE, bem como em informações e documentos levantados por meio de
pesquisa independente, revelou, entretanto, diversos processos administrativos e autos de
infração fiscais para exigência de tributos federias e Imposto sobre Circulação de Mercadorias
e Serviços – ICMS não recolhido, bem como a existência de débitos em aberto perante a
Receita Federal e perante a Fazenda Pública do Estado de São Paulo, que, apesar de ainda não
serem objeto de discussão administrativa ou judicial, já representam um passivo fiscal para a
empresa.
Parte dessas pendências está incluída em programas de parcelamento, pelo que não foram
consideradas para provisionamento, restando, no entanto, um saldo a provisionar de R$ 16,7
milhões para a cobertura das perdas fiscais.
No âmbito da troca indireta do controle acionário da CNEE para a Energisa, estamos
considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores.
Em resumo, consideradas as questões acima apresentadas, e de acordo com as
recomendações da auditoria independente realizada por Stocche Forbes Padis Filizzola Clapis
Advogados, os ajustes necessários às provisões cíveis, trabalhistas e fiscais são os seguintes
(em R$ milhões):
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Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista
R$ 1,7
R$ 1,7
Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível*
R$ 1,0 R$ 0,2 R$ 1,2
Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal
0,0 R$ 16,7 R$ 16,7
Total Geral
R$ 19,6
* Excluídas contingências regulatórias.
Seção 4.04 Operacional
(a) Caracterização do Ativo
O sistema de distribuição da CNEE é composto de 17 subestações em 138, 69 e 34,5 kV, além
de redes de distribuição em 13,8kV e 34,5kV.
A CNEE possui três pontos de suprimento: Catanduva e Borborema em 138kV, e Ubarana em
69kV, conforme pode-se notar na figura abaixo.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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51
Apresenta-se nos gráficos a seguir a evolução dos ativos da CNEE:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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As subestações possuem características variadas, com pórticos de concreto, ferro e treliça.
Não há controle da idade dos equipamentos. Os transformadores mais novos foram adquiridos
com regulação interna, e há poucas subestações com reguladores de tensão monofásicos.
Há uma subestação móvel de propriedade da CAIUA que atende a CNEE em casos de
necessidade, esta subestação fica sediada em Presidente Prudente. As características desta
subestação são: transformador móvel de 12,5 MVA, e possibilidades de ligação em 69 e 34,5kV
na AT e 13,8 e 11,4kV na BT.
A CNEE possui quatro transformadores que apresentaram carregamento superior a 90% em
2013. Na subestação Borborema o transformador de força 6,25MVA 69/13,8 apresentou
carregamento de 98% em março e o transformador de força 22MVA 138/69 93% em abril, na
subestação Elisiário o carregamento do transformador de força 3MVA 69/13,8 chegou a 97%
em maio, e o transformador de força de Novo Horizonte, 15MVA 69/13,8, operou com 100%
em abril.
Existe ainda um passivo de equipamentos contaminado com PCB – Askarel, conforme tabela
abaixo:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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53
Para atendimento a Resolução Nº 313 CONAMA, os resíduos mencionados na tabela acima
devem ser inventariados e programados para descarte.
As linhas de 138kV são curtas e bem conservadas, porém o sistema de 69kV é bastante
precário. Trata-se de linha em postes de madeira com estruturas de cruzetas em dois níveis,
predominantemente em suspensão. Os cabos para-raios foram retirados da maior extensão,
ficando apenas trechos próximos às subestações. Há registros de quebra de cruzetas, quebra
de parafusos e rompimentos de cabos.
O sistema de 69kV atende as seguintes subestações: Adolfo, Elisiário, Nova Aliança, Nova
Itapirema, Novo Horizonte (contingência), Urupês e Sales.
A característica predominante das redes de distribuição é aérea nua na MT, assim como na BT,
favorecendo a interferência de agentes externos como animais e vegetação.
A BT já possui uma evolução satisfatória na aplicação de redes multiplexadas, mas não há
nenhum programa que contemple a substituição das redes convencionais, como forma de
conter a interferência externa 100% da rede de BT nua possui espaçadores instalados.
O nível de automação dos equipamentos instalados em subestação, linhas e redes é baixo,
dificultando manobras e restabelecimentos quando envolvidos em ocorrências.
A CNEE atende ainda a 16 km de Linhas de Distribuição particulares em 69kV, além de 893 km
redes de distribuição também particulares com 1.965 transformadores.
Concessionária Subestação
Identificação do Tipo de
EquipamentoIdentificação do Equipamento
(Nº de Série)
Tensão
(kV)
Potência
(MVAr)
Volume
de Óleo
por
Unidade
(L)
Em Operação
ou
Armazenado
Reserva ou
Principal
CNEE Adolfo Transformador de Potência 34921 69/13,8 10/12,5 10.000 Em operação Principal
CNEE Catiguá Transformador de Potência 56907 34,5/13,8 4 3.600 Em operação Principal
CNEE Borborema Transformador de Potência 31795 69/13,8 5/6,25 5.560 Em operação Principal
CNEE Itajobi Regulador de Tensão Trifásico SP-3538 13,8 10 3.000 Em operação Principal
CNEE Sales Transformador de Potência 12366 34,5/13,8 5 5.420 Em operação Principal
CNEE Nova Itapirema Transformador de Potência 51461 69/13,8 2,5 4.500 Em operação Reserva
CNEE Catanduva I Regulador de Tensão Trifásico E-7433 13,8 10/12,5 4.150 Em operação Reserva
CNEE Urupês Transformador de Potência 12376 69/34,5 5/6,25 6.000 Em operação Principal
CNEE Catanduva I Transformador de Potência 500181 34,5/13,8 3 2.470 Em operação Reserva
CNEE Itajobi Transformador de Potência 364 34,5/13,8 7,5/9,375 4.400 Em operação Principal
CNEE Usina Rein. Gonçalves Transformador de Potência 122177 34,5/2,2 1 5.420 Em operação Reserva
CNEE Elisiário Transformador de Potência 500180 69/13,8 3 2.470 Em operação Principal
CNEE Urupês Transformador de Potência 5395 69/13,8 7,5/9,375 5.130 Em operação Principal
CNEE Almoxarifado Catanduva Capacitores Vários (63 Peças) 7,96 Várias Armazenado Desativado
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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(b) Caracterização da Operação
Com a responsabilidade de operar o sistema de distribuição, a empresa possui uma gerência
de operação estruturada de acordo com o organograma a seguir:
Organograma da Área de Operação
Ressalta-se que as empresas Caiuá, Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE), Empresa
de Distribuição de Energia do Vale do Paranapanema (EDEVP), Empresa Elétrica Bragantina
(EEB) e Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO), fazem parte do grupo de empresas chamado
REDESUL, sendo que a estrutura apresentada na figura anterior, apesar de estar localizada
fisicamente na sede da Caiuá em Presidente Prudente, presta serviços às demais empresas do
grupo, com as seguintes atribuições:
Padronizar os processos relacionados a operação do sistema elétrico;
Análise e liberação de desligamentos programados;
Realizar tratativas operacionais para intervenção no sistema de transmissão de
energia, conforme acordos operativos;
Apuração e Validação dos indicadores técnicos de continuidade para envio à ANEEL;
Elaboração do RMO – Relatório Mensal da Operação;
Analisar a taxa de falha das RD´s e componentes do sistema para direcionamento da
manutenção;
Gerência de Operação do Sistema
Coordenação de Operação do Sistema
Coordenação de Planejamento da Operação
Coordenação de Proteção
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55
Analisar as falhas ocorridas no sistema elétrico, avaliando as ações necessárias para
eliminar ou reduzir as anomalias ocorridas - RAP;
Participar do planejamento das ações necessárias para a obtenção de melhorias e
expansão do sistema de distribuição, com base nos indicadores de qualidade,
confiabilidade e atendimento;
Participar da análise técnica de pedidos de ressarcimentos de danos em
equipamentos elétricos;
Elaboração de relatórios de desligamentos e de indicadores técnicos de continuidade
(DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC), com vias a subsidiar as respostas ao Órgão Regulador,
Poder Publico, Grandes Clientes e DAC.
Apuração e gestão da MUST contratada nos pontos de conexão, junto ao ONS;
Elaborar e atualizar os planos de contingência operativa para LT´s e S/E´s, afim de
atender o PRODIST;
Elaborar estudos de seletividade dos equipamentos de proteção do sistema em LD´s,
SE´s e RD´s (relês, fusíveis e outros), visando definir os parâmetros de ajustes;
Analisar e aprovar os projetos de proteção de instalações novas e existentes, dos
acessantes de geração e consumidores livres e cativos;
Elaborar e atualizar as normas internas de execução de obras no tange aos aspectos
de proteção do sistema de distribuição;
Elaborar e validar o Esquema de Rejeição de Carga por subfrequência (ERAC) junto ao
ONS;
Estudos de fluxo de potência (ANAREDE) e curto-circuito
(ANAFAS/OnLiner/DistriViewer);
Elaboração de relatório de nível de curto para estudo de proteção de cabines
primárias.
Muito embora exista uma única gerência de operação do sistema para todas as empresas do
grupo, as equipes de campo que realizam os serviços de atendimento emergencial e ordens de
serviço comerciais estão ligadas a outras gerências em cada uma das empresas participantes
do REDESUL, em uma estrutura regionalizada, dessa forma, tem-se dupla governança, pois a
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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gerência de operação do sistema funciona de forma centralizada enquanto que as equipes de
campo funcionam de forma regionalizada com subordinação hierárquica local.
O Centro de Operação da Distribuição está localizado em Catanduva, possuindo seguinte
composição:
• 1 ou 2 operadores, em turnos de 6 horas;
• 1 líder de COD;
• 4 terminais de operação.
Embora exista apenas um centro de operação, a gestão dos serviços técnicos e comerciais é
realizada de forma separada, existindo uma equipe específica para esse fim ligada à gerência
de Serviços Técnicos e Comerciais.
Sistemas Computacionais
Vários sistemas computacionais são utilizados, para visualização geo-referenciada da
rede elétrica utiliza-se o software EU-Viewer da ELUCID, conforme figura abaixo.
Tela do Software EU-Viewer
Para gestão de serviços de equipes de campo utiliza o software Gestão de Serviços, conforme
figura abaixo.
Tela do Software de Gestão de Serviços
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Telecomunicações
A empresa conta com sistema de comunicação via rádio VHF e telefone celular com as equipes
de campo, no entanto existem na área de concessão algumas zonas de sombra. Conta ainda
com um sistema de mobilidade para despacho de serviços de campo (Sistema EMS) por meio
de dispositivos móveis, utilizado apenas para as ordens de serviço comerciais conforme figura
abaixo.
Sistema de Despacho de Equipes de Campo por Dispositivos Móveis
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
58
Apesar de permitir o despacho de ordens de serviço para as equipes de campo via dispositivo
móvel, o sistema apresenta algumas limitações, pois não permite visualizar a localização das
equipes na base eletrogeográfica, além disso, verifica-se que a empresa não dispõe de controle
formal da produtividade das equipes de campo.
Estrutura de Atendimento
A empresa possui apenas equipes de campo próprias, que realizam atendimento emergencial
e de ordens de serviço comerciais, embora como já relatado, os dois tipos de serviços são
despachados e gerenciados de forma isolada.
A tabela abaixo apresenta a quantidade de equipes disponíveis nas condições especificadas:
Quantidades CNEE
Mínimo 12
Médio 19
Máximo 30
Excepcional 44
Onde:
Estrutura mínima: Quantidade de equipes disponíveis em escala para pronto
atendimento no período matutino dos finais de semana e feriados;
Estrutura média: Estrutura disponível para pronto atendimento observada no período
matutino dos dias comerciais da semana;
Estrutura máxima: Estrutura disponível de pronto atendimento observada no período
vespertino dos dias comerciais da semana juntamente com estrutura de equipes de
manutenção leve e pesada de redes e linhas, equipes de manutenção de SE e linha
viva;
Estrutura excepcional: Composta também pela inclusão da estrutura de técnicos e
equipes de serviços comerciais que ajudam nos atendimentos e na recomposição do
sistema elétrico.
A força de campo total disponível para atendimento emergencial e de ordens de serviço
comerciais está descrita na tabela abaixo:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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59
Empresa Equipes por Escala Utilitários
Leves Utilitários
Médios Eletricistas
A B C D Total
CNEE
8 4 7 19 13 15 56
Onde:
ESCALA TRAB. x FOLGA COBERTURA
A 4 x 1 7 dias da semana (24h)
B 6 x 3 7 dias da semana
C 5 x 2 5 dias da semana
D 6 x 3 7 dias da semana
A empresa possui equipes de atendimento emergencial nas seguintes cidades, conforme
diagrama a seguir:
Mendonça – 1 equipes
Sales – 1 equipes
Urupês – 2 equipes
Novo Horizonte – 2 equipe
Borborema – 1 equipe
Itajobi – 1 equipes
Catanduva – 7 equipe
Tabapuã – 1 equipes
Segue diagrama com a localização das equipes de campo na área de concessão.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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60
Localização das Equipes de Campo
Evolução do TMA e Número de Ocorrências
A empresa apresentou no período de 2010 a 2012 a seguinte evolução do Tempo Médio de
Atendimento em minutos.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
61
A empresa apresentou em jun/2013 o seguinte comportamento por conjunto para o tempo
médio de atendimento:
Tempo Médio de Atendimento (minutos) – Junho/2013
Conjunto TMP TMD TMM NIE Ocorr. PNIE TME TMAE
ADOLFO 27,63 21,79 49,42 9,00 14,00 64,29 22,21 71,63
BORBOREMA 28,13 16,15 44,28 33,00 46,00 71,74 17,46 61,74
CATANDUVA 33,33 13,49 46,82 146,00 256,00 57,03 21,89 68,71
CATANDUVA II 34,95 12,55 47,50 73,00 129,00 56,59 22,08 69,58
CATIGUA 43,48 14,00 57,48 20,00 35,00 57,14 32,49 89,96
ELISIARIO 40,39 16,76 57,15 18,00 21,00 85,71 32,90 90,06
NOVA ITAPIREMA 26,41 20,89 47,30 14,00 18,00 77,78 16,56 63,86
NOVO HORIZONTE 28,18 10,09 38,27 48,00 90,00 53,33 11,10 49,37
SALES 37,83 23,83 61,66 21,00 29,00 72,41 14,45 76,11
URUPÊS 31,86 16,62 48,48 74,00 102,00 72,55 19,01 67,49
TOTAL 33,04 14,37 47,41 456,00 740,00 61,62 20,34 67,75
Pela análise da tabela verifica-se que os conjuntos Elisiário e Catigua apresentam tempos
médios de atendimento superiores a média dos demais conjuntos.
No período de 2010 a 2012, a empresa apresentou a seguinte evolução para o número de
ocorrências emergenciais.
82
113
97
0
20
40
60
80
100
120
2010 2011 2012
CNEE
TMA
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Quantidade de Ocorrências – 2010 a 2012
Evolução do DEC/FEC
A empresa apresenta a seguinte evolução dos indicadores DEC e FEC
Evolução do Indicador DEC – 1990 a 2013
Evolução do Indicador FEC – 1990 a 2013
9.144
11.001 10.228
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
2010 2011 2012
CNEE
CNEE
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Pela análise dos gráficos apresentados, verifica-se que a empresa vem cumprindo as metas dos
indicadores de continuidade estabelecidas pelo órgão regulador, com indicadores abaixo da
média Brasil.
Conjuntos Críticos
Os indicadores de continuidade (DEC/FEC) realizados em 2012 por conjunto elétrico da
empresa estão apresentados na tabela a seguir:
DEC/FEC Realizado 2012 por Conjunto (Fonte: Site ANEEL)
Pela análise da tabela, verifica-se que apesar de os indicadores de continuidade consolidados
da empresa apresentarem-se abaixo da meta estabelecida pelo órgão regulador, os conjuntos
Catanduva e Catanduva II apresenta transgressão do limite estabelecidos para o indicador FEC.
16,1
5
15,9
0
9,1
1
9,0
1
9,2
9
8,2
3
6,9
5 8,5
8
5,1
6
8,9
1 10,5
6
13,9
9
9,5
9 11,5
2
9,2
3
9,2
9
10,6
5
11,1
0
14,9
8
18,9
8
18,1
5
17,1
4
16,0
6
15,9
3
15,2
5
14,9
4
14,2
2
13,1
9
12,2
1
11,7
3
11,5
0
10,9
0
9,8
6
9,2
7
8,5
1
1990 1994 1998 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Brasil 2012
FEC 1990 à 2012 - CNEE
FEC ANEEL
45,0
0
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Dificuldades de atendimentos relacionados à logística e condições regionais
A área de concessão da empresa está contida no Polígono dos Tornados da América do Sul.
Essa região se caracteriza por tempestades com ventos de grande velocidade o que afeta
diretamente a capacidade de atendimento nos períodos chuvosos.
(c) Caracterização da Manutenção
A Nacional, por fazer parte de um grupo de distribuidoras do Grupo Rede no estado de São
Paulo, no modelo organizacional adotado as empresas tem governança centralizada e
operação regionalizada, como se fosse uma única em empresa, sendo cada região tratada
como uma regional. Logo, tem processos padronizados, com estrutura e operações
semelhantes nas “regionais”.
Apesar do modelo organizacional, existem características regionais que impõe condições
diferentes, com impactos distintos no desempenho do sistema e na forma como demanda à
Manutenção.
A Nacional é uma das empresas com maior problema de manutenção de Linhas devido a
147km de LD 69kV (concentra a maior parte de LDAT das empresas do sistema Rede Sul) com
estruturas totalmente despadronizadas, característica construtiva para classe de poluição I,
mas está em um cenário de poluição II para III, o rompimento do dielétrico é constante. Nesta
linha há também muito rompimento de cruzeta e o cabo guarda foi quase totalmente retirado.
O Planejamento para a Manutenção para Linhas de distribuição de Alta Tensão - LDAT,
Subestações - SED, e Sistema de Média e Baixa Tensão é feito de forma centralizado
(corporativo), sendo realizado pela GMS (Gerencia de Manutenção do Sistema), em Presidente
Prudente. Ressalta que é baixa a extensão de LDAT em função da grande quantidade de
pontos de conexão existente (linhas da CTEP que cruzam o estado de São Paulo). A GMS
tamb m responsá el pela inspe o de e comissionamento de no as S ’s e aceite t cnico de
novos equipamentos. Além disso, gerencia os contratos de manutenção e coordena as
atividades de automação. Abaixo a estrutura do GMS.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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DEC/FEC Realizado 2012 por Conjunto (Fonte: Site ANEEL)
O planejamento utiliza critérios para priorização das inspeções e manutenção nos
alimentadores, tendo o FEC e DEC como principais direcionadores, seguido do consumo de
clientes (GA e GB), quantidade de clientes e multas por compensação.
A partir da priorização, utilizando os itens acima, é elaborado anualmente os cronogramas de
inspeções. É utilizado o sistema SAP para registro do plano de manutenção como também para
os registros dos serviços realizados.
A realização de inspeção, testes funcionais, manutenção e outros serviços em equipamentos
de redes, é baseada em tempo, utilizando as referências na tabela mostrada abaixo. Também
podem ser realizadas intervenções pontuais, sob demanda.
Gerência de Manutenção do
Sistema
Coordenação de Análise e
Controle da Manutenção (9)
Coordenação de Automação e Telecom (2)
Coordenação de Manutenção de
Subestações (20)
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66
Conforme explicado anteriormente, no modelo organizacional utilizado, o GMS faz o
planejamento e a operacionalização da manutenção é regionalizada, sendo a inspeção,
programação e execução dos serviços da manutenção realizados por cada empresa (tratadas
como regionais), utilizando equipes próprias para serviços em SEDs e terceirizadas para
serviços da distribuição (SDMT). Logo, podemos concluir um alto índice de terceirização para
os serviços de manutenção da distribuição, limpeza de faixas e podas.
A área de manutenção concentra pessoal de Telecom e Automação, assuntos que deveriam
ser tratados de forma mais especializada em função de suas características, bem como a
responsabilidade de manutenção de pontos de medição de fronteira, o que requer igualmente
atenção de pessoal especializado, sendo mais afeto à área de medição em si, devendo tal
responsabilidade, ser remanejada de área para maior eficiência.
As inspeções e manutenções em subestações são realizados com as equipes próprias, que
ficam lotadas nas Regionais de Presidente Prudente, Catanduva e Bragança Paulista, logística
que permite um rápido deslocamento nos casos de contingências operacionais No caso de
sistema de distribuição, a inspeção, seja no ativo alvo de priorização no planejamento ou
baseado no tempo, é feita por pessoal próprio e terceiro.
Além das inspeções definidas no planejamento da manutenção, existem inspeções feitas nos
alimentadores a partir de periodicidade pré-definida, sendo duas vezes por anos nos
alimentadores mais importantes, sempre antecedendo o período de chuvas a após este.
Em que pese a terceirização em si não ser, por natureza, um problema, há alguns aspectos
importantes desse processo que cabe destacar. O primeiro deles é que a inspeção que subsidia
as ações de manutenção é feita pelos próprios terceirizados, o que implica em riscos sérios de
que sejam apontados serviços desnecessários, ou, ainda que necessários, não sejam os mais
prioritários.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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67
Adicione-se a esse risco o fato da área de fiscalização não contemplar os serviços feitos pela
manutenção, o que aumento risco de não conformidade de obras e problemas para inserção
das mesmas na base de remuneração regulatória.
Outra conclusão que se depreende do quadro anterior é que o alto grau de terceirização das
equipes de manutenção da distribuição cria uma enorme dependência da empresa em relação
aos empreiteiros, em especial numa área tão vital que é a manutenção dos ativos.
No modelo organizacional adotado, o matricial, o planejamento é feito de forma centralizado e
a execução é feito de forma descentralizado, o que possibilita ganhos logísticos na execução. A
implantação de gestão baseada em processos, mantendo-se a operação regionalizada, pode
favorecer quanto a padronização, qualidade e eficiência.
Abaixo o quadro mostra a estrutura terceirizada para a manutenção de distribuição –
considerando que a manutenção de SED é feita por equipe própria. Cabe ressaltar que existe
um compartilhamento de recursos terceirizados com a construção de redes, principalmente as
equipes pesadas.
Existe uma forte demanda na manutenção relacionada à arborização e vegetação em faixa de
linhas e redes. A poda e a limpeza de faixa são terceirizadas.
Não foi identificado mecanismos de controle de produtividade das equipes de manutenção,
sistema embarcada para possibilitar despacho, enfim tecnologias que possibilitam um
gerenciamento de campo mais eficaz, o que consiste numa oportunidade a ser explorada,
considerando o impacto dos serviços de manutenção no orçamento de despesas.
O processo de manutenção do sistema elétrico é baseado na filosofia de manutenção
preventiva e corretiva. A manutenção preventiva está mais associada aos ativos dos
seguimentos de linha de transmissão e de subestação. Possui uma abordagem de manutenção
baseada apenas em recomendações de fabricantes, com ajustes baseados na experiência de
campo e inspeções. Devido à deficiência de automatismo e monitoramento e controle em
tempo real, o programa de manutenção é muito baseado na periodicidade. Não há uma
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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sistematização de acompanhamento e controle das ocorrências com estratificação das
principais causas e os serviços realizados ou de metodologias de manutenção centrada na
confiabilidade (MCC).
A atualização cadastral das manutenções executadas é realizada de forma centralizada pelo
GPC (Gerencia de Projeto e Cadastro) – sediado em Presidente Prudente.
iste em cada empresa uma subesta o denominada “Subesta o Reser a” objeti ando-se
manter uma quantidade estratégica de equipamentos reservas para atendimentos às
manutenções corretivas emergenciais em subestações para que a continuidade de
fornecimento da energia não seja prejudicada possibilitando uma operação segura e rápida.
Esses equipamentos são caracterizados como reserva, amparados pelo Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico.
ada “Subesta o Reser a” está de idamente inclu da no ativo imobilizado em serviço e é
transferido para o ativo específico, no momento da sua utilização.
Além dos equipamentos reservas, as empresas contam com uma SE Móvel. Para atendimento
emergencial às subestações, as empresas tem a sua disposição uma subestação móvel (69-
34,5/13,8-11,4 kV com transformador móvel de 12,5 MVA), que fica lotada em Presidente
Prudente.
Existe uma prática, desde o ano de 2007, um programa de revitalização dos principais
equipamentos das S ’s ( isjuntores Religadores ’s ’s ha es anco de aterias etc.).
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A vida útil dos equipamentos, capacidade, índice de defeitos e o histórico de manutenções
emergenciais, são itens utilizados para a substituição de equipamentos. Não são usadas
técnicas baseada em confiabilidade ou manutenções preditivas.
(d) Diagnóstico da Construção (Sistema de Distribuição)
A elaboração de projetos utiliza um modelo de trabalho compartilhado (matricial), onde a
gestão e controle do processo é feito pela GPC (Gerência de Projetos e Construção), sediada
em Presidente Prudente. A equipe da GPC também elabora parte dos projetos e parte é
elaborado pela equipe técnica nas regionais – vinculada ao gerente regional, gerando um
modelo de dupla governança no processo. A análise de projetos de terceiros é feita pela GPC.
Apesar da GPC ser responsável por projetos e construção, a fiscalização de obras é feita por
técnicos subordinados à gerência regional. O encerramento da obra também é feito nas
regionais, sendo a atualização do cadastro feito de forma centralizada pela equipe da GPC em
Presidente Prudente.
Descentralização da elaboração de projetos, centralização efetiva do planejamento e controle
da manutenção (PCM), internalização das atividades de inspeção, ampliação da fiscalização de
obras e manutenção, controle de produtividade, estudos logísticos para redimensionamento e
reposicionamento de equipes, adequação de veículos, equipamentos e ferramentas, aquisição
e descentralização de unidades de transformadores móveis, revisão de contratos (inserção de
cláusulas de produtividade e SLA´s), são iniciativas vitais para contribuir de forma relevante
para uma operacionalização mais eficiente da manutenção e construção.
(e) Infraestrutura de Suporte à Operação (TI e Logística)
Diagnóstico Atual de Tecnologia da Informação (TI) e Sistemas
A Nacional e as demais empresas da Rede Sul Sudeste trabalham com a mesma estrutura de
sistemas de TI para atendimento ao negócio, cujo esquema pode ser visualizado na foto a
seguir:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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70
Detalhando o diagrama de sistemas acima, temos as seguintes descrições dos sistemas que
apoiam ao negócio:
Sistemas Administrativos – SAP e outros: A NACIONAL utiliza o ERP da SAP para gestão de
seus processos administrativos, contemplando os seguintes módulos para seus respectivos
processos:
Suprimentos (MM)
Controle de Qualidade de equipamentos e fornecedores (QM)
Criação e Manutenção de Projetos (PS)
Controle orçamentário de investimentos (IM)
Controle orçamentário de custeio (FM)
Gerenciamento de manutenção preventiva, corretiva e preditiva (PM)
Módulo de Vendas (usado para emissão de NFs)
Módulos Financeiros - Contas a pagar, contas a receber, contabilidade e gestão de
ativos (FI)
Controladoria – controle de ordens e rateios (CO)
Ainda na esfera administrativa, a empresa utiliza os seguintes sistemas abaixo para suporte a
outras demandas do negócio:
PS/IM PM
MM
SD
FI
CO
FI-AA FM
FI-GL
QM
Fluxo de Caixa
Divida
Tesouraria
CS
Cad Partners TS
Nf-e
Livros Fiscais
SpedFiscal / Contábil
e-Ciap
e-PISe-Cofins
SCAConsolidação
BalançosRhevolution
NFs Entrada
NFs Vendas
Nº NFe
Itens VendasItens Saídas
NFs
Saíd
a
Ativo Imob.
Balanço
Saldos Ctbs.
Faturamento
Receitas.Despesas
DadosDividas
Pagamentos
NFs desp. Frota
Folha Pagto.
Projeto
Estruturas do Projeto
Local de Instalação deEquipamentos
Dados Mão Obra
Nº NFe
MAF
Movto.Arrecadação
(Bancos)
Ordem – Km – Desp.
Dados da Frota
Despesas da Frota
Movto.Arrecadação
(Agentes)
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Gerenciamento de tesouraria e fluxo de Caixa – Sistema XRT
Sistemas de apuração fiscal – Syncro
Sistemas de RH – RHEvolution
Sistemas Comerciais – Commercial Solution – CS (Sonda Elucid): A empresa utiliza para seus
processos comerciais o pacote de sistemas CS, que abrange os seguintes processos:
Atendimento ao cliente (CAC)
Faturamento
Arrecadação
Cobrança
Medição
Fechamento / Integração com o contábil
Adicionalmente, a empresa possui sistemas para automação de processos comerciais de
campo, utilizando-se de equipamentos PDA, sistemas estes também fornecidos pela Sonda
Elucid (Platinum e Diamond), para os seguintes processos:
Platinum: Religação, desligamento, pedido de ligação, troca de padrão, instalação, troca,
retirada e aferição de equipamentos.
Diamond: Impressão de faturas de energia em campo (faturamento simultâneo), envio e
recebimento de ordens de serviços
Sistemas Técnicos – Technical Solution - TS(Sonda Elucid): Para gestão dos processos técnicos,
a NACIONAL utiliza-se do sistema TS fornecido pela Sonda Elucid, aliada a algumas outras
ferramentas periféricas, de forma a atender as demandas operacionais, de planejamento e de
projetos e construção.
O TS abrange os seguintes processos operacionais:
Gerenciamento das operações na rede por meio do controle do despacho das equipes
de campo
Digitalização georeferenciada das redes existentes
Gestão dos ativos da distribuição
Cálculos elétricos, simulação e reconfiguração de redes
Manutenção dos cadastros da topologia da rede
Perdas globais (comercial e técnica)
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Cálculo de índices de continuidade (DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC)
Desenvolvimento de projetos
Na área de planejamento, são utilizados sistemas periféricos para abrangência das demandas e
processos:
Análises de redes e estudos de planejamento da distribuição – Interplan
Cálculo detalhado de perdas de energia – Pertec
Outras ferramentas de cálculos diversos – ANAREDE, ANAFAS, ANATEM
Para suportar a operação de todos estes sistemas, a NACIONAL e demais empresas da Rede Sul
hospedam seus sistemas em Datacenter terceirizado, sob gestão da Sonda Elucid, em uma
infraestrutura da IBM localizada em Hortolândia-SP. A NACIONAL faz uso compartilhado, em
Presidente Prudente, de um pequeno Datacenter que atende a alguns serviços locais
(fileserver, AD, entre outros) para as 5 distribuidoras da Rede Sul. Na foto a seguir observamos
o diagrama de comunicação do Datacenter de Hortolândia com a NACIONAL:
No segmento de infraestrutura de TI, a NACIONAL também terceiriza outros serviços
relacionados à manutenção do ambiente de TI, abrangendo processos como segurança da
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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informação, suporte e atendimento ao usuário final, impressões departamentais e de faturas
de energia, entre outros serviços.
Como pontos de atenção na área de TI, relacionamos os seguintes assuntos:
Uso intensivo de orçamento de custeio para pagamento dos serviços de TI em função
de níveis elevados de outsourcing. A rubrica de serviços corresponde a quase 92% do
PMSO aplicado em TI na empresa. Valores dos serviços elevados quando comparados
com a ENERGISA.
Alta dependência dos serviços de TI prestados pela Sonda Elucid, que mantém, em
contratos de diversos serviços, cerca de 61% do PMSO de TI da empresa.
o Seus contratos abrangem a manutenção dos sistemas técnicos, comerciais e
administrativos, a manutenção da infraestrutura de Datacenter da empresa
que hospeda os sistemas acima mencionados em Hortolândia-SP, todo o
processo de impressão de faturas de energia e outros serviços.
o A intervenção na Rede Sul está renegociando os termos contratuais vigentes
com a Sonda Elucid, no sentido de reduzir o escopo dos contratos e viabilizar
uma redução no preço.
Necessidade de reconstrução da equipe de TI na empresa, dado que o Grupo Rede
possuía uma área corporativa de TI em São Paulo que, após o início das intervenções,
veio a ser gradativamente desfeita em função da saída das pessoas para o mercado,
criando grandes lacunas de conhecimento na área, ainda não preenchidas após a
dissolução da holding. Parte das pessoas de que ficaram no grupo foram realocadas
nas distribuidoras. Na Rede Sul, a área de TI conta com 7 colaboradores, sendo:
o 1 Gerente de TI / 2 Analistas de TI / 1 Analista de Suporte / 1 Consultor de
TI / 1 Analista de Telecom / 1 Assistente Administrativo
As bases de dados dos sistemas técnicos e comerciais da SONDA ELUCID de todas as
empresas do GRUPO REDE estão integradas em uma base única. Esta implantação gera
desvantagens, pois: um problema de desempenho em uma empresa pode afetar as
demais, manutenções de uma empresa podem afetar a disponibilidade das demais e a
CELPA ainda continua integrada junto às bases de dados das demais empresas,
gerando risco de segurança de acesso.
Alto nível de utilização de planilhas e controles complementares e paralelos aos
sistemas.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Inexistência de cultura de Gestão de Projetos e, consequentemente, não há soluções
que suportem um escritório de Projetos - PMO (como o EPM - Enterprise Project
Management).
Inexistência de cultura de Gestão por Processos e, consequentemente, não há
soluções que suportem um escritório de Processos (BPM - Business Process
Management) que permita que a integração dos processos e sistemas sejam
otimizados como na ENERGISA.
Funcionalidades do SAP implantadas parcialmente. Prioritariamente voltado para
Contabilidade, Contratos e Gestão de Pagamentos com baixo nível de integração com
os demais sistemas corporativos.
Baixa utilização de sistemas para alavancar produtividade e redução de custos, com
implantações parciais de funcionalidades.
Os sistemas existentes são basicamente utilizados para as atividades transacionais.
Inexistência de sistemas integrados para acompanhamento da Gestão e de metas /
indicadores, avaliação de desempenho, medições de produtividade de eletricistas
/operadores / leituristas e sistemas voltados para suporte à decisão de Perdas e
Qualidade de Serviço (Datawarehouse e Business Inteligence) amplamente utilizados
na ENERGISA.
O Sistema de Coleta adotado para os medidores Operacionais de SE´s das empresas
Rede Sul Sudeste são atendidos pelo Sistema de Tele Medição – STM da LandisGyr,
que descontinuou sua atualização.
Inexistência de sistemas voltados para controle da manutenção da distribuição e
transmissão integradas com o uso da mobilidade para ordens de serviço de
manutenção programada / não programada, inspeções, confecção de projetos em
campo, etc.
Baixo nível conhecimento da equipe de TI sobre o funcionamento interno / modelo de
dados e funcionalidades dos sistemas. Equipe voltada para gerir contratos e níveis de
serviço dos fornecedores.
Há problemas na velocidade do atendimento de demandas evolutivas para os sistemas
por parte dos fornecedores, principalmente os comerciais e técnicos, apesar de
existirem contratos vigentes que cobrem estas manutenções evolutivas.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Módulos e Sistemas contratados (com manutenção em vigência sendo paga), porém
ainda não implantados pela empresa. Ex: Módulos do SAP, Leitura e impressão
simultânea de faturas de energia, etc.
Diagnóstico Atual do Sistema de Telecomunicações
A comunicação utilizada entre o centro de operação e as subestações automatizadas é
feita através de um link satelital;
As licenças de rádios UHF/VHF devem expirar em 2017, fazendo com que o parque
analógico de rádio seja substituído por rádios digitais, cumprindo uma legislação
regulada da ANATEL;
PABX, gravador e servidores defasados tecnologicamente.
A distribuição dos ativos de Telecom está assim descrita: 04 repetidoras, 25 rádios
fixos, 35 móveis e 15 portáteis. Os rádios são Motorola e as repetidoras estão em
postes ou torres estaiadas na sua grande maioria;
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Diagnóstico Atual do Sistema de Automação
De acordo com a figura abaixo, seguem as seguintes constatações do cenário vigente:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Topologia de automação
Fonte: NACIONAL, 2013
Entre as subestações 138kV, apenas 33% das subestações não estão automatizadas;
Entre as subestações 69kV, apenas 50% das subestações não estão automatizadas;
As subestações de 34,5kV possuem de 1 a 3 bays e 100% não estão automatizadas;
A maioria das subestações apresenta protocolo modbus entre os equipamentos,
concentrando os dados analógicos através de conversores até uma unidade terminal
remota-UTR e subindo as informações para o centro de operação através do protocolo
IEC 104;
Os relés não são eletromecânicos na CNEE, mas apresentam obsolescência quanto à
tecnologia. Na sua maioria, o fabricante utilizado nas subestações é a PEXTRON;
Apenas 1% das subestações apresenta tecnologia de automação robusta e de
anguarda utili ando a norma 618 para comunica o dos ’s;
Na rede de distribuição, os fabricantes dos religadores são COOPER ou NOJA POWER e
100% destes religadores não estão automatizados;
Ainda na rede de distribuição, os reguladores de tensão não são automatizados;
O Supervisório atual utilizado no centro de controle é o Elipse Power;
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Os centros de operação são descentralizados e localizados em cada uma das cinco
empresas.
Infraestrutura de Logística
A frota da CNEE é composta por 57 veículos, dos quais 36 são próprios e 21 são locados. Não
se conseguiu informações sobre a existência de pool de veículos na CNEE. A composição da
frota sob gestão da CNEE está apresentada na tabela a seguir, segmentada por classe.
Classe Qtde própria Qtde locada Qtde total
Passeio 1 8 9
Utilitário Leve - 13 13
Utilitário Médio 17 - 17
Moto 16 - 16
Caminhão 2 - 2
Executivo - - -
Total 36 21 57
O custo médio de operação atual esta em torno de R$ 0,55 por km rodado, estando próximo
dos níveis esperados para a região. O índice de indisponibilidade geral está elevado,
aproximadamente 6,22%.
Para realizar a gestão de abastecimento e manutenção é utilizado o sistema da Ecofrotas.
Sobre a utilização da telemetria, a CNEE não usa este serviço para monitoramento de sua
frota.
A idade média geral da frota, própria e locada, é de 3,64 anos, sendo que a de veículos
próprios é de 5 anos, elevada para os padrões das Distribuidoras, principalmente, na classe de
caminhões, que chega a quase 12 anos. Na tabela a seguir está apresentada a idade média da
frota por classe.
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Classe Idade média
Frota própria Frota locada
Passeio 4,69 anos 2,30 anos
Utilitário Leve - 2,30 anos
Utilitário Médio 4,11 anos -
Moto 3,94 anos -
Caminhão 11,88 anos -
Executivo - -
Total 4,99 anos 2,30 anos
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Infraestrutura de Suprimentos
A gestão de suprimentos relativa a compras e logística de materiais de todas as empresas que
compõem a REDE SUL (Caiuá, CNEE, EBB, CFLO, EDEVP) fica centralizada em Presidente
Prudente.
São movimentados aproximadamente R$ 60 Milhões por ano em compras de materiais e
equipamentos. Todas as aquisições são realizadas com frete CIF.
Para gestão dos processos de cadastro de fornecedores, pagamentos, requisição de materiais,
qualidade, venda e emissão de NF para venda de sucata utiliza-se o SAP. Entretanto, não são
utilizadas quaisquer ferramentas de e-procurement, que possibilite ampliar a base de
fornecedores, garantir maior segurança, agilidade e transparência nas concorrências
realizadas. Atualmente, todas as cotações são realizadas por e-mail e planilhas, aumentando
os riscos e dificultando a gestão destes processos.
A estrutura do Almoxarifado conta com um centro de distribuição de nível 1 em Presidente
Prudente e cinco almoxarifados de nível 2 localizados nas regionais e nas sedes das demais
empresas em Bragança Paulista, Cambuí, Guarapuava, Assis e Catanduva. O almoxarifado de
Assis foi criado recentemente. O estoque total destas empresas registrou em Junho/2013 nível
de R$ 21,0 Milhões.
(f) Evolução do Custo Operacional
Os Custos Operacionais estão relacionados com a execução dos processos comerciais de
atendimento às unidades consumidoras, das atividades de operação e manutenção do sistema
de distribuição e das ações no âmbito da direção e administração da empresa, em
conformidade com as condições previstas no Contrato de Concessão e na regulamentação.
Precisam ser eficientes e estar alinhados com uma prestação adequada do serviço público de
distribuição de energia elétrica, bem como, com a garantia da manutenção da capacidade
operativa dos ativos elétricos durante sua vida útil.
Os Custos Operacionais efetivamente incorridos pela distribuidora são diferentes daqueles
reconhecidos pela ANEEL nas tarifas de energia elétrica, posto que o Regulador observa os
ganhos médios de produtividade alcançados pelas distribuidoras, o nível eficiente de custos e
as características das áreas de concessão atendidas.
A definição dos Custos Operacionais regulatórios é feita pela ANEEL em duas etapas:
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atualização dos valores de custos operacionais definidos por meio do Modelo de
Empresa de Referência no 2CRTP considerando-se a variação de preços dos insumos
(Custos Operacionais), o crescimento dos produtos (redes de distribuição, unidades
consumidoras e mercado faturado) e deduzindo-se o ganho médio de produtividade
(relação média entre a variação dos Custos Operacionais reais das distribuidoras e o
crescimento dos produtos observados em suas áreas de atuação) e;
análise comparativa da eficiência das distribuidoras, definindo um intervalo de valores
esperados para os Custos Operacionais, dado o nível de custos das distribuidoras e as
características de suas áreas de concessão.
As variações observadas entre os valores definidos nessas duas etapas são, então,
consideradas no cálculo do componente “ ” do Fator X.
Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006, foi definido no 2CRTP
mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no cálculo do Fator X com os
efetivamente realizados pelas distribuidoras.
Os Custos Operacionais da CNEE tiveram um crescimento médio de 4,5% a.a no período 2008 a
2012, inferior às variações dos principais índices inflacionários. Em 2012 os Custos
Operacionais tiveram um crescimento de 8,0% em relação a 2011, sendo a natureza Pessoal a
que apresentou maior crescimento – 8,5%. A tabela a seguir apresenta a evolução dos Custos
Operacionais, por natureza, para o período 2008 a 2012. A tabela abaixo mostra a evolução
dos custos para o período 2008 a 2012.
Valores em R$ Milhões, a preços correntes
O gráfico abaixo apresenta a evolução dos Custos Operacionais por Natureza na CNEE
indicando a participação percentual de cada componente.
NACIONAL 2008 2009 2010 2011 2012
Pessoal 10 10 10 15 14
Material 1 1 1 1 2
Serviços 11 12 12 10 11
Outros 2 2 1 1 2 Total 24 24 24 27 29
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Os gráficos apresentados a seguir mostram a evolução das relações Custos Operacionais por
consumidor e custos operacionais por MWh faturado, a preços correntes, onde se observa o
crescimento dos dois indicadores a partir de 2010, aderente ao crescimento do OPEX no
período.
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O comprometimento da Receita Líquida com os Custos Operacionais teve redução no período
2009 a 2011, no patamar elevado, contribuindo para melhora do caixa da empresa.
Entretanto, tal necessidade de adequação e tomada de providências para a realização dos
dispêndios, precisa estar perfeitamente alinhada com as demandas regulatórias relacionadas a
Perdas de Distribuição de Energia. A inobservância deste trade-off implicará no desequilíbrio
da concessão, na impossibilidade de atingimento de metas, na ocorrência de penalidades e na
insatisfação do consumidor com o serviço prestado.
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A Companhia Nacional de Energia Elétrica teve um Fator X de 3,38% fixado no 3CRTP. Tal valor
foi obtido pela soma dos ganhos na componente Pd = 1,38 % e T = 2,00 %.
Os valores estimados para as componentes do Fator X agem como deflatores inflacionários, ou
seja, os percentuais estimados são redutores do indexador inflacionário que reajusta as tarifas
anualmente. Tal ajuste é justificado pelo compartilhamento dos ganhos de produtividade
entre a empresa e seus consumidores, em prol da modicidade tarifária. Observando os radares
abaixo:
Das empresas do Grupo B (com mercado inferior a 1 TWh/ano) a CNEE foi a que apresentou o
melhor desempenho na componente T, para o compartilhamento de custos. Nesse contexto o
custo atualizado estava em um limite inferior ao intervalo de eficiência estimado e poderá ser
compartilhado com os consumidores. Entretanto a CNEE, apesar de estar próxima da média do
grupo, ainda tem produtividade e eficiência menores do que a média para as empresas
pequenas, aspecto que precisa orientar as ações a serem tomadas na concessão.
(g) Evolução do Investimento
A necessidade de realização de investimentos na área de concessão está vinculada às
obrigações assumidas pela distribuidora com a celebração do contrato de prestação de
serviços públicos de distribuição de energia elétrica.
Pelo Contrato de Concessão, a distribuidora obriga-se a prover o atendimento da demanda dos
serviços concedidos, implantando novas instalações, ampliando e modificando as existentes,
sempre de modo a garantir o fornecimento de energia elétrica ao seu mercado de energia. É
BOA_VISTA_ENERGIA
CAIUA
CELTINS
CFLOCHESP
CJEMOCOCA
SANTACRUZ
NACIONALCOCEL
COOPERALIANÇA
CPEECSPE
DEMEI
DME-PC
EBO
EVP
BRAGANTINAJOAOCESA
EFLUL
ELETROACREELETROCAR
SANTAMARIAEMG
ENFHIDROPAN
IENERGIA
MUXFELDT
SULGIPE
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
-6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10%
Efic
iên
cia
Produtividade
Radar - Produtividade vs Eficiência -Dados ANEEL (Pequenas)
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de responsabilidade da distribuidora, até o ponto de entrega, operar e manter o seu sistema
elétrico, elaborar os projetos e executar as obras necessárias ao atendimento das unidades
consumidoras localizadas na área de concessão.
A realização dos investimentos nos sistemas de distribuição de energia elétrica está orientada,
portanto, por um comando regulatório primordial: aquele que estabelece ao concessionário a
necessidade de adotar, na prestação do serviço, tecnologia adequada, materiais,
equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade,
continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia no atendimento e
modicidade das tarifas.
A orientação e a realização histórica de investimentos cumpre papel importante na análise do
estágio de evolução alcançado pela distribuidora na consecução de objetivos na Qualidade do
Serviço, Qualidade do Produto, Perdas de Distribuição de Energia Elétrica, expansão dos
serviços e atendimento ao mercado consumidor. Estratégias ou restrições aplicadas no
passado, são determinantes para a definição dos desafios futuros, no momento em que
parâmetros regulatórios definidos por benchmarkings setoriais são aplicados nos processos de
regulação tarifária e cobram da distribuidora desempenhos cada vez mais expressivos.
No período 2008 a 2012 a CNEE fez investimentos de R$ 47 Milhões, aplicados na expansão e
melhoria do sistema elétrico e em Ativos Não Elétricos, distribuídos conforme quadro abaixo:
Valores em R$ Milhões, a preços correntes
Pela análise dos dados históricos observa-se que, durante o período de 2008 a 2012, a
distribuidora manteve um nível de investimentos uniforme, com pequenas variações.
Conforme previsto na Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006, foi definido no 2CRTP
mecanismo destinado a comparar os investimentos previstos no cálculo do Fator X com os
efetivamente realizados pelas distribuidoras.
No 3CRTP, quando da revisão tarifária de cada concessionária, são levantados os
investimentos efetivamente realizados pela distribuidora entre o 2CRTP e o 3CRTP, calculados
CNEE 2008 2009 2010 2011 2012
Investimento em Distribuição 8 8 10 9 7
Investimento Ativo Não Elétrico 1 1 1 1 1 Total 9 9 11 10 8
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com base nos registros contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, para
a data-base da revisão tarifária anterior. Caso os investimentos efetivamente realizados sejam
inferiores àqueles considerados no cálculo do Fator X do 2CRTP, esse item é recalculado, com a
substituição dos valores de investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-
se inalterados os demais parâmetros.
O recálculo do Fator X, de acordo com as condições anteriores, resulta em um redutor da
Parcela B calculada na revisão tarifária do 3CRTP. No caso da CNEE, não houve aplicação do
redutor da Parcela B do 3CRTP, uma vez que o investimento no 2CRTP atendeu os patamares
estipulados.
No atendimento à expansão do mercado e na manutenção e melhorias no sistema elétrico
foram investidos no período do 2CRT R$ 42 Milhões. O gráfico a seguir mostra a evolução da
participação dos investimentos, por tipo, no período 2008 a 2012, onde fica evidenciada a
manutenção do nível de investimentos associados à expansão, melhoria e renovação do
sistema elétrico em um nível aparentemente adequado, pois os níveis de qualidade da
Empresa apresentaram bons resultados nos últimos anos. O gráfico abaixo mostra a
distribuição dos investimentos em Ativos Elétricos e Não Elétricos ao longo do período.
Considerando os valores investidos no período 2008 a 2012, será necessário incrementar os
investimentos na Melhoria e Renovação dos ativos, direcionados para resolver problemas
relacionados, principalmente, a:
Existe ainda um passivo de equipamentos contaminado com PCB – Askarel, conforme
listado no Capítulo 4;
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Verificada atualmente a existência de 04 transformadores de força com carregamento
superior a 90%;
O nível de automação dos equipamentos instalados em subestação, linhas e redes é
baixo, dificultando manobras e restabelecimentos quando envolvidos em ocorrências.
O Planejamento dos investimentos da CNEE aponta para a realização de projetos, nos
próximos anos, destinados a atenuar os problemas listados acima, priorizando aqueles que
com maior risco para operação do sistema e resolução de problemas relacionados a riscos
ambientais e de segurança.
Como observado, os valores totais investidos no período 2008 a 2012 apresentam trajetória
decrescente a partir de 2011, em função da redução do nível de investimentos no período,
fato que mais claramente se apresenta quando se observa a evolução das relações
Investimento por Consumidor e Investimento por km de rede.
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(h) Programa Luz para Todos (PLPT)
A empresa já encerrou o programa Luz Para Todos, encontrando-se totalmente universalizada
desde agosto de 2006.
Seção 4.05 Comercial
(a) Indicadores Comerciais
A CNEE possui processo de acompanhamento dos indicadores comerciais com base na
regulamentação vigente (RN 414/2010), bem como, por intermédio de indicador que é
monitorado pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE. O
acompanhamento é realizado com vistas a garantir o atendimento dos limites regulatórios e
permitir uma avaliação e diagnóstico da empresa, comparativamente a sua própria evolução
(análise de série histórica) e com demais distribuidoras semelhantes. Neste sentido são
acompanhados os resultados nos seguintes indicadores de desempenho:
Qualidade do Atendimento Comercial – acompanhamento dos resultados originados a
partir dos padrões de atendimento comercial indicados no ANEXO III da RN 414/2010;
Tratamento das Reclamações – acompanhamento dos indicadores DER e FER
conforme estabelecido pela RN 414/2010;
Qualidade do Atendimento Telefônico – acompanhamento dos resultados dos
indicadores de qualidade do atendimento telefônico conforme estabelecido pela RN
414/2010;
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Qualidade do Faturamento – acompanhamento do resultado do indicador IRC da
ABRADEE.
As informações e dados apresentados sobre esses temas foram baseados em informações
advindas dos Interventores e nos materiais obtidos durante a realização das visitas técnicas à
CNEE.
Qualidade do Atendimento Comercial
A Qualidade do Atendimento Comercial é medida através de padrões de atendimento, que são
regulamentados pela ANEEL, acompanhados mensalmente através de informações que são
enviadas por meio da tabela do Anexo III, referentes aos artigos 148 a 155 da Resolução
Normativa 414, de 2010. O não cumprimento dos prazos estabelecidos no citado Anexo III
obriga a distribuidora a efetuar compensações aos consumidores em forma de crédito na sua
fatura de energia elétrica.
Como citado, as distribuidoras são avaliadas por meio da verificação do cumprimento dos
prazos de execução dos serviços que constam no Anexo III, transcritos na tabela a seguir.
TABELA DE PRAZOS DE ATENDIMENTO CONFORME ANEXO III DA RN 414/2010
Prazos Máximos dos Serviços de Art. Padrão
Vistoria, área urbana art. 30 3 dias úteis
Vistoria, área rural art. 30 5 dias úteis
Ligação, grupo B, área urbana art. 31 2 dias úteis
Ligação, grupo B, área rural art. 31 5 dias úteis
Ligação, grupo A art. 31 7 dias úteis
Elaboração de estudos, orçamentos e projetos e informar ao interessado art. 32 30 dias
Início das Obras art. 34 45 dias
Análise do projeto art. 37 30 dias
Reanálise do projeto, reprovação por falta de informação da distribuidora art. 37 10 dias
Substituição do medidor e demais equipamentos de medição art. 115 30 dias
Comunicar resultado da reclamação de cobrança ou devolução de diferenças apuradas art. 133 10 dias
Aferição dos medidores e demais equipamentos de medição. art. 137 30 dias
Religação, sem ônus para o consumidor, quando constatada a suspensão indevida do fornecimento art. 176 4 horas
Religação, área urbana art. 176 24 horas
Religação área rural art. 176 48 horas
Religação de urgência, área urbana art. 176 4 horas
Religação de urgência, área rural art. 176 8 horas
Solução de reclamação do consumidor
(observando-se as condições específicas e os prazos de execução de cada situação, sempre que
previstos em normas e regulamentos editados pelo Poder Concedente e pela ANEEL, com exceção
das reclamações que implicarem realização de visita técnica ao consumidor ou avaliação referente à
danos não elétricos reclamados)
Informar por escrito ao consumidor a relação de todos os seus atendimentos comerciais. art. 199 30 dias
Verificação de equipamento em processo de ressarcimento de dano elétrico. art. 206 10 dias
Verificação de equipamento utilizado no acondicionamento de alimentos perecíveis ou de
medicamentos em processo de ressarcimento de dano elétrico.art. 206 1 dia útil
Informar ao consumidor o resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico art. 207 15 dias
Efetuar o ressarcimento de dano elétrico ao consumidor, após a informação ao consumidor do
resultado da solicitação de ressarcimento de dano elétrico.art. 208 20 dias
art. 197 5 dias úteis
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Os valores que são creditados aos clientes são calculados com base na seguinte formula:
EUSD = Encargo de uso do sistema de distribuição relativo ao mês de apuração;
730 = Número médio de horas no mês;
Pv = Prazo verificado do atendimento comercial;
Pp = Prazo normativo do padrão de atendimento comercial.
É importante destacar o fato de a CNEE estar experimentando um período excepcional de
operação onde há inúmeros fatores que podem influenciar na execução padrão dos seus
procedimentos e, consequentemente, na qualidade dos serviços prestados pela empresa.
Nesse sentido e partindo de uma análise nos números apresentados pela CNEE, nota-se que
existem procedimentos a serem monitorados e trabalhados quando se trata de prazos de
serviços solicitados pelos consumidores da empresa.
A seguir uma tabela do Anexo III com os números apresentados à ANEEL pela CNEE no mês de
abril de 2013.
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DADOS DO ANEXO III DA CNEE REFERENTE A ABRIL DE 2013
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Em análise aos demais números apresentados, verificamos que os valores pagos das
compensações de janeiro a maio/13 ocasionou em R$ 807,65, sendo o Artigo 30 (Prazo
máximo de vistoria de unidade consumidora, localizada em área urbana), o maior ofensor com
78%, o que sinaliza alerta nas ações voltadas à melhoria da Qualidade do Atendimento
Comercial na área de concessão da empresa.
Tratamento das reclamações
São acompanhados pela CNEE os indicadores que mensuram o desempenho da empresa
quanto as tratativas dadas às reclamações dos clientes, aqui de forma equivalente (média)
através do DER (Duração Equivalente de Reclamação) e FER (Frequência Equivalente de
Reclamação). Por meio desses indicadores são consolidadas todas as reclamações relativas ao
contato do cliente que expresse insatisfação referente aos serviços prestados, que demande
um desdobramento para a análise e solução da manifestação.
Duração Equivalente de Reclamação (DER):
O indicador do DER tem como finalidade exclusiva, o monitoramento da qualidade. Na
apuração desse indicador não serão computados os tipos de reclamação referentes à
interrupção do fornecimento de energia elétrica, conformidade dos níveis de tensão e
ressarcimento de danos elétricos, bem como as reclamações nas Ouvidorias da distribuidora,
nas agências estaduais conveniadas e na ANEEL. Utiliza-se a seguinte fórmula:
Abaixo a evolução do DER mensal da CNEE de 2012 a maio de 2013.
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Resultado DER CNEE – 2012 a mai/2013
Com base nos números apresentados, verifica-se que a CNEE está com uma leve deficiência no
tratamento das reclamações, uma vez que o prazo legal para resposta é de 05 dias uteis, que
corresponde a 120 horas. Durante o ano de 2013 a CNEE tem praticado, em média, 09 dias
corridos para a realização de resposta das reclamações dos clientes.
Frequência Equivalente de Reclamação a cada mil Unidades Consumidoras (FER):
O indicador tem como objetivo estimular a busca contínua pela eficiência e eficácia no
atendimento prestado aos consumidores uma vez que seu resultado indica a quantidade de
reclamações procedentes registradas na empresa, a cada 1.000 clientes existentes em sua área
de concessão.
Utiliza-se a seguinte fórmula para a apuração do FER.
Abaixo a evolução do FER mensal da CNEE de 2012 a maio de 2013.
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Resultado FER CNEE – 2012 a mai/2013
Embora os valores aqui apresentados estejam em bases mensais, com exceção ao dado
apresentado para o ano de 2012, quando o acompanhamento regulatório pressupõe
resultados acumulados, é possível uma comparação do FER com o de outras distribuidoras
similares (com quantidade de consumidores maior que 60 mil e menor ou igual a 400 mil), o
que permite identificar que a CNEE se encontra em situação a ser aprimorada nesse tema. Tal
conclusão é obtida com base na metodologia que foi adotada pela ANEEL para a definição dos
limites anuais de FER para cada distribuidora do país.
A Resolução Normativa nº 574/2013, que definiu os limites de FER e onde são detalhados os
critérios que foram adotados pelo Regulador para a definição dos padrões, se pautou em uma
análise de benchmark do setor elétrico. Após a criação de agrupamentos de distribuidoras
similares, com base no universo total de unidades consumidoras atendidas, definiu-se o
percentil 9 % como o “teto” a ser obser ado no limite do primeiro ano de alidade do
regulamento, 2013.
Ou seja, um limite que já tenha sido atendido por pelo menos 95% das distribuidoras daquele
grupo. Quando se analisa a tabela de limites das distribuidoras brasileiras, e dispostas na
mesma resolução citada, observa-se que esse limite é 28. E a CNEE é uma das 12 empresas
desse grupo com o limite igual ao “teto”. A t tulo de compara o tem-se no mesmo grupo
empresas com limite 15 (equivalente ao percentil 25%, o mínimo admitido pela Resolução).
Com o advento da publicação dessa nova Resolução a ANEEL avaliará anualmente o
cumprimento dos limites estabelecidos para o FER, sendo que, em caso de ultrapassagem, a
distribuidora incorrerá no pagamento de penalidades. O início da aplicação das penalidades
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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ocorrerá em 2015, com a apuração dos indicadores do exercício de 2014. E o ano de 2014
estabelece limites reduzidos em relação a 2013.
Qualidade do Atendimento Telefônico
O monitoramento da qualidade do atendimento telefônico prestado pela CNEE através do call
center é realizado com base nos indicadores regulamentados pela ANEEL referente a este tema
e que constam na Resolução Normativa nº 414/2010. Conforme destacado no tópico relativo
aos canais de atendimento, a CNEE possui um call center centralizado no município de
Presidente Prudente-SP, com monitoramento da qualidade prestada ao consumidor.
A tabela a seguir apresenta o número de chamadas atendidas, ocupadas e abandonadas,
sintetizando a qualidade do atendimento telefônico praticada em 2013.
Chamadas realizadas ao call center e Indicadores de qualidade do atendimento telefônico da CNEE
de 2013
Como já citado noutro tópico desse Plano de Recuperação e Correção das Falhas e
Transgressões, a segregação apresentada na tabela anterior permite que a distribuidora apure
os indicadores de qualidade do atendimento telefônico prestado aos consumidores, conforme
estabelecido em regulamento vigente.
A CNEE não transgrediu qualquer um dos indicadores regulados em 2013. Por outro lado,
como observado a seguir, a empresa recebeu uma autuação emitida pela ARSEEP sobre este
tema no ano de 2011, que se encontra pendente até o momento.
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Autuação referente à qualidade do atendimento telefônico
Nº do AI Data Origem Descrição Valor da
Penalidade Posição Atual
Valor Atualizado
(30/06/2013)
352/2011 16/11/2011 ARSEEP Indicadores do
teleatendimento 2010
R$ 31.050,40
Aguardando julgamento de
recurso administrativo
R$ 41.563,11
Qualidade do Faturamento
A CNEE acompanha o indicador setorial Índice de Refaturamento de Contas - IRC. O IRC é um
indicador criado pela ABRADEE, para servir de comparativo entre as distribuidoras de energia
elétrica quanto à quantidade de faturas emitidas com erros. O IRC representa a qualidade do
faturamento sob a ótica do cliente.
É obtido pela relação entre a quantidade de faturas refaturadas por força de correção a cada
10.000 faturas emitidas. A ABRADEE acompanha o resultado desse indicador anualmente,
divulgando o ranking das empresas e comparando os resultados com anos anteriores.
Abaixo a evolução do IRC da CNEE de 2012 a junho de 2013.
Indicador IRC-ABRADEE da CNEE
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Com base nos números apresentados, constata-se que historicamente o IRC da CNEE está com
índices controláveis. De modo análogo, quando a CNEE é comparada às outras empresas com
quantidade de consumidores maior que 60 mil e menor ou igual a 400 mil, tem-se um
resultado favorável estando a distribuidora localizada na 7ª posição entre as 19 empresas
acompanhadas pela ABRADEE no ano de 2012.
O refaturamento implica, além da insatisfação do cliente em receber uma fatura incorreta, na
elevação do custo de operação da distribuidora, seja através do próprio processo de
refaturamento (faturamento, entrega, revisita) ou pela elevação da quantidade de
reclamações realizadas através dos canais de atendimento da empresa.
(b) Call Center
Canais de Atendimento
Na composição do Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões torna-se
fundamental, dada sua importância nos processos da distribuidora, caracterizar e avaliar as
atividades vinculadas aos atendimentos prestados aos consumidores da área de concessão da
empresa, tanto aqueles realizados via call centers, quanto em modo presencial. Nesse sentido,
inicialmente, torna-se oportuno contextualizar o cenário atual da CNEE relativo aos processos
citados.
A CNEE, juntamente com EEB, EDEVP, CAIUÁ e CFLO, mesmo após a intervenção realizada pela
ANEEL, possuem um modelo de gestão único responsável por toda a gestão das suas
respectivas áreas de concessão. Esse universo de empresas é denominado REDESUL. Tal
condição foi mantida nesse formato com vistas à otimização de custos.
Com base nas visitas técnicas realizadas e nas análises das informações passadas pelos
interventores, é possível identificar que existem necessidades a serem atendidas do ponto de
vista da composição dos quadros funcionais, observando metodologias e premissas
indispensáveis ao dimensionamento dos esforços necessários à prestação adequada do
atendimento aos consumidores, assim como de adotar metodologias de gestão e ferramentas
que permitam garantir este atendimento dentro dos padrões e níveis exigidos.
O atendimento dessas necessidades é afetado pela ausência de uma base histórica de dados
confiáveis, em amplitude requerida para o tipo de estudo conduzido para sustentar um
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processo decisório assertivo relativo ao dimensionamento de atendentes de agências e postos
de atendimento ao público. Essa preocupação é maior nas agências de atendimento presencial
do que em relação ao atendimento via call center.
Do ponto de vista das boas práticas de atendimento comercial nota-se que os canais
presenciais e call center não cumprem, de forma uniforme e constante, todos os padrões
determinados na regulamentação vigente para o atendimento, notadamente o estabelecido
na REN nº 414/2010. Essa condição gera como consequência um aumento dos custos
operacionais, uma vez que há elevação das visitas improcedentes aos clientes. Fato esse que
compromete os níveis de qualidade do atendimento prestado.
Ficou demonstrado, pela pesquisa anual da ABRADEE 2013, através da análise do IDAR de
atendimento e dos IDATs associados ao tema (ótica dos clientes), que as questões relativas ao
dimensionamento de recursos humanos e desempenho operacional podem proporcionar
espaços para melhoria da imagem da CNEE, através ações do atendimento comercial.
Isso porque os fatores citados anteriormente refletem nos níveis de qualidade do atendimento
prestado. Esse reflexo pode ser constatado na análise dos resultados da pesquisa anual da
ABRADEE referente ao ano de 2013. Tem-se, como apresentado no gráfico a seguir, o
resultado do IDAR Atendimento ao Cliente da CNEE.
IDAR Atendimento ao cliente 2013
Verifica-se que a CNEE, apesar de estar situada acima da média Brasil com um índice de 89,
está posicionada em posição desfavorável quando comparada a outras distribuidoras do país
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com quantidade de consumidores até 500 mil. Nota-se que ocupa posição intermediária nesse
grupo de empresas.
A gestão dos processos relacionados ao atendimento aos clientes é de responsabilidade da
Gerência de Atendimento aos Clientes da distribuidora que, por sua vez, está vinculada à
Superintendência Comercial. O quadro da Superintendência é inteiramente formado por
funcionários próprios da CNEE, no âmbito do universo REDESUL, perfazendo um total de 115
profissionais distribuídos o atendimento presencial aos clientes através das agências
distribuídas ao longo da área de concessão e call center.
Conforme disposto no regulamento vigente, a CNEE disponibiliza aos clientes de sua área de
concessão canais distintos para contato e solicitação de serviços, quais sejam: call center,
Internet, Agências e SMS. A tabela a seguir apresenta o volume de serviços gerados por canal
na CNEE de janeiro a junho de 2013.
Serviços gerados por canal de contato CNEE – janeiro a junho de 2013
Depreende-se da análise do quadro anterior que a maior representatividade de contatos está
relacionada com o call center. Em seguida o atendimento via Web. Destaca-se que a alta
representatividade da Web tem relação direta com o modus operandi adotado pela empresa
quando dos atendimentos realizados pelas agências presenciais, que utilizam-se da solução
Web para registro das solicitações.
Destaca-se ainda a parcela com atendimento via SMS. Esse canal oferece para os
consumidores da distribuidora os serviços de religação de energia, falta de energia e emissão
de segunda via de fatura. A implantação dessa modalidade de atendimento não teve impacto
tão expressivo nos demais canais e devido a sua baixa eficácia devera ser descontinuada.
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A seguir são detalhados de forma pormenorizada os dois principais canais de contato da CNEE:
call center e agências de atendimento presencial.
CALL CENTER
O Call Center da CNEE está estruturado de forma centralizada para o universo REDESUL para
todo o atendimento telefônico da área de concessão da distribuidora. Está fisicamente
localizado na sede da CAIUÁ no município de Presidente Prudente, em São Paulo. Possui um
total de 120 canais, dos quais 10 são dedicados à CNEE. Adicionalmente possui:
30 canais para URA
4 canais para Ouvidoria
3 canais para Grandes Clientes
Conta com 42 Postos de Atendimento (PAs) e um contingente de 93 atendentes, com
funcionamento 24 horas por dia, 7 dias por semana. Os equipamentos utilizados são do
fabricante e há um contrato de telefonia firmado junto à EMBRATEL.
Existe necessidade de aprimoramento das ferramentas de apoio à gestão, tais como os que
permitam o gerenciamento da força de trabalho. Não há definição de indicadores individuais
de performance dos atendentes.
Há uma meta de TMA - Tempo Médio de Atendimento - estabelecida em 3 minutos e 20
segundos, entretanto o call center tem praticado tempos superiores a 4 minutos.
A tabela a seguir apresenta os dados estatísticos de chamadas recebidas no call center
realizadas de janeiro a junho de 2013 (até junho).
Chamadas realizadas ao Call Center da CNEE
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Como se sabe, a segregação apresentada na tabela anterior permite à distribuidora apurar os
indicadores de qualidade do atendimento telefônico prestado aos consumidores conforme
estabelecido em regulamento vigente. Esses indicadores serão devidamente detalhados em
outro tópico desse Plano de Recuperação.
Com base nas características, ora elencadas neste Plano de Recuperação e Correção das Falhas
e Transgressões, resta evidente que o call center da CNEE apresenta frentes de adequação de
procedimentos, com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área
de concessão. Essa discussão será realizada em outro tópico deste Plano de Recuperação,
considerando uma solução que atenda a todos os requisitos.
(c) Atendimento Presencial
Em atendimento ao que é estabelecido na regulamentação vigente a CNEE dispõe de agências
com atendimento presencial, dispostas nos municípios de sua área de concessão. A tabela a
seguir apresenta a distribuição desse canal de atendimento oferecido aos consumidores da
distribuidora conforme estabelecido pela legislação vigente.
Agências de atendimento presencial da CAIUÁ
Empresa Agências de Atendimento
Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Total
CNEE 5 8 2 15
A distribuição das agências entre os municípios tem características estruturais diferenciadas e
que tem relação com o porte e localização do município. As agências estão distribuídas entre
os Tipos 1, 2 e 3.
Agências do Tipo 1, e parte das agências do Tipo 2, são aquelas cujo atendimento é
terceirizado realizado por empresas localizadas nos próprios municípios que disponibilizam a
prestação de serviço à CNEE durante 2 horas diárias em modo off line e quando necessário são
realizados contatos com uma equipe de apoio para geração dos serviços.
As agências do Tipo 2, em sua maioria, tem estrutura composta por leituristas próprios que
trabalham sob a forma de jornada com dupla função, onde realizam em um turno do dia as
atividades inerentes à coleta e leitura em campo, e no outro turno as atividades relativas ao
atendimento presencial conforme estabelecido no regulamento vigente.
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As agências do Tipo 3 são aquelas localizadas em municípios com quantidade de consumidores
superior a 10.000 (dez mil), o atendimento é composto por atendentes próprios e terceiros.
Verifica-se que a gestão das filas nas agências é realizada manualmente. Essa condição podem
distorcer os números referentes ao volume de atendimentos, dificultando as análises de
adequação de quadro de atendentes.
Observa-se a inexistência de ferramentas de gestão robustas que permitam mensurar e
subsidiar estudos de reestruturação e/ou adequação necessárias à melhoria dos indicadores
de qualidade do atendimento prestado. Tem-se uma gestão descentralizada e pautada,
sobretudo, em iniciativas locais.
Adicionalmente, nota-se a possibilidade de aplicação de recursos que possam contribuir ainda
mais com a melhoria dos serviços prestados, como na adequação/manutenção dos imóveis e
móveis que compõem as agências de atendimento.
Com base nas características e constatações observadas e aqui elencadas depreende-se que o
atendimento presencial realizado pela CNEE apresenta condição de adequação de
procedimentos com vistas à melhoria do atendimento prestado aos consumidores de sua área
de concessão. Adicionalmente aponta para possibilidades de adequação de infraestrutura
física e tecnológica, fatores estes que inevitavelmente logram benefícios aos resultados
operacionais da empresa.
(d) Inadimplência
A partir de 2012, a CNEE passou a realizar as atividades de gestão de recebíveis com equipe
própria. A área responsável pela gestão do recebível está na Coordenação de Arrecadação e
Cobrança, respondendo à Gerência de Serviços Técnicos e Comerciais, que por sua vez, esta
subordinada à Superintendência Comercial.
Como forma de reduzir a inadimplência, o processo de cobrança adota ferramentas
específicas. Os indicadores acompanhados para controle da inadimplência são:
Valores em carteira e
Índice de arrecadação.
Os valores em carteira dos recebíveis representam o saldo de contas a receber, a vencer e
vencido, e o índice de arrecadação representa o percentual da arrecadação sobre o
faturamento. Tem como objetivo de traduzir o saldo de contas a receber a vencer e vencido.
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Evolução em (R$) dos valores em carteira nos meses de janeiro a junho/2013
A seguir a evolução do índice de arrecadação, dos anos de 2012 e 2013(Jan a Jun):
Evolução do índice de arrecadação
Constata-se que historicamente os valores arrecadados de 2013 da CNEE são maiores que os
valores faturados, portanto conclui-se que a NACIOANAL está recuperando os valores em
carteira relativo a anos anteriores.
O sistema comercial utilizado nas atividades relacionadas à gestão dos recebíveis é o CS da
Elucid Solution S/A, empresa terceirizada prestadora de serviços de TI a CNEE e ao Grupo
Rede.
A busca pela redução da inadimplência está pautada nos seguintes pontos, passíveis de uma
análise quanto à possibilidade de aprimoramento:
No acompanhamento das ações de cobrança, a CNEE conta com apoio dos
atendentes para a telecobrança.
Na Agência Virtual (via internet) não é disponibilizada aos clientes a opção de
parcelamento de débitos.
Os débitos vencidos com mais de 90 dias, débitos relacionados com troca de
titularidade e débitos dos clientes desligados são repassados para a empresa terceirizada;
Com relação à execução das atividades de corte em campo, não existem equipes
exclusivas para o corte, o corte é executado pelas equipes de sinergia da operação sem
prioridade estabelecida.
As ações desenvolvidas para combate a inadimplência fazem parte da rotina diária da área
comercial. Os resultados dos indicadores são acompanhados de várias formas (diário, semanal
e mensal) e compartilhado com todas as áreas envolvidas, no entanto os indicadores podem
ser tornar mais eficazes, demonstrando a tomada de decisão de forma assertiva.
REGIONAL jan.13 fev.13 mar.13 abr.13 mai.13 jun.13 jul.13 ago.13 set.13 out.13 nov.13 dez.13 2013 2012
CNEE 104,69% 114,66% 104,19% 101,62% 102,81% 104,23% 105,38% 99,04%
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Seção 4.06 Gestão
Estrutura Organizacional da CNEE
A empresa possui um quadro de colaboradores de aproximadamente 215 trabalhadores
próprios e 42 trabalhadores terceiros. Esta empresa, em conjunto com as empresas CAIUÁ,
EEB, EDEVP e CFLO, compartilha o quadro diretivo, dividido da seguinte forma: 1 Vice-
Presidente, 1 Superintendente, 2 Diretores, 1 Assessor. A estrutura organizacional apresentada
se mostra organizada em 5 níveis e com a proporção líder/liderado próximo a 25, ou seja, um
líder para cada 25 liderados.
Após a intervenção, foram eliminados praticamente todos os cargos que tinham alguma forma
de compartilhamento com as demais empresas do Grupo. Este fato contribuiu para dano de
informações relevantes acerca da memória e inteligência de gestão do Grupo, perdendo
alguns especialistas de difícil contratação e, passando a empresa a operar de maneira
independente, sem sinergia com as demais. Apenas a função de gerenciamento do suprimento
de energia e de projeções de mercado conta com um gestor terceirizado compartilhado com
as demais empresas sob intervenção.
Segurança do Trabalho
Abaixo são demonstrados os 2 principais indicadores acompanhados no setor elétrico: Taxa de
Gravidade (TG) e Taxa de Frequência (TF) para o quadro de próprios e de terceiros.
Tipo 2012 2011 2010 (Benchmarks 2012)
TG (próprios) 13 83 zero CFLO (0,00), ELETROBRAS RR (0,00)
e SANTA MARIA (0,00)
TF (próprios) 2,63 5,33 zero CFLO (0,00), ELETROBRAS RR (0,00)
e SANTA MARIA (0,00)
TG (terceiros) 326 283 4.417 EBO (0,00), CPFL LESTE (0,00), ENF
(0,00) e SULGIPE (0,00)
TF (terceiros) 10,87 9,43 16,67 EBO (0,00), CPFL LESTE (0,00), ENF
(0,00) e SULGIPE (0,00)
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A CNEE, apesar de estrutura de segurança que atenda à legislação, ocupa uma posição
desfavorável no Ranking ABRADEE, que mede a excelência deste requisito entre as Associadas.
Uma das maiores deficiências na segurança do trabalho refere-se à mão de obra contratada,
onde se constata a ocorrência de um acidente grave, por ano, de 2010 a 2012.
Acordos Coletivos
O Sindicato da Categoria é o Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Elétrica de
Campinas (STIEEC). A data base do Acordo Coletivo de Trabalho da CNEE é em 1º Abril.
Seguem abaixo os principais itens previstos no ACT 2012/2014:
Piso Salarial da Categoria: R$: 929,10;
Gratificação para dirigir veículos: R$ 0,15 por KM rodado, limitado ao valor de R$
120,00;
Reajustes Salariais: reposição salarial pelo INPC e ganho real;
Horas Extras: adicional de 70%;
Adicional Noturno: 20% hora normal;
Bolsa de Estudos: 50% nível técnico, superior e pós- graduação;
Programa de Participação nos Resultados – PPR;
Vale Alimentação: R$ 180,00;
Vale Refeição: R$ 374,00, com desconto por faixa salarial de 3%, 5% e 12 %;
Vale Alimentação Natalício: R$ 180,00;
Reembolso de Medicamentos: R$ 100,00;
Auxílio Creche: reembolso de R$ 275,00 para crianças de até 3 anos de idade;
Gratificação de Férias: somada com a abono Constitucional, igual a 100% do salário
base, para colaboradores que ganham até R$ 2.110,00;
Plano de Saúde: proporciona a todos os empregados e seus dependentes legais, um
Plano de Assistência Médica, Hospitalar e Laboratorial, na modalidade de pré-
pagamento firmado com a CENTRAL NACIONAL UNIMED, que deverá obedecer à
forma da tabela e regras próprias;
Plano Odontológico (Ondotoprev): proporciona a todos os empregados e seus
dependentes legais, Plano Odontológico através da modalidade de pré-pagamento;
Vale Transporte: desconto limitado a 6% do salário; e
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Política de Emprego: as partes comprometem-se a estudar políticas de emprego no
prazo de 90 dias a contar do registro deste ACT no sistema mediador da SRTE.
O acordo coletivo da CNEE influencia fortemente os custos e a gestão da empresa, pois
assegura vantagens e reconhecimentos que impactam diretamente as estratégias de Recursos
Humanos da organização.
Seção 4.07 Financeiro
(a) Endividamento Financeiro, Fiscal e Setorial
Passivo Financeiro (Eletrobrás) e Setorial em Atraso
O estoque de passivos financeiros (Eletrobrás) e setoriais cresceu à medida que a
administração da empresa não conseguia obter novas linhas de crédito para rolagem dos
vencimentos dos empréstimos e financiamentos, ao mesmo tempo em que buscava o
cumprimento dos compromissos do contrato de concessão.
Em 30 de junho de 2013, a CNEE apresentava um saldo em atraso de R$15,7 milhões
associado a encargos setoriais, suprimento de energia e à dívida com partes relacionadas
(mútuo), cuja composição está demonstrada no quadro abaixo.
PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013
DESCRIÇÃO R$ Milhões
ENCARGOS SETORIAIS 4,9
CCC 1,0
CDE 1,6
Quota para RGR 0,2
Quotas do PROINFA 2,0
SUPRIMENTO DE ENERGIA 6,7
Quotas de ITAIPU 6,7
OBRIGAÇÕES FISCAIS -
Federais -
Estaduais -
Municipais -
DÍVIDAS COM ELETROBRAS -
EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 4,1
Distribuidoras 4,1
Não Distribuidoras -
TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 15,7
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O Despacho ANEEL Nº 213, de 25 de janeiro de 2013, autorizou a Eletrobrás suspender a
cobrança dos seguintes encargos: Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC; Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE; Reserva Global de Reversão – RGR; e Programa de
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; bem como financiamentos com
recursos da RGR, vencidos e a vencer, não incluídos aqueles que estejam em execução, até que
sobrevenha o termo final da intervenção, ressalvada a necessidade de haver cobrança para
evitar a ocorrência de prescrição. Até junho de 2013 o saldo de encargos setoriais em atraso
era de R$ 4,9 milhões, que importa 31% do total de passivos em atraso.
O Despacho indeferiu os pedidos de parcelamento dos encargos (CCC, CDE, RGR e PROINFA)
formulados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica pertencentes ao Grupo
Rede Energia e que estão sob intervenção. O pedido de parcelamento poderá ser reformulado
por eventual novo controlador das concessionárias em questão após o fim da intervenção.
Adicionalmente, o Despacho ANEEL registrou que a decisão quanto às condições de potencial
parcelamento do pagamento da energia de Itaipu está dentro da esfera de gestão da
Eletrobrás.
Do montante total de passivos em atraso, 42,9% são referentes à energia comprada de Itaipu,
ou R$ 6,7 milhões.
Em 30 de junho de 2013 a Companhia Nacional de Energia Elétrica não possuía saldo de dívida
em atraso junto à Eletrobrás referente ao financiamento contratado com recursos da RGR.
Importante ressaltar que os saldos de obrigações fiscais apresentados na tabela acima não
consideram tributos parcelados junto aos governos federal, estadual e/ou municipal através
de programas como REFIS, PAES, PAEX, dentre outros, pois esses não configuram um atraso.
Como pode ser visto, em 30 de junho de 2013 a CNEE não possuía nenhuma obrigação fiscal
em atraso.
Ao final do segundo trimestre de 2013 a companhia registrou saldo passivo de mútuo (partes
relacionadas) de R$ 4,1 milhões, ou 26,2% do total de passivos em atraso, integralmente
contratados junto a Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema – EDEVP.
No capítulo 9 que trata da proposta da Energisa para o Plano de Recuperação será
apresentada uma solução para estas importantes pendências financeiras.
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(b) Caracterização do Endividamento e Perfil da Dívida
A CNEE vem se financiando através de atrasos de pagamento dos encargos setoriais junto à
Eletrobrás, uma vez que não tem acesso a novos créditos para realização de investimentos ou
refinanciamento.
O saldo devedor de empréstimos e financiamentos da Nacional em 30 de Junho de 2013 é de
R$ 6,4 milhões.
Credor CNEE %
BRADESCO 3,4 53,6%
BRASIL 1,2 19,0%
ELETROBRAS 0,2 3,5%
HP 0,0 0,6%
SAFRA 1,3 20,5%
TOYOTA 0,2 2,7%
Total geral 6,4 100,0%
O custo médio e o prazo médio do endividamento ao final de junho de 2013 ficaram em:
Do montante total de dívidas, R$ 6,3 milhões, ou a quase totalidade da dívida existente,
deverão ser amortizados até 31 de dezembro de 2014.
O cronograma de amortização dos empréstimos e financiamentos, em 30 de junho de 2013,
está apresentado no quadro abaixo:
(c) Nível de Comprometimento de Recebível
De acordo com dados obtidos junto a CNEE, 35,5% da Receita Líquida estimada para o ano de
2014 já está cedida em garantia a obrigações tais como: (i) pagamento de empréstimos e
Custo Médio
(% do CDI)
Prazo Médio
(anos)
Saldo de Empréstimos
(R$ milhões)
129,7% 0,6 6
R$ milhões 2S13 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total
BRADESCO -1,6 -1,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -3,4
BRASIL -0,4 -0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -1,2
ELETROBRÁS 0,0 -0,1 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,2
HP 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
SAFRA -0,6 -0,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -1,3
TOYOTA -0,1 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,2
Total geral -2,8 -3,5 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -6,4
% Amortização 44% 54% 1% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 100%
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financiamentos (14,0%) e (ii) compra de energia (21,6%). A média de vinculação de 2014 à
2016 é de 24,6%.
(d) Estrutura de Capital
Além das dívidas bancárias (R$ 6,4 milhões), há impostos parcelados (R$ 78,6 milhões),
mútuos (R$ 4,1 milhões), encargos setoriais e energia comprada de Itaipu em atraso (R$ 11,6
milhões). O expressivo valor intercompany a receber (R$ 112,5 milhões) gera uma dívida
líquida negativa de R$ 32,0 milhões.
Os principais indicadores do desempenho econômico-financeiro consolidado da CNEE nos
balancetes de 30 de Junho de 2013 e demais informações levantadas na diligência estão
apresentados a seguir:
Ano Serviço da Dívida % ¹ Compra de Energia % ¹
Receita Líquida
Vinculada % ¹
Receita Líquida Anual
(Caso Alternativo)
2013 21,2 15,0% 40,9 28,8% 62,1 43,8% 141,7
2014 21,2 14,0% 32,8 21,6% 54,1 35,5% 152,2
2015 6,3 3,9% 30,9 19,3% 37,1 23,2% 160,2
2016 6,3 3,7% 20,7 12,3% 27,0 16,0% 168,4
2017 6,0 3,4% 31,9 18,3% 37,9 21,7% 174,4
2018 6,0 3,2% 31,9 17,0% 37,9 20,1% 188,0
1: % da Receita Líquida Anual
CNEE (R$ milhões)
OBRIGAÇÕES GARANTIDAS GARANTIA
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Calculando-se o ratio de alavancagem financeira através da divisão da dívida líquida de junho
de 2013 pelo EBITDA (2012) alcança-se 1,1x negativo, o que mostra o quanto a CNEE está
subalavancada e com uma estrutura de capital ineficiente.
(e) Índice de Cobertura de Dívidas (covenants)
Duas dívidas da Companhia Nacional de Energia Elétrica possuem índices financeiros firmados
contratualmente, a serem verificados pela companhia com periodicidade trimestral e anual
(“ o enants”). Ambas as dívidas, com os bancos Safra e Bradesco, possuem apenas um único
índice a ser apurado: Dívida Financeira Líquida / EBITDA. Na apuração feita em 31 de
dezembro de 2012 esse índice estava cumprido, tendo atingido 0,10x. A grande redução da
Posição 2T2013 (R$ MM) CNEE
Empréstimos e Financiamentos 6,4
Impostos Parcelados 78,6
Provisão para déficit atuarial 0,1
Mútuos 4,1
Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 11,6
Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 4,9
Repasse Itaipú Atrasado 6,7
Dívida Total ¹ 100,7
Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +
Daycoval 132,8
Disponibilidades 5,8
Aplicações no Mercado Aberto 14,5
Recebimento de Mútuo 112,5
Daycoval -
Dívida Líquida (32,0)
EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 33,1
EBITDA 2012² 30,0
Patrimônio Líquido 79,3
Capital Social / Reservas de Capital 29,3
Reserva de Reavaliação 23,2
Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 26,8
Ratios CNEE
Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) N.A.
Dívida Líquida/ EBITDA (1,1)
Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD (1,0)
1: Dívida bruta cons idera: empréstimos e financiamentos + impostos parcelados + provisão p/
défici t atuaria l + Encargos Setoria is/Eletrobrás Em Atraso + Mútuos à Pagar
2: EBITDA = EBIT+Depreciação+ Acréscimos Moratórios
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dívida financeira líquida ao longo dos últimos anos foi responsável pela baixa alavancagem da
CNEE e consequente cumprimento do índice de cobertura firmado nos empréstimos.
A apuração do quadro acima foi obtida através dos dados das Demonstrações Financeiras
publicadas, referentes a 31 de dezembro de 2012.
Independente do cumprimento integral dos Covenants financeiros, a Energisa possui um plano
de gestão das dívidas existentes e de contratação de novos financiamentos para realização do
programa de investimentos, o que já está em curso, visando sua aplicação logo na assunção do
controle do Grupo Rede, conforme será tratado nos capítulos 7 e 9.
(f) Stand Still
Termo de Entendimentos
Com a dificuldade de refinanciamento agravada pela elevada alavancagem e pela crise
financeira envolvendo o Grupo Rede, a CNEE – Companhia Nacional de Energia Elétrica teve
que recorrer a um instrumento de interrupção temporária de pagamento de suas obrigações
de dívida.
Em outubro de 2012 foi assinado um primeiro Termo de Entendimentos entre todas as
distribuidoras do Grupo Rede e uma parcela relevante dos credores com objetivo de
suspender o fluxo de pagamento dos empréstimos e financiamentos existentes à época. O
quadro abaixo apresenta a lista dos credores da CNEE que são signatários do Termo de
Entendimentos e o respectivo saldo devedor em 30 de junho de 2013, que alcançou um total
de R$ 6,0 milhões.
APURAÇÃO EM 31/12/2012
COVENANT FINANCEIRO Indicador PeriodicidadeVerificado em
31/12/2012
SAFRA
Dívida Líquida / EBITDA < 4,30 Trimestral Cumprido
BRADESCO
Dívida Líquida / EBITDA < 4,30 Anual Cumprido
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Esse montante representa aproximadamente 97% da dívida bancária, não considerando o
saldo devedor perante a Eletrobrás próximo de R$200 mil em 30 de junho de 2013.
O Termo de Entendimentos considerava que:
Em 31 de agosto de 2012 a ANEEL decretou intervenção às concessionárias de
distribuição de energia elétrica do Grupo Rede.
Em 11 de outubro de 2012 a Rede Energia S/A informou que celebrou um memorando
de entendimentos falando da possibilidade de alienação do controle indireto do Grupo
e a necessidade de celebração de acordo com credores da Rede Energia e demais
empresas do Grupo.
Durante o Período de Suspensão dos pagamentos, constante do Termo de Entendimentos, os
credores concordam que não declararão vencimento antecipado das obrigações decorrentes
das Operações Financeiras celebradas com as concessionárias, ou de fatos e eventos
relacionados à Rede Energia (controladora), tais como não pagamento de suas obrigações no
vencimento, ajuizamento de execuções e protestos contra a Rede Energia, e inclusive pedido
de recuperação judicial ou extrajudicial, fato que se materializou em 23 de novembro de 2012,
quando quatro empresas holdings e uma comercializadora de energia do Grupo requereram
recuperação judicial.
A condição suspensiva do Termo de Entendimentos era a comprovação de adesão de 90% dos
credores do Anexo I do documento, que apresenta o volume de participação financeira. No
Anexo I existe a relação de credores cuja participação foi considerada exclusivamente para os
fins do quorum desta condição. Cumpre informar que tal condição suspensiva foi atendida.
O prazo de validade do Termo de Entendimentos era de 120 dias após sua assinatura ou após
o término da intervenção da ANEEL, o que acontecer primeiro. Em fevereiro de 2013 foi
firmado o primeiro aditivo ao Termo de Entendimentos.
SALDO EM 30/06/2013
CREDOR R$ Milhões
TERMO DE ENTENDIMENTOS
BRADESCO 3,4
BRASIL 1,2
SAFRA 1,3
TOTAL 6,0
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Basicamente, o primeiro aditivo ao Termo de Entendimentos estabeleceu a prorrogação do
prazo de validade para 15 de julho de 2013.
Em junho de 2013 as partes assinaram o segundo aditivo prorrogando o prazo de validade para
15 de setembro de 2013. Houve também alteração da Cláusula 1.1, na qual os credores
signatários do Termo assumiram o compromisso de não declarar vencimento antecipado das
dívidas das concessionárias em caso de ser decretada a falência da Rede Energia, CTCE, QMRA,
EEVP e/ou DENERGE.
(g) Mútuos
Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, este Plano
apresentado pela Rede Energia, no âmbito da aquisição do controle pela Energisa,
deverá tratar a liquidação dos mútuos entre companhias.
Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, a Nacional pagará
mútuos existentes no montante de R$ 4,1 milhões, conforme abaixo demonstrado:
R$ milhões
EDEVP 4,1
Distribuidoras 4,1
TOTAL 4,1
Por outro lado, CNEE possui mútuo a receber no montante de R$112,5 milhões, dos
quais R$31,1 milhões de distribuidoras coligadas e R$81,4 milhões de holdings do
Grupo Rede, conforme pode ser visto abaixo.
R$ milhões
Caiuá 25,0
EEB 6,1
Distribuidoras 31,1
Rede Energia 66,4
Rede Power 15,0
Holdings 81,4
TOTAL 112,5
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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5. Visão do Interventor sobre a Concessão
A ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 3.654, de 31 de agosto de 2012, determinou a
Intervenção Administrativa na CNEE. Segundo a Resolução, a intervenção tem como objetivos
a defesa do interesse público, a preservação do serviço adequado aos consumidores e a gestão
dos negócios da concessionária, assegurando o cumprimento das obrigações legais e
contratuais vinculadas ao Contrato de Concessão.
Ao interventor designado, Engenheiro Sinval Zaidan Gama, foram conferidos plenos poderes
de gestão e administração sobre as operações e os ativos da concessionária, competindo-lhe,
entre outras atribuições fixadas, a de prestar contas à ANEEL, independentemente de qualquer
exigência, no momento em que deixar suas funções, ou a qualquer tempo, quando solicitado,
bem como deverá apresentar relatórios periódicos das ações praticadas no âmbito da
intervenção.
Nesse contexto, a ANEEL concretamente tem a possibilidade de conhecer com profundidade a
situação em que se encontra a CNEE. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez que há
mais de um ano a gestão dessa concessão está sob intervenção da Agência. O interventor,
além de conviver com a realidade da concessão, de ter notória experiência no setor elétrico,
inclusive como ex-interventor da Cemar, poderá, como previsto na mencionada Resolução
Autorizativa, informar para a ANEEL a exata medida da situação e sinalizar possíveis formas de
superação, o que mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação.
Não há dúvida de que o interventor é hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a
realidade da concessionária, no sentido de acusar e precisar quais exigências regulatórias as
concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos.
A Energisa teve a oportunidade de fazer duas reuniões na Rede Sul-Sudeste. A primeira, que
durou uma semana, foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informações,
conhecimento detalhado da concessão e identificação dos principais problemas e desafios. A
segunda, com duração de 1 dia, visou uma interação mais objetiva com o interventor e sua
equipe.
Essa segunda reunião teve por finalidade obter a visão mais detalhada do interventor sobre os
principais problemas da concessão, bem como a apresentação, pela Energisa, das premissas
que seriam utilizadas no Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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115
Dessa reunião resultou uma Memória de Reunião, assinada pelas partes, devidamente
anexada ao presente Plano (vide Anexos) e que apresenta os principais temas tratados, da qual
podem ser destacados:
- O Interventor destacou a dificuldade financeira das empresas que atualmente se financiam
mediante a inadimplência com encargos setoriais, energia proveniente de Itaipu. Foi
destacado, também, que os empréstimos das concessionárias que compõem a Rede Sul-
Sudeste são muito onerosos, sendo uma importante questão a ser equacionada;
- O Interventor informou que no final da intervenção pretende entregar as concessões
adimplentes, a menos dos encargos setoriais;
- Foi informado pelo Interventor que foi solicitada a renovação das concessões das empresas
que formam a Rede Sul-Sudeste;
- Foi destacado que, no âmbito da 3ª revisão tarifaria periódica das concessionárias de São
Paulo, foram feitas considerações quanto ao procedimento de cálculo das perdas regulatórias,
dado que foram utilizados para o cálculo valores de fatores de carga e de perdas que não
retratavam adequadamente os sistemas das concessionárias. Foram aplicados valores típicos
utilizados em estudos de planejamento, que não foram devidamente atualizados a partir
das medições das curvas de carga. Os valores corrigidos, que de fato representam a realidade
das concessionárias, foram enviados à ANEEL. Quando da instalação de medidores
posteriormente foram comprovados os valores teóricos informados pela empresa. Esta
diferença de reconhecimento implica em perdas financeiras, portanto dreno de recursos
nessas concessões. As perdas estão em nível altamente eficiente e baixo. Nesse contexto, o
esforço operacional e financeiro para se baixar as atuais perdas não guarda nenhuma
razoabilidade. Segundo o Interventor, a correção dessas perdas é um pleito justo sob o ponto
de vista regulatório, tendo em vista o baixíssimo nível de perdas real dessas concessões.
- Em relação ao investimento, foi destacado pelo Interventor que o Plano de Desenvolvimento
da Distribuição (PDD) não inclui os recursos necessários para alcançar a trajetória regulatória
de perdas, pois não atenderia o critério de prudência econômica.
Em síntese os principais desafios da concessão estariam relacionados com a trajetória
regulatória de perdas, dado o erro na sua definição, e com a dívida com encargos setoriais e
Itaipu.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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116
A questão das perdas já havia sido levantada pela CNEE, no contexto da AP nº 10/12, relativa à
sua 3ª RTP, que foi concluída em maio de 2012. Naquela oportunidade, a concessionária
formalizou a sua contribuição ao tema perdas na distribuição, conforme apresentado a seguir:
“A Tabela adiante apresenta a evolução das perdas da distribuição nos últimos anos na área de
concessão da CNEE estabelecida pela simples diferença entre a energia injetada e energia
fornecida, tanto em valores absolutos quanto em percentual de energia injetada, conforme os
dados enviados pela CNEE por solicitação da ANEEL.
Por outro lado, a célula C14 da planilha “Balanço” do Arquivo, está sendo utilizado um
percentual de 6,98% para perdas da distribuição sobre a energia injetada (2), percentual
abaixo dos percentuais encontrados na área de concessão da CNEE.
Tal discrepância a menor de 1,97% entre o nível de perdas da distribuição estabelecido pela
ANEEL e a realidade da CNEE é avaliada em seguida segregada em perdas técnicas e perdas
não técnicas, levando em conta para essas últimas as questões regulatórias relacionadas com
o menor patamar já observado de perdas e o desconto das perdas em unidades consumidoras
(“UC´s”) sem medição.”
...
“Conforme consta na célula C5 da planilha “Balanço” do Arquivo, está sendo utilizado um
percentual de 6,98% para perdas técnicas sobre a energia injetada na composição do balanço
de energia da CNEE.
A CNEE, em conformidade com o Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição - PRODIST que
detalha a metodologia empregada para o cálculo das perdas técnicas, estabeleceu um
percentual de 8,85% para as características do seu sistema de distribuição.
A análise sobre a diferença de 1,87% entre os níveis calculados de perdas técnicas pela ANEEL e
CNEE está consolidada em Documento específico, parte integrante da presente contribuição a
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
117
AP, o qual complementa com uma análise detalhada das perdas técnicas nos níveis A2, A3,
A3a, assim como o cálculo de Fluxo de Potência realizado pela distribuidora, para validação dos
números apresentados.”
...
“Do exposto, a CNEE solicita que:
(i) ajustes sejam feitos na base de calculo das Perdas técnicas, essas considerando
adequadamente a metodologia do Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição –
PRODIST, bem como as justificativas apresentadas para o cálculo das perdas nos
níveis A2, A3, A3a com respectivos cálculos de Fluxo de Potência, cujo resultado foi
de 8,85% sobre a energia injetada e,
(ii) quanto às Perdas não técnicas, essas levando em conta um patamar mínimo de
perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão e o desconto das perdas em
unidades consumidoras (“UC´s”) sem medição conforme retificação informada,
cuja resultante seria de 0,75% sobre a energia injetada.”
Com relação aos motivos que levaram à discrepância entre a perda técnica calculada pela
CNEE e pela ANEEL, a empresa apresentou a seguinte argumentação:
“1. A comparação com os dados do 2º ciclo não deve ser utilizado como referência de
comparação ao 3º ciclo, pois no 2º ciclo para o cálculo das perdas foram utilizados valores de
fatores de carga e de perdas que não retratavam adequadamente o sistema da Empresa.
Foram aplicados valores típicos utilizados em estudos de planejamento, e que não foram
devidamente atualizados a partir das medições das curvas de carga. Desta forma, no 2º ciclo
as perdas nas redes de subtransmissão da empresa foram subestimadas, ou seja, os valores
reais eram bem superiores aos que foram calculados. Para o 3º ciclo esse problema foi sanado,
e por isso, além do crescimento do mercado explicado em detalhes neste relatório, as perdas
aumentaram tanto com relação ao 2º ciclo.
2. Também foi verificada uma inconsistência nos valores de energia passante apresentados no
2º ciclo, por esta razão não devem ser considerados como referencia para comparação com o
3º ciclo.
Diante disto, estes valores não servem como base para atribuição das perdas técnicas na
subtransmissão. Para o terceiro ciclo foram enviados valores consistentes que representam a
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
118
realidade desta concessionária. As perdas na subtransmissão devem partir dos resultados
obtidos apresentados neste trabalho.”
Analisando as contribuições aportadas pela concessionária no contexto da 3ª RTP e as
conclusões decorrentes das duas reuniões realizadas entre CNEE e Energisa, resta claro que a
concessão apresenta, além da dívida com encargos e Itaipu, o problema das metas regulatórias
de perdas, pelo erro da sua definição.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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119
6. Contexto de Elaboração do Plano de Recuperação e Correção de
Falhas e Transgressões
A Lei no 12.767/12 define, em seu artigo 12, os prazos e condições para apresentação de Plano
de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões que ensejaram a intervenção,
conforme descrito abaixo:
Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:
I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;
II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;
III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e
IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão.
§ 1º A adoção de qualquer meio de recuperação não prejudica as garantias da Fazenda Pública aplicáveis à cobrança dos seus créditos nem altera as definições referentes a responsabilidade civil, comercial ou tributária, em especial no que se refere à aplicação do art. 133 da Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966.
As Resoluções Autorizativas que determinaram a intervenção nas concessionárias do Grupo
Rede definem, no artigo 3o:
Art. 3º A intervenção não afetará o curso regular dos negócios da concessionária, nem seu normal funcionamento, ficando imediatamente afastados do exercício dos seus mandatos os Diretores, os membros dos Conselhos de Administração e do Conselho Fiscal.
(...)
§ 3º A assembleia de acionistas da concessionária terá um prazo de 60 (sessenta dias) para apresentar à ANEEL um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:
I – discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;
II – demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;
III – proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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IV – estipulação do prazo necessário para o alcance dos objetivos principais, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão.
A ANEEL, por meio de ofício enviado pela SFF, determinou que as concessionárias do Grupo
Rede devem apresentar uma versão atualizada de seus Planos de Recuperação e Correção das
Falhas e Transgressões, conforme as seguintes orientações da Agência:
Esta nova versão do Plano deverá contemplar os principais demonstra vos contábeis
projetados como o Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultados e Demonstração
do Fluxo de Caixa Direto. Os demonstra vos deverão seguir a contabilidade regulat ria
na data base de 1 de março de 201 e devem ser projetados até o ano de 2025 em
bases trimestrais e em moeda nominal. Além disso, as Concessionárias deverão
apresentar o Balanço Energético.
Por sustentabilidade, entendem-se os ndices de “D vida quida EB TDA (-) Capex ”
inferior a 7,0 vezes e “D vida quida EB TDA” inferior a 5,0 vezes. uanto D vida
Líquida, esta inclui os recolhimentos em atraso e renegociados de fornecedores,
encargos setoriais e tributos, mútuos passivos e déficits atuariais, mas não inclui
créditos a receber de entidades ligadas.
Com base no disposto na legislação vigente e nas determinações da ANEEL, o Plano de
Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões foi estruturado e concebido, considerando
as seguintes premissas:
(i) discriminação dos meios a serem empregados para viabilizar a recuperação da
concessão;
(ii) demonstração da viabilidade econômica e financeira da concessionária;
(iii) apresentação da geração de caixa da concessionária após a implementação do
Plano, que deve ser compatível com o volume de serviço da dívida e a
necessidade de investimentos;
(iv) consideração da concessionária adimplente com as obrigações intrassetoriais;
(v) consideração da concessionária adimplente com as obrigações tributárias;
(vi) consideração da concessionária adimplente com os empréstimos adquiridos
com partes relacionadas (mútuos passivos);
(vii) recebimento de créditos com partes relacionadas (mútuos ativos);
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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(viii) eliminação do risco sistêmico em relação às concessionárias integrantes do
Grupo Rede;
(ix) proposição de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de
recuperação; e
(x) estabelecimento de prazo necessário para o alcance dos objetivos deste Plano
de Recuperação.
Neste sentido foi iniciado um intenso processo de diligência nas empresas sob intervenção,
realizado em três etapas:
A primeira etapa consistiu em interações presenciais que duraram 1 semana em cada
uma das empresas e foi caracterizada pela busca inicial e intensa de informação,
conhecimento das concessões e detecção dos principais problemas e desafios. Após
esta imersão, foi possível conhecer melhor as características principais e iniciar a
elaboração do Plano;
Na segunda etapa ocorreu uma interação mais objetiva junto às equipes de cada uma
das empresas sob intervenção, de forma a validar as principais premissas que seriam
tratadas no Plano. Objetivou-se uma maior robustez e maior aproximação com a
realidade das concessões, necessárias para a análise e para suportar a decisão do
Regulador;
A terceira etapa consistiu em realizar projeções olhando o cenário até 2025 e em
propor soluções para cada um dos temas que apresentavam problemas, as quais serão
detalhadas no Plano. Nesta etapa objetivou-se ser criterioso quanto à exigibilidade da
solução proposta, bem como ponderar os impactos financeiros e tarifários, buscando o
melhor para a concessão e seus consumidores.
Cerca de 60 profissionais da ENERGISA participaram diretamente da análise e proposição do
Plano ora apresentado, o que demonstra o comprometimento com a caracterização das
concessões e seus desafios, bem como o propósito de se refletir a realidade atual e
prospectiva.
Sob este contexto de intenso trabalho e estudo dos principais desafios das áreas de
concessões sob intervenção é que foi construído o Plano de Recuperação e Correção das
Falhas e Transgressões ora proposto.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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7. Cenário Prospectivo a partir da Situação Atual – Avaliação
Econômico-Financeira
Seção 7.01 Cenário Macroeconômico
Tendo em vista um viés mais amplo de pesquisa, foi utilizado o cenário macroeconômico
prospectivo divulgado pelo Boletim Focus para projetar os indicadores de preço, juros, câmbio
e nível de atividade. Tal boletim é emitido semanalmente pelo Banco Central do Brasil, após
consulta a aproximadamente 100 instituições do mercado financeiro, com vistas a monitorar
as expectativas dos agentes em relação aos indicadores econômicos nacionais.
O quadro abaixo apresenta o cenário macroeconômico divulgado pelo Boletim Focus de 20 de
setembro de 2013 e utilizado nas projeções econômico-financeiras apresentadas neste
relatório. Cumpre ressaltar que os dados abaixo representam a mediana das expectativas de
mercado, refletindo projeções até 2017 e extrapoladas até 2025 conforme abaixo descrito.
O Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) é o índice oficial que o Governo
Federal utiliza para medir as metas inflacionárias desde 1999. O cenário prospectivo prevê que
o IPCA ficará acima de 5,0% ao ano até 2019. Por seu lado, a expectativa para o Índice Geral de
Preços ao Mercado (IGP-M) é estabilizar em 5,0% a partir de 2015. Ambos os indicadores
convergem para o patamar de 4,5% ao ano, o que foi adotado como a inflação de equilíbrio de
longo prazo da economia brasileira.
No curto prazo, o repasse da depreciação cambial, a alta nos preços internacionais de grãos e
commodities, e o comportamento altista dos preços de serviços geram expectativa de que os
índices de preço ficarão acima do centro da meta do regime de inflação. O curto prazo das
CENÁRIO MACROECONÔMICO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
INDICADORES DE PREÇO
IPCA 5,8% 5,9% 5,5% 5,3% 5,5% 5,3% 5,0% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%
IGPM 5,2% 5,8% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%
JUROS
CDI / SELIC 8,4% 9,7% 10,0% 9,5% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5%
TJLP 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%
CÂMBIO
US$ - Taxa Fim 2,33 2,40 2,40 2,45 2,50 2,57 2,65 2,70 2,77 2,83 2,89 2,96 3,02
US$ - Taxa Média 2,03 2,37 2,40 2,43 2,48 2,54 2,61 2,67 2,74 2,80 2,86 2,92 2,99
US$ - Variação Cambial 14,0% 3,0% 0,0% 2,1% 2,0% 3,0% 2,7% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3%
PIB
PIB Total Brasil 2,4% 2,2% 2,5% 3,0% 3,1% 3,3% 3,8% 4,2% 4,0% 4,1% 4,0% 4,0% 4,0%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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projeções captura um potencial reajuste nos preços domésticos da gasolina, cujo impacto
tenderá a retardar a desaceleração da inflação.
Nessas circunstâncias, o Banco Central manteria a trajetória de aumento da taxa básica de
juros até 2015, quando a expectativa é que a mediana da SELIC atingirá 10,0% ao ano. O
objetivo é manter a inflação ancorada dentro dos limites do regime de metas, cuja principal
ação do banco se baseia no controle da taxa de juros básica de curto prazo. No cenário
macroeconômico utilizado neste plano, após 2015 a SELIC apresentará trajetória levemente
declinante, testando patamares de equilíbrio entre 9,0% e 8,5% ao ano.
Quanto à Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), a expectativa é que se mantenha estável em
5,0% ao ano ao longo de todo o horizonte de projeção, o que é razoável dado à avaliação do
comportamento recente de menor volatilidade neste indexador.
A evolução recente da conjuntura econômica internacional reforçou a perspectiva geral do
mercado financeiro para acomodação da cotação cambial doméstica próxima de R$ 2,40/USD
para os próximos anos. Os fundamentos da economia brasileira seguem sustentando a
expectativa para depreciação do real, em especial as condições da inflação e suas
consequências sobre a trajetória da taxa de juros, já mencionadas, e a situação das contas
externas brasileiras. Em relação a essas, destacamos o desempenho recente da balança
comercial, cujo saldo tem sido fortemente afetado pela queda das exportações de petróleo –
em decorrência da queda da produção doméstica – e das vendas para a Argentina – que
continua limitando a entrada de produtos manufaturados brasileiros.
Períodos de volatilidade cambial poderão voltar a ocorrer no curto e médio prazos, na esteira
da formação de expectativas quanto à condução da política monetária norte-americana e
mesmo quanto ao resultado das eleições brasileiras de 2014. No longo prazo o cenário
macroeconômico adotado prevê que a variação cambial será resultante do diferencial entre a
inflação brasileira e a norte-americana, esta última medida pelo CPI (Consumer Price Index),
equivalente ao Índice de Preços ao Consumidor brasileiro.
A expectativa de crescimento do PIB para o próximo triênio é abaixo de 3,0% ao ano. Como
base dessa avaliação está o fato de que o crescimento tendencial da economia brasileira –
entendido como a velocidade média do PIB corrente, livre da volatilidade de curto prazo e de
choques exógenos que não tendem a se repetir – permanece entre 2,0% e 2,5%.
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O aumento da taxa básica de juros (SELIC) e a depreciação da taxa de câmbio no mesmo
período deverão, em alguma magnitude, conter a expansão da economia brasileira. Por outro
lado, haverá o efeito positivo da Copa do Mundo (especialmente das obras que serão
entregues até ano que vem), o início de algumas importantes obras de infraestrutura, no
âmbito do programa de concessões, e a melhora das exportações, impulsionadas pela
recuperação em curso da economia global e pelos efeitos positivos da depreciação do real.
A expansão do crédito neste e no próximo ano seguirá sustentando a retomada da atividade
econômica, pautada principalmente em linhas voltadas aos investimentos, ao crédito
habitacional e nos repasses do BNDES.
Fatores domésticos estruturais também seguem pesando sobre o desempenho da economia
brasileira. Cabe destacar desafios conhecidos como: (i) aqueles ligados às deficiências de
infraestrutura e à qualidade da educação, que comprometem nossa competitividade; (ii) o
mercado de trabalho apertado decorrente principalmente de questões demográficas; e (iii) a
demanda externa ainda em lenta recuperação.
Ao mesmo tempo, vetores de dinamismo do consumo nos últimos anos, tais como a
mobilidade social, ainda estão presentes, mas com um ritmo de contribuição menor do que o
verificado no passado. É necessário reconhecer também o esforço pelo qual passa a grande
maioria das empresas (e das famílias), na busca de ganhos de eficiência através da redução de
despesas e revisão de processos, que implicam necessariamente uma expansão da economia
mais contida, principalmente de serviços, no curto prazo.
Efeitos regionais do crescimento do PIB serão observados no capítulo que trata o mercado da
concessionária.
Seção 7.02 Mercado
Metodologia
As previsões foram baseadas em modelos univariados, que utilizam o comportamento passado
dos dados para a projeção futura. Esses modelos apresentam vantagens no quesito capacidade
de ajuste aos dados, visto que não eram disponíveis outras variáveis explicativas com o
histórico de tamanho semelhante ao da série de dados de consumo.
Basicamente, os métodos utilizados consistiram em explicar uma variável por meio da
identificação de dois componentes de causalidade:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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a) componentes auto-regressivos, que estabelecem uma correlação entre o valor
corrente da variável dependente e seus valores defasados;
b) componentes de correção dos erros, ou de média móvel, em que o valor corrente da
variável dependente está correlacionado com um processo de correção ou redução
temporal dos resíduos defasados.
O diagnóstico dos modelos foi feito a partir de estatísticas abaixo descritas:
DM – Discrepância Média: Simplesmente a média dos erros de previsão.
DAM – Discrepância Absoluta Média: Mais robusta, pois trabalha com os valores na forma
absoluta (sem sinal). Trata o erro como se fosse uma distância.
DQM – Discrepância Quadrática Média: Segue a lógica da DAM eliminando o sinal através do
quadrado. Proporciona facilidade em operações matemáticas.
DPAM – Discrepância Absoluta Média: É o erro em relação ao valor observado. Fácil
interpretação intuitiva, pois mede a discrepância em termos percentuais.
U de Theil - Mede se a previsão seria melhor utilizando a mais simples das técnicas (Método
Ingênuo).
AIC – Critério de Informação de Akaike: Penaliza o modelo através da inclusão de novas
variáveis, respeitando o princípio da parcimônia. O melhor modelo é aquele que minimiza o
AIC.
A escolha do melhor modelo se deu por meio da análise dos erros (quanto menor melhor), AIC
(quanto menor melhor) e U de Theil, que deve se encontrar entre 0 e 1. O modelo escolhido
resulta não apenas da sugestão do software, mas também de uma análise global realizada pelo
analista, entendendo o comportamento da série histórica e identificando a presença e
necessidade ou não de retirada de pontos atípicos, outliers.
Fonte de Dados
Para a construção das previsões utilizou-se como base histórica as informações
disponibilizadas no Data Room de 2001 a 2011 e os SAMPs, disponibilizados pela Aneel, para
os anos de 2012 e 2013 (até junho).
A base histórica contém dados mensais, por classe de consumo, totalizando 150 observações
(jan/01 a jun/13).
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126
No caso da classe industrial, foi retirada do histórico do consumo a quantidade de energia
elétrica consumida de todos os clientes livres, de tal forma a projetar apenas o consumo dos
clientes cativos, sem risco de contaminação do histórico devido à migração para o Mercado
Livre.
Assim procedendo, foram projetadas 150 observações mensais, de julho de 2013 a dezembro
de 2025, para as variáveis consumo cativo e número de consumidores por classe, resultando
em projeções de consumo médio.
Também foram realizadas previsões para o consumo médio dos clientes livres, tomando como
base o número de consumidores estável até o ano de 2025.
Durante o processo de previsão houve grande interação com as áreas de Mercado das
empresas do Grupo Rede, a fim de captar percepções e avaliar se as previsões propostas
estavam coerentes com o cenário local.
Para a construção do Balanço Energético, também foram utilizadas as informações de
migrações de clientes para o Mercado Livre, bem como as previsões de ampliações e de
entrada de novas cargas. Para a classe Rural, foram utilizadas ainda as informações de entrada
de clientes em decorrência da universalização.
Por fim, foi adicionada à série a previsão de Energia Recuperada resultante das ações de
combate às perdas não técnicas, agregando ao faturamento um consumo fruto das cobranças
passadas.
Análise das Projeções – Cenário Prospectivo
As análises feitas a seguir levam em consideração o Cenário Prospectivo, englobando os
respectivos cenários de Energia Recuperada e Perdas.
Consumo
Na CNEE o consumo de energia elétrica total acumulou, até junho de 2013, crescimento de
3,7% em relação ao mesmo período de 2012. Tomando como premissa este crescimento
acumulado e a taxa de crescimento média de 3,1% a.a. no período compreendido entre os
anos de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um crescimento no consumo total de
3,3% para o fechamento do ano atual vs 2012. As projeções também apontam para um
crescimento de 5,0% no ano de 2014 vs 2013, taxa amortizada suavemente no decorrer dos
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
127
anos subsequentes, encerrando o período 2013 – 2025 com um crescimento geométrico de
4,1% a.a. no consumo do mercado Total da CNEE.
Retirando todo e qualquer efeito das migrações, seja na classe comercial ou industrial, o
consumo Total atingiria crescimento médio de 4,2% a.a. no período 2006/2012.
Fonte Balanço Energético
O consumo residencial da CNEE acumulou, até o sexto mês de 2013, crescimento de 5,1% vs
2012. Tomando como prerrogativa este crescimento acumulado em 2013 e o crescimento
médio de 4,9% a.a. no período de 2006 e 2012, as projeções da Energisa apontam um
crescimento no consumo total de 4,2% para o ano de 2013 e um crescimento médio de 4,8%
a.a. no período de 2013-2025.
Entre as classes analisadas, a Residencial é a mais afetada pela Energia Recuperada. Desta
maneira, espera-se que a Energia Recuperada agregue 25 GWh ao mercado residencial da
CNEE no período acumulado entre 2014 e 2025.
3,3
5,0 4,2 4,3 4,2 3,8 4,1 4,0 3,9 3,9 3,8 3,8 3,7
-1,0
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
-
200
400
600
800
1.000
1.200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Total - CNEE
Total GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
3,1%
Cresc. Acum. 2013/2025
4,1%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
128
Fonte Balanço Energético
O consumo industrial de energia elétrica da CNEE acumulou, até o primeiro semestre de 2013,
retração de 6,9% quando comparado ao mesmo período de 2012. Esta taxa de crescimento
influencia diretamente as projeções. O crescimento no período 2006-2012 foi de 1,6%.
Retirando os efeitos de migrações, este mesmo crescimento seria 7,9%.
A Energia Recuperada na classe Industrial da CNEE tem como previsão agregar à classe, de
2013 a 2025, 1 GWh de consumo no total.
Com base nestas prerrogativas, as projeções da Energisa apontam um crescimento geométrico
no período de 2013-2025 de 4,2% a.a., encerrando o ano de 2013 com retração de 3,9%.
4,2
6,5
4,4 4,7 4,7 4,1 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7
-
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
-
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Residencial - CNEE
Residencial GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
4,9%
Cresc. Acum. 2013/2025
4,8%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
129
Fonte Balanço Energético
O consumo de energia elétrica da CNEE na classe comercial acumulou, até junho de 2013, 6,7%
de crescimento vs o mesmo período de 2012. Levando em consideração a série histórica do
consumo comercial, a classe apresentou um crescimento médio de 7,4% a.a. de 2006 a 2012.
A Energia Recuperada na classe Comercial é mais significativa quando comparada à classe
Industrial. No período compreendido entre 2013 e 2025, espera-se que a Energia Recuperada
agregue ao mercado comercial aproximadamente 5 GWh.
Com base nas premissas acima, as projeções da Energisa apontam um crescimento médio de
4,3% a.a. no período 2013-2025.
Fonte Balanço Energético
-3,9
3,0
4,9 5,1 4,8 4,5 4,4 4,2 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5
-5,0
-
5,0
10,0
15,0
20,0
-
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Industrial - CNEE
Industrial GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
1,6%
Cresc. Acum. 2013/2025
4,2%
5,2 5,6 5,1 5,0 4,7 4,3 4,3 4,1 4,0 3,8 3,7 3,5 3,4
-
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
-
50
100
150
200
250
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Comercial - CNEE
Comercial GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
7,4%
Cresc. Acum. 2013/2025
4,3%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
130
Na CNEE, o consumo de energia elétrica na classe Rural acumulou, até junho de 2013, forte
crescimento de 21,4% vs 2012. No período compreendido entre 2006 e 2012 a classe Rural
atingiu retração de 7,8% a.a..
A Energia Recuperada na classe Rural agregará ao mercado cerca de 5 GWh até 2025.
Com base nestas premissas, as projeções da Energisa apontam um crescimento de 10,4% para
o ano de 2013 e crescimento médio de 0,7% a.a. no consumo Rural no período 2013-2025.
Fonte Balanço Energético
Resumo das projeções de Consumo – CNEE
Fonte Balanço Energético
10,4
3,0
0,4 0,7 0,7 -0,0 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
-5,0
-
5,0
10,0
15,0
20,0
-
10
20
30
40
50
60
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Rural - CNEE
Rural GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
-7,8%
Cresc. Acum. 2013/2025
0,7%
4,9
1,6
7,4
-7,8
2,7 3,1 4,9
7,9 7,4
-7,8
2,7 4,2 4,8 4,2 4,3
0,7
2,8 4,1
-10,0
-5,0
-
5,0
10,0
15,0
Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total
Crescimento Consumo (% a.a.) - CNEE
2006/2012
2006/2012 **
2013/2025
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
131
Consumo Livre e Número de consumidores
O número de consumidores livres da CNEE em dezembro de 2012 era de 4 clientes livres,
sendo a última migração no quarto trimestre de 2012. Não ocorreu mais nenhuma migração
até junho de 2013. Sem informações sobre movimentos de migrações futuras para o mercado
livre, considerou-se estável o número de consumidores da CNEE neste mercado até 2025, ou
seja, 4 consumidores.
Para a projeção do consumo dos clientes livres, foi utilizada uma média móvel do consumo
histórico que apontou para a estabilidade do consumo médio destes clientes no horizonte de
previsão.
Fonte Balanço Energético
Número de Consumidores
Até junho de 2013, a CNEE cresceu, em número de consumidores, 2,3%. Entre 2006 e 2012, o
crescimento médio foi de 2,7% a.a.. Levando em consideração o número de consumidores
realizado até o momento e o histórico, espera-se que o número de consumidores cresça em
torno de 2,6% a.a. no período de 2013 a 2025, finalizando o ano de 2013 com aumento de
2,3%.
94,5
-1,8 -0,2 -0,0 0,0 0,0 0,0 -0,0 -0,0 0,0 - - -
-20,0
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Ambiente de Contratação Livre (% a.a.) - CNEE
Consumo GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2013/2025
0,0%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
132
Fonte Balanço Energético
Em relação ao número de consumidores residenciais vinculados à CNEE, o crescimento até o
primeiro semestre de 2013 foi de 2,0%. Tendo como base o crescimento acumulado até o
período atual e a série histórica dos dados, as projeções da Energisa indicam um crescimento
médio de 2,4% a.a. no período compreendido entre os anos de 2013 e 2025, finalizando o ano
de 2013 com crescimento de 1,9%.
Fonte Balanço Energético
2,3 2,7 2,7 2,7 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,5
-
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Número de Consumidores
TOTAL (Unidade) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
2,7%
Cresc. Acum. 2013/2025
2,6%
1,9 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4
-
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
-10.000
10.000
30.000
50.000
70.000
90.000
110.000
130.000
150.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Número de Consumidores
Residencial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
2,3%
Cresc. Acum. 2013/2025
2,4%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
133
O número de clientes industriais da CNEE cresceu 13,3% até junho de 2013. Tomando como
base o forte histórico, indicando uma taxa média de crescimento de 19,2% a.a. no período
entre 2006/2012 e o número de consumidores registrado até o momento, as projeções da
Energisa apontam que o número de clientes industriais deve encerrar o ano de 2013 com
crescimento de 13,9%. No período 2013-2025, o crescimento geométrico pelas projeções
indica um crescimento médio de 7,3%.
Fonte Balanço Energético
O número de consumidores comerciais da CNEE cresceu, em média, 3,1% a.a. ao longo do
período 2006-2012. Até junho de 2013, a classe comercial expandiu 2,6% o número de clientes
comerciais. As projeções da Energisa, tomando como premissa todo o histórico de número de
clientes comerciais e o crescimento até o primeiro semestre de 2013, indicam um crescimento
de 2,8% ao final de 2013. No período dos doze anos subsequentes, as projeções apontam um
crescimento de 3,0% a.a para o período.
13,9
11,1 10,0
9,1 8,3 7,7 7,1 6,7 6,2 5,9 5,6 5,3 5,0
-
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Número de Consumidores
Industrial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
19,2%
Cresc. Acum. 2013/2025
7,3%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
134
Fonte Balanço Energético
O número de consumidores rurais da CNEE apresentou um crescimento médio de 1,0% no
período compreendido entre os anos de 2006 e 2012. Até junho de 2013, o crescimento do
número de clientes rurais da CNEE atingiu ligeira retração de 0,1%.
As projeções da Energisa apontam para o período 2013-2025 um crescimento médio de 0,3%
a.a. Para 2013, espera-se que o número de clientes rurais atinja expansão de 0,4%.
Fonte Balanço Energético
2,8 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0
-
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Número de Consumidores
Comercial (Unidade) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
3,1%
Cresc. Acum. 2013/2025
3,0%
0,4 0,5
0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1
-
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Número de Consumidores
Rural (Unidade) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
1,0%
Cresc. Acum. 2013/2025
0,3%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
135
Resumo das projeções de número de consumidores - CNEE
Fonte Balanço Energético
Consumo Médio
O crescimento do número de clientes demonstra que o aumento do mercado, ao longo do
período em análise, se deveu basicamente ao número de clientes e não ao consumo médio.
O consumo total médio ficou com crescimento médio de 0,5% a.a. no período de 2006-2012.
Corroborando as projeções de mercado para o consumo e número de consumidores, espera-se
que o consumo médio por consumidor encerre o ano de 2013 com crescimento de 1,0% vs
2012 e que o crescimento total médio cresça 1,4% a.a. no período 2013-2025.
Retirando todo e qualquer efeito de migração, o consumo médio total encerraria o período
2006/2012 com crescimento médio de 1,5% a.a..
Fonte Balanço Energético
2,3
19,2
3,1
1,0
4,1 2,7 2,4
7,3
3,0
0,3
2,7 2,6
-
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total
Crescimento Nº Consumidores (% a.a.) - CNEE
2006/2012 2013/2025
1,0
2,3
1,4 1,6 1,5
1,1 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Total - CNEE
Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
0,5%
Cresc. Acum. 2013/2025
1,4%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
136
O Consumo Residencial Médio da CNEE fechou o ano de 2012 com 195 kWh/consumidor/mês,
acima dos 180 kWh/consumidor/mês da Região Sudeste e dos 159 kWh/consumidor/mês do
Brasil. Estes resultados mostram que se trata de um consumo médio elevado, fruto da elevada
renda média, refletindo uma população de alto poder aquisitivo e bem equipada em termos de
eletrodomésticos nos domicílios.
De acordo com as projeções, o consumo residencial médio fechará o ano de 2013 com
crescimento de 2,3%. No período de 2013-2025, projeta-se um crescimento médio de 2,3%
a.a..
Fonte Balanço Energético
No industrial, o consumo médio encerrou em queda de 14,7% no período de 2006 a 2012. Este
resultado é fortemente influenciado pelas migrações para o Mercado Livre. Retirando o efeito
das migrações ocorridas, o consumo médio industrial encerraria o período entre 2006 e 2012
com retração um pouco mais amena, embora ainda forte, de 9,4% a.a..
Levando em consideração todo histórico e as demais projeções acima, espera-se que o
consumo industrial médio encerre o ano de 2013 com queda de 15,6% vs 2012 e, que amenize
a queda ao longo dos anos, finalizando o período 2013-2015 com retração de 2,9%.
2,3
4,0
1,9
2,2 2,2
1,7
2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CNEE
Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
2,5%
Cresc. Acum. 2013/2025
2,3%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
137
Fonte Balanço Energético
O consumo médio comercial atingiu crescimento médio de 4,3% a.a ao longo de 2006-2012. As
projeções da Energisa apontam que o consumo comercial médio encerrará o ano de 2013 com
alta de 2,3% vs 2012. No período de 2013 a 2025, a taxa de crescimento será de 1,3% a.a..
Fonte Balanço Energético
-15,6
-7,3 -4,6 -3,7 -3,2 -2,9 -2,5 -2,3 -2,1 -1,9 -1,7 -1,6 -1,4
-20,0
-10,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
0,0
500,0
1.000,0
1.500,0
2.000,0
2.500,0
3.000,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CNEE
Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
-14,7%
Cresc. Acum. 2013/2025
-2,9%
2,3 2,6
2,1 1,9
1,7
1,3 1,3 1,1
1,0 0,8 0,7 0,6 0,4
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
200,0
400,0
600,0
800,0
1.000,0
1.200,0
1.400,0
1.600,0
1.800,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CNEE
Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
4,3%
Cresc. Acum. 2013/2025
1,3%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
138
No Rural, o consumo médio apresentou retração de 8,7% no período entre 2006 e 2012.
Corroborando as projeções de consumo e número de consumidores acima, espera-se que o
ano de 2013 encerre com um crescimento de 10,0% vs 2012. No período 2013-2025 as
projeções apontam um crescimento médio de 0,5% a.a..
Fonte Balanço Energético
Resumo das projeções de Consumo Médio - CNEE
Fonte Balanço Energético
10,0
2,5
-0,1 0,3 0,3 -0,3
0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5
-3,0
-1,0
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
0,0
200,0
400,0
600,0
800,0
1.000,0
1.200,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Rural - CNEE
Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
-8,7%
Cresc. Acum. 2013/2025
0,5%
2,5
-14,7
4,3
-8,7
-1,4
0,5
2,5
-9,4
4,3
-8,7
-1,4
1,5 2,3
-2,9
1,3 0,5 0,1
1,4
-20,0
-15,0
-10,0
-5,0
-
5,0
10,0
Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total
Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CNEE
2006/2012
2006/2012 **
2013/2025
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
139
Seção 7.03 Regulatório
(a) Qualidade da Energia e Compensações
Indicadores de continuidade individuais
Um aspecto relevante nas projeções econômico-financeiras que acompanham o Plano de
Recuperação 2014-2025 é a definição dos limites regulatórios que podem vir a ser fixados pelo
Regulador, para além dos valores atuais, oficialmente reconhecidos, bem como, dos
patamares de DEC e FEC a serem observados pela distribuidora ao longo dos anos. Essa
evolução é importante para orientar as ações necessárias em busca do atingimento da
estratégia das compensações individuais e para o cálculo do Componente Q do Fator X na
projeção dos próximos eventos tarifários da distribuidora.
Mas, mais do que isso, essas trajetórias são fundamentais para a definição dos investimentos e
do custo operacional a ser incorrido na área de concessão até 2025, balizando os desembolsos
a serem realizados na prestação do serviço adequado e dimensionando os aportes tarifários da
sociedade. O gráfico seguinte apresenta esses referenciais (limites regulatórios e projeção de
realizado), adotados no presente Plano de Recuperação:
7,656,83 7,14 6,95 6,79 6,63 6,47 6,31 6,04 5,78 5,52 5,26 5,00
10,97
9,368,77
8,01 7,73 7,45 7,17 6,89 6,62 6,34 6,06 5,785,00
9,94
9,33
8,648,35 8,09
7,837,57
7,317,04
6,786,52
6,266,00
10,90
9,86
9,27
8,518,23
7,957,67
7,397,12
6,846,56
6,286,00
0
2
4
6
8
10
12
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
CNEE
DEC previsto FEC previsto DEC limite homolog DEC limite projeção FEC limite homolog FEC limite projeção
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
140
Como pode ser observado no gráfico anterior o Plano de Recuperação considera que a CNEE
deve ser submetida ao longo dos próximos anos a uma trajetória de limites regulatórios que
busque con ergir para o chamado “padr o de rede” limite t cnico-tecnólogico de um sistema
de distribuição de energia baseado primordialmente em redes elétricas aéreas.
No Plano de Recuperação consideramos, portanto, que os limites regulatórios tendem a
avançar na direção desse padrão de rede e que a distribuidora precisa ter um DEC e FEC
realizado abaixo desses patamares, sem descuidar ainda das compensações individuais a
serem pagas à medida que a margem de segurança reduz.
Importante frisar que a definição dessa trajetória objetiva fornecer parâmetros para as
projeções econômico-financeiras, mas não tem a pretensão de substituir a metodologia de
fixação dos limites regulatórios por parte da ANEEL, que observa quesitos estatísticos próprios,
pautados na comparação de desempenho entre conjuntos elétricos e definidos no âmbito dos
Procedimentos de Distribuição – PRODIST e no informe periódico de dados por todas as
distribuidoras do país.
Relativamente aos montantes previstos de pagamento de compensações por violação dos
limites de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI), esse Plano de Recuperação
considerou a necessidade de buscar manter esses desembolsos sobre controle, tendo,
portanto, utilizado um valor de R$ 166 mil como referencial de desembolso até 2025. Esse
valor corresponde ao benchmarking definido em função do ranking feito para o Plano de
Recuperação, ou seja, 0,38%, limite superior do 4º Quartil (justamente a posição ocupada pela
CNEE, hoje).
Assim, propõe-se a realização de uma trajetória constante de pagamento de compensações
por violação dos indicadores de continuidade individuais. Essa trajetória constante se pauta
em análise de valores históricos observados na área de concessão e introduz a necessidade da
distribuidora aperfeiçoar suas ações operativas progressivamente de forma a fazer frente a
perda da margem de segurança que ocorrerá ao longo dos anos.
Indicadores de conformidade de tensão
Por fim, tal qual proposto para as compensações relativas aos indicadores de continuidade, em
termos de compensações por violação dos limites de conformidade de tensão propõe-se ações
que garantirão um equilíbrio e manutenção do patamar atual de compensações pagas ao
longo do período de transição.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
141
Importante destacar que essa proposição de equilíbrio de compensações com perfil constante
ao longo do período de transição não deve ser avaliada sob a ótica de estagnação da melhoria
do produto ofertado aos consumidores, mas sim na manutenção de um patamar de
compensações apesar da ampliação da oferta de energia e elevação de mercado consumidor
que inevitavelmente serão observados durante o período de transição, e que naturalmente
impactam a formação dos indicadores de conformidade de tensão.
Para fins das projeções foi adotado o valor de R$ 4.531/ano no período 2014-2025, lembrando
que os valores pagos historicamente pela CNEE estão nesse mesmo patamar.
(b) Perdas Regulatórias
Como já mostrado no Capitulo 4, a CNEE possui uma trajetória de perdas abaixo do patamar
real de operação da empresa.
Este descasamento faz com que a empresa incorra em perda financeira considerável ao longo
do ciclo de revisional. A perda homologada no 3º ciclo de revisão tarifária se encontra abaixo
ilustrada.
Os valores de perda técnica e perda não técnica homologada constroem a seguinte trajetória
de perdas totais sobre energia injetada.
Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%
Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%
Referencial Regulatório PT/Einj 6,83% 6,83% 6,83% 6,83%
6,9% 6,9% 6,9% 6,9%
2013 2014 2015 2016
Perda Total / En. Injetada
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
142
A partir da trajetória homologada e de forma a buscar a aderência regulatória - a fim de
estancar a evicção de valor da concessão pelo não repasse tarifário – estimou-se a trajetória
de operação para os próximos anos aderente ao atual patamar de perdas e potencial máximo
de redução que se visualiza.
Neste sentido, é traçado para este cenário prospectivo a seguinte trajetória de perdas totais
sobre energia injetada, da empresa e regulatória.
(*) Perdas apresentadas em ano gregoriano
A trajetória de perda regulatória considerada neste cenário prospectivo é apresentada abaixo,
sendo que o período considerado é o ano tarifário. Observa-se que a empresa não alcança
neste cenário o patamar regulatório homologado.
Ressalta-se que a perda econômica pela evicção de valor neste cenário de perdas é de cerca de
R$ 21 milhões até 2025.
Por fim ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional
enorme de exequibilidade da trajetória. A perda da CNEE por ser de caráter técnico demanda,
na grande maioria dos recursos, investimentos na rede para que se possa adequar ao patamar
regulatório. Estes investimentos possuem um ganho marginal muito baixo, enquanto que os
montantes de recursos financeiros destinados são altíssimos. Ou seja, não há razoabilidade
econômica e técnica em empresas com patamar baixo de perdas, como a CNEE, de ser
alcançar a trajetória homologada.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Perda Regulatória 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85% 6,85%
Perda Empresa 8,95% 8,92% 8,89% 8,86% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%
0,00%
5,00%
10,00%
% P
erd
as T
ota
is
Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real)
Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%
Limite de Redução (a.a) 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03% 0,03%
Referencial Regulatório PT/Einj 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83% 6,83%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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143
(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Ativos
Conforme apresentado no item 4.02 a distribuidora possui montante de R$ 154,4 mil para
incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados no âmbito do
Programa de Universalização) e R$ 2,4 milhões (valor histórico) de restituições a serem
realizadas até o ano de 2015.
Em vista dos valores envolvidos e no prazo limite de 2015 para a restituição aos consumidores
e incorporação da maior parte das obras, adotou-se a premissa de quitação do passivo até o
prazo final da concessão da distribuidora, considerando a incidências das atualizações, juros e
multas previstos na legislação vigente.
(d) Compra de Energia
Para a composição da compra de energia pela distribuidora, foram considerados os contratos
firmados e projeções de aquisição futura de energia nos leilões regulados (A-1, A-3 e A-5),
tendo em vista os limites regulatórios de aquisição e repasse da energia.
As Cotas de Garantia Física de Energia e Potência foram mantidas constantes ao longo dos
próximos anos, não sendo contemplada alteração em decorrência do vencimento de
concessões de geração. Essa hipótese conservadora demonstra-se adequada, uma vez que
alterações envolveriam redistribuição de Cotas e de CCEARs entre todas as distribuidoras.
Neste cenário considera-se que a ANEEL aprovará a cessão temporária de 5,545 MWmed de
CCEARs de energia nova da CNEE para as cessionárias EEB e ENERSUL. Considera-se, também,
a aprovação das seguintes cessões do CCEAR da UHE Belo Monte da CNEE para a EEB, de 2016
a 2021, para a CAIUÁ, de 2016 a 2020, e para a ENERSUL, em 2016 e 2017, conforme anexo da
correspondência RSS-INT-233/2013, datada de 1º de agosto.
A partir da análise da cobertura contratual projetada, observa-se para os anos de 2013 e 2014
perspectiva de subcontratação. Caso se verifiquem de fato, tais subcontratações poderão ser
parcial ou totalmente cobertas por meio de energia adquirida em Leilões de Ajuste, MCSDs ou
recebimento de CCEARs cedidos por distribuidoras. Importante ressaltar, entretanto, que
devido ao volume de cancelamento e postergação de CCEARs de Leilões nos quais a CNEE, a
distribuidora possui “e posi o in oluntária” suficiente para cobrir as subcontratações
vislumbradas. Para os demais anos, a perspectiva é de manutenção da cobertura contratual
dentro da faixa de 100% a 105%.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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144
Projeção do PLD
Para a projeção do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD adotou-se a composição da
estimativa do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) até 2025, descrita em 2 etapas, sendo
a primeira referente ao tratamento dado para unificação de projeções de PLDs distintas,
resultantes do modelo computacional Newave a partir de 2 bases de dados (ou “ ecks de
re os”) e a segunda referente metodologia utili ada isando incorporar o efeito indireto
da inflação nas projeções de PLD ao longo do horizonte de estudo.
Etapa 1: para o horizonte de projeção definido até 2025, foi necessária utilização de 2 bases de
dados ou “ ecks de pre os” para simula o do modelo computacional Newa e:
i. O primeiro Deck, cujo horizonte de estudo é dezembro/2017, resulta da atualização
das premissas de entrada do modelo Newave verificadas no Programa Mensal de
Operação (PMO) do ONS de setembro/2013, sendo o primeiro mês a considerar a nova
metodologia de aversão a riscos, com a utilização do CVaR na função de custo futuro
incorporada ao modelo, conforme determinou a Resolução CNPE 03.
A simulação resulta em 2000 cenários de Custos Marginais de Operação (CMOs), sendo que
em seguida, para cada cenário, os resultados foram limitados a valores mínimos e máximos de
R$ 14,13/MWh e R$ 780,03/MWh, respectivamente, a fim de adequar os CMOs para valores
de PLDs, considerando seus limites estabelecidos pela regulamentação vigente. Por fim, após
inclusão das limitações, calculou-se a média mensal resultante dos 2.000 cenários.
ii. O segundo Deck, com valores simulados até dezembro/2022, resultou no conjunto dos
Custos Marginais de Operação (CMOs), divulgados pela EPE (Empresa de Pesquisa
Energética) para o cálculo dos valores esperados do Custo de Operação (COP) e do
Custo Econômico de Curto Prazo (CEC) dos empreendimentos de geração do Leilão de
Energia A-5 de agosto/2013. Os valores dos CMOs disponibilizados também foram
objetos de ajuste, que os limitou aos preços de liquidação das diferenças – PLD mínimo
(R$ 14,13/MWh) e máximo (R$ 780,03/MWh), conforme regulamentação vigente. Os
valores mensais resultaram da média dos 2.000 cenários gerados pela simulação.
Uma vez que a versão do Newave base para os valores de CMOs divulgados pela EPE não
incorporou o CVaR como métrica de mitigação de riscos, este cenário considera apenas as
variações percentuais mensais do resultado da EPE a partir dos meses de janeiro/2018 a
dezembro/2022. Essas variações percentuais foram aplicadas a partir do último mês do
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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145
horizonte da simulação do item (i) - dezembro/2017 – buscando incorporar, desta forma, a
sinalização do efeito da mitigação de riscos nos resultados pós 2018.
A partir de 2023 e até 2025, não foi encontrado nenhum estudo ou deck oficial que respalde
na formulação de um cenário prolongado. Portanto, o resultado do mês de dezembro/2022 foi
replicado para os demais meses, até dezembro/2025.
Etapa 2: o segundo tratamento dado à projeção do PLD descrita na Etapa 1 foi buscar refletir o
efeito da inflação, ao longo do horizonte de estudo, uma vez que se entende que o PLD será
impactado indiretamente pelos ajustes nas parcelas fixas dos contratos por disponibilidade e
nos cálculos dos CVUs para as usinas. Portanto, adotou-se como premissa que as fontes não
hidráulicas estão sujeitas aos reajustes monetários, e estas, por sua vez, representam em
média 29,8 % do suprimento da carga projetada até 2025. Como resultado, ao IGPM projetado
foi aplicada a proporção da geração não hidráulica no suprimento da carga projetada no
horizonte de estudo.
O Gráfico abaixo descreve as etapas utilizadas, bem como o resultado da formulação do
cenário utilizado neste Plano:
(e) P&D e PEE
No Capítulo 4 foi apresentado para a CNEE o quadro indicativo dos saldos atuais existentes nas
Contas Contábeis do P&D e PEE, ainda a serem aplicados, abaixo reproduzido:
Saldo em junho/2013 do P&D e PEE
0
50
100
150
200
250
300
set/
13
jan
/14
mai
/14
set/
14
jan
/15
mai
/15
set/
15
jan
/16
mai
/16
set/
16
jan
/17
mai
/17
set/
17
jan
/18
mai
/18
set/
18
jan
/19
mai
/19
set/
19
jan
/20
mai
/20
set/
20
jan
/21
mai
/21
set/
21
jan
/22
mai
/22
set/
22
jan
/23
mai
/23
set/
23
jan
/24
mai
/24
set/
24
jan
/25
mai
/25
set/
25
PLD
-R
$/M
Wh
Premissas para projeção de PLD
ONS - PMO Setembro/2013
EPE - Leilão A-5 2013
Etapa 1 - Composição Energisa
Etapa 2 - Energisa c/ efeito da inflação
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
146
A diferença entre as colunas Saldo s/SELIC e Limite, na tabela acima, estabelece o patamar de
desembolsos a ser efetivado para a regularização dos programas, corrigindo os valores
históricos acumulados. No caso da CNEE são necessários ainda serem investidos (saldo
acumulado) R$ 933,77 mil no PEE e R$ 504,97 mil no P&D.
Entretanto, considerando a experiência da empresa na condução do P&D e do PEE e o
montante total do passivo formado ao longo dos anos, não é possível que a regularização dos
saldos ocorra dentro dos prazos previstos nos regulamento vigentes (Manual do P&D e Manual
do PEE).
Outrossim, existe a necessidade que as ações da empresa no presente transcorram dentro de
um ritmo de normalidade de tratamento das novas receitas que vão sendo agregadas as
Contas Contábeis, ou seja, a solução do passivo deve se dar de forma adicional, sem
comprometer ações endereçadas no presente, para a condução atual dos projetos.
A solução para a distribuidora, em prol do atendimento dos comandos regulatórios vigentes,
passa, portanto, pela necessidade de ampliação dos prazos necessários para que sejam
identificados e realizados novos projetos, de qualidade reconhecida, para a aplicação dos
recursos existentes em estoque e alcance dos objetivos primordiais do P&D e PEE.
Para fins da simulação do caso base a distribuidora considerou a aplicação de penalidades em
2014, 2015 e 2016, referente a 1% da ROL, haja vista a impossibilidade de execução em tão
curto espaço de tempo de extenso programa nessas rubricas.
(f) Reajustes e Revisões Tarifárias
Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, deste cenário prospectivo (caso base, atual),
buscaram incorporar os dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo
deste Capítulo 7, especialmente para as trajetórias de qualidade, perdas de distribuição,
universalização, mercado e investimentos.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
147
Portanto, a projeção dos eventos tarifários considerou as regras vigentes do repasse de custos
para as tarifas, com algumas simplificações em face das premissas utilizadas e dos dados
disponiveis, mas sem retirar o caráter indicativo da sinalização tarifária.
Como um evento tarifário se inicia com a verificação da receita auferida pela distribuidora no
período de referência, procedimento este que utiliza o mercado realizado no ano tarifário e a
tarifa econômica do evento tarifário anterior, foi necessário definir uma tarifa de partida capaz
de recuperar a receita requerida pela distribuidora no evento tarifário de 2013.
As tarifas médias de partida9, definidas por classe para os consumidores cativos, são o
resultado da ponderação das homologadas (atual Anexo I da Resolução Homologatória nº
1.522/2013) pela composição do mercado ao longo do ano tarifário. Para os consumidores
livres e geradores, a tarifa reflete a composição do mercado e os descontos concedidos. Para
os usuários do sistema de distribuição foram utilizadas as próprias tarifas de resolução.
Estes procedimento de cálculo de tarifas médias, utilizando o mercado do último evento
tarifário, é capaz de capturar efeitos de variações e sazonalidades na composição do mercado
e mantém a finalidade básica de definição de tarifas, que é garantir o retorno integral do nível
tarifário. A tabela abaixo mostra as tarifas médias utilizadas.
Como as tarifas médias calculadas acima consideram os descontos tarifários, é necessário
compor a receita com a subvenção recebida via CDE para cobrir os descontos, conforme
mostrado na tabela abaixo.
9 Utilizou-se para apurar as tarifas médias de partida o arquivo de abertura tarifária (PCAT) resultante do
processo último de reajuste e revisão.
Descrição # Valor Descrição # Valor
Tarifa de Fornecimento Tarifa Uso Distribuição
Residencial R$/MWh 279,90 A2 Demanda Ponta R$/kW -
Industrial R$/MWh 249,01 A2 Demanda Fora de Ponta R$/kW -
Comercial R$/MWh 267,68 A2 Energia R$/MWh -
Rural R$/MWh 165,45 A3 Demanda Ponta R$/kW -
Outros R$/MWh 198,24 A3 Demanda Fora de Ponta R$/kW -
A3 Energia R$/MWh -
Tarifa Suprimento R$/MWh 33,57 A3a Demanda Ponta R$/kW -
A3a Demanda Fora de Ponta R$/kW -
Tarifa Livre R$/MWh 88,67 A3a Energia R$/MWh -
A4 Demanda Ponta R$/kW -
Tarifa Uso Geração A4 Demanda Fora de Ponta R$/kW -
A2 R$/kW 1,07 A4 Energia R$/MWh -
A3 R$/kW 1,31
A3a R$/kW 1,31
A4 R$/kW 1,31
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
148
Para as demais receitas da concessão, utilizou-se as informações recebidas diretamente da
empresa e, também, as informações constante no último processo de revisão tarifária
periódica, conforme mostrado a seguir.
A metodologia de evolução dos itens de Parcela A, Parcela B, bem como, explicação das
premissas de reajuste e revisão tarifárias, Itens Financeiros e Fator X se encontram descritos
em anexo ao presente Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (vide
Anexos). Também em anexo, para avaliação da ANEEL, encaminha-se planilha de cálculo
utilizada na modelagem dos parâmetros dos eventos tarifários.
Descrição # Valor
Repasse CDE
CDE - SUBSIDIO CARGA FONTE INCENTIVADA R$ Mil 768
CDE - SUBSIDIO GERAÇÃO FONTE INCENTIVADA R$ Mil 924
CDE - SUBSIDIO DISTRIBUIÇÃO R$ Mil 4.488
CDE - SUBSIDIO ÁGUA, ESGOTO E SANEAMENTO R$ Mil 767
CDE - SUBSIDIO RURAL R$ Mil 2.918
CDE - SUBSIDIO IRRIGANTE/AQUICULTOR R$ Mil 845
CDE - SUBSIDIO BAIXA RENDA R$ Mil 505
Descrição # Valor
Outras Receitas Operacionais
Serviços Cobráveis R$ Mil 287
Encargos de Conexão R$ Mil -
Compartilhamento de Infraestrutura R$ Mil 417
Sistemas de Comunicação (PLC) R$ Mil -
Serviços de Consultoria R$ Mil -
Serviços de O&M R$ Mil 10
Serviços de Comunicação R$ Mil -
Serviços de Engenharia R$ Mil -
Convênios R$ Mil 417
Ultrapassagem de Reativo R$ Mil 539
Ultrapassagem de Demanda R$ Mil 356
Outros R$ Mil -
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149
A seguir apresenta-se quadro de projeção dos reajustes e revisões tarifárias10.
10
Para 2013 é apresentado o evento tarifário já homologado.
Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Data mai/13 mai/14 mai/15 mai/16 mai/17 mai/18 mai/19 mai/20 mai/21 mai/22 mai/23 mai/24 mai/25
Tipo de Evento Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste
Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 6º ciclo 6º ciclo
Impacto no IRT
(1) Encargos Setoriais 0,24% 1,63% 0,19% 0,15% 0,19% -1,69% 0,15% 0,09% 0,09% 0,10% 0,10% 0,08% 0,09%
(2) Transporte de Energia -0,06% -0,04% 0,28% 0,29% 0,28% 0,29% 0,29% 0,29% 0,28% 0,26% 0,26% 0,26% 0,26%
(3) Compra de Energia 4,71% -3,04% -2,37% -0,36% -0,56% 2,72% 2,91% 2,57% 2,67% 2,99% 2,63% 2,60% 2,47%
(4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 4,89% -1,45% -1,91% 0,09% -0,09% 1,31% 3,35% 2,95% 3,04% 3,35% 2,99% 2,94% 2,82%
(5) Parcela B 1,23% 0,42% 0,95% 0,32% 1,40% 1,32% 1,33% -0,47% 1,20% 1,20% 1,19% 0,19% 1,16%
(6) IRT Econômico = (4) + (5) 6,12% -1,03% -0,96% 0,40% 1,32% 2,63% 4,68% 2,48% 4,25% 4,55% 4,18% 3,13% 3,98%
(7) IRT Financeiro 0,53% 1,76% 3,43% 1,90% 0,97% 1,17% 2,04% 2,23% 2,38% 2,50% 2,44% 2,44% 2,46%
(8) IRT Total = (6) + (7) 6,65% 0,73% 2,47% 2,30% 2,29% 3,80% 6,72% 4,71% 6,63% 7,05% 6,62% 5,57% 6,44%
(9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -2,05% -0,50% -1,69% -3,31% -1,83% -0,94% -1,13% -1,97% -2,15% -2,30% -2,41% -2,36% -2,35%
(10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 4,60% 0,23% 0,79% -1,00% 0,46% 2,86% 5,59% 2,74% 4,48% 4,75% 4,21% 3,21% 4,09%
Fator X 3,71% 4,02% 2,74% 1,45% 1,12% 1,45% 1,45% 1,14% 1,14% 1,14% 1,14% 1,11% 1,11%
Componente Pd 1,38% 1,38% 1,38% 1,45% 1,45% 1,45% 1,45% 1,14% 1,14% 1,14% 1,14% 1,11% 1,11%
Componente T 2,00% 2,00% 2,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Componente Q 0,33% 0,64% -0,64% 0,00% -0,33% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
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O evento tarifário de 2014 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 1,03%,
porém com uma percepção de aumento de 0,23% para o consumidor em decorrência dos
efeitos financeiros do ano corrente e da reversão dos financeiros do ano anterior. Este ano
apresenta duas variações consideráveis em itens da Parcela A:
A Compra de Energia apresenta uma variação de -5,60%, responsável por uma redução
de 3,04% no reposicionamento econômico.
Em contrapartida, os Custos de Encargos Setoriais sofreram uma variação de +24,02%,
que corresponde a um impacto de 1,63% no IRT. Embora a variação dos encargos seja
elevada, o efeito é pequeno devido à pequena participação na receita (6,78%).Esta
projeção já preve o recolhimento da quarta parte do saldo remanescente de CDE,
conforme estabelecido no Art. 4ºA, § 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de
2013, com redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013. O
recolhimento é previsto para os anos de 2014 a 2017.
O Transporte de Energia variou -0,75%, com impacto de -0,04% no IRT. Esta variação incorpora
a aplicação das tarifas de Rede Básica publicadas na Resolução Homologatória nº 1.555/2013.
A Parcela B variou 1,25%, com impacto de 0,42% no IRT, com destaque para a componente Q
do Fator X, de 0,64% (se confirmadas as projeções da distribuidora para os indicadores de
continuidade em 2013).
O evento tarifário de 2015 apresenta um reposicionamento econômico negativo de 0,96% com
efeito médio para o consumidor de 0,79%. Cabe destacar que o efeito das componentes
financeiras é, principalmente, fruto da adoção da nova regra de empilhamento de contratos no
repasse das sobras e défictis no custo de Compra de Energia, que cria uma CVA de Compra de
Energia muito elevada.
A variação do transporte é de 5,45% e a variação da Compra de Energia é de -4,57%, motivada
por uma modificação da carteira de contratos da distribuidora, com a entraga de leilões com
preço médio inferior à carteira atual. A Parcela B varia 2,75%, com uma Componente Q
projetada de -0,64%, e tem um impacto de 0,95%.
No ano de 2016 ocorre a 4ª Revisão Tarifária Periódica da CNEE. O reposicionamento
econômico, positivo de 0,40%, é impulsonado pela variação de 0,88% da Parcela B (calculada a
partir das regras homologadas para o 3CRTP e detalhadas em anexo). O cálculo do Fator X para
o 4º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,45%.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Este aumento na Parcela B é explicado pelo volume de investimentos que aumentou
consideravelmente a Base de Remuneração. Desta forma, o Custo Anual dos Ativos
(Remuneração do Capital, Quota de Reintegração Regulatória e Custo Anual das Instalações
Móveis e Imóveis), que no 3º Ciclo representava 25% da Parcela B, passou a responder por
36% da quantia que cabe à distribuidora.
A tabela abaixo apresenta a variação da Base de Remuneração decorrente de cada Revisão
Tarifária e explica o crescimento da Parcela B no 4º Ciclo.
Nos anos de 2017 a 2019, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando
próximos aos índices inflacionários projetados. A exceção é o evento tarifário de 2018, quando
os Encargos Setoriais reduzem 18,99% com o término do recolhimento do saldo que trata o
Decreto nº 7.891, gerando um impacto negativo de 1,69%.
Cabe destacar o comportamento peculiar da Compra de Energia, que é responsável por um
impacto negativo em três anos consecutivos (2015 a 2017) em face de alterações na carteira
de contratos da distribuidora.
Na Revisão Tarifária do 5º Ciclo Revisional, que para a CNEE ocorre no ano de 2020, há um
reposicionamento positivo de 2,48% com percepção para o consumidor de 2,74% positivo.
Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a
Parcela B reduz 1,27%, com impcato negativo de 0,47% no índice econômico. O cálculo do
Fator X para o 5º Ciclo resulta numa Componente Pd de 1,14%.
A redução da Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo de
investimentos que permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram
grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos passa a ser responsável
por 40% da Parcela B, ante 36% no ciclo anterior.
Descrição # 3º Ciclo 4º Ciclo 5º Ciclo 6º Ciclo
Evolução da Base de Remunera Regulatória
Base de Remuneração Bruta Total R$ MM 105 149 187 225
Base de Remuneração Líquida Total R$ MM 47 72 83 89
Evolução da Base de Remunera Regulatória
Base de Remuneração Bruta Total % 41,4% 25,3% 20,2%
Base de Remuneração Líquida Total % 51,3% 16,4% 6,7%
(*) valores a moeda do 3CRTP
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Nos anos de 2021 a 2023, os reajustes tarifários possuem impactos semelhantes, girando
próximos aos índices inflacionários projetados.
Na Revisão Tarifária do 6º Ciclo Revisional, que para a CNEE ocorre no ano de 2024, há um
reposicionamento positivo de 3,13% com percepção para o consumidor de 3,21% positivo.
Enquanto Compra de Energia e Transporte permanecem sua trajetória crescente de custos, a
Parcela B cresce somente 0,53. O cálculo do Fator X para o 6º Ciclo resulta numa Componente
Pd de 1,11%.
O pequeno crescimento de Parcela B neste evento tarifário é fruto da desaceleração do ritmo
de investimentos que permanecem em patamares normais de expansão da rede e não geram
grande acréscimo da Base de Remuneração. O Custo Anual dos Ativos passa a ser responsável
por 41% da Parcela B.
(g) Sanções Regulatórias
Por meio dos Despachos nº 2.413/2013 e nº 1.493/2013, a ANEEL decidiu pela suspensão dos
processos administrativos punitivos em curso da distribuidora, desde que esta renunciasse à
prescrição dos créditos suspensos tanto na esfera administrativa quanto judicial.
Em face desta situação, considera-se que a partir do fim do processo de intervenção e
assunção da empresa pelo novo sócio controlador, as sanções regulatórias transitadas em
julgado retornariam a ser exigíveis, tendo como premissas:
1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de
janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário
estimado para o equacionamento e conclusão dos referidos processos.
Adicionalmente, considera-se a desistência dos valores de sucumbência por parte
dessa Agência;
2. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera administrativa, adota-se o aceite pela Agência do parcelamento
em 12 (doze) meses das multas devidas, nos termos do art. 35-A da Resolução ANEEL
nº 63/200411, a partir de janeiro de 2014.
11
Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão
ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente
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Seção 7.04 Jurídico
(a) Contingências Cíveis, Trabalhistas e Fiscais
Para a posição atual (30 de junho de 2013), foram consideradas as premissas apresentadas no
capítulo (Diagnóstico Atual da Concessão – jurídico) acima, conforme quadro abaixo
reproduzido (em R$ milhões):
Provisão Atual - Trabalhista Provisão Adicional Total Trabalhista
R$ 1,7
R$ 1,7
Provisão Atual - Cível Provisão Adicional Total Cível*
R$ 1,0 R$ 0,2 R$ 1,2
Provisão Atual - Fiscal Provisão Adicional Total Fiscal
0,0 R$ 16,7 R$ 16,7
Total Geral
R$ 19,6
* Excluídas contingências regulatórias.
No âmbito da troca indireta do controle acionário da CNEE para a Energisa, estamos
considerando que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos interventores.
Consideramos que as provisões cíveis e trabalhistas apresentadas acima serão pagas em até 3
anos, com o pagamento das ações judiciais de maior valor concentrada no primeiro ano 12.
Para o pagamento das contingências fiscais, será adotada a premissa de pagamento em até 10
anos.
Adicionalmente, a partir de 2014 e até 2025, estimamos novas provisões, com o ingresso de
ações judiciais, representando novas contingências cíveis e trabalhistas, fixadas com a
de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ 10.000,00 (dez mil
reais).
12 Entre a constituição da provisão e o seu pagamento, há ajustes de saldo e de correção monetária, visando a preservação de seu valor.
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154
obtenção de um número médio de novos processos por ano e do valor médio de provisão das
ações hoje existentes na empresa.
Ao longo dos anos, estabeleceu-se a premissa de que o número de novos processos e o valor
médio de provisão sofrerão redução, como resultado da implantação de novas políticas de
Recursos Humanos e melhor adequação da empresa à legislação trabalhista e previdenciária13.
Provisões adicionais (em R$ milhões):
2014: R$ 1,8
2015: R$ 1,8
2016: R$ 1,7
2017: R$ 1,6
2018: R$ 1,7
2019: R$ 1,7
2020: R$ 1,7
2021: R$ 1,6
2022: R$ 1,7
2023: R$ 1,7
2024: R$ 1,7
2025: R$ 1,7
Para essas novas provisões, previu-se que as reclamações trabalhistas serão quitadas em até 6
anos, contados do ano de distribuição do processo, concentrando-se 90% dos valores entre o
2º, 3º e 4º ano. Processos cíveis serão quitados em até 5 anos, concentrando-se o maior fluxo
de pagamento no 3º e 4º ano. Finalmente, os processos propostos no âmbito dos Juizados
Especiais Cíveis têm quitação prevista em até 3 anos, com pagamentos concentrados no 2º e
3º ano contados da distribuição do processo.
13
Vale ressaltar, de qualquer modo, que dado o tempo de maturação dos passivos judiciais, considerados os prazos de prescrição e de propositura de ações, além da lentidão do Poder Judiciário, as contingências judiciais ainda estarão sujeitas aos efeitos das atuais práticas comerciais e trabalhistas por um longo tempo.
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Seção 7.05 Operacional
(a) Evolução Custos Operacionais
A projeção dos custos operacionais para o período 2013 a 2025 foi realizada com base na
estrutura de custos atual da empresa para atender a expansão do mercado, fazer as melhorias
e renovações necessárias de seus ativos elétricos e recursos adicionais para concluir o
processo de automação de subestações e alimentadores, bem como, eliminar as demais não
conformidades relacionadas no capítulo 4.
Para suportar o aumento de custo da estrutura de atendimento operacional e comercial e
fazer as melhorias necessárias no sistema elétrico, projeta-se uma elevação real dos custos
operacionais (média dos períodos) da CNEE na ordem de 7,3% a.a. no período 2013 a 2025 em
relação ao período 2008 a 2012. O gráfico apresentado a seguir, mostra a evolução dos custos
operacionais no referido período.
Valores em R$ Milhões, a preços junho de 2013
O presente Plano é minucioso na caracterização da realidade encontrada na Concessão. O
Custeio Operacional a ser desenhado para os próximos anos precisa considerar um rol de
ações que permita a evolução equilibrada das condições técnico-operacionais da distribuidora,
com descarte da suposição que um desembolso expressivo de recursos na partida teria o
condão de viabilizar a retomada imediata das condições ótimas de desenvolvimento das
atividades.
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Apesar do OPEX, em valores reais, se manter praticamente constante nos primeiros anos do
período, observa-se uma trajetória crescente, a partir de 2014, das relações OPEX por
Consumidor e OPEX por Energia Faturada em função do crescimento da base de consumidores
e energia faturada evoluíram a taxas bem menores, sendo essa uma característica histórica da
Concessão.
Observando a evolução do indicador OPEX / Receita Líquida, gráfico abaixo, projeta-se a
manutenção da relação em um patamar constante, na ordem de 20%.
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(b) Evolução Investimentos
A projeção de investimento para fins deste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e
Transgressões foi realizada tomando por base o Plano de Desenvolvimento da Distribuição –
PDD, elaborado pela distribuidora de acordo com os Procedimentos de Distribuição - PRODIST,
Módulo 2. Também foram considerados os insumos colhidos nas discussões realizadas nas
visitas técnicas durante os meses de julho e agosto de 2013, além da visão de planejamento
dos sistemas de distribuição internalizada no Grupo Energisa;
Importante destacar que, a partir de 2017, a projeção de investimentos em Subestações e
Linhas de Distribuição de Alta Tensão tem caráter indicativo, em função das incertezas
fomentadas pelas elevadas taxas de crescimento de carga;
Em face destas limitações, para se projetar com precisão os investimentos para o período de
2013 a 2025, apresenta-se neste tópico o melhor esforço de estimação dos investimentos
necessários para cumprimento das metas regulatórias, definidas no 3CRTP.
Segundo as análises conduzidas, para esse cenário prospectivo, o planejamento a realizar deve
prever investimentos orientados para:
Expansão do Mercado:
Ligação de novos consumidores.
Melhoria, Reforço e Renovação do Sistema Elétrico:
Ampliação de subestações;
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Automação de subestações;
Construção de linhas e subestações;
Construção de alimentadores;
Automação de Alimentadores;
Substituição de equipamentos (religadores, disjuntores, relés, etc.);
Ações para controle das Perdas Não Técnicas:
Blindagem de consumidores;
Melhoria de Processos e Infraestrutura:
Aquisição de gerador móvel e megajumper destinados a evitar desligamentos
programados;
Aquisição de Veículos;
Ampliação e modernização dos equipamentos de TI e Telecom;
A previsão de investimentos destinados à expansão, melhoria, renovação e reforços no
sistema se volta prioritariamente para:
Ampliar a capacidade de subestações, LDATs e alimentadores com carregamento
elevado;
Automatizar subestações e alimentadores;
Construir LDATs, Subestações e Alimentadores para atender ao crescimento do
mercado;
Substituição de equipamentos obsoletos e/ou em final de vida útil;
Investimentos para substituição de equipamentos contaminados com PCB –
Askarel.
O gráfico abaixo mostra a evolução do Investimento para o período 2013 a 2025. Para 2013 a
2018 a previsão foi realizada com base no PDD e informações colhidas nas visitas técnicas
realizadas. A partir de 2019, como não existem informações no PDD em relação ao sistema de
média e baixa tensão, foi realizada uma projeção com base nas previsões realizadas para o
ciclo anterior.
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Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
O investimento aqui apresentado é o total, considerando todas as rubricas a serem
contempladas. Em análise comparativa com o investimento realizado no período 2008-2012
temos a destacar que:
Os investimentos nos primeiros anos se mostram necessariamente mais elevados,
visando uma recuperação das condições atuais do sistema elétrico;
Os investimentos a partir de 2017 são indicativos.
Apresenta-se nas tabelas a seguir a relação dos principais investimentos a serem realizados no
período 2013 e 2015.
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
Principais Investimentos Previstos 2013 2014 2015
Subestações ( URUPES, BORBOREMA) 5,29 1,37 8
Linhas de Distribuição de Alta Tensão ( LT 138KV - URUPES, LT 34,5KV URUPES - IRAPUÃ) 2,87 - -
Total 8,16 1,37 7,56
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Os principais investimentos a serem realizados em ativos não elétricos estão relacionados na
tabela abaixo, onde se podem destacar os investimentos na frota de veículos e Sistema de
informática:
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
Obs: 2013 informações não disponíveis
A projeção de investimentos está direcionada para os projetos de Expansão, Melhoria e
Renovação de redes, buscando resolver as não conformidades apontadas no Capítulo 4 e para
a melhoria contínua da qualidade do serviço oferecido pela distribuidora. O gráfico seguinte
mostra a evolução dos investimentos para o período 2013 a 2017, com a participação de ativos
elétricos e não elétricos.
Valores em R$ Milhões, a preços de junho de 2013, antes do credito de impostos e capitalização de despesas.
No período 2014 a 2017 haverá a necessidade de um volume maior de investimentos
direcionados para sanar as não conformidades citadas no capítulo 4 e promover a conclusão
do processo de automação de subestações e alimentadores.
Ativos Não elétricos 2013 2014 2015
Substituição da Frota de Veículos 0,80 1,56
Investimentos em TI 1,19 0,85
Investimentos em Telecom 0,39 0,20
Total - 2,4 2,6
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Importante destacar que nos próximos anos serão realizados ajustes no planejamento de
forma a adequar os investimentos a expansão do mercado e necessidades operacionais da
empresa, inclusive atacando novas frentes em que se mostrarem necessárias uma atuação da
concessionária.
Observando as trajetórias dos indicadores de Investimento por km de Rede e Investimento por
Consumidor, entre 2013 e 2025, apresentadas nos gráficos a seguir, observa-se a influência dos
investimentos mais elevados a serem aplicados no sistema elétrico para o próximo ciclo.
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(c) Programa Luz para Todos
A empresa já encerrou o programa Luz Para Todos encontrando-se totalmente universalizada.
Seção 7.06 Comercial
(a) Inadimplência
Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação da CNEE, será adotada estratégia com
foco no combate à inadimplência, de forma que a gestão dos recebíveis tenha maior atenção.
O conteúdo deste plano foi desenvolvido observando as diferenças culturais, territoriais e
especificidades de alguns segmentos de mercado (Poder Público, Serviço Público e Iluminação
Pública), bem como, os ajustes necessários as praticas consagradas no Grupo Energisa.
O plano de medidas de combate à inadimplência dentro da Gestão de Recebíveis tem como
objetivo primário: agregar maior rentabilidade financeira a um custo otimizado.
O plano de medidas é baseado em alguns pilares estratégicos:
Pessoas:
Conscientização de todos os colaboradores de que recebíveis é prioridade;
Processo:
Implantação de novas variáveis na geração das listas de corte;
Ganho de produtividade das equipes de corte;
Inteligência:
Estabelecimento de estratégias no âmbito judicial e político para recuperação de
valores significativos associados a órgãos públicos;
Abordagem diferenciada para os maiores devedores privados.
Controle:
Redefinição dos indicadores de acompanhamento dos recebíveis.
A seguir apresentam-se as ações mapeadas e definidas para os próximos anos, sua evolução e
projeção das metas que pretendemos alcançar (ações táticas):
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Implantar campanhas de cobrança de faturas por parte dos colaboradores: será
promovido a intensificação do uso dos colaboradores que tenham relacionamento
com os clientes de modo a realizarem a cobranças de débitos. A ação consiste em que
os envolvidos tenham pequenas carteiras de cobrança onde possam monitorar e
acompanhar o progresso dos clientes quanto ao pagamento de seus débitos. A ação
propiciará a satisfação e comodidade aos clientes, pois ofereceremos diversas
soluções: débito automático, parcelamentos, fatura por e-mail e mudança de
vencimento da conta.
Centralizar a geração da lista de corte e estabelecer meta mensal de corte: a
centralização garante a gestão padronizada dos cortes, maior controle dos débitos
vencidos e controle da efetividade e eficiência das equipes de corte.
Gerar a lista de corte relacionada a maiores valores: atuar prioritariamente com foco
nas principais dívidas, mantendo uma relação 80% das dívidas vis a vis a 20% dos
clientes.
Criação de indicadores para acompanhamento dos recebíveis: os indicadores
permitem a visão ampla dos resultados das ações e direcionam as melhorias das novas
ações tais como:
o Métrica do Pendente: Contas a receber - (contas a vencer + vencidos até 20
dias) + Provisão para devedores duvidosos + judicial+ parcelamentos, dividido
pelo faturamento médio dos últimos 12 meses.
o Métrica da Inadimplência 12 meses últimos meses: Faturamento dos 12
últimos meses, menos a arrecadação dos 12 últimos meses, dividido pelo
faturamento dos 12 últimos meses.
o Métrica da Inadimplência dos 03 últimos meses: Contas a receber vencidas de
01 a 90 dias, dividido pelo somatório dos faturamentos dos últimos 03 meses.
Sensibilizar os tribunais de justiça e outras autoridades: disseminar no âmbito judicial
os impactos gerados no preço da energia com o aumento da inadimplência dos
clientes.
Implementar a cobrança judicial dos grandes clientes: acrescentar na matriz de
cobrança a ação judicial de débitos para o grupo A com maiores valores.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Do ponto de vista das boas práticas no combate a inadimplência, verifica-se a possibilidade de
um maior aprimoramento nas ações, com foco nas ações relativas à eficiência do corte e a
produtividade das equipes de campo de corte e cobrança.
Deveremos implementar um acompanhamento efetivo na carteira de recebíveis da empresa,
ou seja, com gestão sobre o ciclo de arrecadação e o aging do contas a receber, não apenas no
indicador de arrecadação. Com indicadores específicos, eficientes, emanados de diretrizes
estratégicas que possibilitem ações mais assertivas e o foco na redução de custos é possível
alcançar uma melhoria na arrecadação com menores índices de inadimplência.
A receita irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa que
possivelmente não será arrecadada em função de inadimplemento definitivo por parte dos
consumidores.
Considerou-se para proje o do montante deste inadimplemento o “N el Real de Receitas
rrecuperá eis” constante no erceiro iclo de Re is o arifária da CNEE, conforme tabela
abaixo.
Aplicando-se estes índices à projeção, em media 0,2% do faturamento anual da CNEE ficará
retido no saldo de Contas a Receber e irá compor a base de cálculo da Provisão para
Devedores Duvidosos, como será visto no tópico seguinte (Índice de Provisionamento do
Contas a Receber)
(b) Índice de Provisionamento de contas a Receber (PDD)
A Provisão para Devedores Duvidosos (PDD) é figura contábil que representa o montante de
faturas em aberto no contas a receber da distribuidora cujo recebimento incerto. O “Manual
de ontabilidade do Setor l trico” pre ê a constitui o da pro is o com base em parâmetros
qualitativos (análise individual do consumidor, experiência da administração, garantias e etc.)
e quantitativos baseados no vencimento das faturas, porém de difícil aplicação em se tratando
de projeções financeiras de longo prazo, dado o grande número de variáveis envolvidas.
INADIMPLÊNCIA 3ª RT
Residencial 0,1%
Industrial 0,6%
Comercial 0,1%
Rural 0,0%
Outros 0,0%
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Contudo, o setor de distribuição é reconhecido como de baixa volatilidade nos fundamentos
contábeis que envolvem a PDD em virtude do direito de corte. Para a projeção da PDD da
CNEE no presente trabalho foi aplicado o conceito de “Índice de ro isionamento” similar ao
utilizado no RP112 do Relatório de Informações Trimestrais (RIT).
Apurando-se o Índice de Provisionamento com base no saldo realizado em jun/2013, encontra-
se o valor 4,6%. Contudo análise efetuada durante processo de diligência na CNEE indica para
a necessidade de ajuste de R$ 0,2 milhões na provisão, elevando o índice para 5,6%, o que foi
admitido como premissa na projeção.
(c) Call Center e Atendimento Presencial
Com base no cenário verificado relativamente aos canais de atendimento prestados aos
consumidores, e aqui destacados (call center e as agências de atendimento presencial),
conclui-se que a questão relativa ao dimensionamento dos recursos humanos do call center,
em face das novas condicionantes estabelecidas pelo regulador e das premissas adotadas pela
CNEE, deve ser alvo de reestruturação e adequação. Essa condição respalda-se na necessidade
de compatibilizar os recursos disponíveis vis-à-vis a necessidade de atendimento do que é
estabelecido nos regulamentos vigentes, garantindo, assim, a operabilidade da empresa em
níveis de custos sustentáveis e alinhados com a premissa de buscar a prestação do serviço
adequado e a modicidade tarifária em todas as atividades exercidas.
Adicionalmente, sustenta a proposição ora apresentada a necessidade de que a garantia da
prestação de um serviço adequado, dentro de custos operacionais eficientes, seja refletida na
satisfação do cliente. Para tanto, propõe-se ações que não somente estarão vinculadas a uma
possível revisão da estrutura de atendimento, mas também através de adequação e
otimização de processos internos que garantam o atendimento dos prazos pactuados e com a
qualidade assegurada.
ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO DA PDD R$ milhões
SALDO DO CONTAS A RECEBER EM JUN/13 17,6
SALDO DA PDD (0,8)
ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO ORIGINAL 4,6%
PROVISÃO ADICIONAL SUGERIDA (0,2)
ÍNDICE DE PROVISIONAMENTO AJUSTADO 5,6%
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Call Center
Para o call center a solução proposta objetiva a eficiência de custos, o atendimento às
disposições regulatórias e a oferta de um atendimento de qualidade aos clientes da área de
concessão.
Ao longo dos últimos anos foram desenvolvidos métodos eficientes e eficazes na gestão dos
canais de relacionamento. A experiência mostra que para uma prestação de serviços adequada
é necessário investir nas seguintes dimensões: capital humano, tecnologia e informação.
Para equalizar os problemas apontados e atender aos objetivos colocados, propõe-se
implantar de forma ágil e sustentada as seguintes soluções:
Implantação da área de planejamento no Call Center - o objetivo é conferir um direcionamento
único para as ações do Call Center através da centralização dos relatórios de acompanhamento
dos indicadores regulatórios, dimensionamento das curvas de atendimento das centrais,
elaboração e acompanhamento das escalas e dimensionamento do quadro de força de
trabalho;
Padronização do atendimento - o objetivo é garantir o cumprimento do padrão de
atendimento, bem como, reduzir o número de serviços gerados de forma improcedente pelos
atendentes. Propõe-se a realização de um processo criterioso de revisão de todos os scripts de
atendimento, com o objetivo de tornar mais claras as instruções/orientações a assim garantir o
cumprimento do padrão, com otimização dos tempos despendidos e um maior nível de
assertividade. Em linha com estas ações deve-se reestruturar o módulo de ajuda (Help) do
Sistema de Atendimento. Este módulo possui informações que contemplam desde explicações
detalhadas do modo de operação das áreas técnicas de interface com o atendimento como,
por exemplo, o Centro de Operação da Distribuição (COD), ao detalhamento descritivo de todo
o processo de faturamento, elucidando de modo rápido e didático questões alusivas a temas
técnicos, regulatórios, legais e contábeis;
Ampliar as facilidades do atendimento por canais digitais – medida dedicada a alcançar dois
objetivos: i) melhorar a satisfação dos clientes com relação à sua percepção sobre o acesso aos
canais de atendimento; b) diminuir os custos do atendimento, direcionando os clientes para os
canais que apresentam os menores custos operacionais;
Intensificar a comunicação proativa com o cliente – esta iniciativa propiciará aos clientes maior
acesso ao call center, visto que mesmo em momento de congestionamento dos troncos
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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telefônicos e chamadas com o tom de ocupado, haverá a possibilidade de realização da
comunicação com o atendimento através de mensagens;
Implantar a Qualidade Assegurada e Monitoria – trata-se de projeto amplo que visa
melhorar as condições de atendimento, a percepção dos clientes e a imagem da
empresa através de uma série de ações como: redução de números de serviços
improcedentes gerados pelo atendimento e redução das rechamadas através da
melhoria de desempenho das áreas que gerenciam os serviços de campo;
Implantar Revisão do Workflow de atendimento – projeto que tem o objetivo de
melhorar a qualidade dos serviços de campo, através da análise e revisão de
processos, com consequente redução dos tempos de atendimento e dos custos
operacionais.
Para a solução dos pontos abordados que visam um perfeito alinhamento com as principais
premissas colocadas para o tema (quais sejam: visão do cliente, limites regulatórios e
eficiências dos custos operacionais), entende-se que pode ser prestado o serviço através de
uma empresa de serviços própria, especializada, o Rede Serviços.
O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas
à prestação do serviço de atendimento telefônico. O Rede Serviços possui estrutura composta
por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com
armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas
empresas benchmark referente ao tema e com a regulamentação vigente relativa à
infraestrutura desse tipo de negócio.
A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do
call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento -
NR-17. A infraestrutura encontra-se instalada na sede da Enersul, distribuidora integrante do
Grupo REDE, e disponíveis para utilização imediata. As fotografias a seguir referentes à Rede
Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada.
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Fotos da infraestrutura disponível na Rede Serviços
Conforme destacado nos itens anteriores onde são detalhadas todas as dimensões
indispensáveis para operação de um call center, destaca-se como pontos de atenção a
estrutura das instalações e a expertise. A união da estrutura física disponível do Rede Serviços
e a expertise do Grupo Energisa cria condições favoráveis para a prestação do serviço
diferenciado em comparação com o mercado, sob todas as perspectivas: regulador, cliente e
acionistas. No tópico sobre Serviços com Partes Relacionadas deste Plano de Recuperação
abordaremos novamente este assunto.
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Outros Canais de Atendimento
Considerando as novas oportunidades tecnológicas serão incorporados novos canais de
atendimento aos clientes com menores custos, respeitando a opção de escolha dos clientes,
porém mantendo o objetivo de diversificação dos canais:
Aplicativos em dispositivos móveis: com a proliferação dos tablets e smartphones é
importante investir no desenvolvimento de um aplicativo com oferta dos principais
serviços demandados pelos clientes nos diversos canais de atendimento da CNEE.
Mídias Sociais: outro importante canal a ser explorado são as mídias sociais.
Amplamente difundida e utilizada as mídias sociais como facebook, twitter, youtube
dentre outras é um importante segmento a ser explorado pela CNEE para que essas
mídias se tornem mais um canal de relacionamento com os clientes de forma ágil e de
baixo custo.
(d) Indicadores Comerciais
Com a finalidade de subsidiar o Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
da CNEE, será adotada estratégia com foco na melhoria dos indicadores comerciais e na
redução do pagamento das compensações financeiras, como as desembolsadas mensalmente
aos consumidores, motivadas pelo descumprimento dos prazos dos serviços acompanhados
através do Anexo III.
Essa estratégia será suportada por um conjunto de ações voltadas para a melhoria da gestão
comercial, observando as diferenças culturais, territoriais e especificidades regionais, bem
como os ajustes necessários as práticas consagradas no setor elétrico.
A seguir apresentam-se as principais ações de melhoria dos serviços, já mapeadas e definidas
para implantação nos próximos anos, destacando sua evolução e projeção das metas a serem
atingidas:
Ações táticas:
Implementar o mecanismo para identificar as ordens de serviços ou notas de serviços
geradas improcedentes pelos atendentes. A identificação das ordens improcedentes
tem por objetivo a minoração dos riscos regulatórios associados aos indicadores DER e
FER e redução dos custos operacionais com rechamadas e deslocamentos
Improcedentes;
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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170
Elaborar relatório detalhado para o acompanhamento por área do DER e FER. Tem por
objetivo subsidiar o processo de análise das reclamações, contribuindo assim para
melhoria o processo;
Adequar as rotas e leitura, com base em testes em campo, ajustando os roteiros por
localização (urbano e rural);
Mapear os maiores ofensores das reclamações dos clientes, com o objetivo de dar
uma melhor tratativa, reduzindo os custos operacionais e evitando o pagamento de
compensações;
Desdobrar com as áreas operacionais e prestadores de serviços o indicador IRC - Índice
de Refaturamento de Contas;
Atuar no combate a faturas com erro de leitura apontadas pelo leiturista no 1º
(primeiro) ciclo de faturamento;
Acompanhar o IRC do refaturamento total, segregando por Grupo de faturamento A e
Grupo-B;
Realizar o acompanhamento para os clientes rurais com potencial em refaturamento,
evitando possíveis reclamações por média bimestral;
Capacitar leituristas e atendentes, consolidando uma cultura organizacional que
permita imprimir uma visão de qualidade mais ampla dentro da empresa;
Capacitar atendimento e operação, de modo a aumentar a eficiência e sinergia na
prestação dos serviços ao cliente;
Consolidar o processo de leitura e entrega simultânea do faturamento, evitando
refaturamento, buscando assim uma efetividade ao patamar próximo de 100%,
acompanhando os índices de qualidade e efetividade do faturamento simultâneo;
Implantar fatura via email e ampliar o número de clientes com débito automático,
dando maior comodidade aos clientes, reduzindo os custos operacionais;
Fazer uma reanálise nas empresas terceiras com o objetivo de identificar os serviços
que estão sendo prestados, se estão alinhados com a qualidade que será impressa
pela empresa no modelo Energisa;
Realizar campanha de atualização cadastral;
Revisar as regras de procedimentos operacionais e sistêmicos utilizados pra calculo das
compensações do Anexo III, como por exemplo, a entrada de dados na apuração;
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Criar indicadores de acompanhamento e desdobrar com as áreas operacionais e
prestadores de serviços para monitorar a qualidade dos serviços que compõem o
Anexo III;
Revisar os processos internos que contribuem para que o valor da compensação
gerada pelo descumprimento do prazo sejam elevados, visando subsidiar a adequação
dos serviços, reduzindo os custos operacionais e evitando o pagamento de
compensações onerosas.
Seção 7.07 Econômico-Financeira
(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais e Setoriais)
Conforme detalhamento apresentado na Seção 4.07 (a), que trata o diagnóstico atual da
concessão, os encargos setoriais que se encontram em atraso na CNEE representam um
passivo no valor de R$4,9 milhões (base 30 de junho de 2013), que significa 31,0% do total de
obrigações em atraso.
Para as projeções econômicas e financeiras neste cenário prospectivo, a partir da situação
atual, foi considerado o parcelamento desta dívida, com base na legislação vigente.
O dispositivo legal que versa sobre a possibilidade de parcelamento de débitos relativos às
quotas mensais da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) é a Resolução Normativa Nº
427/2011, conforme a seguir:
Art. 46. O parcelamento de débitos relativos às quotas mensais da CCC, mediante
requerimento escrito e fundamentado do agente setorial interessado, deverá ser
concedido em até 12 parcelas iguais e sucessivas de, no mínimo R$ 50.000,00
(cinquenta mil reais) cada, vencíveis todas na mesma data do recolhimento normal
aplicável ao respectivo agente solicitante do parcelamento.
§ 1º Os débitos objeto de pedido de parcelamento será consolidado pela Eletrobrás,
incluindo multa e juros, e será remunerado mensalmente pela variação da taxa do
Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC.
Assim, tendo como base a possibilidade de parcelamento da CCC, prevista na Resolução
Normativa Nº 427/2011, por simetria, foi considerado um período de 12 meses para o
pagamento dos demais encargos setoriais em atraso (Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE, Quota para Reserva Global de Reversão – RGR e PROINFA), cujo saldo em 30 de junho de
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2013 está apresentado no quadro a seguir. A remuneração do débito com encargos setoriais
ocorre pela variação mensal da taxa SELIC.
Para o suprimento de energia de Itaipu, cujo saldo em atraso em 30 de junho de 2013 era de
R$6,7 milhões, foi considerado parcelamento em 12 prestações iguais e sucessivas, corrigido
pela variação do dólar + 2% ao ano.
O débito de empréstimos com partes relacionadas no montante de R$4,1 milhões contra a
EDEVP será pago em até 60 dias.
Em 30 de junho de 2013 a companhia não possuía obrigações fiscais em atraso, tampouco
dívidas em aberto com a Eletrobrás referente ao financiamento com recursos da RGR.
(b) Endividamento Financeiro
Com a capacidade de realavancagem melhorada, através do recebimento dos mútuos, a CNEE
poderá acessar mercado em operações que permitam o alongamento de seu passivo, sem
maiores dificuldades.
PASSIVOS EM ATRASO - SALDO EM 30/06/2013
DESCRIÇÃO R$ Milhões
ENCARGOS SETORIAIS 4,9
CCC 1,0
CDE 1,6
Quota para RGR 0,2
Quotas do PROINFA 2,0
SUPRIMENTO DE ENERGIA 6,7
Quotas de ITAIPU 6,7
OBRIGAÇÕES FISCAIS -
Federais -
Estaduais -
Municipais -
DÍVIDAS COM ELETROBRAS -
EMPRÉSTIMOS DE PARTES RELACIONADAS 4,1
Distribuidoras 4,1
Não Distribuidoras -
TOTAL DE PASSIVOS EM ATRASO 15,7
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(c) Impostos, Taxas e Contribuições
ICMS: A base de cálculo do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços
(ICMS) no fornecimento de energia elétrica é o valor total cobrado do consumidor final, desde
a geração e/ou importação de energia até a última operação destinada ao seu atendimento.
Portanto, estão incluídos na base de cálculo os encargos relativos à geração e/ou importação
de energia, conexão, transmissão, distribuição, comercialização, valores cobrados a título de
Uso do Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (TUSD) e/ou Uso das Instalações de
Transmissão (TUST), e qualquer outro custo inerente ao fornecimento de energia elétrica,
independente da denominação utilizada. A tabela abaixo apresenta as alíquotas médias de
ICMS por classe de consumo, incidentes sobre o fornecimento de energia elétrica da CNEE nos
dois primeiros trimestres de 2013, e que foram aplicadas na elaboração das projeções.
A legislação vigente permite a constituição de créditos de ICMS sobre os gastos com
investimentos, destinados a compensar futuros recolhimentos desse tributo em cronograma
pré-estabelecido (48 meses após a entrada em operação do ativo investido). No âmbito das
projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$ 41 milhões até 2025,
dos quais R$ 30 milhões serão compensados dentro do horizonte deste trabalho.
PIS/COFINS: A Contribuição para o Programa de Integração Social (PIS) e a Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social (COFINS), com a incidência não-cumulativa, têm como
fato gerador a receita bruta da venda de bens e serviços nas operações em conta própria ou
alheia, e todas as demais receitas auferidas. Se a empresa estiver enquadrada no regime da
não-cumulatividade, como é o caso da CNEE a alíquota do PIS é de 1,65%, conforme a Lei
10.637/02, e a alíquota do COFINS é de 7,6%, conforme a Lei 10.833/03.
Todavia, do valor apurado, a pessoa jurídica poderá descontar créditos de 9,25% (1,65% +
7,6%) calculados sobre bens adquiridos para revenda (compra de energia elétrica), insumos e
serviços utilizados no processo produtivo, bem como na aquisição de bens e serviços para o
ativo imobilizado. Portanto, no presente cenário, os gastos com compra de Energia Elétrica e
Custo de Transporte e os Investimentos são contabilizados pelo valor líquido de PIS/COFINS e o
Alíquota de ICMS 1T13 2T13 1S13
Residencial 21,0% 20,0% 20,5%
Industrial 21,2% 22,3% 21,7%
Comercial 17,9% 18,0% 18,0%
Rural 5,4% 5,3% 5,4%
Outros 16,9% 16,8% 16,9%
Total 19,4% 19,1% 19,3%
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recolhimento devido será a diferença do PIS/COFINS sobre a receita menos os créditos
obtidos.
Imposto de Renda / Contribuição Social: A CNEE é optante do Regime de Lucro Real para
apuração e pagamento do Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) bem como da
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSSL). Tais impostos são calculados pela aplicação
de alíquota de 9% (CSSL) e de 25% (IRPJ) sobre o lucro antes dos impostos ajustado por
receitas e despesas não tributáveis, denominado Lucro Real.
Também é facultada aos optantes deste regime de tributação a possibilidade de constituição
de ativos de impostos a recuperar quando a companhia apresenta prejuízos, a serem utilizados
à razão de 30% do valor do imposto a pagar, desde que sejam utilizados no prazo de 10 anos.
Estima-se que a CNEE possuirá R$ 4,3 milhões em créditos ao final de 2013 que serão
compensados até 2016.
(d) Reestruturação de Capital e Dividendos
Conceitos – Indicadores de Alavancagem
Há várias metodologias para avaliação de solvência e bancabilidade para empresas, pontos
fundamentais para atuação em setores de capital intensivo.
Não se pode imaginar uma empresa do setor elétrico sem acesso a crédito compatível com o
que é exigido no setor, ou seja, de longo prazo e a custos equilibrados.
Da mesma forma, o acesso a todos os mercados é fundamental, até pela impossibilidade de
podermos afirmar que o crédito desejado estará sempre disponível. Há limites de
concentração de risco praticados por agentes financiadores, o que exige criatividade e alguma
dispersão na disponibilidade de crédito para acesso a estruturas alternativas.
Avaliamos junto a bancos e agências de rating qual seria a métrica mais usual do mercado
brasileiro para qualificação da solvência e bancabilidade de uma companhia, e qual seria o
nível adequado para este índice no ambiente atual (nível de juros básicos, duration das dívidas
disponíveis, da carteira da empresa e etc).
Certamente não é a única, mas a Dívida Líquida / EBITDA é a mais utilizada e a mais simples de
ser apurada. É interessante que a ANEEL também manifeste preferência por este indicador na
sua rotina de avaliação das concessionárias.
Ressaltamos aqui, a título de exemplo, a avaliação do rating da Energisa junto a Standard &
oor’s e Fitch as quais concederam notas equi alentes a AA- em escala nacional, o que pode
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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175
representar um teste de validade a este princípio, à medida que a empresa possui amplo
acesso a crédito bancário e mercado.
O nível de classificação de rating nacional tem possibilitado à Energisa, e às suas subsidiárias
dos setores de geração e distribuição de energia, acesso aos mais diversos produtos do
mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e
FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado
de capitais (FIDCs, Debêntures e etc).
A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA,
(ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita
exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em
momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo
banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem
rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo
na sua percepção de risco.
As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem
medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes
ações do rating da Energisa, dos quais destacamos:
Standard & oor’s: m 17 de Setembro de 2 13, e já após refletir a potencial aquisição
do Grupo Rede, divulgou a atualização do rating da Energisa, mantendo a nota de
“brAA-“. A agência sinali a que os ratings poder o ser negati amente pressionados por
índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar
positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de
4,0x.
Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global
da Energisa com destaque para o seguinte trecho: “A Fitch espera que a Energisa
mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano
de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser
negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos”.
Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a
todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções
uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de
alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor:
Concessionárias sob intervenção: “limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de
5,0x até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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de 2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As
apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado.
Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos,
debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no
mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo
(bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de
planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no
passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e
aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo
prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou
pelo Programa de Baixa Renda.
EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação
de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional,
resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em
coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e
incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica.
Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel,
refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA – Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a
Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de
forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador.
Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para
atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a
insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais.
Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer
todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida /
EBITDA).
Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para
investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos
anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um
plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de
qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não
executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os
padrões determinados pela Agência Reguladora.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento
se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o
cumprimento do indicador impraticável.
Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA – Capex), limitando o controle ao
indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito
e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida.
Reestruturação de Capital
Da mesma forma que justifica-se a necessidade de capitalização amparada nos compromissos
de sanar transgressões e melhorar a estrutura de capital e alavancagem da empresa,
companhias subalavancadas possuem motivações para aplicação de redução de capital.
No caso específico da CNEE, a empresa encontrar-se numa diferenciada situação de
subalavancagem e de alta liquidez após receber seus créditos de mútuos.
Considerando o recebimento destes créditos, com base em 30-junho-2013, a Dívida Líquida /
EBITDA refletirá a alavancagem negativa de (1,1)x, o que, assim como a sobrealavancagem,
não é saudável em termos de administração financeira.
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O Plano apresentado considera conceitualmente necessário distribuir lucros acumulados e, se
necessário, uma redução o capital, quando a empresa, após sanadas as transgressões, não
alcança o indicador Dívida Líquida / EBITDA <= 2,0x.
Dessa forma, caso a Dívida Líquida / EBITDA apresentada for < 2,0x, e houver saldo de caixa
suficiente, será procedida a distribuição de lucros acumulados e posteriormente a redução de
capital que elevará a alavancagem a 2,0x.
No caso da CNEE, foi considerado a seguinte distribuição de capital para equilíbrio de sua
alavancagem e estrutura de capital:
Posição 2T2013 (R$ MM) CNEE
Empréstimos e Financiamentos 6,4
Impostos Parcelados 78,6
Provisão para déficit atuarial 0,1
Mútuos 4,1
Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 11,6
Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 4,9
Repasse Itaipú Atrasado 6,7
Dívida Total ¹ 100,7
Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +
Daycoval 132,8
Disponibilidades 5,8
Aplicações no Mercado Aberto 14,5
Recebimento de Mútuo 112,5
Daycoval -
Dívida Líquida (32,0)
EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 33,1
EBITDA 2012² 30,0
Patrimônio Líquido 79,3
Capital Social / Reservas de Capital 29,3
Reserva de Reavaliação 23,2
Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 26,8
Ratios CNEE
Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) N.A.
Dívida Líquida/ EBITDA (1,1)
Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD (1,0)
1: Dívida bruta cons idera: empréstimos e financiamentos + impostos parcelados + provisão p/
défici t atuaria l + Encargos Setoria is/Eletrobrás Em Atraso + Mútuos à Pagar
2: EBITDA = EBIT+Depreciação+ Acréscimos Moratórios
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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179
i. Recebimento Líquido Mútuos: R$108,4 milhões
a) Recebimento de mútuos: R$112,5 milhões
b) Pagamento mútuos: R$4,1 milhões
ii. Dívida Líquida / EBITDA antes: (1,1)x
iii. Redução de Capital (efeito caixa): R$14,0 milhões
iv. Dívida Líquida / EBITDA após: (0,6)x
Com a redução de capital, CNEE ainda mantém um indicador Dívida Líquida / EBITDA negativo
de (0,6)x no pro-forma de 30-jun-2013, e no longo prazo, (0,1)x ao final de 2017,
demonstrando constante subalavancagem ao longo da projeção.
No capitulo 9, no cenário do Plano de Recuperação mostra que a solução adotada permite
atender os covenants dentro do horizonte de tempo razoável e seguro, sem comprometer as
metas de investimentos mais prementes.
Premissas para o Pagamento de Dividendos
Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:
i. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25%
do lucro líquido distribuível.
ii. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido
distribuível.
No caso da CNEE, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos:
(e) Mútuos
Como parte da correção das transgressões apontadas pela ANEEL, este Plano apresentado pela
Rede Energia, no âmbito da aquisição do controle pela Energisa, deverá tratar a liquidação dos
mútuos entre companhias.
Com base nas demonstrações financeiras de 30 de junho de 2013, a Nacional pagará mútuos
existentes no montante de R$4,1 milhões, conforme abaixo demonstrado:
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Dívida Total Líquida / EBITDA -0,7 x -0,5 x -0,2 x -0,1 x 0,1 x 0,2 x 0,3 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x
% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 116,4% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0%
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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R$ milhões
EDEVP 4,1
Distribuidoras 4,1
TOTAL 4,1
Por outro lado, CNEE possui mútuo a receber no montante de R$112,5 milhões, dos quais
R$31,1 milhões de distribuidoras coligadas e R$81,4 milhões de holdings do Grupo Rede,
conforme pode ser visto abaixo.
R$ milhões
Caiuá 25,0
EEB 6,1
Distribuidoras 31,1
Rede Energia 66,4
Rede Power 15,0
Holdings 81,4
TOTAL 112,5
No âmbito da aquisição do controle acionário do Grupo Rede pela Energisa, a adquirente se
comprometerá a fazer com que estas operações de mútuo sejam liquidadas em até 60
(sessenta) dias a partir da assunção do controle.
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Seção 7.08 Sumário das Projeções Financeiras
(a) Demonstrativo de Resultado Projetado
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5
(b) Fluxo de Caixa Projetado
Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi considerada a necessidade de
manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
183
este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais
necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas
atra s de opera ões com pra o de dois anos “bullet” ao custo de 13 % do .
(c) Sumário das Projeções Financeiras
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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184
8. Por Quê da Necessidade de Regime Regulatório Excepcional para
as concessões do Grupo Rede?
A essência de uma regulação por incentivos em monopólios naturais consiste na emissão de
sinais e parâmetros regulatórios de forma que as concessionárias possam competir com esses
referenciais. Nesse contexto, caso as empresas superem os parâmetros estabelecidos pelo
Regulador, os ganhos auferidos são apropriados pela concessionária durante determinado
período de tempo, acontecendo o contrário há uma redução da remuneração.
Esse regime de regulação promove a busca pela eficiência e estimula as concessionárias a
aumentarem a sua produtividade. Em um momento posterior, nas revisões tarifárias
periódicas, esses ganhos de eficiência e produtividade são compartilhados com os
consumidores propiciando uma situa o “ganha-ganha” continuada cujos sinais e parâmetros
regulatórios normalmente são ajustados e aprimorados a cada ciclo tarifário.
Para que esse ciclo virtuoso se concretize, é necessário que as concessionárias estejam em
condições equilibradas para que consigam participar dessa “competi o”. Sem esse equil brio
a “competi o” come a desfa orá el para a concessionária. laro que nessa situa o
necessário entrar no mérito do motivo da ocorrência do desequilíbrio.
Analisando os resultados do Grupo Rede nos últimos anos, e não se trata de poucos anos,
constata-se que as suas concessionárias foram perdendo as condições econômicas,
financeiras, técnicas e operacionais básicas. Essa deterioração colocou as concessionárias em
situa o muito desfa orá el na “competi o” proposta pela regulação por incentivos.
No caso concreto, é difícil definir categoricamente todas as causas que levaram à deterioração
das condições das concessões do Grupo Rede. Entretanto, observa-se que um elevado
endividamento levou a um comprometimento com o pagamento do serviço da dívida,
ocasionando a falta de recursos para pagamento de obrigações setoriais, reduzindo
sobremaneira a capacidade de novos investimentos e de fazer frente às necessidades
operacionais. Isso acabou por levar a uma redução dos níveis de qualidade e de combate às
perdas de energia elétrica. Essa situação implicou no pagamento de valores consideráveis
decorrentes de multas e compensações relacionadas à qualidade do serviço prestado, bem
como no não reconhecimento tarifário de significativos valores com compra de energia. Esse
contexto criou um ciclo destrutivo nas concessões.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
185
Todavia, concluir que o elevado endividamento foi a única causa dos problemas enfrentados
pelo Grupo Rede e que a redução do nível da alavancagem das empresas é o único desafio a
ser enfrentado no momento atual é uma conclusão simplista e apressada. O problema das
concessões do Grupo Rede abrange diversos aspectos que exige uma reflexão e uma análise
mais profunda.
A delicada situação de liquidez que o Grupo já enfrentava, associada à necessidade de
investimentos expressivos em algumas concessões, a crescente distância para o alcance das
metas regulatórias e a formação de dreno de recursos da concessão potencializaram a
elevação das dívidas.
A gravidade da situação resultou numa importante dificuldade na gestão das concessões em
relação aos sinais e parâmetros regulatórios emitidos pela ANEEL. No caso, os problemas
mencionados impediram uma gestão apropriada quanto aos aspectos regulatórios e
operacionais das empresas. Como as concessões possuem em sua maioria características
muito peculiares, desafiantes pela extensão territorial, baixa densidade de carga e carência de
infraestrutura, os efeitos desse descompasso são particulares, o que sugere a necessidade de
um tratamento diferenciado para cada uma delas.
A partir da perda das condições econômicas, financeiras, operacionais e técnicas das empresas
do Grupo Rede, a insolvência ficou iminente, o que culminou com a intervenção compulsória
por parte da ANEEL. Nesse processo de intervenção, a ANEEL visou primordialmente a
prestação do serviço adequado e a preservação do interesse público. Considerando o tempo
de gestão do Grupo Rede, caracterizado anteriormente, acrescido da fase de intervenção,
resta claro que nesse período as concessões estiveram sem condições de participar da
“competi o” regulatória pelo desequil brio das condi ões básicas.
A solução estrutural para as concessionárias do Grupo Rede passa pela assunção da
titularidade por um novo controlador, com vistas à retomada da normalidade na prestação do
serviço na concessão o mais rápido possível, bem como, a adequação dos parâmetros
regulatórios compatíveis com as áreas de concessão. Nessa tese, duas vertentes, em prol do
interesse público, devem ser observadas, mas tratadas de forma distinta.
A primeira vertente concerne às dívidas e inadimplências, onde resta claro que o novo
controlador deve contar com sua capacidade de negociação com credores e recursos próprios
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_____________________________________________________________________________
186
para sanar as questões pendentes, sem que isso venha a interferir na gestão das concessões
que passa a assumir, dentro de padrões regulatórios condizentes com a realidade colocada.
Na segunda vertente, que diz respeito à condução dos aspectos operacionais e de expansão de
cada uma das concessões que compõem o Grupo Rede, tem-se a realidade fática da situação
presente. Essa situação, embora indesejável, necessariamente deve representar o ponto de
partida na concepção de uma solução consistente e sustentável para cada uma das diferentes
situações colocadas na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica nas
áreas em questão.
Nesse contexto, é importante que haja condições adequadas e prazos factíveis para
consecução do objetivo maior, que é a retomada da normalidade dos serviços o mais rápido
possível, dado que as duas vertentes acima fazem que o mesmo controlador tenha que
necessariamente recuperar cada concessão tanto do ponto de vista financeiro como
operacional.
A solução que implicar em alongar no tempo a retomada da normalidade do serviço de
distribuição de energia elétrica não é a melhor para o interesse público, pois aumenta os riscos
de que fatos supervenientes tenham maior amplitude em concessões que ainda não estejam
plenamente recuperadas. Isso dificultaria ainda mais a retomada da prestação do serviço
adequado e os diálogos com o Regulador na busca de uma transição regulatória segura. Os
fatos supervenientes incluem eventuais problemas que hoje não puderam ser identificados e
que somente serão conhecidos quando da operação da nova gestão, por mais intensa e
objetiva que tenha sido a diligência realizada.
A solução para as concessões do Grupo Rede não pode desconsiderar que as concessionárias
passaram vários anos com extremas dificuldades. Do ponto de vista regulatório esses anos
podem ser entendidos como um período de tempo em que praticamente não foi possível
perseguir os referenciais estabelecidos, o que resultou, muitas vezes, em um distanciamento
ainda maior entre a realidade e os parâmetros regulatórios.
Considerando o objetivo da retomada da normalidade das concessões, é necessário que os
referenciais regulatórios para o novo controlador observem e considerem o período
caracterizado como de estagnação em relação às metas regulatórias, dado ao desequilíbrio
ocorrido tanto no contexto financeiro como operacional.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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187
Não é coerente do ponto de vista regulatório e nem atende ao objetivo da retomada da
normalidade tratar como normais os últimos anos dessas concessionárias. Definir metas
regulatórias desconsiderando as atipicidades e desequilíbrios dos últimos anos, e o cenário em
que atuaram, trará um efeito prático de drenar recursos da concessão para pagamentos de
multas, compensações, falta de cobertura de compra de energia decorrente de glosas de
perdas regulatórias. Também, se a opção for pelo caminho da intensificação de investimentos
para recuperar as metas regulatórias no curto prazo, de um lado pressionará de forma
significativa a tarifa, bem como esbarrará nas condições locais de atender uma mobilização
necessária de curto prazo, o que leva a um contexto de pouca racionalidade.
Cabe lembrar que nos primeiros anos, após a assunção do controle acionário das
concessionárias do Grupo Rede por um novo controlador, serão necessários, além da
implantação de um choque de gestão, vultosos aporte de recursos para atender a demanda
reprimida por investimentos em expansão e melhorias.
Nesse contexto, os mencionados drenos de recursos (multas, compensações, glosas e etc.)
estarão trabalhando contra este esforço, uma vez que a perda de recursos ocasionada por essa
situação retardará a retomada da normalidade das concessões, o que é indesejável para a
ANEEL, consumidores, sociedade e controlador.
Concretamente, a ANEEL tem a possibilidade de definir patamares regulatórios específicos e
diferenciados para as concessionárias do Grupo Rede, que sejam exequíveis, dada a situação
excepcional que cada concessão se encontra. Isso poderá ser feito com segurança, uma vez
que há mais de um ano a gestão dessas empresas está sob intervenção da Agência. Esses
interventores, além de conviverem com a realidade dessas concessões, de terem notória
experiência no setor elétrico, inclusive como ex-reguladores, são confiáveis o suficiente para
informar a exata medida da situação e da adequação das metas para a sua superação, o que
mitiga sobremaneira eventual assimetria da informação.
Não há dúvida de que os interventores seriam hoje uma fonte de informação fidedigna sobre a
realidade das concessionárias do Grupo Rede, no sentido de acusar e precisar quais exigências
regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos atuais prazos estabelecidos.
Nesse contexto, essas exigências demandariam ajustes.
Assim, o grupo ENERGISA se apresenta como uma parte protagonista da solução para os
problemas enfrentados pelas concessões do Grupo Rede. Essa parcela da solução consiste na
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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188
capacidade de turnaround demonstrada nos ativos adquiridos na privatização e que hoje são
benchmark do setor, na capacidade de implementar choque de gestão, com presença sênior,
na capacidade de alcançar níveis adequados de qualidade do serviço e de perdas elétricas, na
capacidade de realizar investimentos intensos com disciplina técnica, comercial, regulatória,
administrativa e financeira. Toda essa expertise resultará na agregação de valor para
consumidores em decorrência das melhorias operacionais (técnico-comerciais), regulatória,
administrativa (processos e sistemas) e financeira.
Assim, para que a ENERGISA possa recuperar as concessionárias do Grupo Rede, constata-se a
real necessidade de um regime excepcional regulatório conforme prevê a lei. Nesse sentido, a
outra parcela da solução reside na aprovação deste regime excepcional pela ANEEL.
A premência da aprovação desse regime reside no atual quadro de dificuldades das
concessões, onde o abismo entre as metas regulatórias e reais drenam recursos
imprescindíveis para a retomada das condições econômicas, técnicas e operacionais das
empresas, e que reduzem a capacidade de geração de caixa. Os próprios interventores
poderão indicar casos tão expressivos em que nem a mais eficiente gestão aliada a recursos
financeiros ilimitados permitiriam cumprir as metas sem flexibilização, dado à situação atual
das concessões.
Portanto, a aprovação do regime excepcional regulatório permitirá que o Grupo ENERGISA
compatibilize as condições e o menor tempo para recuperar as concessões, fazendo com que
as concessionárias possam competir com os referenciais regulatórios, o que beneficiará os
consumidores.
Cabe mencionar que o regime excepcional regulatório identificado para cada concessão é o
resultado de análise profunda por parte da ENERGISA, bem como da opinião dos interventores
sobre os pontos cruciais regulatórios. Assim, cada concessão necessita de um determinado
regime customizado e específico, na medida das suas profundas necessidades, no qual são
identificada quais exigências regulatórias as concessões estão incapacitadas de atender nos
atuais prazos estabelecidos e, portanto, em benefício da concessão, demandariam ajustes.
Assim, tendo em conta as seguintes motivações e fundamentações: a) a realidade da situação
de cada concessão; b) o diagnóstico da ENERGISA para cada concessão; c) a visão dos
interventores sobre cada concessão; d) a necessidade imperiosa de se atingir no menor tempo
uma situação sustentável para os consumidores e para as concessões; e) as necessidade
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189
apontadas no Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões – proposta
ENERGISA; f) o Plano de Integração de Gestão – proposta ENERGISA; g) os problemas que hoje
não puderam ser identificados e que somente serão conhecidos quando da operação da nova
gestão; e h) a previsão legal do Regime Excepcional Regulatório, constata-se a real necessidade
de se definir, estruturar, propor e submeter à aprovação da ANEEL um Regime Excepcional
Regulatório para cada uma das 8 concessões do Grupo Rede. Sendo necessário um regime
diferenciado para cada concessão, dadas as particularidades e dificuldades que as
caracterizam. Importante destacar que cada regime específico proposto visa o melhor
benefício para a concessão.
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190
3,3 4,4 4,3 4,3 4,2 4,2 4,1 4,0 3,9 3,9 3,8 3,8 3,7
-1,0
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
-
200
400
600
800
1.000
1.200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Total - CNEE
Total GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
3,1%
Cresc. Acum. 2013/2025
4,1%
4,2 5,4
4,6 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7
-
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
-
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Residencial - CNEE
Residencial GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
4,9%
Cresc. Acum. 2013/2025
4,8%
10,4
1,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
-
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
-
10
20
30
40
50
60
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Rural - CNEE
Rural GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
7,8%
Cresc. Acum. 2013/2025
0,7%
-3,9
2,9
4,9 5,1 4,9 4,6 4,4 4,2 4,1 3,9 3,8 3,6 3,5
-5,0
-
5,0
10,0
15,0
20,0
-
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Industrial - CNEE
Industrial GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
1,6%
Cresc. Acum. 2013/2025
4,2%
5,2 5,1 5,2 5,0 4,7 4,5 4,3 4,1 4,0 3,8 3,7 3,6 3,4
-
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
-
50
100
150
200
250
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Comercial - CNEE
Comercial GWh Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
7,4%
4,9
1,6
7,4
-7,8
2,7 3,1 4,9
7,9 7,4
-7,8
2,7 4,2 4,7 4,2 4,3
0,7
2,8 4,1
-10,0
-5,0
-
5,0
10,0
15,0
Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total
Crescimento Consumo (% a.a.) - CNEE
2006/2012
2006/2012 **
2013/2025
9. Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões –
Proposta
Seção 9.01 Mercado
Análise das Projeções – Cenário Plano
Na CNEE, o Cenário Plano se diferencia do Cenário Prospectivo em relação às projeções de
mercado somente na Energia Recuperada, resultando nas projeções de mercado apresentadas
a seguir.
Consumo
Fonte Balanço Energético
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
_____________________________________________________________________________
191
1,0
1,6 1,6 1,6 1,6 1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
600,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Total - CNEE
Total (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
-1,4%
Cresc. Acum. 2013/2025
1,4%
2,3
2,9
2,1 2,3 2,3 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,3 2,3
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Residencial - CNEE
Residencial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
2,5%
Cresc. Acum. 2013/2025
2,3%
-15,6
-7,4 -4,6 -3,7 -3,2 -2,8 -2,5 -2,3 -2,1 -1,9 -1,7 -1,6 -1,4
-20,0
-10,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
0,0
500,0
1.000,0
1.500,0
2.000,0
2.500,0
3.000,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Industrial - CNEE
Industrial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
-14,7%
Cresc. Acum. 2013/2025
-2,9%
2,3 2,1 2,2
1,9 1,7
1,5 1,3
1,1 1,0
0,8 0,7 0,6 0,4
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
0,0
200,0
400,0
600,0
800,0
1.000,0
1.200,0
1.400,0
1.600,0
1.800,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Comercial - CNEE
Comercial (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
4,3%
Cresc. Acum. 2013/2025
1,3%
10,0
1,3
0,1 0,3 0,3 0,4 0,3 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5
-1,0
1,0
3,0
5,0
7,0
9,0
11,0
13,0
15,0
0,0
200,0
400,0
600,0
800,0
1.000,0
1.200,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Consumo Médio por Consumidor - Rural - CNEE
Rural (KWh/Mês) Taxa de Crescimento (%)
Cresc. Acum. 2006/2012
-8,7%
Cresc. Acum. 2013/2025
0,5% 2,5
-14,7
4,3
-8,7
-1,4
0,5
2,5
-9,4
4,3
-8,7
-1,4
1,5 2,3
-2,9
1,3 0,4 0,1
1,4
-20,0
-15,0
-10,0
-5,0
-
5,0
10,0
Residencial Industrial Comercial Rural Outros Total
Crescimento Consumo Médio por Consumidor (% a.a.) - CNEE
2006/2012
2006/2012 **
2013/2025
Consumo Médio
Fonte Balanço Energético
Seção 9.02 Regulatório
(a) Perdas Regulatórias
A partir da análise do nível de perdas da CNEE realizado em 4.02 e constatado a
impossibilidade de se adequar ao nível regulatório homologado no 3CRTP , verificamos que ao
longo do processo de revisão tarifária da empresa ocorreu uma manifestação a respeito da
não consideração das perdas técnicas na alta tensão medidas.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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192
Foi homologado na última revisão tarifária um nível de perdas técnicas na alta tensão que não
foi oriundo de medição. Este ponto, fundamentalmente, é que norteia a contribuição da
empresa, pois na época do 3º ciclo a empresa não dispunha de medição na alta tensão para
mensura o correta de perdas nas linhas S A e S ’s. As perdas homologadas por seu turno
ficaram aquém da realidade verificada historicamente na concessionária.
Posteriormente, foi encaminhado pleito14 à Aneel - já quando se dispunha das medições na
alta tensão – solicitando a revisão do patamar homologado, uma vez que o valor aferido é
maior do que o homologado, além de ser o verificado. Destaca-se no pleito que para a
definição das perdas técnicas, pela Aneel à época, foram utilizados (alternativamente em caso
de não se ter medições) parâmetros metodológicos, porém os critérios adotados não ficaram
aderentes à perdas reais, colocando a concessionária em um cenário de evicção de valor
econômico mesmo apresentando-se em um nível de perdas eficiente se comparado ao
mercado de distribuição. Este fato foi tratado em 4.02.
Cabe aqui destacar que a linha adotada pelo Regulador , a cada novo ciclo tarifário, estabelece
os limites de perdas não técnicas e técnicas a serem admitidas no balanço energético de cada
distribuidora, que pode ser feito mediante a fixação de um valor único para todo o período
tarifário ou mediante a definição de uma trajetória de redução para cada ano do período
tarifário (somente para as perdas não técnicas).
O regime de regulação adotado para o setor de distribuição de energia elétrica brasileiro,
como sabido, é o da Regulação pelo Preço Teto (Price-Cap), que se caracteriza por ser uma
regulação por incentivos.
No regime Price Cap há claro mecanismo de incentivo para as empresas a buscarem uma
maior eficiência na gestão do seu negócio a partir de parâmetros fixados pelo Regulador
durante um período de tempo preestabelecido. No caso específico das perdas não técnicas, o
incentivo está na fixação do nível de perdas ou da sua trajetória durante um período
específico, e posterior avaliação dos resultados a fim de assegurar que os ganhos de eficiência
sejam repassados aos consumidores. Assim, a concessionária tem o estímulo de reduzir a suas
perdas a limites inferiores aos definidos pelo regulador na perspectiva de auferir ganhos
adicionais de receita.
14
Pleito enviado por meio do Ofício INTER-RSS 129-B / 2013 à Diretoria da ANEEL, em 25 de abril de 2013
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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193
Nesse contexto, a fixação do nível de perdas ou trajetória deve sinalizar para uma busca
permanente de maior eficiência no combate as perdas não técnicas pelas empresas de
distribuição de energia elétrica. A correta fixação deste limite deve considerar fatores não
gerenciáveis, presentes em cada área de concessão, muitas vezes relacionados a questões
socioeconômicas e, por outro lado, impedir que sejam repassadas as tarifas fatores
relacionadas à ineficiência das distribuidoras no combate das perdas não técnicas, cuja
responsabilidade é exclusiva delas.
Baseada no princípio de yardstick competition, ou regulação por comparação, amplamente
utilizado na regulação de monopólios naturais, a metodologia consiste na avaliação dos
resultados de desempenho de uma empresa, em comparação com a de outras do mesmo
setor. Trata-se de uma metodologia na qual se definem os níveis máximos admitidos de cada
unidade operacional, tendo como base o desempenho das empresas que se destacam nesses
processos. Assim, aquelas concessionárias que obtiverem os melhores resultados, os
benchmarks, serão beneficiadas com o reconhecimento integral de suas perdas, todas as
demais são penalizadas com perdas regulatórias menores que as suas reais. Dessa forma, cria-
se um ambiente de “competi o irtual” na busca por melhores ndices entre as distribuidoras.
Em uma perspectiva de longo prazo, esse mecanismo regulatório produz uma redução
gradativa dos níveis de perda do setor, na medida em que induz as empresas a buscarem
sempre a melhoria de sua gestão, para igualar e até mesmo superar a sua empresa
benchmark. As empresas que não o fizerem registrarão reduções crescentes de sua receita, em
função do seu distanciamento relativo às melhores praticas do setor.
A Consequência
As perdas técnicas, definidas como aquelas decorrentes da dissipação da energia elétrica em
calor nos condutores, transformadores e demais equipamentos da rede elétrica e estimada
por meio de modelagem desenvolvida pelo Regulador.
A aplicação de tais estimativas implica na aceitação de um erro implícito bastante significativo
por, pelo menos, duas razões:
A metodologia envolve um número expressivo de simplificações e pressupostos, pois
a complexidade, a diversidade dos parâmetros, bem como a dificuldade de obter todas
as grandezas elétricas envolvidas, em um sistema de distribuição torna antieconômica
uma representação detalhada.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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194
As perdas técnicas reais são um percentual fixo ao longo do tempo, mas variam com os
fluxos de energia (fenômeno quadrático) e com a topologia da rede.
As perdas não técnicas (PNT), por sua vez, são estimadas pela diferença entre a perda total e
as perdas técnicas. Consequentemente incorporam, em termos absolutos, os erros incorridos
na apuração das perdas totais e técnicas.
Para empresas com perdas não técnicas de pequena monta, como é o caso, tais erros têm
uma magnitude relativa muito elevada. As perdas reais da concessionária se situam, como já
mostrado, em patamar eficiente, uma vez que a maior parte das perdas é composta por
perdas técnicas. Imputar um patamar de perdas regulatórias em empresas nas quais já
inexistem, ou são praticamente intangíveis perdas não técnicas, é forçar, por sua vez,
investimentos no sistema para se atingir um alvo que, a principio, não guarda nenhuma
coerência ou sentido econômico ou operacional.
No caso, portanto, de uma empresa que já se situa em patamar de operação onde, na
margem, a redução de perdas tem sinalização antieconômica, a fixação de perdas em níveis
que não permitem a cobertura no repasse tarifário causa um cenário sui generis, contrário ao
sinal regulatório, onde o alvo de perdas não promove a eficiência nem guarda razoabilidade
econômica e técnica.
A perda da CNEE por ser de caráter técnico demanda, na grande maioria dos recursos,
investimentos na rede para que se possa adequar ao patamar regulatório. Estes investimentos
possuem um ganho marginal muito baixo em termos de benefício, enquanto que os
montantes de recursos financeiros (gastos) destinados são altíssimos.
Neste sentido, solicita-se o acréscimo de 1,99%15 da perda técnica regulatória, que passaria de
6,83% da energia injetada para 8,82%.
Ressalta-se que para o ano de 2013, como já foi homologado o evento tarifário, considerou o
ajuste de trajetória a partir do evento tarifário de 2014.
15
Pleito enviado por meio do Ofício INTER-RSS 129-B / 2013 à Diretoria da ANEEL, em 25 de abril de 2013
Perdas Regulatórias 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Trajetória PNT/BT (ponto partida até meta) 0,03% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Limite de Redução (a.a) -0,03% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Referencial Regulatório PNT/BT 0,03% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Referencial Regulatório PT/Einj 6,83% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%
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195
A seguir mostra-se a trajetória, apresentada em ano gregoriano, da empresa.
Mesmo com o ajuste do patamar de perdas a CNEE apresenta descasamento entre perdas
regulatórias e a realidade. Este descompasso gerará, ainda, evicção de valor da ordem de
R$ 300 mil.
Ou seja, além de investir pesado no sistema para melhorar o patamar de perdas a fim de
buscar a aderência regulatória, mesmo ajustando o valor regulatório a CNEE incorrerá em
perdas econômicas.
Os valores de custos e investimentos atrelados a esta trajetória de perdas será abordado no
item referente a investimento e custeio constante neste mesmo Capitulo 9, seção 9.03 (b) e
(c).
Ressalta-se que além do esforço financeiro, há um esforço técnico e operacional enorme de
exequibilidade da trajetória e o acatamento do pleito de ajuste do patamar de perdas indica o
caminho mais robusto, principalmente pelo sinal econômico indicado.
Por fim, cabe destacar que além de todo o esforço financeiro, o cenário proposto levou em
conta, não somente a aderência regulatória, mas também a exequibilidade da trajetória
proposta, uma vez que se está, de forma geral, propondo um cenário mais sustentável para
esta concessão.
Conforme destacado no Capitulo 6 e 8 acima, o Regulador possuiu poderes de tratar as
excepcionalidades pelos condições delegadas pela Lei no 12.767/12. Para consecução desses
objetivos, a Lei nº 12.767/12 estabeleceu em seu artigo 17 a possibilidade de aplicação de
regime excepcional de sanções regulatórias, abaixo transcrito:
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Perda Regulatória 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%
Perda Empresa 8,95% 8,92% 8,89% 8,86% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82% 8,82%
0,00%
5,00%
10,00%
% P
erd
as T
ota
is
Trajetória de Perdas Totais (Regulatória versus Real)
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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196
“Art. 17. A Aneel poderá estabelecer regime excepcional de sanções regulat rias
durante o período de prestação temporária do serviço público de energia elétrica de
que trata o art. 2º e nas hip teses de intervenção.”
(b) Compra de Energia
Em vista das alterações promovidas na projeção de mercado, apresentadas anteriormente,
observamos ligeira alteração na cobertura contratual nos anos de 2014 e 2015, mas que não
alteram as conclusões apresentadas na Seção 7.03, quais sejam, perspectiva de
subcontratação nos anos de 2013 e 2014. Caso se verifiquem de fato, tais subcontratações
poderão ser parcial ou totalmente cobertas por meio de energia adquirida em Leilões de
Ajuste, MCSDs ou recebimento de CCEARs cedidos por distribuidoras. Importante ressaltar,
entretanto, que devido ao volume de cancelamento e postergação de CCEARs de Leilões nos
quais a N a distribuidora possui “e posi o in oluntária” suficiente para cobrir as
subcontratações vislumbradas. Para os demais anos, a perspectiva é de manutenção da
cobertura contratual dentro da faixa de 100% a 105%.
(c) Incorporação de Redes e Ressarcimento de Consumidores
Conforme apresentado na Seção 4.02 e na Seção 7.03, a distribuidora possui montante de R$
154,4 mil para incorporação de redes e devolução aos consumidores dos valores antecipados
no âmbito do Programa de Universalização e R$ 2,4 milhões (valor histórico) de restituições a
serem realizadas até o ano de 2015.
Em vista dos valores envolvidos e no prazo limite de 2015 para a restituição aos consumidores
e incorporação da maior parte das obras, adotou-se a premissa de quitação do passivo até o
prazo final da concessão da distribuidora, considerando a incidências das atualizações, juros e
multas previstos na legislação vigente.
(d) P&D e PEE
A regularização do dispêndio dos recursos de P&D e PEE depende da existência de projetos e
da capacidade de execução dos mesmos pela distribuidora. Nos Capítulos 4 e 7 discorremos
sobre a existência de saldo expressivo, ainda a aplicar nos projetos e identificamos a
necessidade de estabelecimento de prazo adicional para a conclusão dos objetivos dos
programas.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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197
Portanto, solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014,
para a regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades
previstas durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo s/Selic
dos programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação.
Essa solicitação, no âmbito deste Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões,
observa o disposto na Lei nº 12.767/2012, de 27 de dezembro de 2012, que dentre outros
temas tratou da intervenção para adequação do serviço público de energia elétrica. Em seu
Artigo 12 a Lei estabelece que:
Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob
intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou,
para apresentar à Aneel um Plano de Recuperação e Correção das Falhas e
Transgressões e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção,
contendo, no mínimo:
I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados;
II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira;
III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de
recuperação; e
IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo
final da concessão.
A leitura que fazemos da Lei é que existe a possibilidade de apresentação no Plano de
Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões de prazo necessário para que a
distribuidora alcance seus objetivos vinculados ao P&D e PEE, de forma a restabelecer uma
situação de equilíbrio na efetivação de ações garantidoras de resultados alinhados com os
comandos regulatórios.
O estabelecimento desse novo prazo se vincula a necessidade de adoção de um conjunto de
medidas para a regularização dos investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e em
Eficiência Energética (PEE) da distribuidora, de forma a cumprir as metas estabelecidas pela
ANEEL.
Dentre essas medidas saneadoras, destacamos:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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198
Identificar possíveis projetos já estruturados pela empresa dando início imediato aos
mesmos.
Buscar no portfólio de projetos disponíveis, propostas que sejam de interesse da CNEE
para o respectivo desenvolvimento.
Apoiar fortemente os Projetos Estratégicos de P&D da ANEEL, buscando uma
participação financeira representativa.
Fortalecer a prospecção junto às empresas e centro de pesquisas, parceiros da própria
CNEE e outros, de propostas de projetos que sejam de interesse da empresa.
Analisar a possibilidade de realização de projetos de geração de energia a partir de
fontes incentivadas.
Rever políticas de controle e divulgação dos projetos, de forma a incentivar e atrair
novos interessados.
Realizar, nos termos da regulamentação vigente, Chamadas Públicas para seleção de
projetos.
É nosso entendimento que a tomada dessas ações, somada ao estabelecimento por parte do
Regulador do prazo adicional de 24 meses, trará para a CNEE reais condições de aplicação dos
saldos remanescentes do P&D e PEE, com plena regularização de sua situação frente esses
programas setoriais de grande relevância para o país.
(e) Reajustes e Revisões Tarifárias
Os reajustes e revisões tarifárias resultantes, da consideração deste cenário alternativo do
Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões, buscaram incorporar os
dispositivos regulatórios vigentes e as premissas analisadas ao longo deste Capítulo 9,
especialmente para as trajetórias de perdas de distribuição, mercado e investimentos.
Portanto, tendo em vista as alterações promovidas na projeção de mercado, nas trajetórias
regulatórias de perdas e no investimento, observa-se alteração no resultado dos eventos
tarifários. Abaixo a tabela com o resultado dos eventos projetados.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
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Descrição 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Data mai/13 mai/14 mai/15 mai/16 mai/17 mai/18 mai/19 mai/20 mai/21 mai/22 mai/23 mai/24 mai/25
Tipo de Evento Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste
Ciclo Tarifário 3º ciclo 3º ciclo 3º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 4º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 5º ciclo 6º ciclo 6º ciclo
Impacto no IRT
(1) Encargos Setoriais 0,24% 1,65% 0,21% 0,15% 0,19% -1,68% 0,13% 0,08% 0,09% 0,10% 0,10% 0,08% 0,09%
(2) Transporte de Energia -0,06% -0,04% 0,27% 0,29% 0,27% 0,28% 0,29% 0,29% 0,28% 0,26% 0,26% 0,26% 0,26%
(3) Compra de Energia 4,71% -1,89% -2,44% -0,33% -0,57% 2,75% 2,94% 2,60% 2,71% 3,03% 2,67% 2,64% 2,50%
(4) Parcela A = (1) + (2) + (3) 4,89% -0,27% -1,95% 0,11% -0,10% 1,35% 3,36% 2,97% 3,08% 3,39% 3,03% 2,98% 2,85%
(5) Parcela B 1,23% 0,42% 0,94% 0,42% 1,40% 1,32% 1,33% -0,93% 1,18% 1,17% 1,16% 0,11% 1,14%
(6) IRT Econômico = (4) + (5) 6,12% 0,15% -1,02% 0,53% 1,30% 2,67% 4,69% 2,04% 4,26% 4,56% 4,19% 3,08% 3,99%
(7) IRT Financeiro 0,53% 1,78% 3,52% 1,91% 1,08% 1,37% 2,14% 2,30% 2,44% 2,54% 2,43% 2,44% 2,47%
(8) IRT Total = (6) + (7) 6,65% 1,93% 2,50% 2,44% 2,38% 4,04% 6,84% 4,34% 6,69% 7,11% 6,62% 5,53% 6,46%
(9) Reversão dos Financeiros do Ano Anterior -2,05% -0,51% -1,72% -3,38% -1,84% -1,04% -1,32% -2,07% -2,22% -2,35% -2,45% -2,35% -2,36%
(10) Efeito Médio ao Consumidor = (8) + (9) 4,60% 1,43% 0,79% -0,94% 0,54% 3,00% 5,52% 2,27% 4,48% 4,75% 4,16% 3,18% 4,10%
Fator X 3,71% 4,02% 2,74% 1,42% 1,09% 1,42% 1,42% 1,16% 1,16% 1,16% 1,16% 1,11% 1,11%
Componente Pd 1,38% 1,38% 1,38% 1,42% 1,42% 1,42% 1,42% 1,16% 1,16% 1,16% 1,16% 1,11% 1,11%
Componente T 2,00% 2,00% 2,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Componente Q 0,33% 0,64% -0,64% 0,00% -0,33% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Com o reconhecimento regulatório das Perdas Técnicas, a Compra de Energia em 2014
acarreta um impacto negativo no reposicionamento de 1,89% (1,15% maior que no caso base,
cenário atual apresentado no Capítulo 7). O Efeito Médio para o consumidor é positivo em
1,43% (1,20% maior que no caso base) em decorrência desta reconsideração do patamar das
perdas técnicas regulatórias.
Nos eventos tarifários subsequentes não há grande variação entre os dois casos.
(f) Renovação das Concessões
Nos termos da regulamentação vigente e no Contrato de Concessão, a Grupo Rede solicitou a
renovação da concessão da Companhia Nacional de Energia Elétrica - CNEE. Nesse contexto, as
projeções econômico-financeiras, em ambos cenários, levaram em consideração a premissa da
renovação da concessão da CNEE.
Além das motivações técnicas e regulatórias descritas, do ponto de vista econômico e
financeiro é racional considerar a fusão entre as quatro distribuidoras paulistas controladas
pela Rede Energia, desde que mantido o spread (receita líquida – energia comprada –
transporte de energia), correspondentes à soma destas empresas na partida da operação, e
renovadas estas concessões no mesmo ato.
Adotar este princípio não deveria ser um empecilho, uma vez que as revisões tarifárias
deverão, de qualquer forma, manter o equilíbrio econômico e financeiro da nova concessão.
Do ponto de vista estritamente econômico e financeiro, fundir as empresas implicará em ter
uma concessão mais equilibrada e com melhor escala, em benefício da solvência e da
perenidade.
Nasceria uma nova empresa com mais de 650 mil clientes, energia distribuída superior a 3.700
GWh/ano (cativo + livre) e receita bruta de R$ 1,2 bilhão/ano, o que assegura maior
atratividade para parceiros de crédito e investimento, o que é importante para assegurar
financiabilidade aos investimentos a serem realizados.
Adicionalmente, ao proceder a fusão entre as empresas, preservamos o equilíbrio da
alavancagem com um aumento de capital de R$ 50 milhões na partida da operação, dentro da
métrica que entendemos ser adequada para infraestrutura de energia elétrica, com a Dívida
Líquida / EBITDA <= 3,5x, no caso da nova empresa, durante todo o horizonte de projeção
(com 3,0x em 2017).
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
201
Isso significa que as empresas, em conjunto, estarão equilibradas do ponto de vista
econômico-financeiro, o que proporciona, no período entre 2014-2017, realizar investimentos
de quase R$600 milhões (mais de R$1,6 bilhão até 2025).
O quadro abaixo sumariza dados do demonstrativo de resultado e fluxo de caixa,
demonstrando a saúde da empresa formada pós-fusão, assegurando a capacidade de
realização dos investimentos necessários ao cumprimento do contrato de concessão.
(g) Sanções Regulatórias
Para a elaboração deste cenário considera-se a premissa de acolhimento do pleito
apresentado a seguir, nos termos do inciso III do artigo 12 da Lei 12.767/1216, que estabelece
que, em vista da excepcionalidade da situação econômico-financeira, os acionistas de
concessionária sob intervenção apresentem Plano de Recuperação contendo proposta de
regime excepcional de sanções regulatórias.
Considerando que o Despacho 1.493/2013, o qual determina que Termos de Notificação
emitidos durante o período de intervenção tenham caráter orientativo e /ou determinativo,
deixará de produzir efeitos no momento do fim do período de intervenção, requer-se a
extensão dos benefícios concedidos a esta por meio do Despacho para além o período da
intervenção, nos seguintes termos:
1. Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção,
requer-se, na eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a
16 Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo:
(...)
III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e
Sumário Executivo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Vendas Mercado Próprio GWh 3.137 3.264 3.382 3.507 3.633 3.761 3.892 4.027 4.164 4.305 4.449 4.596 4.747 Crescimento Mercado Próprio % - 4,1% 3,6% 3,7% 3,6% 3,5% 3,5% 3,5% 3,4% 3,4% 3,3% 3,3% 3,3%
Número de Consumidores Mil 649 667 684 702 721 740 759 779 799 819 840 861 883
Receita Operacional Bruta 1.203 1.284 1.366 1.465 1.554 1.654 1.781 1.915 2.057 2.211 2.375 2.523 2.688
Receita Operacional Líquida 850 905 958 1.029 1.091 1.176 1.271 1.364 1.464 1.574 1.691 1.797 1.914 Spread (Receita Líquida - Compra - Transp.) 258 316 322 344 372 400 432 459 489 526 566 593 627 EBITDA (Ebit + Depreciação) 65 121 117 130 145 163 180 192 207 228 250 258 272 Resultado Financeiro (38) (15) (32) (37) (41) (45) (48) (49) (51) (52) (51) (48) (44) Lucro Líquido (27) 62 38 42 48 56 64 70 77 89 103 107 118
PMSO 158 194 205 217 229 241 257 273 290 308 328 348 370
CAPEX Póprio (*) 84 150 125 119 122 115 121 116 113 114 109 130 119
Saldo de Caixa 100 207 191 55 62 68 71 78 81 90 95 103 108
Dívida Total Líquida 302 356 412 431 444 442 449 442 430 406 365 345 302
Margem EBITDA (EBITDA / Receita Líquida) 7,7% 13,4% 12,2% 12,6% 13,3% 13,9% 14,1% 14,1% 14,1% 14,5% 14,8% 14,4% 14,2%Margem Spread (Spread/Receita Líquida) 30,3% 34,9% 33,6% 33,5% 34,0% 34,0% 34,0% 33,6% 33,4% 33,4% 33,5% 33,0% 32,8%
Dívida Total Líquida / EBITDA 4,6 x 2,9 x 3,5 x 3,3 x 3,0 x 2,7 x 2,5 x 2,3 x 2,1 x 1,8 x 1,5 x 1,3 x 1,1 xDívida Total Líquida / (EBITDA-Capex) -16,4 x -12,6 x -52,1 x 42,4 x 18,7 x 9,2 x 7,7 x 5,8 x 4,5 x 3,6 x 2,6 x 2,7 x 2,0 x
EBITDA / Resultado Financeiro 1,7 x 8,0 x 3,7 x 3,5 x 3,6 x 3,6 x 3,8 x 3,9 x 4,1 x 4,4 x 4,9 x 5,3 x 6,1 x
PMSO/Consumidor (R$) 243 292 300 309 318 326 339 351 364 377 390 404 419
CAPEX/Consumidor (R$) 129 224 183 170 169 155 160 149 141 139 130 151 135
(*) CAPEX APÓS CAPITALIZAÇÃO E IMPOSTOS. DESCONSIDERA PARTICIPAÇÃO DO CONSUMIDOR, SUBSÍDIOS E APLICAÇÕES EM P&D E PEE.
R$
Milh
ões
Rel
açõ
es
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
202
suspensão de sua exigibilidade, pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da
data de transferência de controle acionário da distribuidora;
2. Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário
da Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório
excepcional para que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a
partir da data de transferência de controle acionário da distribuidora, tenham
caráter unicamente orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de
penalidades, com amparo no análogo precedente julgado nos autos do processo
48500.005160/2012 – procedimentos especiais para a fiscalização durante o
período de intervenção pela ANEEL nas Concessionárias de Distribuição de Energia
Elétrica – nos termos do Despacho 1.493/2013;
3. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera administrativa, requer-se o aceite pela Agência do
parcelamento da penalidade em 12 (doze) meses, conforme previsto no art. 35-A
da Resolução ANEEL nº 63/200417;
4. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência
por parte dessa Agência;
5. Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora
a anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias
das sanções regulatórias (multa, juros e atualização monetária).
Dessa forma a premissa de quitação para as sanções regulatórias transitadas em julgado, são
as seguintes:
1. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, que
tramitam em esfera judicial, considera-se a quitação dos valores exigíveis a partir de
janeiro de 2014, diluídos ao longo de 24 (vinte e quatro) meses, prazo necessário
estimado para o equacionamento e conclusão dos referidos processos.
Adicionalmente, considera-se a desistência de sucumbência por parte dessa Agência;
17 Art. 35-A. Os débitos originários de multas aplicadas pela ANEEL ou Agências Conveniadas poderão ser pagos em até doze parcelas mensais e sucessivas, mediante requerimento dirigido ao Superintendente de Administração e Finanças da ANEEL, não podendo cada parcela ser inferior a R$ 10.000,00 (dez mil reais).
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
203
2. Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que
tramitam em esfera administrativa, adota-se o parcelamento da penalidade em 12
(doze) meses, conforme previsto no art. 35-A da Resolução ANEEL nº 63/2004.
Seção 9.03 Operacional
(a) Evolução do Custo Operacional
Para a CNEE não existe variação na projeção custos operacionais entre o Cenário Prospectivo e
Cenário Proposto do Plano. Como a trajetória de perdas não técnica que será perseguida pela
CNEE descrita em 7.03 (b) e 9.02 (b) é a mesma, os custos operacionais não variam entre os
dois cenários.
(b) Evolução do Investimento
Para a CNEE não existe variação relevante entre o Cenário Prospectivo e Cenário Proposto do
Plano de Recuperação uma vez que a trajetória de perdas não técnica que será perseguidas
pela CNEE descrita em 7.03 (b) e 9.02 (b) é a mesma, assim como permanecem os demais
indicadores de qualidade.
(c) Programa Luz para Todos
Não Existe análise de cenário alternativo.
Seção 9.04 Econômico-Financeira
(a) Obrigações em Aberto (Financeiras, Fiscais, Setoriais)
Para recuperar a sustentabilidade da concessão de distribuição de energia elétrica da Nacional
será necessário um volume elevado de novos investimentos, inclusive no curtíssimo prazo.
Como pôde ser observado através das projeções do Cenário Prospectivo, a fragilidade
econômico-financeira da CNEE não permite a quitação das obrigações setoriais em aberto
imediatamente após a assunção do controle pela Energisa. Essa constatação encontra respaldo
na necessidade de recursos para a recuperação da concessão, onde se destacam os
investimentos para atendimento da expansão, melhoria da qualidade, redução das perdas não
técnicas e incorporação de redes.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
204
Energisa necessitará de alguns meses para operacionalizar financiamentos junto a bancos de
fomento, principalmente BNDES, de forma que será importante ter um relevante capital de
giro no início de sua administração.
Dado a situação de desequilíbrio em que se encontra a concessão, não é razoável que se adote
os procedimentos usuais para pagamento das dívidas setoriais, logo após o término do período
de intervenção pela ANEEL. Dessa forma, propõe-se a adoção de procedimentos diferenciados,
no que se refere a valores e prazos de pagamento, em virtude da situação extraordinária em
que a concessionária se encontra.
A proposta do presente Plano para o passivo com encargos setoriais, exceto CCC, é o
parcelamento até o término da concessão, ou seja, junho de 2015, sendo que o início de seu
pagamento ocorreria após a assunção do controle acionário pela Energisa. O saldo devedor
será atualizado pela variação da taxa básica de juros (SELIC).
Consideramos que o passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também
remunerado pela SELIC.
Ressaltamos que este foi um dos pontos principais da viabilização da recuperação judicial de
Celpa, que foi acolhido pelo Juízo da 13ª Vara Cível da Comarca de Belém.
A bem da verdade, a ANEEL apresentou recurso contra essa inclusão e a sentença judicial
definitiva ainda não foi dada, mas tal diferimento é o que está sendo aplicado. Entretanto, o
objetivo aqui não é discutir os aspectos jurídicos do parcelamento em vigor na Celpa. O que
está sendo abordado é o fato de que o processo de retomada da normalidade da concessão
Celpa também exigiu que o pagamento da dívida com encargos setoriais fosse expandido, sob
pena desse pagamento, que não traz qualquer benefício à concessão, a menos da adimplência,
exercesse uma concorrência com os recursos necessários à recuperação da sustentabilidade.
Esse é o mesmo contexto vivido pela CNEE.
Em 29/06/12 a Celg e a Eletrobrás assinaram Termos de Confissão e Repactuação de Dívidas
relativas aos encargos setoriais CDE, RGR e PROINFA, bem como os débitos de Itaipu. Esses
Termos, por envolverem partes relacionadas foram submetidos à aprovação da SFF/ANEEL
para anuência relativa à dação de recebíveis em garantia.
Esses Termos preveem o pagamento das mencionadas dívidas no período de 2012 a 2019. Por
meio do Despacho SFF nº 2106, de 26/06/12, a SFF/ANEEL anuiu à dação de recebíveis em
garantia, para dívida de visando à repactuação de dívidas com visando à repactuação de
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
205
dívidas com encargos setoriais junto a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás no valor
de até R$ 2.190.281.930,69.
A proposta do Plano de Recuperação de parcelamento até o término da concessão encontra
amparo na Lei 12.767/12, mais especificamente no inciso III, art. 12, que estabelece:
III - Proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação.
Diante do exposto, a proposta do Grupo Energisa para pagamento da dívida dos encargos
setoriais da CNEE é o parcelamento até junho de 2015, com correção pela variação da SELIC, a
contar da data de assunção efetiva do controle acionário pela Energisa.
Essa condição também necessita ser estendida para o suprimento de energia de Itaipu, cujo
pagamento do saldo em atraso, que em 30 de junho de 2013 era de R$6,7 milhões, foi
considerado até junho de 2015, corrigido pela variação do dólar + 2% ao ano. Este pleito já foi
encaminhado formalmente à Eletrobras.
(b) Endividamento Financeiro
Com a capacidade de realavancagem melhorada, através do recebimento dos mútuos, a CNEE
poderá acessar mercado em operações que permitam o alongamento de seu passivo, sem
maiores dificuldades.
(c) Impostos, Taxas e Contribuições
No Plano, os impostos já caracterizados na seção 7.07 (c), merecem os seguintes destaques:
ICMS: No âmbito das projeções espera-se a constituição de créditos de ICMS da ordem de R$
39 milhões até 2025, dos quais R$ 29 milhões serão compensados dentro do horizonte deste
trabalho.
Imposto de Renda / Contribuição Social: Estima-se que a CNEE compensará os R$ 4 milhões
de créditos contabilizados até 2016, dentro do prazo legal previsto.
(d) Reestruturação de Capital e Dividendos
Há várias metodologias para avaliação de solvência e bancabilidade para empresas, pontos
fundamentais para atuação em setores de capital intensivo.
Não se pode imaginar uma empresa do setor elétrico sem acesso a crédito compatível com o
que é exigido no setor, ou seja, de longo prazo e a custos equilibrados.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
206
Da mesma forma, o acesso a todos os mercados é fundamental, até pela impossibilidade de
podermos afirmar que o crédito desejado estará sempre disponível. Há limites de
concentração de risco praticados por agentes financiadores, o que exige criatividade e alguma
dispersão na disponibilidade de crédito para acesso a estruturas alternativas.
Avaliamos junto a bancos e agências de rating qual seria a métrica mais usual do mercado
brasileiro para qualificação da solvência e bancabilidade de uma companhia, e qual seria o
nível adequado para este índice no ambiente atual (nível de juros básicos, duration das dívidas
disponíveis, da carteira da empresa e etc).
Certamente não é a única, mas a Dívida Líquida / EBITDA é a mais utilizada e a mais simples de
ser apurada. É interessante que a ANEEL também manifeste preferência por este indicador na
sua rotina de avaliação das concessionárias.
Ressaltamos aqui, a título de exemplo, a avaliação do rating da Energisa junto a Standard &
oor’s e Fitch as quais concederam notas equivalentes a AA- em escala nacional, o que pode
representar um teste de validade a este princípio, à medida que a empresa possui amplo
acesso a crédito bancário e mercado.
O nível de classificação de rating nacional tem possibilitado à Energisa, e às suas subsidiárias
dos setores de geração e distribuição de energia, acesso aos mais diversos produtos do
mercado: (i) linhas de fomento em condições diferenciadas (BNDES, Banco do Nordeste e
FIFGTS), (ii) crédito bancário amplo junto a bancos de primeira linha e (iii) acesso ao mercado
de capitais (FIDCs, Debêntures e etc).
A Energisa possui uma política de gestão de riscos que: (i) limita a alavancagem a 3,5x EBITDA,
(ii) determina duration (prazo médio) de dívida a ser perseguido de 4 anos, (iii) limita
exposição a moeda estrangeira e derivativos, (iv) limita o pagamento de dividendos em
momentos de investimentos mais intensos, (v) limita a concentração de liquidez num mesmo
banco, dentre outros limites e obrigações. Esta política, tornada pública no início de 2009, tem
rendido constantes elogios à disciplina financeira da Energisa e de suas subsidiárias, refletindo
na sua percepção de risco.
As agências de rating que cobrem o Grupo Energisa dão ênfase aos níveis de alavancagem
medidos pelo indicador Dívida / EBITDA na avaliação do risco. Isto fica evidente nas recentes
ações do rating da Energisa, dos quais destacamos:
Standard & oor’s: m 17 de Setembro de 2 13, e já após refletir a potencial aquisição
do Grupo Rede, divulgou a atualização do rating da Energisa, mantendo a nota de
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
207
“brAA-“. A agência sinali a que os ratings poder o ser negati amente pressionados por
índices de alavancagem maiores do que os previstos, e que poderão alterar
positivamente a perspectiva se o índice de Dívida / EBITDA se apresentar abaixo de
4,0x.
Fitch: Em 10 de Dezembro de 2012, a Fitch divulgou na nota que eleva o rating global
da Energisa com destaque para o seguinte trecho: “A Fitch espera que a Energisa
mantenha sua alavancagem líquida entre 3,0 e 3,5 vezes durante seu agressivo plano
de investimentos programado para os próximos dois anos. Os ratings poderão ser
negativamente pressionados por índices de alavancagem maiores do que os previstos”.
Neste sentido, consideramos que, ao invés do limite de Dívida Líquida / EBITDA de 5,0 vezes a
todo tempo conforme determinado pela Aneel, adotaremos para referenciar nossas projeções
uma trajetória de queda que reflita o compromisso do concessionário em reduzir o índice de
alavancagem gradualmente em um determinado prazo, para patamares adequados ao setor:
Concessionárias sob intervenção: “limite de Dívida Líquida / EBITDA máximo de 5,0x
até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final de
2017, quando este passaria a ser o limite máximo para as concessionárias. As
apurações seriam feitas sempre sobre os números de ano fiscal fechado.
Dívida Líquida: soma do passivo referente à (i) empréstimos, financiamentos,
debêntures, encargos financeiros provisionados e não pagos, títulos emitidos no
mercado internacional registrados no passivo circulante ou no exigível a longo prazo
(bonds, eurobonds, short term notes), parcelamentos com fornecedores, déficit de
planos de previdência e parcelamento de impostos e contribuições, registradas no
passivo circulante e no exigível a longo prazo, (ii) diminuído pelos saldos de caixa e
aplicações financeiras registrados no ativo circulante e no ativo realizável a longo
prazo, do valor do contas a receber da Eletrobrás pelo Programa Luz para Todos ou
pelo Programa de Baixa Renda.
EBITDA: resultado líquido relativo a um período de doze meses, antes da participação
de minoritários, imposto de renda, contribuição social, resultado não operacional,
resultado financeiro, amortização de ágio, depreciação dos ativos, participação em
coligadas e controladas, despesas com ajuste de déficit de planos de previdência e
incluindo a receita com acréscimo moratório sobre contas de energia elétrica.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
208
Por outro lado, não parece fazer sentido a utilização do outro indicador sugerido pela Aneel,
refletindo a Dívida Líquida / (EBITDA – Capex). O Capex, quando se realiza, afeta diretamente a
Dívida Líquida (pela redução de caixa ou por inclusão de financiamentos contratados), de
forma que o indicador passa a ter a influência do Capex no numerador e no denominador.
Adicionalmente, empresas que necessitam de um esforço relevante de investimento, para
atingir metas de qualidade, afinal uma das motivações para intervenção foi justamente a
insuficiência de investimentos que causaram deterioração das condições operacionais.
Portanto não deveriam ter fortes restrições de Capex em covenants, independente de fazer
todo sentido manter a alavancagem geral equilibrada (já cobertos pela Dívida Líquida /
EBITDA).
Portanto, é importantíssimo que as concessionárias sob intervenção tenham liberdade para
investir. As restrições de crédito e liquidez enfrentadas por estas concessionárias nos últimos
anos fizeram com que priorizassem obrigações básicas, em detrimento do cumprimento de um
plano de investimentos em expansão, manutenção e no alcance das metas regulatórias de
qualidade. Consequentemente, estas concessionárias precisam realizar investimentos não
executados para, dentre outros objetivos, reestabelecer seus indicadores de qualidade para os
padrões determinados pela Agência Reguladora.
Principalmente nos primeiros anos de recuperação da empresa, o montante de investimento
se aproxima do valor do EBITDA, quando não o supera em alguns casos, tornando o
cumprimento do indicador impraticável.
Sugerimos não adotar o indicador Dívida Líquida / (EBITDA – Capex), limitando o controle ao
indicador de Dívida Líquida / EBITDA, que é mais utilizado na avaliação da concessão de crédito
e, de toda forma, já reflete o esforço do investimento na Dívida Líquida.
Reestruturação de Capital
Da mesma forma que justifica-se a necessidade de capitalização amparada nos compromissos
de sanar transgressões e melhorar a estrutura de capital e alavancagem da empresa,
companhias subalavancadas possuem motivações para aplicação de redução de capital.
No caso específico da CNEE, a empresa encontrar-se numa diferenciada situação de
subalavancagem e de alta liquidez após receber seus créditos de mútuos.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
209
Considerando o recebimento destes créditos, com base em 30-junho-2013, a Dívida Líquida /
EBITDA refletirá a alavancagem negativa de (1,1)x, o que, assim como a sobrealavancagem,
não é saudável em termos de administração financeira.
O Plano apresentado considera conceitualmente necessário distribuir lucros acumulados e, se
necessário, uma redução o capital, quando a empresa, após sanadas as transgressões, não
alcança o indicador Dívida Líquida / EBITDA <= 2,0x.
Dessa forma, caso a Dívida Líquida / EBITDA apresentada for < 2,0x, e houver saldo de caixa
suficiente, será procedida a distribuição de lucros acumulados e posteriormente a redução de
capital que elevará a alavancagem a 2,0x.
No caso da CNEE, foi considerado a seguinte distribuição de capital para equilíbrio de sua
alavancagem e estrutura de capital:
Posição 2T2013 (R$ MM) CNEE
Empréstimos e Financiamentos 6,4
Impostos Parcelados 78,6
Provisão para déficit atuarial 0,1
Mútuos 4,1
Encargos Setoriais/Eletrobrás Em Atraso 11,6
Encargos Atrasados + Tributos em Atraso 4,9
Repasse Itaipú Atrasado 6,7
Dívida Total ¹ 100,7
Disponibilidades + Aplicações no Mercado Aberto + Recebimento Mútuo +
Daycoval 132,8
Disponibilidades 5,8
Aplicações no Mercado Aberto 14,5
Recebimento de Mútuo 112,5
Daycoval -
Dívida Líquida (32,0)
EBITDA 2012² - SEM CONTINGÊNCIA/PDD 33,1
EBITDA 2012² 30,0
Patrimônio Líquido 79,3
Capital Social / Reservas de Capital 29,3
Reserva de Reavaliação 23,2
Reservas de Lucro / Prejuízos acumulados 26,8
Ratios CNEE
Divida Líquida / (Dívida Líquida + PL) N.A.
Dívida Líquida/ EBITDA (1,1)
Dívida Líquida/ EBITDA - Sem Contingência/PDD (1,0)
1: Dívida bruta cons idera: empréstimos e financiamentos + impostos parcelados + provisão p/
défici t atuaria l + Encargos Setoria is/Eletrobrás Em Atraso + Mútuos à Pagar
2: EBITDA = EBIT+Depreciação+ Acréscimos Moratórios
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
210
i. Recebimento Líquido Mútuos: R$108,4 milhões
a) Recebimento de mútuos: R$112,5 milhões
b) Pagamento mútuos: R$4,1 milhões
ii. Dívida Líquida / EBITDA antes: (1,1)x
iii. Redução de Capital (efeito caixa): R$14,0 milhões
iv. Dívida Líquida / EBITDA após: (0,6)x
Com a redução de capital, CNEE ainda mantém um indicador Dívida Líquida / EBITDA negativo
de (0,6)x no pro-forma de 30-jun-2013, e no longo prazo, (0,5)x ao final de 2017,
demonstrando constante subalavancagem ao longo da projeção.
Premissas para o Pagamento de Dividendos
Durante o período deste Plano, foi adotada a seguinte política para distribuição de dividendos:
i. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA >= 3,5x, dividendos mínimos obrigatórios de 25%
do lucro líquido distribuível.
ii. Enquanto Dívida Líquida / EBITDA <= 3,5x, dividendos de 50% do lucro líquido
distribuível.
No caso da CNEE, foi considerado o seguinte fluxo de dividendos:
CNEE (R$MM) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
CENÁRIO PROSPECTIVO
EBITDA 16,4 17,2 19,7 23,0 26,6 29,2 30,5 32,2 35,4 39,2 41,4 44,5
Lucro Líquido 12,0 9,8 10,7 14,0 15,4 16,3 16,4 16,8 18,3 20,2 20,4 22,2
Dívida Líquida (11,4) (8,0) (4,0) (2,7) 2,4 6,0 10,1 13,1 15,8 17,5 17,5 16,8
DL/EBITDA -0,7 x -0,5 x -0,2 x -0,1 x 0,1 x 0,2 x 0,3 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x 0,4 x
PLANO
EBITDA 16,5 17,7 20,0 22,9 26,7 29,3 30,0 31,4 34,7 38,5 40,5 43,5
Lucro Líquido 14,0 12,3 13,3 14,4 16,1 17,0 16,8 17,0 18,7 20,7 20,8 22,5
Dívida Líquida (13,1) (13,6) (12,2) (11,3) (7,5) (5,4) (1,9) 0,3 1,5 2,0 0,8 (1,1)
DL/EBITDA -0,8 x -0,8 x -0,6 x -0,5 x -0,3 x -0,2 x -0,1 x 0,0 x 0,0 x 0,1 x 0,0 x 0,0 x
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Dívida Total Líquida / EBITDA -0,8 x -0,8 x -0,6 x -0,5 x -0,3 x -0,2 x -0,1 x 0,0 x 0,0 x 0,1 x 0,0 x 0,0 x
% DO LUCRO DISTRIBUÍVEL 99,7% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 50,0%
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211
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Seção 9.05 Sumário das Projeções Financeiras
(a) Demonstrativo de Resultado Projetado
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2014
2015
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(b) Fluxo de Caixa Projetado
Como premissa básica para a projeção do Fluxo de Caixa, foi mantida a necessidade de
manutenção de caixa mínimo equivalente a 15 dias do faturamento do ano anterior, sendo
este excedente de caixa remunerado por taxa equivalente a 105% do CDI. Eventuais
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
213
necessidades de captações para manutenção deste objetivo de liquidez mínima, seriam feitas
atra s de opera ões com pra o de dois anos “bullet” ao custo de 13 % do .
(c) Sumário das Projeções Financeiras
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
214
10. Plano de Integração e Gestão
Seção 10.01 Estrutura de Serviços Compartilhados
Uma das motivações para que haja a consolidação no setor de distribuição é a possibilidade de
obter ganhos de escala que se revertam igualmente em maior eficiência operacional e
benefícios para consumidores. É comum haver no universo das distribuidoras pertencentes a
grupos econômicos o compartilhamento de estruturas e equipes estratégicas para a realização
de atividades que requeiram conhecimento especializado. Desta forma é possível maximizar a
qualidade do serviço prestado ao consumidor e otimizar a alocação de custos.
Adicionalmente ao compartilhamento de estruturas estratégicas, identifica-se para algumas
atividades, a possibilidade de contratação de serviços de forma competitiva pela distribuidora
com empresa não regulada especializada do mesmo grupo controlador.
Neste tema é importante ressaltar dois princípios fundamentais que serão usados pelos novos
controladores da distribuidora na escolha das atividades que serão objeto de contratação
entre partes relacionadas, após a devida anuência dessa Agência: i) atividades que são
tradicionalmente terceirizadas, para as quais podem ser obtidas referenciais de mercado para
a contrata o; ii) ati idades “meio” para e ecu o do ser i o. N o há inten o do no o
controlador de qualquer compartilhamento de estrutura ou terceirização para as chamadas
ati idades “fim” que requeiram o conhecimento local que sejam comumente e ecutadas
pelas próprias equipes da empresa ou que não exista ganho de especialização ou escala.
Conforme dito, o uso do compartilhamento de estruturas para a execução de serviços entre
concessionárias pertencentes ao mesmo grupo econômico se justifica pelo aumento da
qualidade do serviço prestado alinhado ao aumento da capacidade de economias de escopo,
economias de escala e sinergias de coordenação. São comumente compartilhadas funções que
executam as atividades de extrema especialização, como as funções de coordenação que
possam atuar em mais de uma empresa com aproveitamento de sinergias de grupo. Além do
compartilhamento, adota-se como premissa para o plano de recuperação ora apresentado a
possibilidade de contratação de serviços com empresa do mesmo Grupo (parte relacionada), a
ser detalhada e submetida à anuência dessa Agência, nos termos da Resolução 334/08, no
prazo de 90 (noventa) dias a contar da aprovação deste Plano.
Em suma, previu-se a possibilidade de compartilhamento de infraestrutura, inclusive pessoal
(gestores), nos termos do art. 24 ao art. 27 da Resolução 334/08, para atividades estratégicas
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
215
ou que requeiram a transferência de cultura e experiência centenária do grupo ENERGISA,
futuro controlador da distribuidora após a aprovação da Agência para o plano ora
apresentado, tratadas neste texto para facilitar entendimento como atividades do Grupo I.
Previu-se também a prestação de serviços, com preços competitivos, nos termos do art. 16, ao
art. 18 da Resolução 334/08, para as atividades nas quais se constata a necessidade urgente de
melhoria nos serviços prestados e ganhos de escala, tratadas neste texto para facilitar
entendimento como atividades do Grupo II.
De forma geral, dentre as atividades do Grupo I – Compartilhamento de Infraestrutura estão:
a) Administração Central de Recursos Humanos (programas e diretrizes)
b) Contabilidade e tributos;
c) Planejamento Financeiro e Operações Financeiras;
d) Relação com Investidores
e) Gestão de Riscos e Auditoria interna;
f) Logística e suprimentos (aquisição) de materiais e equipamentos;
g) Gestão da frota de veículos;
h) Gestão de Gastos com Viagens de funcionários (central de reservas e gestão
fornecedores);
i) Gerenciamento dos projetos de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência
Energética;
j) Especificação, Desenvolvimento, Manutenção e suporte do sistema integrado de
Tecnologia da Informação;
k) Gestão de novas tecnologias digitais;
l) Gestão de Projetos Corporativos e Escritório de Projetos (PMO);
m) Gestão e modelagem de Processos Internos;
n) Planejamento e controle da infraestrutura da tecnologia da informação;
o) Planejamento e aquisição de infraestrutura de telecomunicações, dados e
telefonia;
p) Assessoria jurídica;
q) Gestão dos Assuntos Regulatórios;
r) Centro de Inteligência de Combate a Perdas;
s) Centro de Operação da Medição;
t) Gestão de Ativos;
u) Estudos energéticos de mercado e comercialização;
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
216
v) Coordenação do Planejamento do Sistema Elétrico e Orçamento;
w) Coordenação da Engenharia e Construção SDAT;
x) Sistema de Planejamento e Gestão Estratégica
Dentre as atividades do Grupo II – Prestação de Serviços estão:
a) Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA
(incluindo licença de uso, manutenção e atualização)
b) Administração do ambiente operacional do Site central de TI
c) Administração de Banco de Dados de software de TI;
d) Administração de correio eletrônico;
e) Site de Contingencia de TI e administração desse ambiente operacional;
f) Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico;
g) Serviços de gerenciamento da Segurança da Informação;
h) Atividades de Call Center;
i) Atividades de crítica de faturamento e emissão de faturas;
j) Serviço de Inspeção Termográfica Aérea para inspeção de Linhas e Redes;
k) Serviço de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas
de Distribuição em 34,5KV/138KV.
Na modalidade de prestação de serviço com parte relacionada (Grupo II), as seguintes
premissas estão sendo consideradas:
• Ativos (hardware e software) necessários para a execução dos serviços serão
adquiridos diretamente pela distribuidora;
• Manutenções de softwares adquiridos, sistemas e demais serviços que
necessitarem subcontratação serão faturados diretamente à distribuidora como
forma de evitar bitributação;
• A compra de ativos e softwares deverá ser executada sempre em caráter
corporativo, levando-se em consideração os ganhos de economia de escala nessa
modalidade de aquisição. Os valores em questão, caso não possam ser
determinados diretamente, deverão ser rateados para faturamento direto às
distribuidoras, com critérios a serem definidos; e
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
217
• O preço do contrato de prestação de serviços deverá ser avaliado junto ao
mercado através da comparação com 2 (duas) propostas (perfazendo o total de 3
propostas comparadas).
Para as atividades do Grupo II, seguem abaixo, as razões que suportam a premissa da
ENERGISA para uso de prestação de serviços:
Uso dos Sistemas de Tecnologia da Informação de propriedade ENERGISA
A ENERGISA vem investindo nos seus sistemas internos próprios nos últimos 35 anos por
considerá-los ativos estratégicos que geram uma vantagem competitiva sustentável. Talvez
seja uma das poucas empresas do setor elétrico brasileiro que invista na capacidade própria de
desenvolvimento de soluções de sistemas como forma de promover a inovação e
competitividade do Grupo. O histórico do Grupo nesta área é bastante rico e que merece
alguns destaques:
1) Desenvolvimento de Remota para Automação de Subestações e de um Oscilo-
pertubografo entre 1980 e 1986;
2) Uso de coletor para leitura em 1992;
3) Automatização da ordem de serviço de 1995;
4) Integração do ERP ENERGISA em 1998;
5) Uma das primeiras empresas do Brasil na implantação do Sistema Georeferenciado
da Distribuição em 1999;
6) Implantação do sistema próprio de controle de indicadores e desempenho em
2003;
7) Implantação do sistema próprio de despacho por celular através da tecnologia
WAP em 2005;
8) Implantação do sistema próprio de controle de inspeção de fraude e regularização
em 2007;
9) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para perdas não técnicas em
2008;
10) Implantação do sistema próprio de despacho com GPS e uso de mapas em 2009;
11) Implantação do sistema de leitura remota dos clientes do Grupo A em 2009;
12) Implantação do sistema de avaliação de desempenho em 2010;
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
218
13) Implantação do sistema próprio de medição de produtividade das equipes de
campo em 2010;
14) Implantação do sistema próprio de retorno de chamadas telefônicas – Ligo Já em
2011;
15) Implantação de sistema próprio para a Leitura e impressão simultânea usando
smartphone e impressora acoplada em 2011; e
16) Implantação do sistema próprio de apoio à decisão para qualidade de serviços em
2012.
Esses sistemas propiciaram melhorias nos processos ao longo dos últimos anos, moldando-se
às necessidades de negócio e à agilidade requerida devido as frequentes mudanças impostas
pelo ambiente de negócios do setor elétrico. Além dos custos competitivos, o de
desenvolvimento interno se justifica plenamente frente a algumas soluções de mercado e
assegura que o conhecimento fique internalizado no Grupo.
Atualmente, dada à governança estabelecida, as empresas do Grupo ENERGISA utilizam
sistemas internos padronizados em todas as suas empresas e todos os processos são
suportados por sistemas corporativos que operam como solução completa para a gestão das
atividades de distribuição de energia, o que traz as seguintes vantagens:
Maior integridade e confiabilidade nas fontes das informações;
Uniformi a o da “linguagem sistêmica” dentro da ENERGISA onde as especificações
das manutenções evolutivas / projetos são facilmente alinhadas entre as
Distribuidoras;
Padronização da interface visual entre os sistemas internos, facilitando o treinamento
de novas funcionalidades e o aprendizado de novos sistemas quando da transferência
de colaboradores para novas áreas;
Maior foco nas manutenções corretivas e evolutivas em função de uma solução
padronizada; e
Maior nível de integração entre os módulos de sistemas que propicia o tratamento das
informações em tempo real, gerando maior produtividade e simplicidade para os
processos suportados.
Resumindo, em função do alto grau de informatização dos seus processos e a
especialização incorporada, a ENERGISA considera o uso dos seus sistemas para sua
estratégia como premissa vital para implantação da proposta apresentada.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
219
A ENERGISA possui 114 sistemas, sendo 82 de desenvolvimento de propriedade do grupo.
A seguir, a arquitetura de sistemas da ENERGISA com os principais sistemas e um breve
descritivo das principais funcionalidades:
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
Sistemas Transacionais
Atendimento de campo – Operação
SIGOT Próprio Gerenciamento da
Operação Transmissão
Controle e gerenciamento dos serviços da operação da
transmissão
SIOPE Próprio Apoio a Operação Geração das rotinas diárias para atualização da base de
atendimento
Geração da base de corte para despacho das ordens de
serviço
Atendimento, Call Center
INTERNET Próprio Agencia on line Acesso aos serviços da Agencia online (segunda via de
conta, alteração cadastral, negociação de dívida e outros);
Visualização e cadastro de notícias regionais e
corporativas; Divulgação de campanhas e informações
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
220
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
institucionais do Grupo ENERGISA
SIAPO Próprio Sistema de
Acompanhamento de
Processos de Ouvidoria
Este sistema registra os assuntos de reclamações dos
clientes junto a ANEEL
Workflow de coleta, análise, direcionamento, registro de
respostas e aprovação de solicitações feitas por clientes,
originadas na ANEEL ou registradas no próprio sistema
SIAPO
SIATE Próprio Atendimento a Cliente de
agencia
Gerenciamento das ordens de serviço solicitadas pelos
clientes;
Acompanhamento dos tempo de atendimentos dos
serviços
SIATT Próprio Sistema de Atendimento
call center
Controle de atendimento a clientes através do Call Center
e agências
Registra reclamações e solicitações de serviços
SICCO Próprio Sistema de Consultas
Comerciais
Sistema de consultas comerciais
Consultas dados legais para atendimento à ANEEL
Consulta dados comerciais históricos
SICMA Próprio Controle de Material de
Agência
Cadastramento e gerenciamento do material das agências
que são usados no atendimento das ordens de serviço
Integração com o sistema de suprimentos - SISUP - para
atualização de saldos do almoxarifado
Avaliação de Desempenho
SuccessFactors Terceiros Gestão de desempenho
de funcionários
Sistema utilizado para avaliação de desempenho do
funcionário.
Compras, Estoque
SICEC Próprio Controle do Estoque
(Central)
Este sistema prover a gestão dos almoxarifados (WMS e
etc.)
Controle permanente e contábil do estoque da empresa
Possui WMS – Sistema de Gerenciamento de Armazém
Controle de Almoxarifado de Reforma de Trafos
Controle do Almoxarifado REIDI
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
221
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
SIHOF Próprio Sistema de Homologação
de Fornecedores
Este sistema provê o controle para gestão dos prestadores
de serviços (contratos, homologações técnicas, certidões,
etc.)
Homologação de Fornecedores de Serviços e Materiais
através de validação de Documentos fornecidos, Ensaio de
Materiais, Inspeções de Estrutura e operação do
fornecedor, IQF, Não Conformidades, etc.
SISUP Próprio Suprimentos / Compras Este sistema prover os controles para compra e
recebimento de materiais
Possui o controle de todos os passos do processo de
compra, deste o pedido de compra de material (PMA) até
o recebimento do material no almoxarifado.
Workflow de aprovação baseado na área do solicitante de
alçada do Pedido de Compra de Material (PMA)
Atribuição automática do comprador baseado na classe do
material
Processo de controle de COP – Cotação de preço –
integrado com ME (Mercado eletrônico).
REIDI – Ferramenta de apoio para analise e escolha da
utilização do beneficio, bem como o seu controle em
almoxarifado separado, viabilizando futuras prestações de
contas.
Emissão da OCM – Ordem de Compra de Materiais – com
Workflow de aprovação, e integrado com o ME
NRM – Nota de recebimento de Material – alimentando o
controle do estoque. Possuiu controles de saldo do PMA,
baixa da OCM, etc.,
Contas a Pagar
SIADP Próprio Aprovação de
Documentos e
Pagamentos
Este sistema provê o workflow de aprovações de
pagamento
Registrar Notas Fiscais, Documentos diversos de
pagamentos, e submetê-las a aprovação da gerencia de
acordo com a alçadas pré-definidas.
Integração com o sistema de pagamento (SICPG)
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
222
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
SIAFI Próprio Administração Financeira Este sistema provê controles para o contas a pagar
Possui integração com ITC
SICPG Próprio Contas a Pagar Este sistema registra as obrigações a pagar
- Registra obrigações (documentos a pagar). Possui
integração com vários sistemas, sendo os documento a
pagar originados do SIADP, SIFOL, SIAGO, etc., realiza
apurações de impostos conforme a características das
notas e possui controles para apuração do beneficio REIDI
Contabilização das notas fiscais
Geração de borderôs e cheques de pagamento
Contas a Receber
SINED Próprio Negociação de Dívidas Negociação das faturas de energia pendentes;
Gerenciamento dos contratos negociados;
Integração com órgão de proteção para recebimento da
dívida
Controle de Veículos
SICVE Próprio Controle de Veículos Este sistema prover o controle para a gestão da frota de
veículos.
Cadastro de veículos
Controle de KM rodado
Controle de Ociosidade
Ensino a Distância
EAD Terceiros Ensino à distância Este sistema hospeda a plataforma de EAD. Cursos
disponibilizados em todas as áreas (técnica, gestão,
informática e etc.)
Portal Líder -
MindQuest
Terceiros Web aula Este sistema é utilizado especificamente para
treinamentos em nível gerencial e diretoria.
Faturamento
GENE Terceiros GENE Sistema de gestão de comercialização de energia no
atacado
HEMERA Terceiros Sistema de Telemedição
Grupo A
Medição remota dos clientes de alta tensão; Registro dos
alarmes ocorridos nas remotas para avaliação do COM;
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
223
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
integrado com o sistema de Faturamento e com o sistema
de suporte a decisão de Perdas
SICAA Próprio Controle de Agente
Arrecadador
Acompanhamento dos agentes arrecadadores
Controle de depósitos e gerencia a arrecadação das faturas
SICCI Próprio Controle de Cálculo de
Indenizações
Cálculo das indenizações por violação dos indicadores DIC,
FIC e DMIC
Simulação dos valores a serem pagos aos clientes em
função da interrupção de energia
Integração com o sistema de faturamento para
lançamento na fatura dos valores a serem pagos aos
clientes
SICNT Próprio Sistema de Controle de
Níveis de Tensão
Cálculo das indenizações por violação dos indicadores de
nível de tensão
Integração com o sistema de faturamento para
lançamento na fatura dos valores a serem pagos aos
clientes
SICOB Próprio Sistema de Cobrança Sistema de cobrança de débitos das faturas de energia
Montagem e gerenciamento das carteiras de cobrança
SIFAR Próprio Faturamento e
Arrecadação
Cálculo e emissão das fatura de energia dos grupos B, R, I,
A e H
Leitura e impressão simultânea de faturas dos clientes de
baixa tensão urbanos
Apuração do mercado de energia
Folha de Pagamento
SICOF Próprio Controle da Frequência Este sistema é a ferramenta utilizada para registrar o
timesheet dos colaboradores lotados em obra e também
registro de horas extras
Registro, Aprovação e Liberação de Frequência de
Empregados.
SIFOL Próprio Folha de Pagamento Este sistema é a ferramenta para gestão financeira de
pagamentos a funcionários (folha de pagamento, rescisão,
férias, benefícios e etc.)
Cálculo e Fechamento e Contabilização de Folha de
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
224
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
Pagamento e Rescisões
Geração de Borderôs e Arquivos de pagamento de
empregados (salário, 13º, férias, etc.)
Cálculo e Geração de Arquivos DIRF
Cálculo e Geração de Arquivos RAIS
SIPES Próprio Cadastro de Pessoal Este sistema realiza a manutenção dos dados funcionais e
pessoais do empregado
Cadastro e Manutenção de informações de Empregados e
seus Dependentes. Sistema que mantém informações
básicas para dar suporte aos sistemas de RH, Folha e
Frequência.
Gestão Contábil
SICAI Próprio Controle do Ativo
Imobilizado
Este sistema prover a gestão do ativo imobilizado
Sistema aderente as legislação do IFRS e MCPSE (Manual
Controle Patrimonial do Setor Elétrico)
Possui o cadastro atualizado e histórico dos bens (ativos
fixo) da empresa.
Sistema encarregado de apurar os materiais e seus valores
das obras encerradas e ativa-los.
Realiza a apuração e a contabilização da adição, baixa e
depreciação dos ativos fixos considerando as
particularidades exigidas pela Aneel e o IFRSS (Ativo
Imobilizado X Intangível)
SICOC Próprio Controle de Obras em
Curso
Este sistema prover os controles para a gestão contábil das
obras em curso (encerramento contábil, abertura de obras
extra SIAGO e SICOT)
SICON Próprio Contabilidade Este sistema é a ferramenta para gestão contábil
(lançamentos contábeis, geração de balancetes, consultas,
fechamentos, etc.)
Sistema realiza o controle de duas contabilidades
simultaneamente, contemplando as diferenças contábeis
entre o Regulatório (Aneel) e o IFRS
Processamento de Rateios (engenharia, compras)
Funções fiscais – Gera arquivos para o SpedContabil,
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
225
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
FCont, BMP Aneel,
Balancetes Fiscais
Gestão de Clientes
SICDE Próprio Sistema de Controle de
Danos Elétricos
Controle dos produtos danificados em função da
interrupção de energia
Gerenciamento do processo de ressarcimento ao cliente
Integração com o sistema de faturamento para quitação
de débitos do cliente usando o valor a ser indenizado
SICDN Próprio Sistema de Canal de
Denúncias
Este sistema é utilizado para registro de denuncias
internas, preservando a identificação do denunciante
Gestão de contratos
SIGVC Próprio Sistema de Gestão de
Vida de Contratos
O Objetivo é automatizar as funcionalidades do ciclo de
vida dos contratos, garantindo um controle eficiente sobre
seus processos e pagamentos
Gestão de Obras
SIAGO Próprio Acomp/Gerenciamento
Obras Distribuição
Este sistema prover a gestão de obras de distribuição
Controle de Projetos de Obras de Distribuição
Abertura contábil de Obras de Distribuição
Controle da execução e fiscalização das obras de
Distribuição
Controle de Materiais Ativados e Desativados na Obra de
Distribuição
Controle do Diário de Obra de Distribuição
SICOT Próprio Controle de Obras de
Transmissão
Este sistema prover a gestão de obras de transmissão e
subestação
Controle de Projetos de Obras de Transmissão
Abertura contábil de Obras de Transmissão
Controle da execução e fiscalização das obras de
Transmissão
Controle de Materiais Ativados e Desativados na Obra de
Transmissão
Controle do Diário de Obra de Transmissão
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
226
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
SIGPO Próprio Gestão de Processos de
Obras
Este sistema prover consultas corporativas para
acompanhamento das obras de distribuição e transmissão
Controle Gerencial de Obras de Transmissão e Distribuição
Controle de Anomalias e Indicadores das Obras de
Transmissão e Distribuição
Gestão de Viagens
SIGVI Próprio Sistema de Gestão de
Viagens
Este sistema é ferramenta utilizada para a gestão dos
gastos de viagem
Gestão Fiscal
MASTERSAF DW Terceiros Apuração de Tributos
Diretos e Indiretos
Sistema terceiro responsável por:
Apuração dos impostos nos níveis estadual e federal.
(ICMS, PIS, COFINS e etc.)
Geração dos arquivos para entrega ao Fisco das obrigações
fiscais nos níveis estadual e federal.(Sped Fiscal, Sped
Pis/Cofins, Convênio ICMS 115 e etc.)
MASTERSAF DFe Terceiros Sistema mensageiro para
emissão de NFe
Sistema terceiro responsável por fazer a integração dos
Sistemas ENERGISA com as SEFAZ dos estados no processo
de emissão de Notas Fiscais Eletrônicas de Materiais.
SIENF Próprio Sistema de Emissão de NF Emite notas fiscais em geral, com exceção das faturas de
energia elétrica que de responsabilidade do SIFAR
Este sistema realiza a geração de notas fiscais eletrônicas
de serviços (integrado com o SICPV). (integrado com o
GINFES)
Emissor de notas fiscais eletrônicas de envio de
mercadorias entre os depósitos da empresa (estoque –
almoxarifado). Função integrada com o SICEC (controle de
estoque)
Gestão Metas, BSC
SIACO Próprio Consultas Orçamentárias Este sistema contém consultas para acompanhamento do
orçamento
Acompanhamento Orçamentário, através de consultas
comparativas entre o Realizado e Orçado.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
227
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
Utilizado tanto para acompanhamento de orçamento de
investimentos quanto para o acompanhamento das
despesas orçadas para cada área durante o exercício
orçamentário (Anual).
As informações do realizado são originadas a partir das
contabilizações dos gastos (notas fiscais, etc.) e o orçado é
originado de dois sistemas – SICOR e SIGCO.
SIAGE/VERO Próprio Sistema de Apoio a
Gestão Estratégica
Este sistema é a ferramenta para gestão do plano
estratégico do grupo (acompanhamento de indicadores de
BSC e etc.)
Registro, Apuração e Acompanhamento de Indicadores na
Estrutura de Unidades Gerenciais
Execução do Ciclo PDCA
Desdobramento de Metas
Visualização de Apurações de Indicadores através de
Relatórios Mensais de Acompanhamento, Planos de
Medida e Gráficos
Parametrização, Cálculo e Visualização de Performance por
Resultados (PRR)
Relatórios de Reflexão
Inspeção, Regularização, Perdas
PERTEC Terceiros Cálculo Perdas Técnicas
da Distribuição
Sistema para cálculo de perdas técnicas da distribuição
SIAIF Próprio Inspeções e Apuração de
Fraudes
Apura e gerencia inspeção/fraudes de energia;
Calculo do consumo agregado e recuperado;
Negociação em campo das recuperações pendentes
através de mobilidade;
SIPCP Próprio Planejamento e controle
de projetos
Gerenciamento dos projetos de inspeção
Jurídico
SIJUR Próprio Controle dos Processos
Jurídicos
Este sistema prover o controle para gestão dos processos
jurídicos do grupo
Cadastro e Classificação de Processos
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228
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
Atualização de Saldos devedores de Clientes e Valores
Financeiros
Registro de Lançamentos Contábeis
Leitura
SILCO Próprio Leitura de Consumo Leitura dos medidores de consumo para emissão das
faturas de energia
Controle da efetividade da leitura
SIMEC Próprio Controle de Medidores
de Consumo
Cadastramento dos medidores de consumo
Gerenciamento da localização dos medidores de consumo
através de integração com o sistema de atendimento
WITS Terceiros Sistema móvel para
almoxarifado
Solução móvel para gestão dos almoxarifados com
funcionalidades como: Recebimento de mercadorias;
Separação de mercadorias; Inventário;
Medicina e Segurança do trabalho, Gestão de Benefícios.
SIGRH Próprio Gerenciamento de
Recursos Humanos
Este sistema registra os dados referentes os benefícios do
funcionário (plano de saúde, empréstimos e etc.)
Controle de processos envolvendo Plano de Saúde
Controle de processos envolvendo Medicina do Trabalho
Controle de processos envolvendo Bolsa de Estudos
Controle de processos envolvendo Plano de Saúde
Controle de processos envolvendo Treinamento de
Empregados
Controle de processos envolvendo Creche / Empréstimos
SISMS Próprio Saúde ocupacional, Meio
ambiente e Seguros
Este sistema realiza o checklist de saúde, meio ambiente e
segurança aplicados nas áreas
Sistema para registro, execução e controle de inspeções
realizadas nas áreas do grupo com intuito de melhorias em
Segurança, Meio Ambiente e Saúde dos Empregados.
Permite a parametrização de formulários de perguntas e
respostas a serem utilizadas no processo de inspeção.
Planejamento Orçamentário
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229
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
SICOR Próprio Controle do Orçamento Este sistema realiza os controles para geração do
orçamento (geram versões de orçamento, transfere para o
contábil o orçamento aprovado, cadastra centro de custos
e etc.)
para orçamento das despesas de cada área da empresa
OBZ (Orçamento Base Zero) - Apuração do valor de
orçamento de veículos, viagens e manutenção com base
na quantidade estimada para cada área.
SIGCO Próprio Sistema de Gestão do
Capital Ótimo
Este sistema é a ferramenta utilizada para registro e
calculo dos projetos de orçamento (viabilidade financeira,
gap analysis, relação paramétrica, etc.)
Sistemas Técnicos
NIX Terceiros Proteção para o Sistema
de Distribuição
Sistema de proteção
GIS - EO Terceiros Electric Office - General
Eletricis
Gestão do cadastro de ativos da rede;
SGD Terceiros SGD Gestão do cadastro de ativos da rede; Registro de
ocorrências técnicas; Controla os indicadores de DIC, FIC e
DMIC
SIADT Próprio Acompanhamento de
Desempenho de Trafos
Cadastro de transformadores
Registra as ocorrências de cada etapa que o transformador
passou
Interplan Terceiros Planejamento e cálculo
elétrico
Sistema utilizado para realização de cálculos elétricos e
planejamento do sistema elétrico
Tesouraria
ITC Terceiros ITC Sistema terceiro responsável por:
Realizar a conciliação das movimentações financeiras (De -
Para) entre os diversos pontos de recebimento (bancos,
lotéricas e etc..) e os sistemas ENERGISA.
Controle dos contratos de empréstimo
Controle das aplicações financeiras
Outros Sistemas
EPM Terceiros Enterprise Project Plataforma corporativa para gerenciamento de projetos
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230
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
Management
INTRANET Próprio Intranet da ENERGISA Cadastro e visualização de notícias regionais e
corporativas; Compartilhamento de documentos como
normais, instruções, resultados e outros; Acesso aos
principais sistemas Web corporativos e acesso ao EPM;
SATI Terceiros Apuração de Tributos
Diretos e Indiretos
Sistema terceiro substituído pelo MasterSaf. Atualmente
utilizado como fonte de dados históricos.
SIACR Próprio Sistema de
Acompanhamento
Regulatório
Sistema de Acompanhamento Regulatório
Sistemas de apoio a equipes de campo
Atendimento de campo – Manutenção
SGM Terceiros Sistema de gestão da
manutenção
Sistema de manutenção e serviços
Gerenciamento das manutenções de usinas e subestações
Atendimento de campo – Operação
SIGOD Próprio Sistema de Gestão da
Operação da Distribuição
Automação da força de campo
Controle da escala de trabalho
Gerenciamento da medição individual de performance da
força de campo - MIP
SIGODPDA Próprio Aplicação Embarcada do
SIGOD
Solução móvel para automatizar os seguintes processos de
campo: Atendimento de ordens de serviço comerciais e
técnicas relacionadas à distribuição (operação da rede);
Atendimento de ordens de serviço relacionadas a perdas;
Controle individual de produtividade das equipes de
campo;
Sistemas de suporte a decisão
Suporte a Decisão
DWENERGISA Terceiros Datawarehouse do Grupo
ENERGISA
Sistema de Business Intelligence corporativo que suporta
decisões sobre campanhas de perdas (inspeções,
regularizações, energia agregada e energia recuperada) e
suporta decisões da pós-operação da qualidade do serviço
(analise de penalidades e compensações, ações para evitar
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
231
Sistema Propriedade Descrição Sistema Funcionalidades
reincidência, etc.). Integrado com mais de 15 sistemas.
Algumas inovações recentes desenvolvidas pela ENERGISA para suportar suas operações
Após alcançar um patamar de maturidade dos seus sistemas transacionais, a ENERGISA vem ao
longo dos últimos 8 anos, investindo fortemente em sistemas de apoio a decisão, sistemas de
mobilidade para força de campo, sistemas de acompanhamento de metas/indicadores,
sistemas de avaliação de desempenho e sistemas de medição de produtividade, leitura e
faturamento simultâneo entre outros. Muitas destas soluções são únicas no mercado, e que
foram desenvolvidas e patenteadas (mediante depósito código fonte no INPI) pela ENERGISA e
inteiramente customizadas às operações de distribuição no Brasil.
Tal evolução só foi possível através do uso dos sistemas transacionais que fornecem as
informações, confiáveis e dentro do tempo esperado, integrados a estas soluções inovadoras
no mercado.
Podemos citar alguns exemplos, a saber:
A) Sistema de Suporte a Decisão - Gestão de Perdas Não Técnicas
Objetivo: Solução de Business Intelligence, construída sob a tecnologia de Data Warehouse,
para apoiar o processo decisório na Gestão de Combate às Perdas Não Técnicas, e instalado no
Centro de Inteligência para o Combate a Perdas (CICOP).
Benefícios:
Contribuição na redução das Perdas Não Técnicas do grupo, quatro anos após a
implantação da solução, período 2008-2012, de 3,2%. Esta redução representa
aproximadamente 365 GWh, montante suficiente para atender 2,4 milhões de
consumidores residenciais durante um mês;
Aumento da Energia Recuperada Faturada, proveniente das ações de combate às
Perdas Não Técnicas, quatro anos após a implantação da solução, de 370% em relação
ao ano anterior à implantação da solução. Este resultado foi influenciado pelo
direcionamento mais assertivo das ações de inspeção e regularização de unidades
consumidoras e pelo acompanhamento mais preciso e rápido dos resultados,
auxiliando os gestores na tomada de decisão no nível tático de combate a perdas;
Apoio ao Planejamento Anual e Orçamento das atividades de combate a Perdas
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232
Integração das informações relevantes para a Gestão de Perdas Não Técnicas,
oriundas dos diversos Sistemas-fonte Transacionais, fontes de dados externas
(cadastros, medição em transformadores e outras informações georeferenciadas);
Possibilidade de um acompanhamento diário e mais preciso das ações de combate às
Perdas Não Técnicas, através de relatórios de controle das atividades, disparo de
alarmes etc..;
Painel de Controle do desempenho das atividades de fiscalização e regularização
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233
Benchmarking entre as Distribuidoras para aferição de desempenho das ações de combate a perdas e
troca de melhores práticas
B) Sistema de Gestão de Equipe de Campo: SIAFI - Despacho e Medição produtividade
das equipes de perdas
Objetivo: automatizar o atendimento de ordens de serviço de combate às perdas oriundas do
CICOP, agregando medição de produtividade das equipes de campo, monitoramento de
veículos com controle de velocidade e a localização das equipes de perdas em tempo real. O
sistema está preparado para serviços como: pré-inspeção de unidade consumidora (visa
identificar potenciais fraudes sem abordar o cliente), inspeção de unidade consumidora e
regularização.
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234
Sistema de gestão do processo de combate às perdas – Simulação do consumo a recuperar
Sistema Embarcado – Abertura de OS de inspeção e registro de termo de ocorrência de inspeção
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235
C) Suporte a Decisão - Gestão dos Indicadores da Qualidade do Serviço
Objetivo: Solução de Business Intelligence, construída sob a arquitetura do Enterprise Data
Warehouse da ENERGISA, para apoiar o processo decisório na Gestão dos Indicadores da
Qualidade do Serviço (Indicadores de Continuidade e Compensações definidos pelo
documento regulatório PRODIST-Módulo 8 da ANEEL).
Benefícios:
Melhor alocação dos recursos (OPEX e CAPEX) das Distribuidoras nas atividades de
melhoria da qualidade;
Apuração precisa dos Indicadores de Continuidade Coletivos e Individuais;
Melhor gestão do processo de pagamento de compensações aos consumidores por
violação de limites de continuidade individuais;
Apuração precisa do TMAE permitindo atuar nas causas de improdutividade das
equipes;
Concentração dos esforços dos analistas da Pós-Operação focada na análise das
informações das ocorrências e não na sua coleta;
Monitoração e controle permanente dos indicadores de qualidade em relação ao
fechamento do dia anterior;
Melhor entendimento do desempenho do sistema elétrico visando otimizar o
planejamento e o investimento da Operação da Distribuição;
Integração de dados relevantes para a Gestão dos Indicadores da Qualidade do
Serviço, oriundos dos diversos Sistemas Transacionais;
Melhoria da Imagem da empresa e satisfação do consumidor;
Sistema com funcionalidades de auditoria e seguro de apuração;
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236
Exemplo de apuração diária de DEC e FEC
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237
Exemplo de Acompanhamento do TMA por Hierarquia de Localização
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238
Análise de Causalidade das Compensações (R$)
D) Sistema de Gestão de equipes: SIGOD – Despacho e Medição de produtividade de
eletricistas
Objetivo: automatizar a emissão e o acompanhamento do atendimento de ordens de serviço
comerciais e técnicas apurando automaticamente a medição de desempenho da produtividade
das equipes de campo, monitoramento de veículos com controle de velocidade e localização
das equipes em tempo real. O Sistema Realizar é utilizado para diversos tipos de serviços tais
como: corte, religação, vistoria de padrão, ligação nova, falta de energia, defeitos na
iluminação pública, dentre vários outros, além de contar com ferramentas de gerenciamento
de escala e relatórios de medição de produtividade individual do eletricista. O sistema
embarcado utiliza smartphones com GPS (Windows e Android) com mapas integrados ao
sistema elétrico das concessionárias do Grupo. O console dos despachantes do COD inclui um
mapa com a localização de cada equipe e está integrado ao sistema de despacho de serviços
comerciais e técnicos.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
239
Exemplo de Interface de despacho através do mapa no Centro de Operação da Distribuição
Medição de produtividade das equipes – Relatório gerencial de desvios
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240
E) Sistema de Avaliação de Desempenho – VERO/SIAGE : Gestão de Metas e
Indicadores da Gestão Estratégica
Objetivo: Integrar todo o processo de gestão da empresa. Desde a definição de mapas
estratégicos e BSCs (Balanced Score Cards). Desdobramentos das metas. Apuração e
acompanhamento dos resultados. Inserção de métodos de melhoria e de tratamento de
desvios. Confecção de relatórios gerenciais. Cálculo dos resultados individuais de
desempenho.
F) Sistema de Suporte a Decisão – Solução Gestão do Capital Ótimo (SIGCO)
Objetivo: Solução de apoio à decisão para as equipes de planejamento do Grupo ENERGISA, na
escolha do programa ótimo de investimentos em Ativos do Sistema Elétricos, infraestrutura,
veículos, informática, etc. Utiliza: i) metodologia para simulação das carteiras dos projetos; ii)
critérios múltiplos para análise dos projetos;iii) priorização dos projetos com base no indicador
de prioridade (IPR) e; iv) adoção de técnicas de otimização de investimentos, objetivando o
investimento ótimo, isto é, identificar o ponto de menor investimento que alcança os maiores
benefícios (gap analysis) com programação linear multivariada.
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241
Exemplo de comparação de cenários de investimentos
Exemplo de Geração de Cenários com seus indicadores e pesos
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242
G) Sistema de Gestão do Atendimento Comercial - SIATT
Objetivo: Além de garantir a visão única do atendimento do cliente, gerencia todo o fluxo
das ordens de serviço, desde a sua abertura até o seu encerramento. Com esta visão fim a
fim do processo, a solução traz uma série de vantagens:
Gerencia todo o Workflow para encaminhamento e gestão da execução dos
serviços pelas áreas internas da Distribuidora, controlando os tempos de execução
de cada parte da atividade;
Possibilita a gestão da base de Conhecimento que suportará dúvidas de novos
atendentes, garantindo a produtividade em função da rotatividade; e
Gerência do Histórico de Atendimento e Relacionamento dos clientes, incluindo as
interações nos canais das mídias sociais;
Como última ino a o agregada a esta solu o foi integrado o módulo do “ igo á” que
tem como objetivo, prover um serviço de atendimento ao cliente que gere maior
comodidade, facilidade e flexibilidade no contato telefônico com as distribuidoras da
ENERGISA. A solução oferta ao cliente, a partir de uma ligação de telefone móvel, a opção
de desligar e ser chamado de volta, dentro de determinado prazo, ao invés de ficar
esperando na fila pelo atendimento pessoal. Além desta oferta, se ao final de determinado
número de tentativas não for possível falar com o cliente, o sistema envia um SMS para o
mesmo informando que a ENERGISA tentou contato.
Agendamento de retorno
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243
Tela com os registros das interações dos clientes
H) Aplicativo móvel para smartphone dos consumidores - ENERGISA On
Objetivo: Prover comodidade aos clientes nas suas interações com a Distribuidora. Aplicativo
móvel construído sobre um framework voltado para as principais plataformas de mobilidade
do mercado (Android e iOS). O aplicativo oferece aos consumidores da ENERGISA os principais
serviços que podem ser disponibilizados através de autoatendimento.
A solução tem diversos ganhos intangíveis, como aumento da proximidade com o cliente,
otimização do tempo do mesmo oferecendo serviços ágeis e acessíveis de qualquer lugar e a
qualquer momento e em consequência disso o aumento da satisfação.
A versão atual oferece os seguintes serviços:
Comunicar falta de energia;
Consultar falta de energia;
Comunicar defeito na iluminação pública;
Acompanhar solicitações;
Consultar contas pendentes;
Consultar histórico de consumo;
Solicitar religação normal;
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244
Cadastrar no débito automático;
Consulta pontos de atendimento e pagamento;
Visualizar notícias da ENERGISA;
Receber notificações da ENERGISA;
Solicitar contato através do Ligo Já;
Solicitar recebimento de fatura por e-mail;
Solicitar recebimento de aviso de desligamento programado.
Exemplos de telas do ENERGISA On
Administração do ambiente operacional do site central de TI
Através de prestação de serviços as empresas do Grupo, são realizados uma série de serviços
inerentes à administração da infraestrutura, suporte dos softwares próprios e de terceiros
assim relacionados: i) dos servidores de aplicações, ii) dos sistemas operacionais, iii) dos
equipamentos de armazenamento (storage); iv) dos equipamentos de conectividade do site
central (roteadores e switches “core”); ) do ambiente de maquinas irtuais; i) do ambiente
de testes e homologação das aplicações da ENERGISA; vii) da rede que interliga os
equipamentos do site central e da infraestrutura operacional ( gerador, ar condicionado, no-
breaks) e da infraestrutura e gerencia das rotinas de backup. A proposta da prestação de
serviços para as novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços
competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
245
Administração de Banco de Dados de software de TI
Serviços inerentes à administração dos bancos de dados das aplicações dos ambientes de
desenvolvimento, teste, homologação, contingência e produção da ENERGISA. A proposta da
prestação de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços
competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Administração de correio eletrônico
Serviços inerentes à administração das caixas postais de correio eletrônico; do suporte e apoio
aos problemas inerentes ao ambiente de correio. A ENERGISA já presta este tipo de serviço
para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será
uma extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia
proveniente das economias de escopo e escala.
Site de Contingência de TI e administração desse ambiente operacional
Serviços inerentes à administração: dos servidores de aplicações de contingência; da
equalização dos sistemas operacionais deste ambiente; dos equipamentos de armazenamento
(storage) de contingência; dos equipamentos de conectividade do site de contingência
(roteadores e switches “core”); da equali a o do ambiente de máquinas virtuais de
contingência com o site principal; da aplicação dos testes anuais do uso do ambiente de
contingência; da replicação do ambiente do site principal com o site de contingência; da rede
que interliga os equipamentos do site de contingência; da infraestrutura operacional (gerador,
ar condicionado, no-breaks) e da infraestrutura e gerencia das rotinas de backup e restore. A
ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação
de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços
competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Comissionamento dos sistemas inerentes à automação do sistema elétrico
Serviços inerentes: i) aos ensaios e testes funcionais dos equipamentos telecomandados; ii)
ensaios de comunicação entre os equipamentos em campo e o Centro de Operação; iii) os
ensaios de proteção; iv) ensaios de integração com o sistema supervisório (SCADA – nível III);
v) Confecção dos relatórios e evidências dos ensaios com a anuência do Centro de Operação. A
ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
246
de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços
competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Serviços de gerenciamento da Segurança da Informação
Serviços inerentes à administração: dos firewalls de acesso ao ambiente ENERGISA; do
controle das versões de antivírus e anti-spams; das análises dos incidentes de segurança; do
controle dos filtros de acesso; da aplicação das políticas de segurança aprovadas pelo Comitê
de Segurança da Informação da ENERGISA e da infraestrutura e gerência das rotinas de
backup.
A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas Distribuidoras. A proposta da prestação
de serviços para novas distribuidoras será uma extensão do serviço atual, a preços
competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Atividades de CALL CENTER
Nas estruturas organizacionais das distribuidoras, normalmente as áreas de atendimento ficam
subordinadas às gerências operacionais da distribuição que, por sua vez, respondem por
outras áreas sem um foco específico e especializado no tema atendimento ao cliente.
No Grupo Rede não foi diferente do restante do setor, porém a ENERGISA, acredita que esse é
modelo de gestão de relacionamento pode ser aperfeiçoado. A ENERGISA entende que a
melhor maneira de atender o consumidor e a um custo adequado é ter uma empresa própria
para prestar este serviço para as suas distribuidoras.
Nesse contexto, a proposta da ENERGISA é utilizar a empresa já existente do Grupo Rede, a
Rede Serviços, para ser a responsável pelo call center das 8 concessionárias em processo de
aquisição. Conforme verificado nas diligências feitas pela ENERGISA, a Rede Serviços tem totais
condições para prestar o serviço com preços adequados e com a qualidade necessária.
O Rede Serviços é uma empresa voltada para o negócio call center com instalações adequadas
à prestação do serviço de atendimento telefônico. A Rede Serviços possui estrutura composta
por 210 PAs, com excelentes instalações de apoio (sala de descompressão, vestiários com
armários individualizados, ampla sala de lanches), alinhado com o que se observa nas
empresas de referência e com a regulamentação relativa à infraestrutura desse tipo de
negócio.
A estrutura conta ainda com Data Center e Grupo Gerador dedicado às instalações do site do
call center e o cumprimento na íntegra da Norma Regulamentadora para Teleatendimento -
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
247
NR-17. A infraestrutura encontra-se instalada na sede da ENERSUL, distribuidora integrante do
Grupo Rede, e disponíveis para utilização imediata. As fotografias a seguir referentes à Rede
Serviços permitem uma avaliação da infraestrutura destacada.
Fotos da infraestrutura disponível na Rede Serviços
Em maio/2013, a ENERSUL, distribuidora integrante do Grupo Rede, realizou uma tomada de
preço ao mercado, relativo à prestação de serviço de teleatendimento. A modalidade
escolhida foi através de postos de atendimento (PA). O escopo solicitado foi um nível de
serviço 91%, ou seja, 91% das chamadas atendidas em até 30 segundos, considerando uma
volumetria média de 8.000 chamadas dia e um mínimo de 93 postos de atendimento (PA).
Um ponto importante nesta tomada de preço é o cumprimento do Termo de Ajuste de
Conduta (TAC) que a Distribuidora assinou que prevê a manutenção do Call Center dentro do
Estado de Mato Grosso do Sul, conforme mostrado a seguir:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
248
Três empresas apresentaram suas propostas, inclusive a Rede Serviços. Seguem abaixo, os
valores mensais equalizados:
Conforme tabela acima, o preço ofertado pela Rede Serviços é diferenciado, em função da
adoção de uma gestão focada e também mostra que a empresa pratica preços competitivos
quando comparados à concorrência de mercado.
Em suma, a proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será realizada através
de uma empresa de serviços própria a preços competitivos e aproveitando-se a sinergia
proveniente das economias de escopo e escala, destacando as seguintes atividades que serão
aprimoradas:
Implantação da área de planejamento no Call Center;
Padronização do atendimento;
Ampliar as facilidades do atendimento por meio eletrônico;
Intensificar a comunicação proativa com o cliente;
Implantar a Qualidade Assegurada; e
Implantar Revisão do Workflow de atendimento.
Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA Custo da PA Quant. de PA
PA - INS 91 R$ 7.526,67 93 R$ 9.221,68 93 R$ 7.730,42 93
Custo Total R$ 699.980,31 R$ 857.616,24 R$ 718.929,06
Rede Serviços Provider CPFL - Atende
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
249
Atividades de Crítica de Faturamento e Emissão de Faturas
Em que pese às áreas de faturamento e arrecadação das distribuidoras normalmente
apresentarem resultados satisfatórios do ponto de vista de desempenho operacional, a
ENERGISA encontra-se atualmente em posição de destaque no quesito de qualidade do
faturamento e isso foi alcançado a partir do momento da centralização das áreas de
faturamento e arrecadação. O gráfico a seguir que demonstra o nível de refaturamento das
distribuidoras da ENERGISA perante as demais distribuidoras do setor elétrico (fonte
ABRADEE). Além do ganho em escala, a centralização propicia:
Agilidade na tomada de decisão;
Padronização de procedimentos;
Unificação da visão do processo de faturamento fim a fim; e
Aumento na qualidade.
Serviço de Inspeção termográfica Aérea
A ENERGISA Serviços Aéreos de Aeroinspeção S/A é uma empresa do Grupo ENERGISA que
realiza inspeções termográficas aéreas em linhas de distribuição e transmissão de qualquer
classe de tensão, para empresas do Grupo ENERGISA, bem como distribuidoras e
transmissoras de energia do mercado. A inspeção termográfica contribui para uma vistoria
mais precisa das linhas que compõem as redes, a partir de uma ação preventiva para
identificação de pontos de calor, indicando as que precisam ser reparadas ou até mesmo
substituídas, evitando maiores problemas e prejuízos.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
250
A ENERGISA Serviços Aéreos possui um helicóptero Bell 407 GX, com moderno sistema de
navegação, além de equipamento de inspeção visual e térmica FLIR Kelvin 350 II, um dos mais
avançados disponíveis no mercado. Possui ainda equipe qualificada e atualizada, piloto
experiente, com mais de 3.000 horas de vôo no modelo e grande experiência em inspeção de
linhas. Esse conjunto garante inspeções com resultados muito precisos.
As principais vantagens na realização dos serviços de inspeção da ENERGISA Serviços Aéreos
são:
Otimização do tempo, principalmente para linhas de grande extensão;
Eficiência e produtividade do equipamento FLIR na inspeção dessas linhas;
Alcance de pontos de difícil acesso;
Qualidade e confiabilidade da realização e dos resultados da inspeção, devido à alta
tecnologia do equipamento;
Maior proximidade da linha, garantindo um aproveitamento de 100% da linha a ser
inspecionada e a realização do serviço no menor tempo possível;
Rapidez e a qualidade na emissão dos relatórios de inspeção pelo FLIR; e
Relação custo-benefício favorável, se comparada a inspeção terrestre, uma vez que o
tempo necessário para a inspeção aérea é muito menor do que na inspeção terrestre,
sobretudo em regiões montanhosas, de difícil acesso por terra.
A proposta da prestação de serviços para distribuidoras adquiridas será realizar
também a inspeção termográfica de suas linhas, a preços competitivos, e
aproveitando-se a sinergia proveniente das economias de escopo e escala.
Serviços de Construção e Manutenção em Linha Viva de Subestações e Linhas de Distribuição
em 34,5KV/138KV
Serviços inerentes à: i) gestão e execução dos projetos de construção de Subestações, ii)
gestão e execução de projetos de construção de linhas de transmissão em 34,5 KV a 138 KV,
iii) gestão e execução de Manutenções em Subestações, iv) gestão e execução de
Manutenções em Linha Viva em 34,5 KV a 138 KV e v) mobilização de equipes especializadas
de linha viva para apoiar no esforço de construção e expansão previsto neste Plano que
esbarra em dificuldades na contratação de equipes localmente.
A ENERGISA já presta este tipo de serviço para as suas distribuidoras por meio de uma
empresa própria. A proposta da prestação de serviços para novas distribuidoras será uma
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
251
extensão do serviço atual, a preços competitivos, e aproveitando-se a sinergia proveniente das
economias de escopo e escala.
Como exemplo de uma atividade do Grupo I, segue abaixo, a aplicabilidade do
compartilhamento de recursos especializados que gerarão economias de escala, economias de
escopo e sinergias de coordenação para todas as distribuidoras que, por ventura, farão parte
deste compartilhamento.
Logística e suprimentos (aquisição) de materiais e equipamentos
As atividades de planejamento de suprimentos, executadas pelo setor de compras e áreas
técnicas responsáveis pela execução das obras e manutenções, precisarão de maior integração
e dedicação para mitigar falhas de suprimento e capturar todos os ganhos possíveis nas
negociações com fornecedores.
Atualmente não é capturada na gestão de compras a sinergia e o ganho de escala em nível de
grupo, pois as concorrências de materiais e equipamentos são feitas de forma isolada por cada
empresa do Grupo Rede.
A proposta, neste sentido, é adotar uma estrutura de compras centralizada, que permita a
realização de negociações de equipamentos específicos (transformadores de força,
religadores, reguladores, equipamentos de TI, veículos, etc.) e de itens de estoque (medidores,
cabos, transformadores, conectores, etc.) consolidando previamente as demandas de todas as
empresas do Grupo, recebidas das áreas de planejamento, e estabelecendo um cronograma
de negociações com os fornecedores para concentrar/otimizar as concorrências. Os contratos
de fornecimento serão formalizados de modo que os direitos e obrigações de cada empresa
distribuidora sejam independentes.
A centralização das atividades de compras também permitirá a ampliação dos contratos de
fornecimento de longo prazo para mais classes e fornecedores, garantindo melhores preços e
confiabilidade na entrega.
Resumindo, entende-se que a transferência de cultura, compartilhamento de recursos e o uso
de contratos de partes relacionadas a preços competitivos serão pilares imprescindíveis que
viabilizarão a recuperação da distribuidora.
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252
Seção 10.02 Plano de Integração
O Grupo ENERGISA
Parte essencial da história do setor elétrico brasileiro, o Grupo ENERGISA tem na distribuição
de energia elétrica a principal base de seu negócio. Com cinco distribuidoras no Brasil, das
quais três na região Nordeste (ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, nova
denominação de Energipe, no Estado de Sergipe; ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia
S/A, nova denominação de Saelpa; e ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, nova
denominação de CELB na Paraíba), uma na Zona da Mata de Minas Gerais (ENERGISA Minas
Gerais - Distribuidora de Energia S/A, nova denominação de CFLCL) e uma em Nova Friburgo,
no Estado do Rio de Janeiro (ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A, nova
denominação de CENF), abrange 91.180 Km² de área de concessão.
Ao todo, são aproximadamente 2,55 milhões de consumidores e uma população atendida de
6,5 milhões de habitantes em 352 municípios. Atualmente, mais de 5 mil colaboradores diretos
e indiretos fazem parte das suas empresas, trabalhando para levar energia elétrica a todos
esses consumidores, com o objetivo de proporcionar melhor qualidade de vida à população
brasileira.
Fundada em 26 de fevereiro de 1905, a Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, hoje
denominada ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A é a empresa que originou o
Grupo ENERGISA e que, até fevereiro de 2007, era também uma holding operacional. Com a
conclusão do processo de desverticalização, a ENERGISA S.A. passou a ser a nova controladora
de todas as empresas do Grupo.
Outro fato marcante na história do Grupo é que ela é a terceira companhia listada na Bolsa de
Valores do Rio de Janeiro, em 1907, atualmente, as ações do grupo são negociadas na Bolsa de
Valores, Mercadorias e Futuro de São Paulo (BM&F Bovespa) sob os códigos ENGI3, ENGI4 e
ENGI11 (Units). Poucas são as empresas brasileiras que têm este histórico e tradição no
mercado de capitais, que é medido em transparência nas demonstrações financeiras e
governança corporativa por mais de um século.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
253
Estrutura Organizacional
HOLDING
ENERGISA S.A.: fundada em 1998, é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como
principal objetivo a participação no capital de outras empresas. Originalmente Cia Força e Luz
Cataguazes-Leopoldina, fundada em 26 de fevereiro de 1905, constitui-se empresa de capital
aberto desde 1907, cotada na BOVESPA (ENG11, ENG 13 e ENG 14).
DISTRIBUIÇÃO
ENERGISA Minas Gerais (EMG): ENERGISA Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A,
fundada em 1905. Atua na geração e distribuição de energia, atendendo a 66 municípios dos
estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro. Fornece energia para uma população de 1 milhão de
pessoas, tendo 359 mil consumidores, em uma área total de 16.331 Km².
ENERGISA Nova Friburgo (ENF): ENERGISA Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A,
fundada em 1924. A ENERGISA Nova Friburgo atua na geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica. Fornece energia para o município de Nova Friburgo (RJ), importante pólo
industrial e de serviços localizado na região serrana do Rio de Janeiro. Atende a 89 mil
consumidores, cobrindo uma população de 300 mil pessoas.
ENERGISA Sergipe (ESE): ENERGISA Sergipe - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1959 e
adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1997. Atende a 517 mil consumidores,
espalhados por 63 municípios, que representa 96% do território do Estado de Sergipe, e cobre
uma população de 1,84 milhões de pessoas.
ENERGISA Borborema (EBO): ENERGISA Borborema - Distribuidora de Energia S/A, fundada
em 1966 e adquirida em leilão de privatização em dezembro de 1999. Atende a 152 mil
consumidores, concentrados principalmente no município de Campina Grande (PB), cobrindo
uma população de 464 mil pessoas.
ENERGISA Paraíba (EPB): ENERGISA Paraíba - Distribuidora de Energia S/A, fundada em 1964 e
adquirida em leilão de privatização em dezembro de 2000. Atende a 977 mil consumidores,
espalhados por 216 municípios, concentrados em uma das áreas de maior crescimento.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
254
SERVIÇOS
ENERGISA Soluções: ENERGISA Soluções S/A, nova denominação de Cat-Leo Construções,
Indústria e Serviços de Energia S.A., fundada em 2004, atua na operação e manutenção de
usinas hidrelétricas para terceiros, construção e repotenciação de unidades geradoras,
gerenciamento de obras, montagem e fornecimento de equipamentos eletromecânicos e
hidromecânicos, obras civis e serviços de engenharia.
ENERGISA Serviços Aéreos: ENERGISA Serviços Aéreos de Prospecção S/A, nova denominação
de Cataguazes Serviços Aéreos de Prospecção S/A, fundada em 2000. Atua no mercado de
serviços de inspeção termográfica aérea e içamento de cargas
ENERGISA Comercializadora: ENERGISA Comercializadora de Energia Ltda., nova denominação
de Cat-Leo Comercializadora de Energia Ltda., fundada em outubro de 2005, atua na área de
comercialização de energia elétrica e na produção de serviços e consultorias em temas ligados
a essa atividade.
ENERGISA Geração: atua na indústria de energia elétrica nas áreas de geração e transmissão,
com foco na formulação de estudos e projetos de geração de energia elétrica e construção de
projetos de geração renovável (hidrelétricas, PCHs, cogeração, eólicas, solar).
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
255
Resultados Recentes
Em 2012, a energia elétrica total distribuída pela ENERGISA somou 10.833 GWh, aumento de
8,8% ante 2011. As vendas no mercado próprio totalizaram 7.677 GWh, representando 4,8%
de incremento em relação ao ano anterior. O consumo foi impulsionado pelas classes
comercial e residencial que, juntas, representam 57,2% da energia total consumida pelos
consumidores cativos das distribuidoras do Grupo ENERGISA. Essas classes apresentaram
crescimentos no consumo de 5,3% e 7,1%, respectivamente. Embora com participação relativa
menor no mercado de energia, a classe rural também se destacou, com aumento de 17,5%.
A ENERGISA encerrou o exercício de 2012 com 2.549 mil unidades consumidoras cativas,
quantidade 3,9% superior à registrada em 2011.
Os principais ativos inerentes à distribuição de energia elétrica são representados atualmente
por 144 subestações de distribuição, com capacidade total de 2.830 MVA; 4.337 quilômetros
de linhas de transmissão; 132.062 quilômetros de redes urbanas e linhas rurais; e 150.982
transformadores instalados nas suas redes de distribuição, com capacidade de 3.141 MVA.
A energia associada aos consumidores livres (origem das receitas de disponibilização do
sistema de transmissão e distribuição), basicamente industriais, apresentou expressivo
aumento, atingindo 1.549 GWh, com avanço de 12,3% no ano. Juntos, os mercados cativo e
livre tiveram crescimento de 6,0% em 2012, com consumo de 9.226 GWh.
No mercado livre, a contribuição das vendas de energia oriundas das atividades de
comercialização da ENERGISA Comercializadora e das vendas relacionadas aos diversos
projetos de geração da Companhia expandiram 37,9% em 2012, para 1.054 GWh.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
256
O desempenho financeiro da Companhia também teve evolução significativa no exercício de
2012, com receita operacional bruta total de R$ 4.136,9 milhões, um incremento de 16,6% em
relação ao ano anterior. A geração de caixa (EBITDA ajustado) também merece destaque,
tendo alcançado R$ 683,5 milhões, crescimento de 15,7% em comparação a 2011.
Adicionalmente, foi registrada evolução de 37,2% no lucro líquido, representado por R$ 291,1
milhões em 2012. Tais elevações se devem principalmente à expansão da energia total
distribuída, ao controle dos custos gerenciáveis, bem como à expansão das atividades de
comercialização de energia elétrica.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
257
Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA
O Modelo de Gestão do Grupo ENERGISA tem como base o monitoramento constante de
indicadores econômicos, financeiros e operacionais, em todos os níveis da Organização. A
aplicação desse modelo de gestão vem permitindo à Companhia obter significativa evolução
em sua excelência operacional, assim como, em seu desempenho financeiro.
Os resultados expressivos e consistentes, ano após ano, fundamentam-se em uma gestão
extremamente eficaz e assertiva, sendo expressa em vantagens competitivas relevantes:
Base de Consumidores Diversificada. As concessões de distribuição das distribuidoras do
Grupo ENERGISA espalham-se pelo Estado de Sergipe, Paraíba, Minas Gerais e Rio de Janeiro.
A administração da ENERGISA acredita que essa variada base de consumidores minimiza sua
exposição a riscos econômicos e políticos no Brasil.
Em 2012, a ENERGISA gerou 47% da sua receita bruta consolidada no Estado da Paraíba
(ENERGISA Paraíba e ENERGISA Borborema), 25% no Estado de Sergipe (ENERGISA Sergipe),
15% no Estado de Minas Gerais (ENERGISA Minas Gerais), 4% no Estado do Rio de Janeiro
(ENERGISA Nova Friburgo). Adicionalmente, a base de consumidores não é dependente de
nenhum grupo ou segmento específico da economia brasileira. Em 2012, 45% da receita bruta
consolidada da ENERGISA foi gerada pela distribuição de energia elétrica a consumidores
residenciais, 23% a consumidores comerciais, 15% a consumidores industriais, 4% a
consumidores rurais e 13% a consumidores do setor público.
Concessões Localizadas em Áreas de Crescimento Acelerado. A maioria das concessões de
distribuição da ENERGISA localiza-se em áreas com alto potencial de crescimento, a saber, na
Região Nordeste, a menos desenvolvida do Brasil. A administração da ENERGISA acredita que
as áreas rurais e subdesenvolvidas, bastante dispersas em suas áreas de concessão, oferecem
oportunidades para crescimento expressivo.
Base de Consumidores Cativos. A receita operacional bruta consolidada e volume de vendas
das controladas da ENERGISA advêm preponderantemente de vendas de energia elétrica a
tarifas reguladas a consumidores cativos. Em 2012, as vendas consolidadas a consumidores
cativos das controladas da ENERGISA a tarifas reguladas, representaram 83,2% do volume de
energia elétrica demandada nas áreas de concessão das suas distribuidoras.
Atualmente o Grupo ENERGISA apresenta uma base de 0,0006% de clientes potencialmente
livres em seu mercado cativo. Da energia total demandada em 2012 pelas distribuidoras do
Grupo ENERGISA, cerca de 16,8% são destinadas a clientes livres.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
258
Serviços de Alta Qualidade. Em geral, as distribuidoras brasileiras de energia elétrica medem a
qualidade de seus serviços pela: (i) duração de interrupção, ou DEC, que mostra o tempo
médio de falta de energia por consumidor (considerando apenas interrupções iguais ou
superiores a um minuto); e pela (ii) frequência de interrupção, ou FEC, que mostra o número
médio de interrupções sofrido por cada consumidor (também considerando apenas
interrupções iguais ou superiores a um minuto). As controladas da ENERGISA vêm
apresentando expressivas melhorias nos indicadores DEC e FEC.
Capacidade Financeira e Fluxo de Caixa Constante de Operações. O fluxo de caixa constante
de operações das distribuidoras da ENERGISA e as suas capacidades financeiras, as permitem
ter acesso a fontes de financiamento em termos e condições favoráveis para implementação
de seus planos de investimentos.
Administração Experiente. Os administradores e conselheiros da ENERGISA têm vasta
experiência em atividades de distribuição de energia. Os diretores mais antigos têm em média
25 anos cada de experiência no negócio de distribuição de energia elétrica no Brasil. A equipe
de profissionais é altamente treinada, e está constantemente procurando reduzir custos
operacionais e aumentar as receitas. A ENERGISA dispõe de ferramentas de gestão de recursos
humanos que priorizam a integração e motivação de seus profissionais, com o objetivo de
maximizar qualidade e eficiência. Adicionalmente, a família Botelho, acionista controladora
direta da ENERGISA e indireta das distribuidoras, têm mais de cem anos de experiência de
gestão na área de distribuição e geração de energia elétrica. O know-how e experiência desse
acionista controlador indireto permitem que empresa seja gerida com uma visão de longo de
prazo através da permanente busca na geração de valor para os seus acionistas.
Governança Corporativa. A ENERGISA tem um conselho de administração formado na sua
maioria por membros independentes de altíssima qualificação. O conselho de administração
foi responsável para que a companhia fosse uma das 27 companhias agraciadas com selo de
auto-regulação da Abrasca (Associação Brasileira de Companhias de Capital Aberto) bem como
adotou padrões internacionais através de uma Política de Gestão de Riscos de Mercado
Financeiro, disponível em seu website onde versa sobre políticas conservadoras de
financiamento, de aplicações financeiras, de distribuição prudente de dividendos e exposição à
riscos. Adicionalmente, foram formados diversos comitês (de remuneração, auditoria e
sucessão) que auxiliam a gestão. Por diversas vezes as companhias que fazem parte do Grupo
ENERGISA foram receberam de prêmios pela transparência de suas demonstrações financeiras
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
259
bem como de seu site de relações com investidores, o que evidencia a preocupação da
administração com a Governança Corporativa.
Práticas Socialmente Responsáveis. As controladas da ENERGISA cumprem ininterruptamente
suas obrigações de contribuição ao desenvolvimento econômico, social e cultural, e realizam
esforços de preservação ambiental das áreas nas quais as empresas detêm concessões. Estes
projetos já receberam diversos prêmios, incluindo o Certificado e Selo de Responsabilidade.
As atividades do Grupo ENERGISA estão diretamente ligadas às comunidades onde a
Companhia atua em função do fornecimento de energia elétrica a uma parcela significativa da
população brasileira. Por esta razão, a empresa tem conhecimento da importância do seu
papel social e, por meio de uma gestão socioambiental eficiente, intensificou o compromisso
com o seu principal público, a sociedade, tornando-se cada vez mais presente por meio de
patrocínios e ações de incentivo cultural, ambiental, social e esportivo. A busca pelo
desenvolvimento sustentável é refletida em todas as subsidiárias do Grupo, que atuam
ativamente no avanço e desenvolvimento de diversos programas no âmbito socioambiental.
Visão Ampliada com Foco em Resultados Consistentes
Outro aspecto de fundamental importância para execução do modelo da gestão do Grupo
ENERGISA, configura-se pela implementação do processo de Planejamento Estratégico.
Indicadores de desempenho econômico, financeiro e operacional, aplicáveis a todos os níveis
da organização, são acompanhados periodicamente (medidos e avaliados), com a finalidade de
se obter uma análise crítica e completa do desempenho das empresas integrantes do Grupo.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
260
Os indicadores e metas estabelecidos são verificados e comparados com as melhores práticas
do mercado, a fim de que sejam meios que elevem permanentemente o desempenho de cada
uma das empresas (a prática de benchmarking esta difundida há vários anos no grupo). Nesse
sentido, as diretrizes estratégicas, os indicadores e as metas são desdobrados para os diversos
níveis da organização.
O desdobramento ocorre de forma extremamente estruturada, por meio da condução de 4
etapas, com a definição clara de cada uma das entregas esperadas. São definidos Mapas
Estratégicos tanto para as Unidades de Negócio, quanto para as Unidades de Apoio. Os Mapas
Estratégicos são então suportados por Balanced ScoreCards, aplicáveis não somente aos
executivos do Grupo, mas também os demais colaboradores.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
261
Os resultados obtidos são comparados com as metas estabelecidas e, caso necessário,
propostas de ações preventivas e corretivas ou de ampliação das ações são apresentadas e
discutidas mensalmente nas reuniões de acompanhamento da gestão que ocorrem em todos
níveis gerenciais.
Entre as principais áreas envolvidas por tais processos e que já geraram excelentes resultados,
destacam-se:
Recuperação de receitas (redução de perdas elétricas, redução das contas a receber e índices
de inadimplência);
Melhoria do giro dos estoques de materiais para investimento e reposição;
Redução do ciclo de faturamento;
Melhoria da qualidade do fornecimento de energia
Ampliação da satisfação do consumidor (com base nas pesquisas ANEEL e ABRADEE)
Redução de custos operacionais controláveis; e
Melhoria das condições de segurança do trabalho.
Excelência na Operação e Transformação de Empresas
A consistência da aplicabilidade do modelo de gestão da ENERGISA também verifica-se pela
sua forte capacidade de expansão da operação e de transformação de empresas adquiridas em
casos de sucesso.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
262
De 1997 a 2001, a Companhia aumentou em sete vezes suas operações, com a compra de
quatro distribuidoras. Apesar da complexidade, tais aquisições e suas respectivas operações
pós-fusão foram conduzidas com muita eficiência e qualidade, demonstrando o
comprometimento e a competência da Energia em promover o crescimento sustentável de
suas operações.
Distribuidoras em estado precário e com déficit de qualidade, adquiridas no processo de
privatização, tornaram-se eficientes e lucrativas e, em muitos casos, passaram a ser
consideradas exemplos em gestão. Desde a aquisição da última distribuidora em 2000,
evoluções significativas nos indicadores de qualidade são observados de forma relevante,
demonstrando um processo de melhoria contínua, acentuado no 2º ciclo tarifário.
Neste contexto, destacam-se a ENERGISA Paraíba e ENERGISA Sergipe, ambas indicadas,
conjuntamente, a oito prêmios no ano de 2013, incluindo Qualidade de Gestão, Gestão
Econômico-Financeira, Evolução e Desempenho, Melhor Distribuidora do Nordeste e Melhor
Distribuidora do Brasil pela ABRADEE.
Nas 15 edições do Prêmio ABRADEE, a ENERGISA foi premiada 26 vezes:
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
263
Cabe destacar que a ENERGISA Paraíba em 2012 foi vencedora do Premio Nacional da
Qualidade da Fundação Premio Nacional da Qualidade, principal distinção entre todas as
empresas do Brasil no quesito Qualidade da Gestão.
A ENERGISA obteve também conquistas importantes em áreas de gestão, responsabilidade
socioambiental, satisfação do consumidor, qualidade e outras. Esses prêmios são
consequência de uma mentalidade de gestão voltada para resultados, aplicada com destreza
pelas lideranças e desenvolvida com afinco pelos colaboradores de todas as empresas do
Grupo.
A ENERGISA S/A, holding do Grupo, foi uma das premiadas na edição de 2012 do IR Global
Rankings. A divulgação financeira da ENERGISA foi reconhecida como a "melhor dentre todas
as empresas latino-americanas inscritas”. O resultado levou em conta as informações
financeiras completas e detalhadas que a Companhia divulga ao mercado, adicionada à clareza
na comunicação com os seus investidores. Além da categoria em que foi premiada, a
ENERGISA também figurou entre as finalistas de "web site de Relações com Investidores" e
"Relatório Anual Online". Em 2012, mais de 80 companhias da America Latina se inscreveram
para participar do ranking, que também possui edições na Ásia, América do Norte, Europa e
Índia.
Indo além de premiações, a ENERGISA busca constantemente altos níveis de qualidade de seus
serviços. Atualmente, a Companhia é líder na evolução dos indicadores DEC e FEC do
segmento de distribuição do Brasil.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
264
É também referência nacional em combate ao furto de energia, com investimentos anuais de
R$ 36 milhões, obtendo o sétimo ano consecutivo de redução de perdas de energia. Com
destaque para a ENERGISA Sergipe, que possui menor índice de perda entre as empresas da
região Nordeste que atendem mais de 400 mil consumidores.
A ENERGISA aplica também seu modelo de gestão como peça fundamental para melhoria do
entendimento sobre o uso seguro e consciente da energia.
Como parte do Programa de Eficientização Energética da ANEEL / Procel, as distribuidoras
possuem unidades móveis com experimentos científicos, sala para apresentação e projeção,
além de estrutura de palco para eventos comunitários. As unidades percorrem os municípios
das áreas de concessão, levando às comunidades orientações sobre o uso seguro e eficiente da
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
265
energia elétrica, além de facilitar aos clientes maior aproximação e melhor relacionamento
com a Companhia.
O Grupo também realiza programas de Eficiência Energética nas distribuidoras, que
contribuem para a educação da população que habita as regiões que a ENERGISA atua quanto
ao uso racional e eficiente da energia e para a redução do consumo de energia elétrica. Em
2012, foi lançado o projeto Conta Cidadã, que consiste na troca de lixo reciclável por créditos
financeiros na conta de energia elétrica dos consumidores de algumas localidades na Paraíba e
em Minas Gerais, com destinação do material coletado à indústria de reciclagem.
Crescimento Sustentável dos Negócios
Nos últimos três anos, o Grupo ENERGISA realizou investimentos da ordem de R$ 1.713
milhões, dos quais R$ 670 milhões foram investidos no último ano (2012). Em 2013, serão
investidos R$ 635 milhões em diversas iniciativas, com o objetivo de otimização de resultados,
alavancagem da produtividade e fortalecimento da sustentabilidade.
Em 2012, houve a intensificação de investimentos na geração de energia renovável,
principalmente eólica e biomassa: investimento de R$ 560 milhões em cinco parques eólicos,
localizados no Rio Grande do Norte, que foram considerados aptos a gerar em setembro de
2013. A Companhia também concluiu a aquisição de quatro Sociedades de Propósitos
spec fico (“S s”) da onon ionergia finali ou as obras da H Z unin que tem
capacidade de 8 MW, e iniciou as operações da PCH Santo Antônio, também com capacidade
de 8 MW.
Outro destaque do exercício de 2012 foi a adequação do perfil de endividamento da
Companhia, por meio da emissão de debêntures e outras captações, que asseguraram um
aporte de cerca de um bilhão de reais, recursos estes indispensáveis à continuidade e melhoria
das operações. Mesmo com os vultosos investimentos realizados, o Grupo ENERGISA obteve
um robusto saldo de caixa e aplicações financeiras no montante de R$ 923,1 milhões.
Plano de Integração
A ENERGISA se credenciou como protagonista no equacionamento da situação econômico-
financeira do Grupo Rede. Além de aportar capitais, equacionar as dívidas e inadimplências,
deverá reformular a gestão técnica, operacional e comercial das concessionárias do Grupo
Rede, adotando padrões de operação que permitirão o cumprimento pleno das obrigações do
seu contrato de concessão. A aquisição do Grupo Rede mudará o patamar da ENERGISA no
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
266
mercado elétrico brasileiro, sendo encarada pela empresa como uma oportunidade única, mas
que envolve desafios significativos, dentre os quais destacam-se:
Áreas de concessão de grande dimensão e dispersão;
Empresas com desafios de investimentos vultuosos para equacionamento de
transgressões e falhas apontadas pelo Regulador;
Perda de profissionais ao longo do tempo, em função da situação das empresas; e
Necessidade de recompor a credibilidade frente aos stakeholders.
Após a transformação das distribuidoras adquiridas entre 1997-2000, com destaque para
evolução de desempenho, qualidade de gestão e performance econômico-financeira destas
empresas, o Grupo ENERGISA entende-se preparado para um segundo e relevante ciclo de
crescimento.
Aproximadamente 60 profissionais do Grupo ENERGISA, além de um extenso time de
consultores, dedicam-se na estruturação do Plano ANEEL e na elaboração do Plano de
Integração. Trabalho sério, organizado e focado nos compromissos que serão assumidos. O
Grupo ENERGISA não considera outra hipótese que não a assunção do Grupo Rede.
Adicionalmente, discussões com financiadores e atuais credores das distribuidoras já estão em
curso, visando permitir um D+1 que dê plenas condições de trabalho aos times técnicos e
comerciais, focados na melhoria das empresas. O financiamento de investimentos em
infraestrutura, com linhas de crédito compatíveis, torna-se fundamental neste contexto. Sendo
assim, tem-se como objetivo a substituição e/ou reestruturação da quase totalidade das
dívidas das distribuidoras, como melhoria do perfil nos primeiros 90 dias da gestão.
Não somente em relação a aspectos de financiamento de investimentos, a integração é um
processo demandante e que requer escolhas assertivas, uma vez que as decisões tomadas irão
definir como a empresa pós-fusão irá operar. A dimensão da aquisição e a simultaneidade dos
planos de captura de sinergias e melhorias exigem uma abordagem diferenciada. Por este
motivo a ENERGISA escolheu a metodologia de Post Merge Integration (PMI) como principal
ferramenta para implementação do Plano de Integração do Grupo Rede.
Ressalta-se ainda que aquisições bem sucedidas são suportadas por planos de integração
cuidadosamente preparados, com apropriado e completo posicionamento, e execução
profissional em todas as etapas envolvidas. Desta forma, o Grupo ENERGISA elaborou um
Plano de Integração, de forma a garantir a continuidade da operação das empresas adquiridas,
em paralelo às atividades de gestão da integração.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
267
O ponto de partida consistiu na execução de um procedimento robusto de due diligence, com
a identificação dos principais processos críticos para manutenção do negócio, assim como, a
definição clara de todos os elementos cruciais para o processo de integração, incluindo a
identificação de potenciais riscos, sua aceitação, atenuação ou transferências.
Para auxílio à elaboração e implementação do Plano de Integração do Grupo Rede, foram
solicitadas propostas às principais consultorias especializadas do mercado, detentoras de
sólidas metodologias e conhecimentos na condução de processos de PMI e está em fase final
de contratação.
Neste contexto, foram definidos como principais objetivos do Plano de Integração do Grupo
Rede, os seguintes:
Garantia de não impacto na continuidade dos negócios das empresas adquiridas;
Centralização das iniciativas/planos de medidas do PMI, para que estes sejam
implementadas no prazo, custo e qualidade previstos;
Modelo de Gestão de Projetos/Programas sendo aplicado com forte apoio
metodológico, com suporte de uma estrutura de Escritório de Projetos (PMO) e
Escritório de Processos (BPM).
Adicionalmente, o Plano de Integração irá considerar, entre outros:
1. Elaboração do Modelo de Acompanhamento e Implementação, contemplando:
Qualificação e quantificação de resultados;
Mapeamento dos principais processos internos que requerem melhorias;
Quick Wins, por empresa, incluindo identificação de medidas de integração nas
Unidades de Negócio, com definição de objetivos de melhorias adicionais às
identificadas;
“ lano para dia 1” e “ lano para 1 dias”, permitindo que sejam comunicados e
implementados tão logo seja realizado o fechamento da transação.
2. Elaboração do Modelo de Gestão de Mudanças e Comunicação, com preocupação em
relação à adequada adaptação e integração dos colaboradores das empresas à cultura
ENERGISA;
3. Construção do Modelo Organizacional das Unidades de Negócio adquiridas, do Modelo
Operacional, e da Estrutura Corporativa;
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
268
4. efini o do lano strat gico para a “No a ENERGISA” com redefinição de novas Missão,
Visão e Valores, considerando o período de integração, e propondo a melhor configuração
e organização da empresa resultante sob o ponto de vista de Grupo.
5. Elaboração de Matriz de Riscos, contemplando:
Qualificação e Quantificação de Riscos, abrangendo as seguintes dimensões: Riscos de
Sinergia, Estruturais, de Pessoas e de Projeto; e
Plano de Mitigação de Riscos, incluindo balanceamento de investimentos vs.
benefícios.
O Plano de Integração será dividido em 3 etapas: Iniciação, Preparação, e Transição, conforme
demonstrado a seguir.
A etapa de Preparação encerra-se com o Closing após a homologação do Plano, findo o
julgamento dos recursos à decisão na 1ª Instancia, e aprovação pela ANEEL e pelo CADE da
mudança de controle.
(*) Condição 1: 1ª Instância regulamentada e Plano ANEEL entregue
Na Etapa de Preparação destaca-se a implementação de uma estrutura de PMI, responsável
por assegurar a entrega dos objetivos estabelecidos no Plano de Integração. Destaca-se
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
269
também, a definição dos aspectos essenciais para atuação no “ A 1” primeiro dia de
assunção do Grupo Rede, de forma a garantir a continuidade da operação em paralelo às
atividades de melhoria de gestão.
Em ambas as etapas, Preparação e Transição, será implementada uma gestão matricial, com
atuação tanto por frentes de trabalho, quanto por empresa do Grupo Rede, de forma a
otimizar resultados, por meio de velocidade na implementação, sustentabilidade na execução,
e alinhamento à cultura ENERGISA.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
270
Com a conclusão do Plano de Integração, surgirá a “No a N RG SA” empresa única no setor
elétrico brasileiro.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
271
11. Sumário do Regime Excepcional Regulatório
No Capítulo 9, foram detalhados os temas para os quais é necessário estabelecer um regime
excepcional regulatório de modo a viabilizar a sustentabilidade da concessão da CNEE. Esses
temas e seu regime excepcional regulatório podem ser assim sumarizados:
Perdas Regulatórias
Solicita-se o acréscimo de 1,99% da perda técnica regulatória sobre a energia injetada, que
passaria de 6,83% da energia injetada para 8,82%.
P&D e PEE
Solicitamos um prazo adicional de 24 meses, contados a partir de janeiro de 2014, para a
regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades previstas
durante este período. A proposta é que até o término dos 24 meses o Saldo sobre Selic dos
programas não seja superior aos limites permitidos pela regulamentação.
Sanções Regulatórias
Para os Termos de Notificação emitidos em momento anterior à intervenção, requer-se, na
eventualidade de serem convertidos em Auto de Infração, a suspensão de sua exigibilidade,
pelo prazo de 2 (dois) anos, contados a partir da data de transferência de controle acionário da
distribuidora.
Para os Termos de Notificação emitidos após a transferência do controle acionário da
Distribuidora, requer-se a extensão das benesses do regime sancionatório excepcional para
que todos eles, emitidos no período de 2 (dois) anos, contados a partir da data de
transferência de controle acionário da distribuidora, tenham caráter unicamente orientativo
e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades.
Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em
esfera administrativa, requer-se o aceite pela Agência do parcelamento da penalidade em 12
(doze) meses.
Para os Autos de Infração cujas multas estão com a exigibilidade suspensa, e que tramitam em
esfera judicial, requer-se a desistência dos valores de sucumbência por parte dessa Agência.
Por fim, ainda no âmbito do regime excepcional de sanções, requer a distribuidora a anistia
dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias das sanções
regulatórias (multa, juros e atualização monetária).
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272
Obrigações Setoriais em Aberto
Parcelamento da dívida dos encargos setoriais, exceto por CCC, até o término da concessão, ou
seja, até junho de 2015, sendo que o início de seu pagamento ocorrerá após a assunção do
controle acionário pela Energisa. O saldo devedor será atualizado pela variação da taxa básica
de juros (SELIC).
O passivo com CCC será pago em 12 meses, com o saldo devedor também remunerado pela
SELIC.
Provisionamento adicional referente à contingências Cíveis, Fiscais e Trabalhistas
Provisionamento adicional, em 2013, relativo a contingências cíveis, fiscais e trabalhistas em
R$ 16,9 milhões.
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273
12. Mensagem Final
O trabalho aqui apresentado realizou um profundo diagnóstico das condições da
concessionária e apontou propostas de solução de forma robusta e detalhada no Plano de
Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da CNEE que representará a retomada da
normalidade na prestação do serviço na concessão o mais rápido possível, e que passa pela
mudança de controlador e pelo estabelecimento de regime excepcional regulatório.
Esse regime excepcional tem a finalidade de interromper a drenagem de recursos da
concessão com itens como pagamentos de multas, compensações e glosas de perdas elétricas.
Além disso, manter algumas das atuais metas regulatórias resulta na intensificação de
investimentos de forma insustentável no curto prazo, o que pressiona a tarifa e esbarra nas
condições locais de exequibilidade.
A proposta de regime excepcional contida neste relatório resulta da análise profunda, por
parte da ENERGISA, do contexto atual da concessão e da expansão futura do seu mercado.
Para isso, foram fundamentais as interações feitas com a atual gestão nomeada pela ANEEL no
âmbito da intervenção, uma vez que, além da notória e reconhecida capacidade, está há mais
de um ano convivendo com a realidade da concessão.
A ANEEL tem o papel fundamental de definir patamares regulatórios específicos e
diferenciados que sejam exequíveis, dada a situação excepcional em que se encontra a
concessão da CNEE. Esses patamares regulatórios específicos são os estritamente necessários
para viabilizar a sustentabilidade da concessão.
A ENERGISA também é parte essencial da solução. Além de aportar capitais, equacionar as
dívidas e inadimplências, deverá reformular a gestão técnica, operacional e comercial da
concessão CNEE adotando padrões de operação que permitirão o cumprimento pleno das
obrigações do seu contrato de concessão. Aqui os interesses da ENERGISA estão colimados
com os da ANEEL, em fazer do Plano uma alternativa viável, sustentável e segura para retornar
a concessão à normalidade.
Para essa reformulação, a ENERGISA conta com sua história de 108 anos no setor elétrico,
caracterizada pela expansão continuada, com 19 empreendimentos de geração, presta
serviços de operação e manutenção para mais de 130 unidades geradoras de terceiros e
administra 05 concessionárias de distribuição, atendendo a uma população de 6,7 milhões de
habitantes. Como características marcantes da gestão da ENERGISA estão a sustentabilidade
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
274
técnica, operacional e financeira de suas coligadas e a melhoria continuada da qualidade do
serviço prestado.
Desde 2009, o DEC das distribuidoras da ENERGISA reduziu 51%, o tempo médio de
atendimento 57% e as perdas elétricas 43%. Os inúmeros reconhecimentos setoriais e as
avaliações dos seus consumidores atestam que a ENERGISA possui as capacitações de um
operador de excelência e com grande experiência em realizar transformações em concessões
que estavam com déficits de desempenho operacional e financeiro e que, portanto, possui
todas as qualificações para empreender as medidas apontadas no Plano de Recuperação aqui
proposto.
Além da solução financeira e de sua experiência centenária de sucesso, a ENERGISA está
preparada e conta com a sua grande motivação e o apoio de seus colaboradores e acionistas
diante desse novo desafio, por entender que a aquisição do controle das concessionárias do
Grupo Rede é uma oportunidade única de consolidar a sua expansão.
Para a ENERGISA é chegada a hora da mudança para que a concessão CNEE retome a
normalidade e se torne sustentável de modo estrutural. Para tanto submete o presente Plano
de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões da CNEE na expectativa de sua
aprovação pela ANEEL, para que, no menor tempo possível, possam ser implementadas as
ações necessárias para retomada da sustentabilidade da concessão em benefício de seus
consumidores.
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275
13. Anexos
ATA DA REUNIÃO COM OS INTERVENTORES
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
278
ANEXO - MODELAGEM REGULATÓRIA
Resumo Regulatório
O resumo regulatório concentra os resultados das simulações dos eventos tarifários dos anos
de 2014 a 2025. Apresenta também as tarifas médias resultante de cada evento projetado. O
efeito médio aplicado às tarifas é segregado em dois tipos diferentes, o Efeito Médio de Uso e
o Efeito Médio de Fornecimento. O primeiro apresenta somente a variação dos itens
relacionados com o uso das redes, enquanto o segundo possui também a variação relacionada
com a energia comprada.
Receita Verificada
Um evento tarifário começa com a verificação da receita realizada pela concessionária no ano
tarifário anterior. Esta receita é o produto do mercado e da tarifa econômica. Como o modelo
utiliza a simplificação da tarifa, que é somente financeira, a receita verificada é o produto do
mercado e da tarifa financeira adicionando ou subtraindo eventuais efeitos financeiros
presentes na tarifa do ano anterior.
Como a tarifa média utilizada já contém descontos tarifários embutidos, além da correção dos
itens financeiros, é necessário adicionar o montante de subsídios tarifários cobertos pela
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) em face dos desdobramentos da Lei 12.783/13.
Tarifas Médias de Partida
Na atual conjuntura regulatória, determina-se, em um evento tarifário, o nível de receita
necessária para cobrir os custos das empresas, segregados em gerenciáveis (Parcela B) e não
gerenciáveis (Parcela A). Esta receita é repartida entre as classes, níveis e modalidades
tarifárias através de Tarifas de Referência, que consistem na relação de responsabilidade que
cada segmento possui por cada parcela dos custos da empresa. Desta forma, são criadas
tarifas capazes de recuperar a Receita Requerida da empresa.
A modelagem financeira, pela sua própria simplificação, adotada como premissas uma tarifa
única por classe para compor a receita. Ao se analisar o histórico de mercado e receita de uma
distribuidora, segregado por classes, observa-se que a relação entre as duas variáveis citadas –
que consiste na tarifa média – varia de forma irregular. Esta variação é resultado de diversos
efeitos combinados, dos quais podemos destacar a composição da estrutura do mercado.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
279
Como a precificação dos serviços de distribuição de energia elétrica é feita, para os clientes de
alta tensão, através de tarifas binômias horárias e dado que, para fins de simplificação, o
mercado é somente de energia – sem distinção horária – a tarifa média utilizada deve
incorporar os custos cobrados em demanda e a diferença de preço entre os postos de Ponta e
Fora de Ponta. Somado a isso, há de ser levada em conta a diferença de precificação entre os
níveis de tensão e subclasses tarifárias. Desta forma, como o mercado é projetado por classes
e não apresenta variação na composição de sua estrutura, a tarifa média aplicada deve, dentro
do possível, refletir estes efeitos.
As tarifas médias de partida, definidas por classe para os consumidores cativos, são o
resultado da ponderação das tarifas homologadas pela composição do mercado ao longo do
ano tarifário. Para os consumidores livres e geradores, a tarifa reflete a composição do
mercado e os descontos concedidos. Para os usuários do sistema de distribuição foram
utilizadas as próprias tarifas de resolução.
Este procedimento de cálculo de tarifas médias, utilizando o mercado do último evento
tarifário, é capaz de capturar efeitos de variações e sazonalidades na composição do mercado
e mantém a finalidade básica de definição de tarifas, que é garantir o retorno integral do nível
tarifário.
Parcela A
A Parcela A é composta dos custos não gerenciáveis da empresa, cujo repasse para o
consumidor é feito de forma integral via tarifa, com exceção das perdas regulatórias.
Compreende os custos com aquisição de energia elétrica, os custos com conexão e uso dos
sistemas de distribuição e/ou transmissão e os custos com Encargos Setoriais, sendo que cada
um recebe um tratamento diferente de repasse e projeção, conforme regulação vigente e
respectiva natureza.
Neste tópico é feito o cálculo da Parcela A na Data de Referência Anterior (DRA) e na Data de
Reajuste em Processamento (DRP), de forma a compor o cálculo da Parcela B em DRA e da
Receita Requerida em DRP.
Encargos Setoriais
Os encargos setoriais são definidos em legislação própria, têm destinação específica e resultam
de políticas de Governo para o setor elétrico nacional. Em face da Lei 12.783/13 e seus
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
280
desdobramentos, foram extintos os encargos de Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis
(CCC) e Reserva Global de Reversão (RGR).
Os demais encargos foram extraídos do último evento tarifário e são projetados como
apresentado a seguir:
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): Como a sistemática de definição das
cotas de CDE foi alterada a partir da Lei 12.783/13, quando passou a ser definida em
função dos recursos necessários para atingir suas finalidades e das demais receitas
relacionadas à CDE, e seu tratamento é de repasse integral, a projeção adotada para a
CDE é de correção por IGP-M anualmente. Aliada à correção monetária da cota com
vigência atual, foi acrescido o recolhimento do saldo remanescente de CDE conforme
estabelecido no art. 4ºA, § 7º, do Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, com
redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013.
Taxa de Fiscalização de Energia Elétrica (TFSEE): O valor anual da TFSEE é estabelecido
pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do
custeio de suas atividades. É definido como sendo 0,4% do benefício econômico anual
auferido pela concessionária, então sua correção é feita pela variação da Parcela B da
distribuidora.
Encargos de Serviços do Sistema (ESS) e Encargo de Energia de Reserva (EER): o ESS
representa um encargo destinado à cobertura dos custos dos serviços do sistema,
inclusive os serviços ancilares, prestados aos usuários do Sistema Interligado Nacional
(SIN), enquanto o EER representa todos os custos decorrentes da contratação da
energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a segurança no
fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente
contratadas mediante leilões para este fim, incluindo os custos administrativos,
financeiros e tributários, que são rateados entre os usuários finais de energia elétrica
do SIN. É projetado por correção monetária por IGP-M.
Pesquisa e Desenvolvimento Energético (P&D): É calculado pela regra vigente de
1,00% da Receita Operacional Líquida.
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): As distribuidoras associadas pagam
mensalmente valores relativos ao custeio das atividades ONS. Este tem como
atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas elétricos interligados
e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia
elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica.É
projetado por correção monetária por IGP-M.
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA): é estabelecido
em conformidade com o Plano Anual do PROINFA – PAP, elaborado pela ELETROBRAS,
conforme o disposto no art. 12 do Decreto no 5.025/2004, sendo suas quotas
determinadas em função do mercado relativo aos consumidores cativos, livres e
autoprodutores de cada distribuidora. É projetado com base na previsão de quota de
energia e a correção monetária da tarifa por IGP-M.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
281
Os valores em DRP consistem nas projeções realizadas para o dado ano tarifário, enquanto que
os valores em DRA, para garantir a neutralidade dos encargos setoriais, consistem nos valores
em DRP do ano anterior acrescidos do crescimento de mercado.
Custos de Transporte
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição da
concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte
de Itaipu e Uso de Sistemas de Distribuição.
Custos de Rede Básica: referem-se aos valores pagos pelas concessionárias de
distribuição às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão –
CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado.
São calculados com base nos valores de demanda de potência multiplicados pelas
tarifas.
Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos
termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no
último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução
Homologatória nº 1.555/2013. A projeção das tarifas é feitas por correção monetária
via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo
crescimento do mercado.
Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das
simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam
variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua
estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente,
num montante de contratação de mesma proporção.
As distribuidoras quotistas de Itaipu pagam também a parcela atribuída à geradora
Itaipu Binacional pelo Uso da Rede Básica (MUST Itaipu), de forma proporcional às
suas quotas partes. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do
ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes.
Outros custos de Rede Básica, como ONS (geradores A2) e Exportação (geradores A2),
são corrigidos por IGP-M a partir de seus valores iniciais.
Custo de Conexão: refere-se ao uso exclusivo, pelas distribuidoras, das Demais
Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
282
transmissoras, para conexão às instalações da rede básica de transmissão. Os valores
desse custo são estabelecidos pela ANEEL e têm reajuste anual concatenado com a
data de reajuste das tarifas de fornecimento das distribuidoras de energia elétrica. As
projeções destes valores são feitas através da correção monetária por IGP-M ou IPCA,
a depender de caso.
Transporte de Itaipu: refere-se ao custo de transmissão da quota parte de energia
elétrica adquirida, pela concessionária, daquela geradora. A despesa com transporte
de energia elétrica proveniente de Itaipu é o resultado da multiplicação do montante
de demanda de potência (MW) adquirida pela tarifa de transporte de Itaipu fixada pela
ANEEL, em R$/MW. A tarifa inicial é corrigida por IGP-M, enquanto a quota parte do
ano de 2014 é mantida para os anos subsequentes.
Custo de Uso de Sistemas de Distribuição: refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do
Sistema de Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de
distribuição daquelas. A despesa é calculada com base nos valores de demanda de
potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL em resolução da
distribuidora acessada.
Os montantes de partida são os presentes no último evento tarifário e celebrados nos
termos aditivos vigentes, enquanto as tarifas de partida são aquelas consideradas no
último evento tarifário e suas respectivas atualizações em face da Resolução
Homologatória mais atual da acessada. A projeção das tarifas é feitas por correção
monetária via IPG-M, enquanto que a projeção dos montantes contratados é feita pelo
crescimento do mercado.
Esta simplificação na projeção de montantes contratados é possível em face das
simplificações adotada para o mercado e para as tarifas, que não apresentam
variações na sua estrutura. Um mercado que cresce sem apresentar variação na sua
estrutura resultará em um crescimento de demanda máxima e, consequentemente,
num montante de contratação de mesma proporção.
Os valores em DRP consistem no produto dos montantes do ano tarifário e suas respectivas
tarifas. Os valores em DRA utilizam as tarifas presentes na DRP do ano anterior.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
283
Compra de Energia
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para a revenda, elabora-se o Balanço
Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits de energia elétrica considerando
a Energia Requerida no período de referência em questão. A Energia Requerida é o somatório
da Energia Vendida e das Perdas Elétricas reconhecidas na tarifa.
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada
e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada
disponível é igual ao somatório de geração própria, CCEARs, compra de energia de contratos
bilaterais e quotas de energia de Itaipu, Proinfa, Angra I e II e Usinas com Contratos
Renovados.
Além da energia necessária ao atendimento de seus consumidores há que se considerar que
nem toda a energia elétrica gerada é entregue ao consumidor final. Perdas de energia são
inerentes à natureza do processo de transformação, transmissão e distribuição de energia
elétrica.
As perdas podem ser segmentadas entre Perdas na Rede Básica, que são externas ao sistema
de distribuição da concessionária e tem origem iminentemente técnica, e as Perdas na
Distribuição que podem ser de natureza técnica ou não técnica. A Energia Vendida representa
toda energia faturada pela concessionária de seu mercado cativo, consumo próprio e energia
suprida a outras distribuidoras.
O custo da compra de energia em DRP é obtido pelo produto dos montantes do ano tarifário
com as tarifas corrigidas para a data do evento e em DRA é o mesmo montante com o preço
médio reconhecido na tarifa em DRP do ano anterior.
Para precificação das sobras ou déficits já foi adotada a metodologia de empilhamento de
contratos utilizada nos eventos tarifários mais recentes. Os preços de compra de cada contrato
foram projetados através da correção monetária pelo respectivo índice de indexação.
Parcela B
A Parcela B compreende os custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial
dos clientes, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela
concessionária. Foram adotadas duas metodologias distintas para o cálculo da Parcela B, uma
abrangendo a metodologia de Reajuste Tarifário e outra para as Revisões Tarifárias.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
284
Reajuste Tarifário
A Parcela B em DRP (VPB1) é a dada pela correção da Parcela B em DRA (VPB0) pelo IGP-M
subtraído do Fator X (fator numérico com vistas a compartilhar com os usuários e
consumidores os ganhos de eficiência e da competitividade estimados), como consta no
contrato de concessão. A Parcela B em DRA (VPB0) é obtida pela subtração da Parcela A em
DRA (VPA0) da Receita Verificada (RA0) pela distribuidora.
O Fator X é composto de três componentes. As componentes T e Pd, definidas ex-ante no
momento da última revisão tarifária, e a componente Q, definida ex-post com base nas
melhorias de Qualidade do Serviço observadas no ano anterior, foram modeladas conforme a
metodologia vigente.
Revisão Tarifária
Nas Revisões Tarifárias Periódicas, que ocorrem em ciclos de quatro ou cinco anos, o valor teto
das tarifas, o nível de qualidade dos serviços e o índice de ganho de produtividade são
revisados. Estas revisões são necessárias para garantir o repasse dos ganhos de produtividade
ao consumidor e corrigir eventuais desvios que coloquem em risco a capacidade de
investimento das empresas e, consequentemente, a sustentabilidade do setor.
Nos anos de Revisão Tarifária, a Parcela B é revisada com base na metodologia atual. Para
tanto, são feitas adições anuais na base de remuneração e descontada a depreciação do
período. Com a nova base de remuneração é possível calcular a Remuneração do Capital, a
Quota de Reintegração Regulatória e ao Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis.
A Quota de Reintegração, produto da Base de Remuneração Bruta Total com a Taxa de
Depreciação, é calculada com as adições da base, mas mantendo a Taxa de Depreciação do 3º
Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. O recálculo da taxa foge do escopo e das possibilidades
deste trabalho. Para a cota de depreciação, considerou-se a mesma taxa de depreciação do 3º
ciclo.
A Remuneração do Capital, produto da Base de Remuneração Líquida com o Custo Médio
Ponderado de Capital (do inglês Weight Average Cost of Capital – WACC), é calculada com as
adições da base, mas mantendo o WACC do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas.
Considerou-se o atual WACC regulatório para todos os ciclos tarifários subsequentes, onde o
WACC real antes de impostos é de 11,36%.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
285
O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis é calculado com as adições da base, mas
mantendo-se a metodologia do 3º Ciclo Revisional e os dados de Vida Útil das Instalações
presentes na última versão do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico.
Os demais itens da Parcela B, Receitas Irrecuperáveis e Custos Operacionais, são calculados
com simplificações. As Receitas Irrecuperáveis são corrigidas com base na Receita Verificada,
de forma a manter o mesmo patamar percentual de reconhecimento tarifário. O Custo
Operacional real da distribuidora é integralmente repassado para a Tarifa, em cada uma das
revisões tarifárias subsequentes, dado que a premissa é que a distribuidora apresenta um
patamar eficiente de custos.
A componente Pd do Fator X é recalculada com base na regra vigente no 3º Ciclo Revisional e a
componente T não é mais utilizada, a partir do 4º ciclo, por entender que a transição entre
metodologias já terá ocorrido e é considerado o repasse integral de custos.
Itens Financeiros
Os itens financeiros contemplam as contas gráficas que visam capturar eventuais distorções de
preços reconhecidos tarifariamente e efetivamente praticados. Este item pode variar muito de
um ano para o outro e permanece nas tarifas pelo período de um ano tarifário, sendo
substituído no ano seguinte pelo novo componente financeiro.
Os itens financeiros de partida são aqueles reconhecidos no último evento tarifário, já
descontadas possível amortizações percebidas nos balanços contábeis. Os saldos de ativos e
passivos não circulantes constantes no balanço são a partida para os financeiros dos eventos
subsequentes. O cálculo dos financeiros segue as regras vigentes e contempla somente
aqueles itens cujos custos estão refletidos no modelo, conforme listado abaixo.
Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA): para
compensar os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da
Parcela A, conforme disposto na Portaria Interministerial n° 025, de 24 de janeiro de
2002, dos Ministros de Estado de Minas e Energia e da Fazenda.
o CVA Energia: Calculado pela diferença do Preço Médio Praticado com o Preço
Médio refletido na Tarifa.
o CVA Rede Básica: Calculado pela diferença entre o Preço Médio Praticado e o
Preço Médio refletido na Tarifa. A variação dos custos fixos relativos à Rede
Básica (ONS A2, Exportação A2 e MUST Itaipu) é calculada em conjunto com a
Rede Básica na Tarifa de Ponta, conforme regramento atual.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
286
o CVA Encargos (ESS/EER, CDE e PROINFA): Calculado pela diferença entre o
desembolso e o refletido.
o CVA Transporte Itaipu: Calculado pela diferença entre o desembolso e o
refletido.
Neutralidade dos Encargos Setoriais: Conforme disposto na Subcláusula Décima
Oitava do Contrato de Concessão, consiste no cálculo das diferenças mensais apuradas
entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de
referência e os respectivos valores contemplados no reajuste anterior. Para fins de
modelagem, simplificou-se o cálculo para a diferença entre o encargo reconhecido em
DRP do evento tarifário anterior e a aquele considerado em DRA do reajuste em
questão corrigido por CDI (proxi SELIC).
Sobrecontratação/Exposição: É considerado um cálculo simplificado, com base no ano
ci il ‘fechado’.
Diferencial da Eletronuclear: São considerados os valores já homologados, sem
projeções futuras.
Ajuste Financeiro de Concatenação de CUSD: Calculado pela diferença do Preço Médio
Praticado com o Preço Médio refletido na Tarifa.
Outras Receitas Operacionais
Para as demais receitas da concessão, utilizou-se as informações recebidas diretamente das
empresas e, também, as informações constante no último processo de revisão tarifária
periódica. Estes valores foram projetados conforme a sua natureza.
Para Ultrapassagem de Demanda e Reativo realizou-se a correção pelo Efeito Médio do evento
tarifário anterior. Para os Encargos de Conexão, a correção é por IGPM. Para os demais –
Serviços Cobráveis, Compartilhamento de Infraestrutura, Sistemas de Comunicação, Serviços
de Consultoria, Serviços de O&M, Serviços de Comunicação, Serviços de Engenharia,
Convênios e Outros – a correção por IPCA.
O tratamento regulatório destas receitas foi feito conforme o regulamento vigente, previsto
no Submódulo 2.7 do PRORET. Para as receitas de ultrapassagem de demanda e reativo, os
valores foram incorporados às Obrigações Especiais.
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287
ANEXO - TUTORIAL MODELAGEM REGULATÓRIA
Diferenças para a Modelagem Financeira
Horizonte de Projeção
O horizonte de projeção da Modelagem Regulatória, embora idêntico ao da Modelagem
Financeira, traz treze colunas totalizadoras de Ano Tarifário após as Totalizadoras de Dados
Trimestrais (Ano Civil).
Estrutura das Planilhas
Os dados podem aparecer nas cores verde, azul, preto e amarelo. Em verde estão os dados
que são oriundos do Modelo Financeiro. Em azul estão os dados de entrada digitados. Em
preto estão dados calculados por fórmulas na própria Interface Regulatória. Em amarelo estão
os dados que são oriundos de outros módulos da Interface Regulatória.
Lógicas Básicas de Modelagem
A modelagem regulatória do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões foi
desenvolvida de forma a reproduzir as regras e metodologias vigentes.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
288
ANEXO - MÓDULO REGULATÓRIO
O módulo regulatório é a parte principal da interface regulatória, concentrando todos os
cálculos e projeções. Estes cálculos são realizados conforme o regramento vigente. É
responsável por fazer a interação com a Modelagem Financeira.
Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da
modelagem.
Reajustes e Revisões Tarifárias
Consiste na saída de dados para utilização no Modelo Financeiro.
Link Para o Regulatório
Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface
regulatória.
Indicadores Econômicos
Consiste no link de dados entre o Módulo de ndicadores (aba “ N ”) e o Módulo Regulatório.
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289
Resumo Regulatório
Tópico que apresenta o resumo das projeções de eventos tarifários realizadas.
Receita Verificada
Consiste no cálculo da Receita Verificada, que é o primeiro passo para construção do evento
tarifário.
Parcela A
Este Tópico consiste no consolidador do cálculo da Parcela A. Ele utiliza dados dos módulos de
Encargos Setoriais, Transporte de Energia e Compra de Energia, que são linkados através de
seus respectivos tópicos. O cálculo segue o regramento vigente do setor e as premissas de
projeção são mais bem explicadas nos respectivos módulos.
Parcela B – Reajuste Tarifário
Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da
Parcela B nos anos de Reajuste Tarifário. O cálculo segue o regramento vigente do setor.
Parcela B – Revisão Tarifária
Este tópico, embora realize o cálculo para todos os anos, é utilizado para determinar o valor da
Parcela B nos anos de Revisão Tarifária. O cálculo parte de premissas explicadas no anexo do
plano.
Financeiros
Consiste no cálculo dos itens financeiros repassados nas tarifas, conforme regulamentação
específica, e o tratamento do fluxo dos mesmos.
Outras Receitas
Consiste no cálculo das outras receitas operacionais.
Resumo – Encargos Setoriais
Tópico de link com o Módulo de Encargos Setoriais, traz o resultado dos cálculos deste
módulo.
Resumo – Transporte de Energia
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
290
Tópico de link com o Módulo de Transporte de Energia, traz o resultado dos cálculos deste
módulo.
Resumo – Compra de Energia
Tópico de link com o Módulo de Compra de Energia, traz o resultado dos cálculos deste
módulo.
Resumo – Mercado
Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos ao Mercado da
distribuidora, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam dados de Mercado.
Resumo – Opex, Capex e Perdas
Tópico que consiste na consolidação e agrupamento dos dados relativos a Capex, Opex e
Perdas, utilizado para subsidiar os demais cálculos que utilizam destes dados.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
291
ANEXO - MÓDULO DE TRANSPORTE
O Módulo de Transporte é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos custos
de transporte da distribuidora.
Abaixo segue o detalhamento de cada tópico especificando a finalidade de cada um dentro da
modelagem.
Indicadores Econômicos
Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e
o Módulo de Transporte. Estes indicadores são utilizados para a projeção.
Resumo – Transporte de Energia
Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Transporte que farão link
com o Módulo Regulatório.
Rede Básica
Tópico de cálculo dos custos de Rede Básica e da reprodução do valor de reconhecimento
tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de Rede Básica.
CUSD
Tópico de cálculo dos custos de Uso dos Sistemas de Distribuição e da reprodução do valor de
reconhecimento tarifário. Realiza as projeções dos montantes contratados e das tarifas de uso
distribuição.
Outros Custos de Transporte
Consiste nos cálculos e projeções dos demais itens de transporte de energia.
CNEE - Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões
292
Dados de Mercado para Projeção do Uso
Tópico com link de dados para os dados de Mercado presentes no Módulo Regulatório. É
utilizado para projeção dos montantes de uso contratados.
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ANEXO - MÓDULO DE ENCARGOS SETORIAIS
O Módulo de Encargos Setoriais é responsável por realizar os cálculos e projeções relativos aos
custos de encargos setoriais da distribuidora.
Indicadores Econômicos
Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e
o Módulo de Encargos Setoriais. Estes indicadores são utilizados para a projeção.
Resumo – Encargos Setoriais
Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Encargos Setoriais que
farão link com o Módulo Regulatório.
Encargos Setoriais
Consiste nos cálculos e projeções dos encargos setoriais e da reprodução do valor de
reconhecimento tarifário.
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ANEXO - MÓDULO DE COMPRA DE ENERGIA
No módulo.
Indicadores Econômicos
Consiste no link de dados entre o Tópico de Indicadores Econômicos do Módulo Regulatório e
o Módulo de Compra de Energia. Estes indicadores são utilizados para a projeção.
Resumo – Compra de Energia
Consiste no tópico de agrupamento e consolidação dos cálculos de Compra de Energia que
farão link com o Módulo Regulatório.
Compra de Energia – CCEAR Energia Velha
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia
Velha e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – CCEAR Energia Nova
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Energia
Nova e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – CCEAR Geração Distribuída
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Geração
Distribuída e com as projeções de preço para estes contratos.
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Compra de Energia – CCEAR Leilão de Ajuste
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos CCEARs de Leilão de
Ajuste e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – Bilaterais com Terceiros
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais
com Terceiros e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – Bilaterais com Partes Relacionadas
Tópico com a previsão dos montantes de compra de energia relativos aos contratos Bilaterais
com Partes Relacionadas e com as projeções de preço para estes contratos.
Compra de Energia – Outros Contratos
Consiste nos cálculos e projeções dos outros contratos de Compra de Energia.
Preço de Repasse Excepcional
Este tópico permite a consideração de eventuais tratamentos excepcionais que possam
ocorrer no preço de repasse de Compra de Energia.
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ANEXO - MÓDULO DE INDICADORES
O módulo de indicadores é responsável pela integração com os indicadores mensais do
Módulo Financeiro e cálculo dos seus correspondentes para o ano tarifário de cada
distribuidora.
Cenário Macroeconômico Mensal
Consiste na entrada de dados oriundos do Modelo Financeiro para alimentar a interface
regulatória.
Indicadores Econômicos
Consiste no cálculo dos indicadores econômicos para os anos tarifários e na saída de dados
para os demais módulos da interface regulatória.