POR QUE O TRABALHO FOI REALIZADO? · para perdas elétricas, qualidade do serviço (DEC e FEC), custos operacionais, etc., observando, ainda, as disposições da Resolução CCE nº

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QUAL FOI O TRABALHO

REALIZADO?

RELATÓRIO DE AUDITORIA

Nº 201603210

A auditoria realizada na Eletrobras Distribuição Alagoas - EDAL, conforme orientações emanadas do TCU, teve como objetivos obter um diagnóstico acerca dos seguintes aspectos:

i. Qualidade da prestação do serviço público de fornecimento de energia com base no DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora);

ii. Saúde financeira com base em resultados de fluxo de caixa (EBITDA, custo da dívida, investimentos de reposição, dentre outros parâmetros);

iii. Compatibilidade dos planos de investimento para atendimento das metas de qualidade com a saúde financeira da empresa; e

iv. Necessidade de aportes financeiros para fazer frente

POR QUE O TRABALHO FOI REALIZADO?

A realização desta auditoria foi proposta pelo Tribunal de Contas da União – TCU e mostrou-se oportuna e de extrema relevância, especialmente porque buscou aprofundar exames anteriormente realizados por este Ministério, focando em dois pilares da concessão: qualidade e continuidade do serviço público.

QUAIS AS CONCLUSÕES ALCANÇADAS? QUAIS RECOMENDAÇÕES FORAM EMITIDAS?

A partir dos exames realizados verificou-se que existem fragilidades em diversos aspectos relativos a gestão da qualidade do serviço prestado e da sustentabilidade econômico-financeira, sendo os achados de auditoria a seguir relacionados:

1- Atraso na execução do Projeto Sinergia e das ações de combate à inadimplência, em especial: execução de cortes, recadastramento de unidades consumidoras e cobranças judiciais

2 - Custos operacionais, perdas e indicadores de continuidade (DEC e FEC) acima dos referenciais e limites regulatórios fixados pela ANEEL.

3- Pagamento de Participação nos Lucros e Resultados – PLR, totalizando cerca de R$ 45 milhões em cinco anos, mesmo com os sucessivos prejuízos acumulados pela empresa, que em 31/12/015 alcançaram o montante de R$ 931,3 milhões.

4- Elevado endividamento e geração operacional de caixa negativa.

5- Elevada inadimplência de setores privados, em especial o sucroalcooleiro.

6- Elevado estoque de inadimplência de entidades e órgãos públicos, principalmente municipais e estaduais, inclusive serviços públicos, p.ex. saneamento.

Nesse contexto, recomendou-se à Unidade que adote, dentre outras, as seguintes ações em relação aos processos de gestão da qualidade do serviço prestado e da sustentabilidade econômico-financeira, de forma a contribuir com a melhoria da gestão, alcance da sua missão institucional e, especialmente, garantir a continuidade e qualidade do serviço prestado:

1- Elaborar plano de ação para a intensificação da implementação do Projeto Sinergia e das seguintes ações de combate de inadimplência: execução de cortes, recadastramento de unidades consumidoras e cobranças judiciais.

2- Estabelecer metas para fins de pagamento de PLR iguais ao menor valor entre os limites e referenciais regulatórios fixados pela ANEEL para o período de designação (Ofício ANEEL nº 353/2016-DR/ANEEL) e as metas estabelecidas no Contrato de Metas de Desempenho Empresarial - CMDE para perdas elétricas, qualidade do serviço (DEC e FEC), custos operacionais,

etc., observando, ainda, as disposições da Resolução CCE nº 10/1995 para que o pagamento da PLR possa ser realizado.

3- Elaborar planejamento da utilização dos recursos oriundos do empréstimo da RGR a título de remuneração adequada e das compensações pela transgressão dos limites dos indicadores de qualidade, apresentando, ainda a relação enviada à ANEEL de

Ministério da Transparência, Fiscalização e Controladoria-Geral da

União - CGU


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aos investimentos na melhoria da qualidade.

eventuais créditos junto aos fundos setoriais CCC, CDE e RGR, relativos ao período em que a EDAL era concessionária, bem como a listagem dos credores da empresa, de maneira a mitigar os efeitos decorrentes do seu elevado endividamento, do atraso das obras pendentes de financiamento e da inadimplência da empresa, principalmente a de caráter intrasetorial.

4- Adotar procedimentos formalmente aprovados pelas instâncias competentes da empresa que visem à melhoria do processo de cobrança de contas de energia elétrica atrasadas, juntamente com a realização de um levantamento atualizado dos devedores (contendo principal, juros e multa), de forma a evitar a prescrição das dívidas em aberto.

5- Enviar ao Tribunal de Contas do Estado de Alagoas - TCE-AL e ao MPE-AL a relação atualizada de débitos individualiza por órgãos públicos estaduais e municipais, inclusive serviços públicos, p.ex. saneamento, discriminando o principal, juros e multas, de forma que o referido Tribunal, se entender pertinente, possa avaliar essa questão no julgamento das contas de gestores de órgãos/entidades com débitos junto à EDAL.

6- Suspender o fornecimento de energia dos órgãos e entidades do setor público que se enquadrem na situação de inadimplência ensejadora da medida de suspensão, e que não possuam decisão judicial ou liminar impedindo o corte, após prévio aviso, em obediência ao que dispõe a regulação setorial (art. 6º, § 3º, inciso II, da Lei nº 8.987/1995, ao art. 17 da Lei nº 9.427/1996, à Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010) e aos procedimentos internos da Eletrobras Distribuição Alagoas, preservando as unidades públicas essenciais, tais como hospitais, prontos-socorros, centros de saúde, escolas, creches e afins, somente providenciando o restabelecimento dos respectivos fornecimentos de energia após a quitação total dos débitos existentes ou sua renegociação.


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Unidade Auditada: ELETROBRAS DISTRIBUIÇÃO ALAGOAS Exercício: 2015 Processo: 00190.108455/2016-58 Município: Maceió – AL Relatório nº: 201603210 UCI Executora: SFC/DI/CGENE e CGU-R/RJ

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Análise Gerencial

Em atendimento à determinação contida na Ordem de Serviço nº 201603210 e ao inciso II do Art. 74, da Constituição Federal de 1988, apresentamos os resultados dos exames de auditoria de natureza operacional na Eletrobras Distribuição Alagoas – EDAL (antiga Companhia Energética de Alagoas – CEAL), com o objetivo de avaliar a gestão da empresa, notadamente no que concerne à qualidade da prestação do serviço, à conservação das instalações e à sustentabilidade econômico-financeira. Para tanto, variáveis como custos operacionais, inadimplência e combate às perdas foram analisadas.

De início, cumpre registrar que, no âmbito do Relatório de Auditoria nº 201412711, este Ministério já havia evidenciado que os indicadores de qualidade e econômico-financeiros das distribuidoras do Grupo Eletrobras, entre elas a EDAL, apontavam a baixa qualidade dos serviços prestados e a difícil situação financeira.

Além disso, para os órgãos de controle, o próprio processo de renovação das concessões, regulamentado pela Lei nº 12.783/2013 e pelo Decreto nº 8.641/2015, já era um indicativo de que a baixa qualidade da gestão financeira e da prestação do serviço das estatais do setor elétrico poderia trazer consequências econômicas severas para as empresas e seus controladores (União e Estados), podendo especialmente afetar negativamente os consumidores de energia elétrica.

Nesse sentido, a auditoria em questão, proposta pelo Tribunal de Contas da União - TCU, mostra-se oportuna e de extrema relevância, especialmente porque aprofunda os exames anteriormente realizados por este Ministério, bem como foca em dois pilares da concessão: qualidade e continuidade do serviço público.

Destaca-se que auditorias com escopos similares foram (ou estão sendo) realizadas pelo TCU (nas demais distribuidoras do Grupo Eletrobras) e pelos Tribunais de Contas dos Estados do Amapá, Distrito Federal, Minas Gerais, Paraná, Roraima, Rio Grande do Sul e Santa Catarina (nas distribuidoras controladas pelo respectivo Estado). Os resultados de todas essas auditorias, inclusive desta, serão encaminhados ao órgão de controle externo.

Os trabalhos de auditoria foram realizados no período de 26/09/2016 a 14/10/2016, sendo o período de campo compreendido entre 04/10/2016 e 07/10/2016 na


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sede da EDAL em Maceió/AL, em estrita observância às normas de auditoria aplicáveis ao Serviço Público Federal. Nenhuma restrição foi imposta à realização dos exames.

1. Introdução

A qualidade do serviço de distribuição de energia elétrica é precária em várias partes do país, sendo que as interrupções no fornecimento de energia estão muito acima das metas exigidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, órgão regulador do setor elétrico.

Em 2015, o custo com compensações pagas pelas distribuidoras aos consumidores foi de R$ 616,89 milhões1, sendo que o brasileiro ficou, em média, 18,6 horas sem energia naquele ano.

O TCU identificou que 75% das maiores distribuidoras brasileiras estavam muito endividadas em 2014, várias delas com geração de caixa (EBITDA2) em valores negativos, descumprindo parâmetros de sustentabilidade financeira da ANEEL.

Tabela 1: Situação econômico-financeira das distribuidoras em 2014.

Fonte: Apresentação do TCU em reunião com a Associação dos Membros dos Tribunais de Contas do Brasil - ATRICON em 06/05/2016.

De igual forma, as concessionárias distribuidoras do Grupo Eletrobras têm descumprido sistematicamente, nos últimos anos, as metas estabelecidas pela ANEEL para a quantidade e a duração de interrupções no fornecimento de energia elétrica. Além disso, têm apresentado sucessivos prejuízos financeiros e elevado endividamento, afetando a realização dos investimentos e pondo em risco a sustentabilidade da empresa.

Por meio do Relatório de Auditoria nº 201412711, a CGU apontou que (i) as distribuidoras da Eletrobras têm obtido recorrentes prejuízos; (ii) o crescimento da dívida não acompanha a capacidade de pagamento dos compromissos assumidos; (iii) os custos operacionais efetivos não acompanham os custos operacionais regulatórios; e (iv) os custos operacionais comprometem parte significativa das receitas auferidas com o negócio de distribuição.

Apesar de a Eletrobras ter optado por não prorrogar as suas concessões de distribuição, a União, amparada pela Lei nº 12.783/2013, a designou como responsável por prestar o serviço até que seja concluída a licitação para a escolha de um novo concessionário, simultânea à privatização das distribuidoras da Eletrobras.

A EDAL foi designada pela União como responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica no estado de Alagoas (Portaria MME nº 424,

1 Boletim de Informações Gerenciais da ANEEL – 2º trimestre de 2016. 2 EBITDA – Earnings before interests, taxes, depreciation and amortization ou Lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (LAJIDA): Geração operacional de caixa da companhia, ou seja, o quanto a empresa gera de recursos apenas em suas atividades operacionais, sem levar em consideração os efeitos financeiros e de impostos.


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de 3/8/2016), nos termos e nas condições estabelecidas na Portaria MME nº 388, de 26 de julho de 2016, até a assunção de novo concessionário ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorresse primeiro.

Dados do último reajuste tarifário3 indicam que a EDAL atende a 1,1 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual de R$ 1,18 bilhão.

Para assegurar aos consumidores a prestação de serviço público com qualidade nesse período transitório e evitar a deterioração do valor de venda das empresas na futura privatização, é importante investigar a adequação (i) da gestão da qualidade do serviço prestado pela EDAL, bem como (ii) da sua gestão econômico-financeira.

Nesse sentido, buscou-se obter um diagnóstico da situação da empresa, partindo-se de um mapa geral da qualidade do serviço prestado no estado, além de se avaliar a compatibilidade da saúde financeira da companhia com as necessidades de investimentos e aportes de recursos para a recuperação dos níveis de qualidade, ainda que durante o período de prestação temporária.

Cabe destacar que, no dia 13 de outubro de 2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu instaurar a Audiência Pública - AP nº 63/2016 para discutir os termos da regulação dos serviços de distribuição no período de prestação temporária. Pela relevância e urgência da regulação para a continuidade e adequação do serviço prestado, parte dos dispositivos têm eficácia imediata e constam do Despacho nº 2.447/2016, enquanto uma minuta de resolução era discutida na referida AP. Por fim, os termos e condições para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica por Distribuidora Designada foram estabelecidos na Resolução Normativa nº 748, de 29 de novembro de 2016.

Fundamentalmente, o órgão ou entidade da administração pública federal prestador (a) do serviço volta a receber e contratar recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, Conta de Combustíveis Fósseis – CCC e Reserva Global de Reversão – RGR; a aplicar os reajustes e revisões tarifárias homologados pela ANEEL, além de receber empréstimo com recursos da RGR para assegurar a condição mínima de sustentabilidade. De acordo com a Nota Técnica nº 331/2016-SCT-SRD-SEM-SRG-SGT-SFF-SFE-ASD, de 12/09/2016:

109. Como regra geral para liberação do empréstimo propõe-se que a

distribuidora atenda a requisitos mínimos de gestão. Tais requisitos serão definidos a

partir de patamares máximos de custos operacionais, perdas não técnicas e qualidade

do serviço.

110. Por se tratar de um período transitório, de curta duração e considerando

que os resultados de ações de melhoria de gestão via de regra demandam um prazo para

apresentar efeitos significativos, propõe-se que os valores máximos admissíveis de cada

uma dessas dimensões sejam pautados nos valores efetivamente apurados pelas empresas

no período verificado entre julho de 2015 e junho de 2016, com as devidas correções

inflacionárias, quando cabível.

111. Em outras palavras, a proposta é que para ter acesso aos recursos do

empréstimo da RGR a distribuidora deverá manter, na pior das hipóteses, as condições

operativas registradas nos últimos 12 meses que antecederam o início da designação e

subsequente recebimento dos recursos.

[...]

113. Trata-se do limite máximo admitido. No entanto, o início da convergência

para os referenciais regulatórios deve ser dar durante o período de prestação temporária

3 Reajuste aprovado pela Resolução Homologatória ANEEL nº 2.136/2016.


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do serviço. Para tal, os dirigentes das distribuidoras, com a interveniência de

representantes dos acionistas controladores, deverão encaminhar Plano de Prestação

Temporária do Serviço por meio do qual deverão detalhar as ações a serem

empreendidas para iniciar o processo de adequação do serviço aos referenciais

eficientes de perdas, custos operacionais e continuidade do serviço definidos pela

ANEEL.

Em contrapartida, os dirigentes das distribuidoras e o acionista controlador devem assinar Termo de Compromisso por meio do qual se comprometem com uma série de melhorias que serão monitoradas pela ANEEL, e apresentar um Plano de Prestação Temporária ao órgão regulador, abordando os seguintes parâmetros:

I – Adimplência setorial;

II – Perdas de Energia Elétrica;

III – Custos Operacionais;

IV – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC);

V – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC);

VI – Qualidade da informação prestada à ANEEL; e

VII – Cumprimento de determinações da fiscalização da ANEEL.

No que se refere aos incisos II até V, a empresa deverá buscar a convergência com os referenciais regulatórios de cada um dos indicadores, não devendo ser admitido que, nas apurações trimestrais, os valores realizados dos últimos quatro trimestres superem o valor apurado entre julho de 2015 e junho de 2016, com atualização pelo IPCA no caso do inciso III.

Como incentivo à melhoria da performance, as compensações financeiras outrora fornecidas aos consumidores pelo descumprimento de indicadores de continuidade poderão ser aplicadas na forma de investimentos na própria área atendida pela empresa. Tais investimentos serão registrados, no entanto, como obrigações especiais, parcela esta que não integra a Base de Remuneração Regulatória, logo, não traz adicionais de remuneração à empresa.

Durante os exames, foi solicitado o envio do referido plano ao órgão de controle interno. A empresa informou, no entanto, que, em 06 de outubro de 2016, a ANEEL estabeleceu diretrizes, com previsão de trajetória de redução de alguns indicadores, o que impactou na elaboração do plano de prestação temporária dos serviços (Oficio nº 353/2016-DR/ANEEL). Diante deste fato, a EDAL solicitou à ANEEL uma prorrogação de 30 dias do prazo inicialmente estabelecido para entrega do plano, ou seja, o mesmo ainda se encontrava em elaboração quando da conclusão do relatório preliminar de auditoria.

1.1 Objetivos da auditoria

A fiscalização realizada na EDAL, conforme orientações emanadas do TCU, teve como objetivos obter um diagnóstico acerca dos seguintes aspectos:

i. Qualidade da prestação do serviço público de fornecimento de energia com base no DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora);

ii. Saúde financeira com base em resultados de fluxo de caixa (EBITDA, custo da dívida, investimentos de reposição, dentre outros parâmetros);

iii. Compatibilidade dos planos de investimento para atendimento das metas de qualidade com a saúde financeira da empresa; e


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iv. Necessidade de aportes financeiros para fazer frente aos investimentos na melhoria da qualidade.

2. Resultados dos trabalhos

Em 2015, a qualidade do serviço ganhou contornos mais rígidos durante o processo de regulamentação da renovação das concessões de distribuição. Por meio do Decreto nº 8.641/2015 ficou estabelecido que a prorrogação poderia ocorrer visando atender os seguintes critérios: (i) eficiência com relação à qualidade do serviço prestado; (ii) eficiência com relação à gestão econômico-financeira; (iii) racionalidade operacional e econômica; e (iv) modicidade tarifária.

Para as distribuidoras que tiveram prorrogadas suas concessões, os novos contratos trouxeram vários dispositivos abordando tópicos como qualidade, indicadores, metas, sanções administrativas, revisões periódicas, etc., tendo sido estabelecido que a qualidade de empresas prorrogadas deve ser restabelecida em um prazo de 5 anos.

Em que pese as distribuidoras da Eletrobras terem optado pela não renovação dessas concessões, verifica-se que cláusulas que foram inseridas nos novos contratos se prestam como bons critérios de auditoria, principalmente com relação aos temas: (i) Qualidade e Conservação das Instalações; (ii) Sustentabilidade Econômico-Financeira (SEF); e (iii) Perdas Elétricas, tendo sido utilizados como norteadores no desenvolvimento do presente trabalho.

A seguir, passa-se a apresentar os resultados das avaliações realizadas durante a auditoria na EDAL:

Qualidade do Serviço Prestado

Em relação a esse item, buscou-se responder à seguinte questão de auditoria:

QUESTÃO 1 - A gestão da distribuidora mitiga os riscos associados à deterioração do serviço prestado ao consumidor até a privatização?

A Agência Nacional de Energia Elétrica estabeleceu indicadores de continuidade do serviço público de distribuição de energia, que refletem a qualidade do serviço prestado ao consumidor. Os indicadores de continuidade são do tipo individual ou coletivo; os primeiros tratam do serviço prestado a cada unidade consumidora, enquanto os demais avaliam o serviço de distribuição como um todo.

São indicadores coletivos o DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e o FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora). Os indicadores individuais são o DIC (Duração de interrupção individual por unidade consumidora), o FIC (Frequência de interrupção individual por unidade consumidora) e o DMIC (Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão).

No caso específico de Alagoas, verificou-se que a duração de interrupções se encontrava em níveis superiores ao fixado pelo regulador em diversas regiões do estado, conforme mapas que indicam o comportamento do DEC em 2014 e 2015.


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Figura 1: Comportamento do DEC nos diversos conjuntos elétricos do estado de Alagoas em 2014.

Fonte: Informação obtida pelo TCU junto à ANEEL.

Figura 2: Comportamento do DEC nos diversos conjuntos elétricos do estado de Alagoas em 2015.


Pode-se verificar que dos 38 conjuntos elétricos do Estado apenas 3 (7,9%) encontravam-se, em 2015, com o DEC dentro dos limites regulatórios e cerca de 76% dos conjuntos possuíam DEC acima de 50% do limite estabelecido, o que revela um baixo nível de qualidade no serviço prestado, ao menos sob a ótica da continuidade no fornecimento. No que se refere à capital do Estado, o comportamento do DEC apurado em 2015 é mostrado no mapa a seguir:


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Figura 3: Comportamento do DEC nos diversos conjuntos elétricos da Região de Maceió/AL.


O bom desempenho da qualidade é importante tanto para as estatais que prorrogaram suas concessões, quanto para as que não prorrogaram (caso das empresas da Eletrobras), seja porque se trata de um serviço público, seja porque há direitos do consumidor a serem preservados (consignados no Código de Defesa do Consumidor - CDC), ou porque o mal desempenho pode trazer impactos financeiros à estatal e riscos de perda da concessão.

O comportamento dos indicadores de continuidade da empresa, relativos à duração (DEC) e frequência (FEC) de interrupções são mostrados a seguir:

Fonte: Elaborado pela equipe de auditoria a partir de informações acessadas no site da ANEEL em 27/09/2016.

25,66 26,24

30,73

36,32

29,56

18,72 17,59 16,41 15,93 15,18

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2011 2012 2013 2014 2015

Gráfico 1: Evolução do DEC (Horas/ano)

DEC APURADO DEC LIMITE


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Fonte: Elaborado pela equipe de auditoria a partir de informações acessadas no site da ANEEL em 27/09/2016.

Verifica-se que os valores apurados têm se situado em níveis superiores aos limites estabelecidos pelo órgão regulador, em que pese ter havido uma relativa melhoria de 2014 para 2015, tanto no DEC quanto no FEC. No ano de 2015, os consumidores do estado de Alagoas ficaram, em média, 20,71 vezes sem energia, durante 29,56 horas.

Destaca-se que o mecanismo regulatório de incentivo à qualidade técnica e comercial, representado pelo componente Q (0,70.Qtécnico + 0,30.Qcomercial), é especificado em cada reposicionamento tarifário (ex-post) com os dados de qualidade técnica e comercial dos dois anos antecedentes, disponíveis em abril de cada ano.

O Componente Q do Fator X tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras ao longo do ciclo tarifário, alterando as tarifas de acordo com o comportamento de indicadores de qualidade, incluindo o DEC e o FEC (Qtécnico).

Conforme a metodologia definida no Submódulo 2.5 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET, o componente Q (referente à qualidade do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos 2 anos disponíveis.

Dados da ANEEL referentes ao último reajuste de tarifas da EDAL, o qual foi aprovado pela Resolução Homologatória nº 2.136/2016, indicam que a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre 2014 e 2015 foi de - 4,79%, de modo que o valor de componente Q do Fator X4 a ser aplicado na atualização da Parcela B foi de 0,00%. Ou seja, em que pese ter havido uma melhoria na qualidade do serviço prestado de 2014 para 2015, consoante redução observada no DEC e no FEC, isso não foi capaz de se refletir em um maior reajuste tarifário para a empresa.

A partir de dados da ANEEL, verificou-se que o volume financeiro das compensações pagas pela EDAL aos seus consumidores, em razão da ultrapassagem dos valores regulatórios dos indicadores de continuidade, tem sido crescente, alcançando a

4 O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. É empregado no cálculo tarifário nos reajustes anuais quando o valor da Parcela B é corrigido pelo IGP-M menos o Fator X. Dessa forma, quanto maior o Fator X menor é o reajuste tarifário anual. É calculado pela seguinte expressão: Fator X = Pd + Q + T, sendo: Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; Q = Qualidade do serviço; e T = Trajetória de custos operacionais.

16,71

20,03

16,04

22,82

20,71

16,1415,31 14,58 13,82

12,59

0

5

10

15

20

25

2011 2012 2013 2014 2015

Gráfico 2: Evolução do FEC (Frequência/ano)

FEC APURADO FEC LIMITE


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cifra de R$ 8,48 milhões em 2015, sendo que, no período de 2012 a 2015, já foram gastos R$ 26,56 milhões (em valores nominais).

Fonte: Elaborado pela equipe de auditoria a partir de dados disponíveis no site da ANEEL, acessados em 22/09/2016.

Por exemplo, o valor pago de compensações em 2014 (R$ 7,74 milhões) corresponde, de acordo com as informações da Nota Técnica nº 362/2013-SRE/ANEEL, a (i) cerca de 23,5% da remuneração do capital estabelecida no 3º ciclo de revisão tarifária da concessionária (R$ 32,84 milhões), que corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela distribuidora e que é incluída nas tarifas; ou (ii) 2,5% dos R$ 307,5 milhões referentes a Parcela B destinada a custear a prestação do serviço. Destaca-se que, no período da prestação temporária do serviço, as compensações poderão ser revertidas em investimentos na rede de distribuição.

No que se refere à qualidade do serviço prestado, além do comportamento dos indicadores de duração e frequência de interrupções, buscou-se avaliar o nível de satisfação dos consumidores da empresa a partir dos resultados obtidos na pesquisa IASC – Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor, cujos dados são mostrados a seguir.

Tabela 2: IASC – Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor.


Em termos de “Ranking”, destaque em 2015 para a melhoria significativa da EDAL (antiga CEAL), que passou da 61ª para a 42ª posição. Também merece destaque o fato de que, quanto à pontuação dada ao grau de satisfação, todas as distribuidoras

4.769.920,32

5.576.104,04

7.737.666,11

8.482.580,65

0,00

1.000.000,00

2.000.000,00

3.000.000,00

4.000.000,00

5.000.000,00

6.000.000,00

7.000.000,00

8.000.000,00

9.000.000,00

2012 2013 2014 2015

Gráfico 3: Compensações pagas aos consumidores da EDAL (R$)


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pioraram em 2015, à exceção da distribuidora de Alagoas. Tais resultados conjugados mostram que o consumidor tem percebido uma melhoria no desempenho da empresa.

Em maio de 2015, as 16 distribuidoras com pior desempenho de qualidade apresentaram, a pedido da ANEEL, um plano destinado a recuperar a qualidade do serviço prestado nos próximos anos. O Plano de Resultados seria avaliado pela ANEEL, que poderia acatá-lo, propor ajuste ou recusá-lo, revelando-se uma boa oportunidade para o realinhamento da gestão dessas distribuidoras. As diretrizes da ANEEL para a elaboração do Plano foram as seguintes:

i. Apresentar um conjunto de ações voltadas para a melhoria da qualidade do serviço e para o equacionamento da situação econômico-financeira, nos próximos 3 ou 4 anos (2017 ou 2018);

ii. Apresentar o impacto esperado nos indicadores durante a vigência do Plano, para propiciar o monitoramento pelo órgão regulador;

iii. Atendimento dos limites dos indicadores DEC e FEC ao final do Plano.

O Plano de Resultados foi apresentado pela empresa à ANEEL com objetivo de melhorar os indicadores de desempenho e de satisfação do consumidor.

O plano de resultados é composto pela definição de metas para a execução de ações gerenciais e de investimentos voltados à melhoria da performance do serviço de distribuição de energia elétrica em um período de 24 meses, abrangendo os exercícios de 2015, 2016 e 2017.

No que se refere à qualidade do serviço, verificamos que o plano buscou individualizar cada um dos 38 conjuntos elétricos, de forma a adequar as ações a serem empreendidas às peculiaridades de cada conjunto.

É meta do plano o atingimento dos patamares regulatórios de qualidade ao fim do período do plano, mediante uma melhora progressiva dos indicadores de investimentos ao longo dos 24 meses. Previu-se um investimento de R$ 198,7 milhões em obras voltadas à melhoria da qualidade do fornecimento do sistema de distribuição.

Constatou-se, mediante análise dos relatórios de acompanhamento do plano de resultados, que o cronograma das obras não vem sendo cumprido conforme planejado. De um total de 46 obras previstas no plano para melhoria da qualidade do fornecimento, apenas 05 estavam no prazo, 02 encontravam-se em regime de atenção e 39 obras estavam fora do prazo.

Quadro 1: Status dos Projetos e Obras para Melhoria da Qualidade de Fornecimento.

Fonte: Relatório de Acompanhamento do Plano de Resultados (maio a junho/16).

O atraso na execução do cronograma foi impactado, segundo justificativas da empresa, pelos efeitos dos custos da energia no fluxo de caixa da Empresa e pela opção de não renovação da concessão, que dificulta a obtenção de novos financiamentos.

Em que pese a dificuldade de cumprimento do cronograma de obras, a empresa vem atingindo as metas previstas no plano de resultados, no que se refere aos indicadores de qualidade, em função das melhorias implementadas, sendo que os indicadores DEC e FEC apresentam uma trajetória de queda.


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Gráfico 4: Trajetória do Indicador DEC.

Fonte: Relatório de Acompanhamento do Plano de Resultados (mai a jun/16).

Gráfico 5: Trajetória do Indicador FEC.

Fonte: Relatório de Acompanhamento do Plano de Resultados (mai a jun/16).

Consta no mencionado plano que sua execução é monitorada por grupo de trabalho constituído especificamente por este fim e em reuniões mensais realizadas pela Diretoria Executiva.

Outro instrumento importante é o Plano Diretor de Negócios e Gestão, que contém diagnóstico da necessidade de ações voltadas para a melhoria da qualidade do serviço.

O Plano Diretor de Negócios e Gestão – PDNG-2014/2018, com aprovação da Diretoria Executiva por meio da Resolução nº 080/2014, é instrumento destinado ao planejamento de médio prazo que visa materializar as diretrizes estratégicas traçadas pela Centrais Elétricas Brasileiras - Eletrobras holding, com destaque para a diretriz “eficiência operacional”.

Destaca-se no PDNG 2014/2018 o Plano de Operação e Manutenção, que contém diversas ações previstas para melhorar o desempenho dos indicadores DEC, FEC e Tempo Médio de Atendimento às Ocorrências Emergenciais - TMAE e,


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consequentemente, melhorar a qualidade do serviço público na distribuição de energia elétrica.

Foram elencadas 16 ações visando a melhoria do desempenho dos indicadores de qualidade, dentre as quais destacamos as seguintes:

1 - Implantar o Projeto Sinergia com dimensionamento qualiquantitativo, aumentando de 34.762 horas de equipe por mês para 49.118 horas/mês, cerca de 41%;

2 - Instalação de 120 religadores do projeto Energia +;

3 - Automatizar 3 subestações (Arapiraca II, São Miguel e Palmeira dos Índios);

4 - Estudo e substituição de elos para ajustes no sistema de proteção de média tensão;

5 - Realizar manutenção preventiva nas redes de média tensão para reduzir problemas com conexão e isoladores;

6 - Implantar sistema de despacho móvel.

À exceção da ação referente ao Projeto Sinergia, que promoveu um incremento de 23% da quantidade de horas por equipe frente aos 41% planejados, as demais metas previstas no PDNG 2014/2018 foram implementadas.

Resta frisar que, para cada ação citada, há uma estimativa de impacto no desempenho dos indicadores de qualidade e a sua implementação contribuiu para a melhoria no desempenho dos indicadores no exercício 2015 (em relação ao exercício 2014).

No que se refere ao diagnóstico dos investimentos voltados a melhoria da qualidade, o diagnóstico consta do Plano de Expansão do Sistema Elétrico 2015-2024 da Eletrobras Distribuição Alagoas.

O plano de expansão contém análises de desempenho do sistema elétrico com as conclusões e recomendações a serem adotadas, além do programa de investimentos necessário para o fornecimento de energia elétrica de qualidade, do período de 2015 a 2024. O plano contém, ainda, um diagnóstico acerca dos investimentos necessários, destacando-se pela indicação da necessidade de substituição dos condutores, da construção de redes novas, reforma e a implementação de equipamentos como reguladores de tensão, religadores automáticos e bancos de capacitores.

Quadro 2: Obras de Melhoria e Renovação necessárias.

Fonte: Plano de Expansão 2015-2024.

O referido plano indica para o exercício 2015 um montante de R$ 141 milhões em investimentos voltados à melhoria da qualidade e à segurança da rede de distribuição.


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Gráfico 6: Programa de investimentos necessários.

Fonte: Plano de Expansão 2015-2024.

Observa-se que a necessidade de investimentos indicada no Plano de Expansão é decrescente com o passar dos anos, o que pode ser justificado pelo acúmulo de obras não realizadas nos exercícios anteriores, concentrando, assim, os investimentos nos anos iniciais do plano.

No que se refere às práticas gerenciais focadas na melhoria do desempenho, a empresa indicou como principal evolução o Portal da Operação, plataforma voltada para o monitoramento em tempo real, contendo informações importantes para a tomada de decisão, como produtividade por equipe, regime de chuvas, mapas de ocorrências (vinculados ao sistema de monitoramento por satélite), entre outras.

A funcionalidade de controle em tempo real é de fato um importante instrumento para a tomada de decisões voltadas à melhoria da qualidade do serviço prestado, possuindo informações detalhadas sobre o desempenho dos indicadores e o detalhamento das ocorrências por localidade.

Quadro 3: Painel de Acompanhamento de Desempenho Atendimento Emergencial - Ocorrências.

Fonte: Resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/02.

Há ainda um controle detalhado acerca da duração do atendimento à ocorrência, sendo discriminados o tempo para Preparação, Deslocamento e Execução do atendimento.

Quadro 4: Painel de Acompanhamento de Desempenho Atendimento Emergencial – TMAE e DEC/FEC.


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Verificamos que o portal possui funcionalidade capaz de fazer uma avaliação diária de DEC e FEC nos conjuntos elétricos, possibilitando direcionar o atendimento para as áreas onde existam maior incidência de problemas.

O portal possui também integração com sistemas de localização por satélite, permitindo o direcionamento da equipe mais próxima da ocorrência para seu atendimento, proporcionando uma redução na duração da falha, ocasionando uma melhoria nos indicadores de duração de interrupções.

No que se refere ao serviço de monitoramento e previsão do clima, o portal da operação apresenta funcionalidade de acompanhamento dos níveis pluviométricos com o objetivo a definir os quantitativos de equipes para atendimentos a suspensão no serviço de distribuição de energia elétrica.

Ainda no que se refere às práticas gerenciais, destaca-se que, de acordo com a empresa, o Projeto Sinergia teve como base o princípio de redimensionar o quantitativo de equipes disponíveis da empresa baseado em estudo estatístico de quantidade de ocorrências por dia e horário de entrada no seu sistema. A premissa deste projeto é que as equipes devam trabalhar em sinergia, ou seja, estarem aptas a realizar qualquer tipo de atividade, seja operacional ou comercial, visando a otimização do uso dos recursos humanos e ferramentais para a realização das atividades, buscando uma maior agilidade no atendimento ao consumidor.

O referido projeto proporcionou um acréscimo de 23% no tempo disponível das equipes, proporcionando uma maior disponibilidade para realizar o atendimento às ocorrências.


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Quadro 5: Evolução física – Projeto Sinergia.

Fonte: PDNG 2014/2018.

A empresa apresentou comprovação de que promove a realização de manutenção preventiva conforme análise dos resultados de qualidade, visando atacar de forma antecipada os locais onde há uma maior incidência de ocorrências. Além disso, observamos que a administração mapeia as causas das ocorrências que levam à interrupção no fornecimento de energia e consequentemente ao mau desempenho dos indicadores de qualidade.

Gráfico 7: Causas das Interrupções – 2015.


Santana do Ipanema 86 130

Olho água das flores 24 46

Batalha 18 26

Palmeira dos Índios 70 90

Arapiraca 172 226

Girau do Ponciano 18 18

Teotônio Vilela 34 34

Mata Grande 8 24

Delmiro Gouveia 50 82

Porto Real do Colégio 18 12

Penedo 62 62

Atalaia 12 20

Coruripe 36 36

Novo Lino 20 32

Rio Largo 80 106

São Miguel dos Campos 64 60

União dos Palmares 66 76

Viçosa 20 24

São Miguel dos Milagres 12 24

Maragogi 52 52

Maribondo 12 24

Matriz de Camaragibe 60 52

Marechal Deodoro 20 20

Tabuleiro / Satuba / Bebedouro 94 174

Jacintinho 220 100

Centro / Ponta Verde 100 190

Paripueira 20 44

Total 1448 1784

23%

PÓLO

Quantidade De Horas Disponíveis de

Equipe / Dia após implantação do

Projeto Sinergia

Quantidade De Horas Disponíveis de

Equipe / Dia antes da implantação do

Projeto Sinergia

Aumento de disponibilidade de horas equipe / dia

26%15% 12% 6% 6% 4% 3% 2% 2% 2%

23%

26%

41%

53%59%

65%69% 72% 74% 75% 77%

100%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%% por causa % acumulado

2015


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Identificamos, porém, uma alta incidência de ocorrências onde as causas não são identificadas pela distribuidora, cerca de 23%, o que sugere uma impossibilidade de adotar medidas gerenciais capazes de corrigir as falhas ocorridas para esses casos.

No que se refere à gestão dos estoques, verificamos que a empresa possui 10 estoques descentralizados, distribuídos em “pontos estratégicos para atendimento aos municípios circunvizinhos por possuir maior número de equipes das localidades, e com isso visar mais agilidade no abastecimento para atender a ocorrências de operação/manutenção e um eficiente restabelecimento do sistema elétrico, no caso de emergências operacionais”.

Figura 4: Distribuição geográfica dos estoques.


Adicionalmente, a empresa apresentou relatório de estoque que comprova a distribuição de material de reposição entre os estoques localizados ao longo do estado, de forma que a realização de reparos seja feita de maneira mais célere, gerando um impacto menor nos indicadores de qualidade no fornecimento.

No que se refere ao acompanhamento do funcionamento dos principais equipamentos voltados para o serviço de distribuição de energia durante a garantia firmada junto aos fabricantes, a exemplo de transformadores e isoladores, a empresa afirmou que faz uma gestão no sentido de promover a manutenção ou a troca do equipamento sempre que ocorrem problemas, tendo sido apresentada comprovação, a título de exemplo.

Sustentabilidade Econômico-Financeira

A seguir, encontram-se as análises realizadas com relação à Sustentabilidade Econômico-Financeira, por meio das quais busca-se verificar o nível em que se encontra a empresa a partir de dados como custos operacionais e inadimplência, perdas não técnicas, além de indicadores de endividamento, eficiência, retorno ao acionista, etc.

Nesse sentido, buscou-se responder à seguinte questão de auditoria:

QUESTÃO 2 - A gestão econômico-financeira da distribuidora mitiga os riscos associados à deterioração do valor de seus ativos?

Cabe destacar que as análises foram realizadas, em grande parte, utilizando-se parâmetros regulatórios, tais como EBITDA ajustado, Dívida Líquida com Ativos e Passivos Financeiros Setoriais – DLR, Quota de Reintegração Regulatória – QRR, Valor


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da Parcela B – VPB Regulatório, dentre outros, os quais foram obtidos pelo TCU junto à ANEEL e cujas definições são apresentadas a seguir.

O EBITDA ajustado considera a restrição ou exclusão de algumas reversões, recuperações e despesas, conforme detalhado no anexo II à Nota Técnica nº 67/2016-SFF/ANEEL, de 15/04/2016.

Quadro 6: EBITDA ajustado.

Fonte: Nota Técnica nº 67/2016-SFF/ANEEL, de 15/04/2016.

Na Dívida Líquida com Ativos e Passivos Financeiros Setoriais – DLR há um ajuste pelos ativos e passivos financeiros setoriais, cujo detalhamento também se encontra no anexo II à Nota Técnica nº 67/2016-SFF/ANEEL. De acordo com a ANEEL, este ajuste é relevante quando há flutuações nos indexadores macroeconômicos e condições hidrológicas desfavoráveis que podem culminar numa elevada exposição involuntária.


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Quadro 7: Dívida Líquida com Ativos e Passivos Financeiros Setoriais – DLR.


Já a Quota de Reintegração Regulatória – QRR corresponde à parcela que considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados. Tem por finalidade recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.

O Valor da Parcela B – VPB Regulatório refere-se à cobertura dos custos considerados gerenciáveis, ou seja, aqueles que a distribuidora tem plena capacidade de administrar diretamente. Entre os custos gerenciáveis estão: despesas relacionadas à operação e manutenção dos serviços de distribuição, por exemplo, Pessoal, Materiais, Serviços de Terceiros e Outros (PMSO), bem como os custos de depreciação e a remuneração dos investimentos realizados pela empresa para o atendimento do serviço.

Os principais riscos para a sustentabilidade econômica do negócio de distribuição são os maiores níveis de endividamento das empresas, a percepção de maiores riscos por bancos e potenciais financiadores, acarretando maiores taxas de juros em novos empréstimos, bem como o perfil da dívida (taxas de juros, prazos e garantias necessárias). No que se refere ao perfil da dívida, merecem ser feitas as seguintes considerações de ordem geral:

i. Taxas flutuantes atreladas a índices macroeconômicos podem representar risco para a empresa;

ii. Dívidas em moeda estrangeira apresentam risco similar às dívidas com taxas flutuantes;

iii. Alto percentual de dívidas com vencimento em até doze meses gera risco de insolvência, com possibilidade de execução de garantias;


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iv. Dívidas setoriais inibem a aplicação de reajustes tarifários (consoante art. 10 da Lei nº 8.631/1993).

Por outro lado, distribuição de proventos (Juros sobre Capital Próprio – JCP e dividendos) com sucessivos resultados negativos ou com níveis crescentes de endividamento, acima de limites eficientes, podem indicar uma possível inversão de prioridades nas concessões.

Endividamento

Conforme já destacado anteriormente, as análises foram realizadas tomando-se por base valores regulatórios obtidos pelo TCU junto à ANEEL, os quais são apresentados a seguir:

Quadro 8: Indicadores econômico-financeiros – 2011 a 2015.

CEAL - R$ Milhões 2011 2012 2013 2014

2015

Dív. Líq. + Reg (DLR) 345 414 722 533 1.083

EBITDA ajustado (64) (104) 16 (35) (144)

Resultado Líquido (78) (89) (114) (131) (294)

QRR 43 50 50 44 49

VPB Reg 279 322 333 315 351

Fluxo do Acionista (89) (65) (22) - -

Dividendos - - - - -

Juros s/ Capital Próprio - - - - -

Aportes - - - - -

AFAC (89) (65) (22) - -

Conversão de Mútuos - - - - -

Emissão de Ações - - - - -

Outros - - - - - Fonte: Dados obtidos pelo TCU junto à ANEEL.

A partir dos dados regulatórios fornecidos pela ANEEL, não foi verificada a distribuição de proventos (dividendos ou JCP), de 2011 a 2015, sendo que a empresa apresentou sucessivos prejuízos nesse período. Sob esse aspecto não foi constatada inversão de prioridades na gestão financeira da concessão, situação que poderia ocorrer caso a EDAL distribuísse proventos mesmo com os sucessivos resultados negativos apresentados e níveis crescentes de endividamento, o que dificultaria ainda mais a possibilidade de saneamento da situação financeira da empresa.

No entanto, constatou-se que a empresa tem pago participação nos lucros e resultados – PLR aos seus empregados e dirigentes mesmo com a apuração de sucessivos prejuízos pela companhia, conforme se depreende da tabela a seguir:


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Quadro 9: Pagamento de PLR e prejuízos verificados pela EDAL de 2011 a 2015.

Ano Prejuízo (R$ mil) PLR (R$ mil)

2011 48.540 12.375 2012 116.946 9.893 2013 137.149 11.058 2014 95.354 6.447 2015 252.585 5.709

Fonte: Elaborado pela equipe de auditoria a partir de informações do Relatório de Administração de 2015 e da resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/06.

De acordo com as demonstrações financeiras de 2015, a participação nos resultados é paga com base em um acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas, a partir da Tabela de Classificação do Índice Ponderado de Desempenho Empresarial – IPDE, conforme previsão no CMDE, cujo limite mínimo de atingimento para percebimento da PLR foi de 70% em 2014. No entanto, cabe destacar que as metas fixadas no CMDE são, em geral, mais flexíveis do que as estabelecidas pela ANEEL e, ainda que a empresa esteja em níveis inferiores aos referencias regulatórios ao longo do período analisado, a mesma tem realizado pagamentos a título de PLR.

Dessa forma, a empresa tem pago compensações aos consumidores pela ultrapassagem dos indicadores de qualidade, possui perdas não técnicas e custos operacionais acima dos níveis regulatórios (nesse caso, de 2011 a 2013), ou seja, que não foram totalmente cobertos pela tarifa, e mesmo assim pagou cerca de R$ 45 milhões (em valores nominais) de PLR nos últimos cinco anos, o que, em determinada medida, tem contribuído para o agravamento da sua situação econômico-financeira.

Cabe destacar, ainda, que os pagamentos de PLR foram realizados em desacordo com o art. 3º da Resolução nº 10/2009 do Conselho de Coordenação e Controle das Empresas Estatais – CCE, haja vista que a empresa, no período analisado, recebeu AFACs da Eletrobras (e, portanto, recebeu recursos indiretamente do Tesouro Nacional), possuía dívidas vencidas com a Eletrobras, principalmente relativas a compra de energia, e seus prejuízos acumulados alcançaram R$ 931,3 milhões em 31/12/2015. Dessa forma, a empresa não observou os seguintes pontos da Resolução CCE nº 10/2009 ao realizar esses pagamentos:

Art. 3º Fica a empresa estatal impedida de distribuir aos seus empregados qualquer parcela dos lucros ou resultados apurados nas demonstrações contábeis e

financeiras, que servirem de suporte para o cálculo, se:

I - houver registro de recebimento, a título de pagamento de despesas correntes ou de capital, de quaisquer transferências, diretas ou indiretas, de recursos do Tesouro Nacional;

II - possuir dívida vencida, de qualquer natureza ou valor, com órgãos e entidades da Administração Pública Federal direta ou indireta, com fundos criados por Lei ou com empresas estatais, mesmo que em fase de negociação administrativa ou cobrança judicial;

III - tiver registrado prejuízos de períodos anteriores, ainda não totalmente amortizados por resultados posteriores;

[...] (Sem grifos no original)

Tais valores de PLR são superiores àqueles necessários para a realização de obras importantes para melhoria da qualidade da prestação do serviço no estado de Alagoas, como por exemplo a Linha de Distribuição 69kV Delmiro Gouveia / Olhos d’Água das Flores e ampliação das subestações (R$ 11.069.255,51).


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A sustentabilidade do negócio pressupõe EBITDA positivo, isto é, despesas da atividade com efeito caixa inferiores à sua receita operacional. O oposto (Geração de Caixa Negativa) indicaria um cenário crítico uma vez que não seriam gerados recursos suficientes sequer para a cobertura das despesas operacionais, quanto mais para repor a parcela dos bens de produção depreciada e servir, ao menos, os juros da dívida (Nota Técnica nº 353/2014-SFF/ANEEL).

Ainda de acordo com a Nota Técnica nº 353/2014-SFF/ANEEL, o cenário em que o EBITDA é positivo, porém inferior aos Investimentos, é denominado “Fluxo Negativo”, representando que o caixa remanescente após o pagamento das despesas operacionais da empresa não é suficiente sequer para repor a parcela dos bens de produção depreciada, quanto mais para servir os juros da dívida.

Figura 5: Níveis de sustentabilidade.


No caso da EDAL, verifica-se que a empresa obteve valores de EBITDA ajustado negativos em quatro dos cinco anos analisados (2011 a 2015), o que revela um nível de eficiência abaixo dos valores requeridos para a manutenção da sustentabilidade de suas operações. Mesmo quando o EBITDA ajustado foi positivo (R$ 16 milhões em 2013), esse valor foi sequer superior ao investimento mínimo de reposição necessário na rede de distribuição e demais instalações, representado pela QRR daquele ano (R$ 50 milhões), sem levar em conta os investimentos adicionais para a expansão e melhoria do sistema, o que demonstra a gravidade da situação por que passa a empresa.

Durante os exames, verificou-se que a empresa utiliza na sua contabilidade um sistema informatizado de gestão de ativos, que armazena os dados recebidos da área gestora de obras. Esse sistema subsidia os processos de unitização dos investimentos na sua base de remuneração, que é submetida à avaliação do órgão regulador para fins de reconhecimento tarifário. A utilização de tal sistemática propicia ganhos ao processo de controle da base de ativos da empresa ao longo dos ciclos tarifários, haja vista que diminui o risco de não inclusão de obras concluídas na contabilidade e nos laudos de ativos que serão avaliados pela ANEEL nas revisões tarifárias.

No que se relaciona aos níveis de endividamento, verifica-se uma piora significativa do indicador Dívida Líquida com Ativos e Passivos Regulatórios - DLR, que de 2014 para 2015 teve um aumento de 103,2%, alcançando cerca de R$ 1,1 bilhão, o que revela níveis insustentáveis em termos da capacidade de pagamento, se consideradas as receitas operacionais e a estrutura de custos atualmente verificada na companhia. Se analisarmos o único ano em que o EBITDA ajustado foi positivo, obtém-se uma relação DLR/EBITDA ajustado igual a 45, o que revela um nível excessivo de alavancagem da empresa.

Dessa forma, as dívidas da empresa constituem um fator agravante da sua situação financeira atual. Para fazer frente aos investimentos na rede de distribuição e arcar com


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seus custos operacionais a companhia tem recorrido a empréstimos com a holding Eletrobras.

Corrobora essa conclusão a necessidade de realização de Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital (AFAC) pela holding Eletrobras nos anos de 2011 (R$ 89 milhões), 2012 (R$ 65 milhões) e 2013 (R$ 22 milhões), totalizando um aporte de R$ 176 milhões nesses anos pelo acionista controlador.

Além de aportes para futuro aumento de capital, tem sido realizado novos empréstimos com o acionista controlador – somente em 2015 esses empréstimos totalizaram R$ 109,7 milhões, com taxas de juros SELIC + 0,05% (R$ 44,7 milhões) e CDI + 0,05% (R$ 65 milhões) –, bem como repactuações de dívidas da empresa com a holding, de forma a manter suas atividades operacionais. No ano de 2014, por sua vez, foram tomados R$ 506,3 milhões, a CDI + 0,05%.

O quadro abaixo mostra o perfil das obrigações com empréstimos e financiamentos da empresa, em que se verifica que R$ 310,1 milhões (26,4%) se referiam a valores circulantes, conforme posição em 31/12/2015:

Quadro 10: Obrigações com empréstimos e financiamentos.

Fonte: Demonstrações Financeiras em 31/12/2015.

Ressalta-se que, por meio da Deliberação DEL-089/2016 do Conselho de Administração da Eletrobras, de 30/05/2016, foi suspensa a exigibilidade do pagamento do principal de 28 empréstimos/financiamentos firmados entre a EDAL e a holding, totalizando R$ 95.873.859,53, no período de 01/01/2016 a 31/07/2016.

Não foi verificado que os controles internos preveem mecanismos para controle de limites de endividamento, substituição para financiamentos mais favoráveis e negociação de prazos com credores, até mesmo porque a quase totalidade da dívida referente a empréstimos e financiamentos da empresa é com a holding Eletrobras (98,8%). Cabe destacar, ainda, que diante da situação econômico-financeira delicada por que passa a EDAL, a empresa dificilmente conseguiria financiamentos junto a instituições financeiras de mercado.

No que se refere à melhoria da qualidade do fornecimento, o Plano de Resultados contemplou 66 obras que constam no Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD da companhia, sendo que a EDAL também registrou a ausência de fonte de financiamento (cerca de R$ 200 milhões) para o andamento do programa de obras previsto. De acordo com o Memorando nº 312/2016-SFE/ANEEL, de 18/07/2016, até o 4º trimestre de aplicação do Plano, doze obras se encontravam no prazo, 3 mereciam atenção e 23 estavam fora do prazo.


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A SFF/ANEEL ressaltou que decorrido metade do prazo para a implementação do Plano, verificou-se o baixo volume de investimentos, com a empresa tendo investido apenas 24,4% do total previsto até junho/2016 (R$ 139,6 milhões investidos de uma previsão de R$ 573,2 milhões). Ainda de acordo com a SFF/ANEEL, o péssimo resultado da empresa e a inviabilidade de captação de recursos no mercado certamente são as principais causas do baixo volume de investimentos, que por sua vez tem relação direta com a baixa qualidade do serviço prestado.

Quadro 11: Investimentos realizados no âmbito do Plano de Resultados.

R$ mil Orçamento Total (A) Realizado (B) B/A (%) Obras 198.742 44.833 22,6%

Melhoria no Atendimento 175.454 49.014 27,9% Qualidade no Fornecimento de Energia 196.845 44.458 22,6%

Segurança no Trabalho 2.159 1.305 60,5% TOTAL 573.200 139.611 24,4%

Fonte: Memorando nº 449/2016-SFF/ANEEL, de 12/08/2016.

Além disso, de acordo com a SFF/ANEEL a empresa encontra-se inadimplente com as obrigações setoriais, conforme exame do Sistema Inadimplentes em 09 de agosto de 2016, em que constam pendências de quase R$ 115 milhões em despesas de compra e transmissão de energia elétrica.

A empresa informou que tem buscado com frequência identificar fontes de recursos para financiamento das obras, projetos e ações contidos no Plano de Resultados Eletrobras Distribuição Alagoas 2015-2017, em particular para as seguintes obras prioritárias: (i) construção de 224 km de alimentadores, (ii) SE Cidade Universitária, (iii) SE Coruripe II e (iv) LD Arapiraca I - Palmeira dos Índios C3, consoante recomendação do Acórdão nº 652/2016-TCU-Plenário.

Ainda de acordo com a empresa, apesar de identificar algumas oportunidades, até o presente momento não foi possível a concretização de nenhum financiamento para as mesmas, inicialmente em razão das indefinições relacionadas à renovação da concessão e, neste momento, devido à decisão de não renovação das concessões. Com esta decisão da holding, a distribuidora ressaltou que ficou impossibilitada de ofertar seus recebíveis como eventual garantia de financiamentos, o que gerou o desinteresse de instituições que atuam neste ramo de operações.

A despeito deste cenário, a companhia ressaltou que continua a buscar alternativas para financiamentos dos investimentos necessários, mas sem sucesso até a presente data, de acordo com informações prestadas pelo Memorando nº 474/2016, de 21/10/2016.

No entanto, cabe destacar que uma das fontes de recursos que poderá ser utilizada para realização de investimentos no período de prestação temporária é a RGR. De acordo com o Anexo I do Despacho nº 2.447, de 13 de setembro de 2016, a EDAL poderá tomar emprestado cerca de R$ 25,6 milhões/mês via RGR de forma a assegurar a Remuneração Adequada prevista no art. 11 da Portaria nº 388/2016-MME, com o objetivo de criar condições para a continuidade e a prestação adequada do serviço.

A definição dos empréstimos a serem fornecidos pela RGR para assegurar a remuneração adequada se deu de modo a satisfazer a seguinte equação:

Geração Operacional de Caixa – Investimentos de Reposição – Juros da Dívida ≥ 0

A partir de informações prestadas pelas distribuidoras e de dados regulatórios, a ANEEL definiu um valor de referência para o empréstimo. No caso da EDAL o valor foi estabelecido em até R$ 25,6 milhões por mês, ou R$ 307 milhões anuais, e taxa de juros de 111% da SELIC. Dessa forma, os empréstimos tomados no âmbito da RGR e os valores de compensações pela transgressão dos indicadores de qualidade referentes à continuidade do serviço e ao nível de tensão em regime permanente (que poderão ser


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revertidos em investimentos na rede de distribuição) ajudarão a assegurar a continuidade e a prestação do serviço até a conclusão do processo de privatização em curso.

Os principais dados econômico-financeiros da EDAL, a partir da sua contabilidade societária, são mostrados a seguir, de forma a corroborar a análise realizada a partir da contabilidade regulatória.

Tabela 3: Dados e indicadores econômico-financeiros.

Fonte: Relatório da Administração - exercício 2015.

Por sua vez, a análise do indicador Dívida Líquida/EBITDA, que, nos termos do CMDE, representa uma medida da alavancagem financeira da empresa, avaliando o número de anos de fluxo de caixa requeridos para quitar as dívidas da companhia, restou prejudicada. Isso porque este índice não tem sido apurado com regularidade em função dos recorrentes prejuízos operacionais, motivo pelo qual analisaremos individualmente as variáveis componentes do indicador.

A distribuidora tem apresentado sucessivos prejuízos (R$ 252,6 milhões somente em 2015), bem como os valores de EBITDA (ou LAJIDA) e patrimônio líquido negativos, o que demonstra a grave situação em que se encontra empresa. Ressalta-se, ainda, os elevados valores de dívida líquida (R$ 1,14 bilhão) e prejuízos acumulados (R$ 931,3 milhões) da companhia, conforme demonstrações financeiras em 31/12/2015.

De acordo com a empresa, os dois principais fatores que contribuíram para o resultado negativo de R$ 252,6 milhões em 2015 foram (i) as provisões líquidas (provisão para créditos de liquidação duvidosa – PCLD e perdas); e (ii) as despesas financeiras. O relatório de administração indica as ações da empresa para mitigar os efeitos decorrentes desses fatores:

Quadro 12: Principais fatores que impactaram o resultado de 2015.

Descrição Valor (R$ mil)

Origem do problema Ação mitigadora

Provisões Líquidas (PCLD e Perdas)

(118.875)

Aumento da inadimplência observada em caráter nacional, proveniente de um cenário de tarifas oneradas pelas despesas com energia gerada, associado à conjuntura econômica desfavorável e ao processo de atualização da base dos consumidores com direito à Tarifa Social.

Incremento nas operações de suspensão do fornecimento.


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Despesas Financeiras

(203.407) Descompasso de dispêndios com energia para revenda e sua cobertura tarifária correspondente, durante o primeiro semestre de 2015. Tal desequilíbrio provocou atrasos no pagamento a fornecedores, em especial geradores de energia, refletindo num aumento abrupto nos encargos moratórios. Também impactou a repactuação da dívida com a Eletrobras.

Definido o prazo de concessão, negociar com a Holding a capitalização da dívida, captação de financiamento com instituições financeiras.

Fonte: Relatório de Administração de 2015.

Também os auditores independentes, em relatório sobre as demonstrações financeiras em 31/12/2015, enfatizaram aspectos relativos a dificuldades para a continuidade operacional das atividades da companhia, nos seguintes termos:

Chamamos à atenção para as Notas Explicativas nºs 1 e 2 às demonstrações

financeiras, que indicam que a Companhia, em 31 de dezembro de 2015, apresenta patrimônio líquido (passivo a descoberto) no montante de R$ 247.656 mil, prejuízos acumulados no montante de R$ 931.295 mil e que, naquela data, o passivo circulante excedeu o ativo circulante em R$ 242.133 mil. Adicionalmente, em 7 de julho de 2015

houve o vencimento do contrato de concessão da Companhia, o qual está em fase de

renovação pelo Poder Concedente. A medida provisória nº 706 de 28 de dezembro de

2015 estabeleceu que a Eletrobrás Distribuição Alagoas tem um prazo de até 26 de julho

de 2016 para assinatura dos termos aditivos ao contrato de concessão de distribuição de

energia elétrica. Essas condições, juntamente com outros assuntos, conforme descritos

nas supracitadas Notas Explicativas, indicam a existência de incerteza significativa que

pode levantar dúvida significativa quanto à capacidade da Companhia em continuar

operando. Nossa opinião não está modificada em função desse assunto. (Sem grifos no original)

Ressalta-se ainda que, no processo relativo ao acompanhamento do plano de resultados (processo nº 48500.000205/2015-75), a Superintendência de Fiscalização Economia e Financeira - SFF/ANEEL se posiciona no sentido de que a EDAL não reúne condições financeiras para suportar, de maneira sustentável, as despesas operacionais, os investimentos e as demais obrigações financeiras correntes, o que dificulta o atendimento do plano de maneira plena. Ainda de acordo com a SFF/ANEEL, os indicadores de Dívida Líquida/EBITDA e Dívida Líquida/(EBITDA-QRR) não puderam ser calculados devido ao valor negativo do EBITDA em todo o período analisado.

Por fim, cabe destacar que a necessidade de injeção de recursos nas distribuidoras federais no período analisado, tanto por meio de aportes do acionista controlador como mediante empréstimos, bem como os sucessivos prejuízos gerados por essas empresas têm contribuído para o comprometimento da capacidade de investimento do grupo Eletrobras em outros segmentos como geração e transmissão, o que, em última instância, pode ocasionar elevados riscos e prejuízos para a própria União e para o setor elétrico como um todo.

Custos Operacionais

A análise realizada acerca dos custos operacionais da empresa teve enfoque nos seguintes componentes: gastos com pessoal e as receitas irrecuperáveis (inadimplência).

Os custos regulatórios podem ser maiores ou menores do que os custos reais praticados pela distribuidora. Trata-se da regulação por incentivos, onde os custos regulatórios, ou seja, o considerado razoável dado certo nível de eficiência, são aplicados às revisões tarifárias. Em sua definição, geralmente é aplicado um método de benchmarking, que utiliza critérios de comparação entre as próprias distribuidoras ou outras referências, por exemplo, internacionais.


26

Os custos operacionais englobam, em síntese, os custos com Pessoal (P), Materiais (M), Serviços de Terceiros (S) e Outros (O) – PMSO. Os gastos com pessoal representam parcela considerável dos custos operacionais das distribuidoras e, quando os custos reais são superiores aos regulatórios, a rubrica “pessoal” pode ser um agravante.

Inicialmente, avaliou-se a evolução da diferença entre os custos operacionais reais da EDAL e os custos operacionais regulatórios reconhecidos pela ANEEL nas tarifas, ambos em percentual da Receita Operacional Líquida – ROL, comparando-se o resultado com a CEMAR, empresa benchmark e de complexidade socioambiental similar à distribuidora de Alagoas.

Gráfico 8: Custos operacionais reais e regulatórios – EDAL e CEMAR.

Fonte: Elaborado pela equipe de auditoria a partir de informações disponibilizadas pela ANEEL ao TCU.

Verifica-se que de 2011 a 2013 os custos operacionais reais da EDAL foram maiores que os valores regulatórios, o que se inverteu a partir de 2014, sendo que em 2015 os custos operacionais reais da empresa foram cerca de 12,8% inferiores ao estabelecido pela ANEEL. Por outro lado, a CEMAR teve custos abaixo dos limites fixados pelo órgão regulador durante todo o período analisado (2011 a 2015). Além disso, pode-se observar que a EDAL compromete maior parcela da sua ROL com custos operacionais em relação à CEMAR.

A partir das análises realizadas percebe-se que os custos operacionais constituíram um agravante da situação financeira da empresa no período de 2011 a 2013, tendo em vista que eram superiores aos valores estabelecidos no processo tarifário. No entanto, essa

34,6%32,0%

30,1%

21,9%15,8%

23,0% 23,3%

24,9%

22,6%

18,1%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

2011 2012 2013 2014 2015

EDAL

PMSO real/ROL PMSO regulatório/ROL

18,9% 18,1%

21,1%19,5%

14,2%

24,2% 23,5%24,5%

26,3%

23,5%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

2011 2012 2013 2014 2015

CEMAR

PMSO real/ROL PMSO regulatório/ROL


27

tendência parece ter sido revertida a partir de 2014, em que pese serem necessários dados de 2016 em diante para se confirmar se a trajetória de custos operacionais da empresa se situará, de fato, abaixo dos limites da ANEEL.

Destaca-se que as análises foram realizadas a partir de valores fornecidos pela ANEEL, que salientou que os custos operacionais reais apresentados correspondem aos custos operacionais usados no estudo de eficiência (objeto do Submódulo 2.2 do PRORET), incluindo gastos com Pessoal, Materiais, Serviços de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de Distribuição e Comercialização de energia elétrica, conforme contabilização encaminhada à Agência pelas empresas. Nesse sentido, pode haver custos operacionais incorridos pelas distribuidoras que não constam em tais contas.

Durante os exames, a empresa indicou as providências e ações que vem adotando desde 2011 para reduzir as despesas com PMSO, as quais estão relacionadas à redução de gastos com adicional de periculosidade, horas extras, escalas de sobreaviso, dentre outras medidas, o que tem contribuído para a redução nos custos operacionais (conforme gráfico anterior).

Além disso, merece destaque o Plano de Incentivo ao Desligamento – PID das empresas Eletrobras, por meio do qual se desligaram 264 empregados da EDAL em 2013 e 2014, o que também contribui para a redução do PMSO nos anos seguintes. Somente com o PID, estima-se uma economia anual de cerca de R$ 39 milhões na distribuidora de Alagoas, de acordo com o Relatório de Administração de 2015 da Eletrobras.

Em seguida, foi avaliada a evolução do peso do gasto com pessoal dentro dos custos operacionais. A partir do gráfico, pode-se verificar que boa parte dos custos operacionais da EDAL corresponde a gastos com pessoal, ao contrário da CEMAR.


Comparando o indicador gasto com pessoal em relação à receita líquida da empresa com outras distribuidoras similares, no caso CEMAR e COELCE, verificou-se que estas são mais eficientes do que a EDAL, haja vista que parcela significativamente maior da receita da distribuidora de Alagoas é consumida com o gasto de pessoal, sobrando menos recursos para investimentos, serviço da dívida e remuneração ao acionista. No entanto, observa-se uma melhora desse indicador para a EDAL a partir de 2013, em que pese ainda estar distante das empresas citadas. Cabe destacar, ainda, que o maior valor com despesa de pessoal em 2013 se deve aos gastos com o PID.

64,3%58,5%

94,7%

61,0%64,7%

26,5% 26,1% 27,4% 27,3%33,0%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

2011 2012 2013 2014 2015

Gráfico 9: Pessoal / PMSO real

CEAL CEMAR


28


Analisou-se, ainda, a Relação Anual de Informações Sociais – RAIS da empresa e comparou-se os valores de remuneração praticada com a empresa benchmark, no caso a CEMAR, para o ano de 2015. A partir dessa análise, constatou-se que a EDAL paga remunerações superiores em relação à CEMAR, por exemplo, para os seguintes cargos: administrador, advogado, analista, assistente, contador, economista, eletricista, eletrotécnico, engenheiro, médico, operador, supervisor e técnico.

Perdas não técnicas

As perdas de energia refletem a diferença entre o quantitativo de energia injetada no sistema e a energia faturada pelas distribuidoras, dividindo-se entre perdas técnicas e não técnicas.

As perdas técnicas são inerentes ao próprio sistema elétrico. Por outro lado, de acordo com a ANEEL, as perdas não técnicas correspondem à diferença entre as perdas totais de energia e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição, etc. Isso posto, esse tipo de perda está diretamente associado à gestão comercial da distribuidora.

Conforme consta do site da ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, “a Aneel se utiliza de métodos regulatórios para determinar qual o nível máximo de perdas não técnicas que as distribuidoras podem repassar às tarifas. Esse método depende sobremaneira da área de concessão na qual a distribuidora está inserida. Áreas com maior complexidade social terão permissão de repasse maior das perdas não técnicas no valor das tarifas”.

Não se pode olvidar que a distribuidora de Alagoas atua em um mercado de grande complexidade social, o que importa em fatores que ocasionam um maior nível de perdas em relação às demais concessionárias/permissionárias de serviço público de distribuição, fato levado em consideração pelo órgão regulador.

Veremos, a seguir, o quadro que retrata, no intervalo 2010-2015, a comparação entre os percentuais definidos pela ANEEL e as perdas comerciais da EDAL.

21,0%22,2%

18,7%

28,5%

13,4%

10,2%

5,4% 5,0% 4,7%5,8% 5,3% 4,7%

3,9% 4,5%5,3% 5,1% 4,5% 4,2%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Gráfico 10: Despesa com Pessoal / Receita Líquida

CEAL CEMAR COELCE


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Fonte: Elaborado pela equipe de auditoria a partir de informações disponíveis em: http://www.ANEEL.gov.br/revisao-tarifaria-periodica.

Verifica-se que a diferença entre os valores reais e regulatórios de perdas não técnicas vem oscilando ao longo dos anos. Em 2010, essa diferença era de 10,9% (23,09% - 12,19%) e em 2015 passou a ser de 8,7% (16,81% - 8,11%). Ou seja, comparando-se 2015 com 2010, verifica-se que diminuiu o percentual de perdas não técnicas assumido pela concessionária. Cabe lembrar que a diferença a maior entre os valores reais e regulatórios de perdas não técnicas implica no pagamento de energia pela distribuidora sem cobertura tarifária. Assim, em que pese o atual nível de perdas não técnicas ainda impactar negativamente a EDAL, houve uma pequena melhoria (quando comparados os anos de 2010 e 2015).

De acordo com Planilha de Perdas de Energia Elétrica, disponível no site da ANEEL5, as despesas com perdas da empresa alcançaram R$ 122,22 milhões (posição de 17/04/2015), sendo R$ 47,14 milhões relativos a perdas não técnicas, R$ 62,03 milhões de perdas técnicas e R$ 13,04 milhões de perdas na Rede Básica.

Constatamos que existe diagnóstico da necessidade de ações voltadas para a redução de perdas, devidamente consignados no Plano de Negócios e Gestão da empresa.

O Plano Diretor de Negócios e Gestão – PDNG-2014/2018 identificou como um dos principais problemas impactantes na receita da empresa a existência de perdas de energia acima do limite regulatório.

Destaca-se, no PDNG 2014/2018, o plano comercial. Este engloba o plano de ação de combate às perdas não técnicas, o qual apresenta uma série de ações previstas para melhorar o desempenho do indicador de Perdas Comerciais, tendo sido elencadas 10 ações visando a melhora do desempenho do indicador de perdas, dentre as quais destacamos as seguintes:

1 - Blindagem no grupo A de 480 unidades de medição de faturamento;

2 - Substituição de medidores obsoletos – 19.432 medidores;

5 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/arquivos/Excel/Base_Perdas_Internetnov2015_19-11.xlsx

23,09%21,53%

18,52% 18,90%18,26%

16,81%

12,19%11,24%

9,69%8,99% 8,58% 8,11%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Gráfico 11: Perdas não técnicas (Real x Regulatório)

Perdas não técnicas sobre a energia injetada (Real)

Perdas não técnicas sobre a energia injetada (Regulatório)

10,90% 10,29%

8,83% 9,92% 9,68%

8,70%


30

3 - Regularização de cerca de 15,5 mil unidades consumidoras - UC, utilizando as tecnologias de cabos cobertos ou protegidos na rede de MT, isolados na BT e ramais de serviço blindados com caixas de medição;

4 - Automação da medição na MT e de grandes clientes de BT.

As ações selecionadas são financiadas com recursos do Projeto Energia +, resultado de uma parceria financeira entre as Centrais Elétricas Brasileiras e o Banco Mundial, que visa a melhoria da performance das empresas distribuidoras do sistema Eletrobras.

No que se refere à blindagem das unidades de medição, oferecendo maior proteção contra a violação dos medidores, a empresa realizou 67% da meta prevista.

Para a ação de substituição de medidores obsoletos, foi informada a substituição de 18.907 medidores contra os 19.432 medidores previstos, ou 97,3% de realização da meta.

Na ação de regularização de unidades, a empresa informou ter ultrapassado as metas em 139%, sendo regularizadas cerca de 21.718 UC.

Gráfico 12: Regularização de UC no âmbito do Projeto Combate às Perdas Não Técnicas - PNT > 50%.


Na ação de automação de medição está “projetada a implantação de um Centro de Medição em Brasília, com o objetivo de supervisionar todas as unidades consumidoras atendidas em MT, além das unidades de BT com consumo médio acima de 600 kWh/mês”. Consta que com essa ação “se pretende blindar 20,4% do consumo do Grupo B, representando 37.000 MWh, e complementar os 100% da blindagem do consumo do Grupo A, com 145.000 MWh, totalizando 61% do mercado cativo da Empresa e 2,5% do seu número de unidades consumidoras”.

Atualmente 20% da energia injetada na rede é monitorada pelo centro de medição em Brasília. Constatamos que a empresa possui rotinas, práticas e procedimentos voltados ao combate das perdas, cujas informações consignaremos a seguir.

Observamos que existe rotina no sentido de identificar os focos de perdas comerciais, visando direcionar as equipes de campo para os locais onde existam maiores problemas.

Relatou a empresa que “previamente à inspeção são realizadas análises de possíveis alvos, a partir de estatísticas extraídas do sistema comercial, análises de balanço energético por alimentador, ou mesmo a partir da prospecção em campo”.


31

Verificamos que o sistema comercial apresenta informações sobre as perdas por alimentador ou subestação, possibilitando o melhor gerenciamento das equipes de campo.

Gráfico 13: Perdas Não Técnicas por Alimentador ou Subestação – Sistema Comercial.


Em resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/05,a empresa afirmou que não é possível fazer a estimativa de perdas não técnicas pelo nível de tensão e que “o que se pratica no setor é um modelo de estimativa das perdas não técnicas totais, através da diferença entre as perdas globais e perdas técnicas”; afirmou, ainda, que possui “2 (dois) segmentos de perdas globais por nível de tensão: Sistema de subtransmissão 69 KV (transformação 230/69 KV) e Sistema de distribuição em 13.8 KV (transformação 69/13.8 KV). No sistema 69 KV os dados de entrada (energia injetada) são as medições operacionais, comparando com o consumo faturado agrupado do conjunto de municípios atendido por cada subsistema”.

Figura 6: Perda global de energia elétrica por ponto de suprimento.


De acordo com a empresa, a partir da mineração dos dados extraídos dos sistemas de informação utilizados para detectar focos de fraudes ou furto de energia, há um percentual de 53% de acerto.

Está em fase de aperfeiçoamento um sistema web “que consolida e associa informações de medições operacionais de alimentadores, estimativa de perdas técnicas e a carga faturada por alimentador, de maneira a mapearmos as localidades com maior probabilidade de existência de perdas não técnicas”.


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Outro instrumento gerencial importante é o painel utilizado pela empresa para identificar unidades consumidoras cujo consumo registrado esteja abaixo do mínimo (fato que pode sugerir uma possível irregularidade).

Figura 7: Painel de UC faturadas pelo mínimo.

Fonte: Resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/05

Adicionalmente, a empresa informou que está usando - em fase experimental - um painel para análise individual do histórico de consumo, ocorrências e inspeções de cada UC. Ademais, efetua o “recadastramento da Iluminação Pública de forma esporádica, estando em andamento uma auditoria específica no município de Maceió”.

Constatamos a existência de procedimentos e rotinas voltados ao combate das perdas comerciais, consignadas no Procedimento Operacional Padrão - POP nº 01 - Inspeção e Regularização de Unidades Consumidoras de Baixa Tensão, cujo objetivo é “estabelecer a sistemática de inspeção em campo, identificação e autuação de irregularidade em clientes de BT pelas equipes próprias e parceiras da Eletrobras Distribuição Alagoas”.

O POP nº 01 contém orientações para as equipes de campo referentes ao deslocamento, ao trato do consumidor, aos procedimentos de segurança, à identificação de irregularidades e ao preenchimento de toda documentação. Vale ressaltar que o procedimento é rico em exemplos de irregularidades possíveis.

O serviço de regularização de ligações clandestinas é efetuado pelas equipes próprias de inspeção que estão sob gestão do DCM - Departamento de Medição e Combate a Perdas e por 3 empreiteiras contratadas, estas sob supervisão da DPLT - Gerência de Universalização do Acesso à Energia.

Segundo a empresa, a estratégia das equipes é elaborada através de informações prestadas pelos Departamento de Atendimento, Departamento de Manutenção, Departamento de Operação e da Ouvidoria.

Identificada a irregularidade, consta do POP nº 01 que a unidade consumidora deve ser regularizada durante aquela mesma visita, salvo se houver resistência do consumidor, sendo a duração desta regularização de cerca de 40 minutos, de acordo com a EDAL.

Verificamos que uma vez constatada irregularidade, esta é lançada em sistema que consolida informações acerca dos problemas encontrados naquela unidade consumidora.


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No tocante as soluções de engenharia e segurança para impedir ou dificultar a prática de fraudes e furtos, questionada sobre a implementação de linhas aéreas mais altas em regiões com maior incidência de furtos, a empresa informou que não adotou esta medida porque:

“a solução de sobreposição da rede de Baixa Tensão em relação à de Média

Tensão tem como finalidade dificultar o acesso à primeira. Há alguma eficácia nesta

solução, mas a “blindagem” tem aspectos técnicos e financeiros que não a tornam tão

atrativa, a saber: para uma “blindagem” completa da BT, a MT teria que se prolongar

por todo o circuito de BT, o que, em muitos casos, por razões topográficas seria

impossível; o prolongamento da MT ao longo de todo o circuito de BT, dados os custos

de estruturas (cabos isolados, ferragens e postes mais altos), torna a solução muito

dispendiosa; todo e qualquer atendimento (ligação nova, substituição de ramal de

serviço, mudança de tipo de ligação de mono ou bifásico para trifásico, etc.) teria que

ser feito com equipes de trabalhos em rede energizada, o que encareceria

substancialmente os custos de operação e manutenção, ou com desligamento, o que

impactaria negativamente nos indicadores de qualidade e continuidade”.

No que refere à instalação de medidores nos transformadores, justificada pela baixa possibilidade de adulteração em face do difícil acesso e porque permite a comparação dos dados com a medição dos medidores nos clientes, a empresa informou não adotar esta prática pelos altos custos.

Quanto à garantia de inviolabilidade dos medidores, a empresa informou que os medidores possuem lacres que, embora rastreáveis, não possuem sensores e alarmes de aproximação.

No que tange às ações executadas para reduzir o montante de perdas comerciais por erros de medição, além do Projeto de Substituição de Medidores Obsoletos, a empresa utiliza em todas as inspeções executadas, o Analisador de Desvio de Registro (ADR), equipamento capaz de identificar desvios nos registros de consumo de medidores eletromecânicos ou eletrônicos, seja por defeitos, adulterações ou falhas no medidor.

Verificamos, ainda, a existência de forma esporádica de um programa de conscientização da população quanto ao combate de furtos e fraudes, associado à uma campanha intensiva de combate às perdas em campo.

Inadimplência

A inadimplência, por sua vez, tem-se mostrado agravante da situação financeira das distribuidoras, especialmente as públicas, que enfrentam problemas para reaver o dinheiro de diversos credores, como hospitais, poder público, grandes indústrias etc. Destaque-se que a ANEEL estabelece um limite de inadimplência a ser reconhecido nas tarifas, denominado Receitas Irrecuperáveis.

Durante os exames, pode-se verificar que existem procedimentos formalmente definidos relacionados a (i) ações de cobrança de débitos vencidos e (ii) atualização de débitos de fatura de energia elétrica e estabelecimento de condições de parcelamento.

O procedimento interno da empresa estabelece regras para ações de cobrança relativas aos seguintes grupos: baixa tensão – BT, alta tensão – AT e poder público. No que se refere especificamente ao poder público, o procedimento prevê o registro no Cadastro Informativo de Créditos não Quitados do Setor Público Federal – CADIN e a notificação ao Tribunal de Contas do Estado – TCE.

Verificou-se, ainda, que o procedimento para atualização de débitos de fatura de energia elétrica e estabelecimento de condições de parcelamento, aprovado pela Resolução nº 120/2015, de 20/10/2015, define níveis de competência para o parcelamento de débitos, percentual mínimo de entrada e quantidade máxima de parcelas, em linha com


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as estratégias de negócio da empresa, no que se refere às atividades referentes à inadimplência.

Também pode-se verificar que a empresa adota sistemática LIES (Leitura, Impressão e Entrega Simultânea) de faturas desde 2009, o que pode ser considerada uma boa prática, tendo em vista que tal medida gera economia de recursos para a própria empresa, sendo que a mesma deixa de pagar pelo envio das contas aos consumidores. Além disso, o consumidor pode ter acesso à fatura no momento da medição e fica sabendo com maior antecedência o valor da sua conta. Outra vantagem é que o consumidor pode confirmar em seu medidor a leitura faturada, no momento em que for emitida a fatura.

No entanto, constatou-se que existem clientes com cadastro incompleto no sistema AJURI (sistema de gestão comercial padronizado pela Eletrobras para ser adotado em todas as suas empresas distribuidoras de energia elétrica). A partir de bases de dados fornecidas pela empresa referentes a 5 bairros da capital (Ponta Verde, Serraria, Pinheiro, Cruz das Almas e Gruta), contendo relação de pessoas físicas e jurídicas, pode-se verificar, por exemplo, que 5,6% dos 4.385 registros de pessoas jurídicas nos 5 bairros não continham o CNPJ registrado.

De acordo com a empresa, no início da implantação do sistema AJURI, em 2005, havia brechas que permitiam que o cadastro fosse preenchido sem todas as informações obrigatórias. Informou, ainda, que isso já foi corrigido há alguns anos e, atualmente, caso o usuário do sistema tente cadastrar o cliente sem um dos itens obrigatórios, o sistema acusa a inconsistência e não permite que o cadastro seja concluído.

Ainda com relação ao sistema de gestão das contas de energia elétrica (AJURI), a empresa informou que, em regra, as ferramentas de cobrança mais relevantes da régua de cobrança6 (negativação no Serasa, reaviso, e geração de ordem de serviço para suspensão de fornecimento) são aplicadas de forma automatizada. No que se refere ao parcelamento de débitos, informou que possui parametrizado no sistema de cobrança os critérios para parcelamento de dívidas, com parâmetros como percentual mínimo de entrada e quantidade máxima de parcelas, o que foi confirmado por meio de comprovação documental.

Também merece destaque o fato de que atualmente está sendo executado um projeto de recadastramento comercial, que visa atualizar dados das unidades consumidoras e dos clientes associados.

Questionada acerca das providências adotadas para evitar atraso na execução do Projeto de Recadastramento Comercial (item 9.5.2 do Acórdão nº 652/2016-TCU-Plenário), a empresa encaminhou a Nota Técnica DC/006/2016, de 19/04/2016, que informa que o projeto se encontrava com sua estrutura de retaguarda finalizada, recadastradores capacitados, software desenvolvido e disponibilizado o sistema comercial, tendo como período de encerramento previsto o mês de março de 2017.

No entanto, em entrevista, as áreas técnicas ponderaram que a continuidade desse projeto está condicionada à manutenção de financiamento pelo Banco Mundial e que, mantido o ritmo atual de execução, o mesmo deveria ser concluído até o final de 2017.

Ainda com relação ao projeto de recadastramento de unidades consumidoras - UC realizado no âmbito do Energia+, que conta com recursos do Banco Mundial, verificou-se um baixo percentual de execução, com apenas 43.640 UC recadastradas até ago/2016, número que representa somente 5% do total de recadastramentos previstos até aquele mês (877.760 UC). Destarte, restam dúvidas quanto à possibilidade de conclusão do projeto

6 Régua de cobrança – representação gráfica da relação entre o tempo e as ações diárias de cobrança das notas fiscais/fatura de energia, indicando desta maneira, cada ação por meio de passos a serem executados pela distribuidora.


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até o final de 2017, dado o baixo ritmo de execução verificado, em que pese a distribuidora afirmar que o término do recadastramento até essa data seria possível. Mesmo que tal data se confirme, isso representaria um atraso de 9 meses em relação ao término programado inicialmente, qual seja mar/2017.

Gráfico 14: Unidades consumidoras recadastradas no âmbito do projeto Energia +.

Fonte: Relatório de Avanço Físico dos Projetos do Energia+ – referência: ago/2016.

O Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 apresentado pela empresa previu uma série de ações para reduzir o indicador inadimplência: execução de cortes, visitas bem sucedidas – VBS, Serasa, cobrança judicial, SMS e telecobrança. Nesse sentido, foram solicitados os resultados alcançados e as justificativas para o não atingimento das metas das ações de combate a inadimplência, cujo resultado é mostrado a seguir:

Quadro 13: Justificativas da empresa para o não atingimento das metas relativas às ações de combate à inadimplência em 2015.

Ação

Previsto

Realizado

Previsto / Realizado

(%)

Justificativa da empresa

Execução de cortes

177.600 92.092 52% Baixa disponibilidade de equipes de campo para realizar as operações necessárias de corte, além da ausência de um sistema que possibilite melhorar a logística de despacho desse serviço para as equipes de eletricista, bem como a execução em campo. De acordo com a empresa a situação passou a ter melhorias significativas a partir do mês de março/2016, o que, de fato, pode ser verificado a partir do gráfico 17.

Visita bem sucedida - VBS

184.200 45.414 25% A empresa percebeu que o retorno desta modalidade de cobrança não estava mais surtindo o mesmo efeito positivo do início da sua implantação (esta modalidade de cobrança consiste em um motoqueiro fazer uma visita prévia à unidade consumidora, antes do deslocamento de uma viatura de corte, para avisar do débito e estabelecer um prazo para pagamento antes de efetivar o corte). Ainda de acordo com a EDAL, notou-se que a partir de 2015 a efetividade dessa modalidade diminuiu bastante, tornando-se uma medida apenas protelatória do pagamento do débito, por isso a companhia optou por diminuir consideravelmente esse tipo de cobrança em 2015.

Serasa 1.440.000 1.997.677 139% Não se aplica, haja vista a meta ter sido ultrapassada.

Cobrança Judicial

180 89 49% Ausência de pessoal na assessoria jurídica, que atualmente conta com um quadro de funcionários muito abaixo do necessário, o que


36

acaba dificultando tanto a tramitação interna como o monitoramento e a cobrança das atividades do escritório jurídico contratado que presta serviço à empresa, dentre eles a propositura de ações judiciais de cobrança.

SMS 200.000 0 0% A implementação de tal modalidade de cobrança, embora constasse entre as medidas para redução de inadimplência, só será possível com o fim da tramitação do processo de credenciamento, atualmente aberto, para empresas que prestam serviço de cobrança administrativa, estando inclusive entre o rol de serviços a serem contratados.

Telecobrança 3.600 3.060 85% De acordo com e empresa, existem parâmetros definidos para clientes que a companhia entende valer a pena a cobrança via contato telefônico, e de acordo com a adimplência ou não desses clientes a quantidade de ações pode variar ao longo dos meses. Embora a meta não tenha sido plenamente atingida em 2015, a EDAL entende que não deixou de fazer todas as cobranças por telefone necessárias a esses clientes que deveriam ter sido cobrados.

Fonte: Elaborado pela equipe de auditoria a partir da resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/04.

No que se refere ao acompanhamento da inadimplência, o INAD é um dos vários indicadores operacionais que são adotados internamente pelas distribuidoras do Grupo Eletrobras, mas ele também costuma ser adotado por outras distribuidoras. Esse indicador mede o valor da inadimplência ativa em relação ao faturamento nos últimos 12 meses e é apresentado em percentual. Para a Eletrobras, ele está definido junto ao CMDE.

O desempenho, em termos gerais, do combate à inadimplência, comparando-se o INAD realizado e a meta, é mostrado a seguir:


Já o estoque de inadimplência corresponde ao valor, em Reais, da inadimplência de consumidores, com posição em 31 de dezembro de cada ano, cujo detalhamento é mostrado a seguir por classe/subclasse de consumidores. De 2013 para 2014 havia ocorrido uma diminuição de 5,4% no estoque de inadimplência, ou R$ 9,26 milhões. No entanto, de 2014 para 2015 verificou-se um substancial aumento de 51%, ou R$ 82,3 milhões.

Cabe destacar que esse aumento no estoque de inadimplência não se refletiu em um aumento do INAD, que sofreu redução de 12,6% para 12,1%, haja vista o aumento do faturamento, de 2014 para 2015, em R$ 721 milhões.

De acordo com a empresa, o bom resultado (12,1%) obtido em 2015 para esse indicador deveu-se principalmente à restrição de créditos dos consumidores das classes privadas inadimplentes no Serasa; negativação dos consumidores públicos inadimplentes

17,7%14,8%

12,6% 12,1%

18,4%16,4%

14,6%

7,9%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

2012 2013 2014 2015

Gráfico 15: INAD (%)

Realizado Meta


37

no CADIN (Cadastro de Inadimplentes do Setor Público); ampliação no volume de ajuizamento de cobranças judiciais para devedores relevantes, em especial clientes das classes Industrial e Poder Público, e a parceria com o Tribunal de Contas do Estado, direcionada ao Poder Público Municipal.

No que se refere à Taxa de Arrecadação Financeira (TAF), medida pela diferença entre o valor faturado e arrecadado nos últimos doze meses, o resultado se manteve praticamente estável em 2015 (92,0%), com relação a 2014 (91,9%).

A empresa destacou, em seu relatório de gestão, que os principais motivos para esse resultado foram a ampliação da inadimplência de clientes como hospitais, empresas de prestação de serviços públicos de abastecimento de água, e a inadimplência da classe residencial. Ponderou, ainda, que intensificaria, durante o ano de 2016, as ações de suspensão do fornecimento, a diversificação de cobranças administrativas (SMS, e-mail, etc.) e, para resolução dos débitos de hospitais, a manutenção das negociações via acordo judicial com a intermediação do Tribunal de Justiça de Alagoas.

Segundo a empresa esse aumento na inadimplência decorre, em grande parte, do agravamento da crise econômica e do aumento das tarifas de energia elétrica verificado no período. Os maiores aumentos no estoque de inadimplência de 2014 para 2015, em percentual, foram os seguintes: iluminação pública, serviço público, comercial, residencial e poder público estadual, todos eles variando em mais de 50%.

Quadro 14: Estoque de inadimplência, por classe (R$).

Classe Subclasse 2013 2014 2015 2015/2014

R$ R$ R$ %

Residencial Baixa Renda 12.567.294 14.339.107 19.480.685 36%

Residencial Total 54.927.756 61.933.430 99.158.828 60%

Industrial 42.970.096 18.224.228 20.636.519 13%

Comercial 21.284.984 21.615.946 35.255.164 63%

Rural 14.967.334 10.460.319 12.502.629 20%

Poder Público Total 17.174.153 18.155.007 24.912.890 37%

Federal 1.694.612 2.148.785 2.419.072 13%

Estadual 2.435.342 2.852.157 4.425.196 55%

Municipal 13.044.199 13.154.065 18.068.622 37%

Iluminação Pública 6.044.659 2.742.232 5.122.659 87%

Serviço Público 13.164.847 28.145.679 46.000.327 63%

Total 170.533.829 161.276.841 243.589.016 51% Fonte: Resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/01.

A distribuição do total de estoque de inadimplência de R$ 243,6 milhões, em 2015, pode ser visualizada no gráfico a seguir, de forma facilitar a identificação dos maiores devedores. Chama a atenção o fato de um percentual significativo da inadimplência referir-se a classe serviço público (19%) e poder público municipal (7%).


38

Gráfico 16: Estoque de inadimplência em 2015, por classe (R$ e %).


No que se refere ao grau de antiguidade da inadimplência, verifica-se que mais da metade das dívidas vencidas (52%) referem-se a faturas que venceram a mais de 90 dias, o que, de certa forma, indica uma maior probabilidade de não recebimento da totalidade desses valores. Por outro lado, cabe destacar a redução dos valores de crédito em aberto, de 31/12/2015 para 30/06/2016.

Quadro 15: Distribuição dos créditos em aberto, por período certo de vencimento.

Classificação Posição em 31/12/2015 Posição em 30/06/2016

Valor (R$) Qtde de faturas Valor (R$) Qtde de faturas

Faturas vincendas 172.197.305,01 624.065 139.774.396,95 672.817

Faturas vencidas até 90 dias 122.006.486,18 901.050 115.209.318,30 963.167

Faturas vencidas a mais de 90 dias 135.128.684,12 346.867 125.949.076,18 348.446

Total 429.332.475,31 1.871.982 380.932.791,43 1.984.430 Fonte: Resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/01.

No entanto, foram verificadas divergências entre os valores informados pela empresa em resposta à solicitação de auditoria e os valores constantes das suas demonstrações financeiras. Questionada a respeito, a empresa afirmou que a diferença entre os valores foi ocasionada pelas diferentes fontes de dados utilizadas para a produção dos relatórios:

“O relatório utilizado para responder a SA nº 20163210/01 foi o de

Inadimplência por Idade (Opção: Geral) que leva em consideração os valores de

terceiros.

A Demonstração Financeira utiliza dados do Ajuri e dados externos ao Ajuri. Os dados do Ajuri foram obtidos na tela Faturas Pendentes, opção Importe. [...]” (Sem grifos no original)

Conclui-se que a utilização de diferentes fontes de dados para o controle dos débitos e a existência de lançamentos externos ao sistema AJURI podem aumentar o risco de prescrição de dívidas de consumidores junto à empresa, o que demonstra ser necessário o aperfeiçoamento dos controles internos no que se refere ao controle da inadimplência.

Residencial Baixa Renda; 19.480.685;

8%

Residencial - Não Baixa Renda;

79.678.143; 33%

Industrial; 20.636.519; 8%

Comercial; 35.255.164; 15%

Rural; 12.502.629; 5%

Poder Público -Federal; 2.419.072;

1%

Poder Público -Estadual;

4.425.196; 2%

Poder Público -Municipal;

18.068.622; 7%

Iluminação Pública; 5.122.659; 2%

Serviço Público; 46.000.327; 19%


39

Já o quadro a seguir mostra a quantidade de consumidores negativados no Serasa e o número de cortes no fornecimento realizados, podendo-se verificar um aumento nessas duas ações no período analisado, exceto para a quantidade de negativados no Serasa de 2012 para 2013, em que se observa uma redução. Isso pode ser explicado pelo fato de essa sistemática (negativação no Serasa) ter se iniciado somente em 2012, havendo, portanto, um estoque dos anos anteriores passível de negativação, o que foi feito ao longo daquele ano.

Quadro 16: Negativação no Serasa e Corte de Fornecimento.

Ano Qtde. Consumidores negativados Serasa

Qtde. Operações de corte realizadas

2010 - 65.654

2011 - 70.379

2012 826.999 76.759

2013 301.876 82.908

2014 533.432 81.168

2015 925.312 92.289

2016 - 1º sem. 335.446 85.565 Fonte: Resposta à Solicitação de Auditoria nº 201603210/01.

A partir das informações acima, verifica-se o esforço da EDAL no combate à inadimplência, mediante a intensificação das ações de negativação e corte, que, somadas às cobranças judiciais, são os principais mecanismos de resposta da empresa ao problema, contribuindo para a redução do indicador INAD.

Além disso, a partir de dados fornecidos pela empresa pode-se verificar certa correlação entre o aumento do número de cortes efetuados e o reflexo positivo na Taxa de Arrecadação Financeira – TAF anualizada.


No entanto, cabe a ressalva de que os resultados de diminuição da inadimplência poderiam ser ainda melhores caso a empresa tivesse atingido as metas estabelecidas no seu plano de negócios para as diversas ações, em especial a execução de cortes e cobranças judiciais, que tiveram apenas 52% e 49% de realização da meta em 2015, respectivamente.

7.022

5.437

9.357

6.746 6.840

8.965

7.3188.111

7.284 7.723 7.700

9.58910.954

9.673

12.354

15.197

17.189

20.406

89,6%89,8%

88,5%

86,7%86,8%86,6%87,5%

88,3%89,0%89,2%

89,9%89,6%89,8%90,4%

91,2%

93,8%

95,2%96,2%

80,0%

82,0%

84,0%

86,0%

88,0%

90,0%

92,0%

94,0%

96,0%

98,0%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

Gráfico 17: Número de cortes x TAF anualizada (%)

QTDE DE CORTES TAF RESIDENCIAL ANUALIZADA (ULTIMOS 12 MESES)


40

Ainda com relação ao combate à inadimplência, a empresa informou que tem obtido sucesso na cobrança/corte de fornecimento na grande maioria das unidades residenciais, industriais e rurais. No entanto, ressaltou que tem grande dificuldade com a cobrança de hospitais com débitos e amparados por liminar judicial, apesar de, desde meados de 2015, com o apoio do Tribunal de Justiça, ter feito algumas tentativas de negociação com essa classe de devedores.

Em relação a órgãos do poder público municipal, a companhia informou que nos últimos meses tem aumentado a quantidade de prefeituras que têm recorrido ao poder judiciário em busca de liminares para não sofrerem as ações de cobrança normalmente utilizadas, suspensão do fornecimento e negativação no CADIN. Ainda de acordo com a empresa: “Infelizmente, o poder judiciário local tem atendido a esses pleitos, na maioria

das vezes ignorando as diversas oportunidades que foram oferecidas às prefeituras para

regularizar seus débitos, bem como o descumprimento de acordos firmados entre essas

prefeituras e a concessionária de energia”.

A esse respeito, cabe destacar que o TCU já efetuou determinação à Eletrobras Distribuição Roraima, empresa também do grupo Eletrobras, no bojo do Acórdão nº 902/2015-TCU-Plenário, de 22/04/2015, no sentido de que:

9.2.1. suspenda o fornecimento de energia dos órgãos e entidades do setor

público que se enquadrem na situação de inadimplência ensejadora da medida de

suspensão, após prévio aviso, em obediência ao art. 6º, § 3º, inciso II, da Lei nº

8.987/1995, ao art. 17 da Lei nº 9.427/1996, à Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010

e aos Procedimentos Operacionais PO-GTE-010 e 012, da Eletrobras Distribuição

Roraima, preservando as unidades públicas essenciais, tais como hospitais, prontos-

socorros, centros de saúde, escolas, creches e afins, providência que encontra amparo

na jurisprudência do Superior Tribunal de Justiça, e a exemplo do Acórdão nº 514/2014-

TCU-Plenário, somente providenciando o restabelecimento dos respectivos

fornecimentos de energia após a quitação total dos débitos existentes ou sua

renegociação;

No que se refere a cobranças judiciais, que representam, em tese, os casos mais críticos, uma vez que utilizadas, em regra, quando negociações na seara administrativa não surtiram efeito e/ou o montante da dívida é relevante, tem-se a seguinte posição:

Quadro 17: Classificação dos devedores cobrados judicialmente, por atividade – posição em jun/2016.

Atividade Qtde. Devedores Valor da Causa (R$) %

Setor Sucroalcooleiro 52 116.184.802,69 43,5%

Diversos 374 59.119.130,52 22,1%

Serviços Públicos 8 34.950.152,41 13,1%

Órgãos de governo 13 27.251.834,70 10,2%

Hospitais e clinicas 23 11.179.516,34 4,2%

Prefeituras 20 8.605.429,60 3,2%

Cerâmicas 8 3.755.558,12 1,4%

Hotéis e entretenimento 23 3.184.308,73 1,2%

Empresas de Comunicação 5 2.170.844,51 0,8%

Associações 2 405.514,54 0,2%

Escola e Universidade 5 166.276,21 0,1%

Serviços Assistenciais 1 81.096,50 0,0%

Total 534 267.054.464,87 100,0%


A partir dos dados acima, verificam-se expressivos valores relacionados ao setor sucroalcooleiro (R$ 116,18 milhões), serviços públicos (R$ 34,95 milhões), órgãos de


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governo (R$ 27,25 milhões), hospitais e clínicas (R$ 11,18 milhões) e prefeituras (R$ 8,6 milhões), sendo que esses segmentos representam 74% do montante de dívidas que está sendo cobrado pela via judicial, cujo valor das causas é de aproximadamente R$ 267 milhões.

Cabe destacar que o quadro acima leva em consideração o valor histórico, ou seja, o valor em aberto na data da propositura da ação, sem considerar faturas que podem ter vencido posteriormente e não ter sido quitadas, bem como a correção e juros futuros, já que só serão apurados na liquidação do processo.

Em que pese a empresa dispor de procedimentos formalmente aprovados para cobranças administrativas e parcelamento de dívidas, o mesmo não ocorre para as cobranças judiciais. Nesse caso, a companhia dispõe apenas de um “Roteiro para Propositura de Ação de Cobrança Judicial”, em formato Word, que descreve o fluxo entre a área comercial, a assessoria jurídica da empresa e o escritório jurídico contratado, que deve adotar as providências cabíveis para o ajuizamento da ação de cobrança.

Em relação a inadimplência de órgãos públicos, cabe destacar que o Tribunal de Contas do Estado do Piauí – TCE-PI entendeu que a inadimplência de municípios junto à distribuidora daquele Estado (Cepisa) pode ser avaliada como falha grave, a qual é considerada quando da apreciação das contas anuais dos prefeitos, passível de reprovação (Decisões nº 1.071/2014 e nº 120/2011).

Dessa forma, propõe-se recomendar à empresa o envio ao Tribunal de Contas do Estado de Alagoas - TCE-AL da relação atualizada de débitos de órgãos públicos estaduais e municipais, discriminando o principal, juros e multas, de forma que o referido Tribunal possa avaliar a possibilidade de adoção, caso assim o entender, de entendimento similar ao do TCE-PI no julgamento das contas de gestores de órgãos/entidades com débitos junto à empresa.

De acordo com informações prestadas pela empresa, atualmente a rede de agentes arrecadadores é composta pelos seguintes bancos: Banco do Brasil (e seus correspondentes), Caixa Econômica Federal (e seus correspondentes), Bradesco, Itaú, Santander, Bancoob, Juriscred, além de casas lotéricas (diretamente ligadas à Caixa Econômica Federal). A companhia entende que a rede de agentes arrecadadores atualmente cadastrada atende bem às necessidades, haja vista conseguir cobrir todos os 102 municípios do estado de Alagoas.

No que se refere a falhas no repasse de montantes pelos agentes arrecadadores, a empresa informou que (i) desde o ano de 2011, quando descredenciou os agentes arrecadadores “alternativos”, tais como PagFácil, Multibank e similares, a incidência de falha de repasse do montante pelo agente arrecadador caiu a números insignificantes; (ii) atualmente, em face dos seus agentes arrecadadores serem instituições bancárias ou cooperativa de crédito, tem-se uma confiabilidade muito grande no repasse dos valores; (iii) atualmente não tem a intenção de descredenciar nenhum agente arrecadador por entender que todos atendem satisfatoriamente; e (iv) quanto a credenciamento de novos agentes, no ano de 2015 foi mantido contato com o Banco do Nordeste para fins de credenciamento como agente arrecadador, entretanto a negociação não prosperou.

Por fim, cabe ressaltar que algumas práticas gerencias e de gestão adotadas por outras distribuidoras também poderiam ser utilizadas pela EDAL, tais como (i) intensificação da divulgação na mídia dos resultados das ações de cortes, a exemplo do que é feito pela CEMIG, e (ii) realização de choques de gestão, como os realizados pelas empresas CEB, CEMAR e CELPA, promovendo a redução de funções e cargos comissionados, redução da rubrica adicional de periculosidade, eliminação de veículos para diretores, redução do número de celulares e limitação de uso, redução de altos volume de estoques, conscientização de empregados, gerentes e sindicato acerca da grave


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situação econômico-financeira da empresa, e estabelecimento de uma cultura voltada para os resultados, dentre outras medidas.

Análise da Manifestação da Unidade Auditada

Na Reunião de Busca Conjunta de Soluções, realizada em 29/12/2016, representantes da empresa apresentaram argumentos com relação aos apontamentos da CGU. Além disso, a versão preliminar deste relatório foi remetida à EDAL por meio do Ofício nº 20775/2016/DI/SFC-CGU, de 05/12/2016, com a finalidade de oferecer a oportunidade de manifestação prévia aos respectivos gestores acerca dos achados, das conclusões e das propostas de recomendações formuladas pela equipe de auditoria. Os argumentos da empresa, tanto na reunião de busca de soluções quanto na sua manifestação ao relatório preliminar, são apresentados a seguir, juntamente com a análise do órgão de controle interno.

Os representantes das áreas técnicas da EDAL pontuaram que no exercício de 2016 as ações tiveram um desempenho melhor do que em 2015 e que tem buscado intensificar principalmente as ações de cortes. Pontuou, ainda, que o desempenho dessas ações em 2015 (abaixo da meta) se deveu ao atraso na implantação da sistemática de despacho móvel.

A Unidade informou que o Ofício ANEEL nº 353/2016-DR/ANEEL, de 06/10/2016, definiu as diretrizes para a elaboração do Plano de Prestação Temporária que foi encaminhado à Agência, documento este que, após a reunião de busca de soluções, também foi enviado à CGU.

O Oficio nº 353/2016-DR/ANEEL, definindo as diretrizes para a elaboração do Plano de Prestação Temporária, indicou as seguintes metas para a EDAL:

a) Redução de 4,5% no DEC e de 9,3% no FEC até dezembro de 2017 em relação aos valores das respectivas médias dos meses de julho de 2015 a junho de 2016;

b) Redução da perda global de 25,23%, verificada em dezembro de 2015, para 24,07% em dezembro de 2017;

c) Redução de 5% sobre a base do PMSO de Referência Ajustado e do PMSO Ajustado sem Provisões em 2017, com relação ao valor registrado em 2015.

A seguir, passa-se a destacar os principais aspectos relacionados ao Plano de Prestação Temporária apresentado pela empresa à ANEEL.

No referido plano, a EDAL apresenta o comparativo entre as metas regulatórias definidas no Ofício nº 353/2016-DG/ANEEL e as metas que a CEAL se comprometeu por meio do Plano de Prestação Temporária do Serviço de Distribuição:

Quadro 18: Comparativo entre as metas do Ofício nº 353/2016-DG/ANEEL e do Plano de Prestação Temporária.

Fonte: do Plano de Prestação Temporária.


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Como se pode verificar no quadro acima, a empresa propôs metas mais flexíveis do que as definidas pelo órgão regulador para o período de designação.

No que se refere aos gastos com PMSO, cabe destacar que o referido plano trouxe a previsão de pagamento de PLR no valor de R$ 3 milhões. Ainda de acordo com a EDAL:

Como condição indispensável para promover o equilíbrio financeiro no período

da prestação de serviços, foi considerado o recebimento, a ocorrer, da Eletrobras

Holding, como AFAC (Adiantamento para Futuro Aumento de Capital), de R$ 19.409.004 (dezenove milhões quatrocentos e nove mil e quatro reais) para quitação de

dívidas vencidas de competência anterior a 04 de agosto de 2016, data que foi emitida a

Portaria MME n° 424/2016, cuja composição consta na Tabela 7 a seguir. (Grifos no original)

Em sua manifestação ao relatório preliminar (Memorando nº 10/2017, de 16/01/2017), a empresa informou que as regras para pagamento de PLR são estabelecidas pela holding Eletrobras, de forma a regulamentar esse processo para todo o grupo de empresas, não havendo poder local de decisão sobre esta questão. A esse respeito, destaca-se que a CGU está avaliando a questão dos pagamentos de PLR no âmbito do sistema Eletrobras em uma ação de controle específica.

No que se refere à recomendação de que qualquer pagamento de PLR use como parâmetro os indicadores regulatórios estabelecidos pela ANEEL, a empresa argumentou que o órgão regulador estabeleceu novas metas para os diversos indicadores da empresa durante o período de prestação temporária dos serviços de distribuição, não devendo, por

conseguinte, qualquer regra ser estabelecida em razão de indicadores do período de

concessão anterior, posto que esta não foi prorrogada, argumento com o qual a equipe de auditoria tende a concordar.

Dessa forma, a partir das informações acima, retiradas do Plano de Prestação Temporária e da manifestação de empresa ao relatório preliminar, reformula-se a recomendação para que a Unidade estabeleça metas para fins de pagamento de PLR iguais ao menor valor entre os limites e referenciais regulatórios fixados pela ANEEL - no caso, aqueles definidos pelo Ofício ANEEL nº 353/2016-DR/ANEEL para o período de designação - e as metas estabelecidas no CMDE para: (i) perdas elétricas, (ii) qualidade do serviço (DEC e FEC), (iii) custos operacionais, etc.

Ressalta-se, mais uma vez, que deverá ser observado o disposto na Resolução CCE nº 10/1995, em especial o seu art. 3º, para que um eventual pagamento da PLR possa ser realizado pela empresa.

No que se refere ao custos operacionais, a empresa questionou a comparação dos custos apenas de Pessoal, praticados pela CEAL, CEMAR e COELCE, tendo em vista considerar situações totalmente distintas vivenciadas por estas empresas, sobretudo e

pela característica de natureza jurídica de direito público da CEAL, que tem a exigência

de contratação de pessoal próprio (por meio de concurso público) com maior rigor do

que as empresas do setor privado utilizadas como referência que tem uma maior

liberdade para terceirizar suas atividades, ou seja, alocam mais despesas em “S” e em

Investimento (Fora do PMSO) e menos em “P” . Por este motivo, focar apenas em um

dos itens do PMSO, nesse caso, o “P”, pode tornar a referência inválida, uma vez que

no item “S” pode ser que a CEAL seja mais eficiente que estas empresas.


44

Além disso, a empresa argumenta que comparando a despesa de Pessoal da EDAL com ela mesmo, utilizando a sua relação com a Receita Líquida, o Gráfico 10 também demonstraria a forte redução deste indicador, passando dos 22,2% em 2011 para 10,2% em 2015.

Os argumentos da empresa relativos aos seus custos operacionais não alteram o fato de que estes são superiores ao da empresa benchmark (em percentual da ROL). Em que pese a argumentação da empresa, a mesma não apresentou dados que pudessem evidenciar a alegação de que a EDAL poderia ser mais eficiente do que a CEMAR e a CELPA em relação ao gasto com serviços de terceiros (S).

Também merece destaque o fato de que o crescimento expressivo das receitas da companhia no período 2013-2015, em grande parte devido aos sucessivos aumentos de tarifas, contribuiu para a diminuição do indicador objeto do gráfico 10 (gasto com pessoal em relação à receita operacional líquida).

Além disso, a regulação não deve diferenciar a forma de controle (se estatal ou privado), o que poderia emitir um sinal econômico ruim e, em alguns casos, “premiar” empresas ineficientes e penalizar seu consumidor.

Por outro lado, cabe ressaltar que o PID realizado em 2013 também contribui para a redução dos gastos com pessoal nos anos seguintes, o que revela, em determinada medida, o esforço da empresa em reduzir essa rubrica (P).

Os representantes da empresa informaram na reunião que somente terão gestão efetiva sobre os recursos do empréstimo da RGR e sobre os valores relativos a compensações pela transgressão de indicadores de qualidade, os quais poderão ser reinvestidos na área de atuação da EDAL. Com relação aos eventuais créditos junto aos fundos setoriais, informaram que tão somente será apresentada à ANEEL a relação atualizada de credores e dos valores, sendo que os fundos deverão repassar tais recursos diretamente aos credores. Dessa forma, a recomendação do relatório preliminar foi alterada, de forma que a relação de créditos junto aos fundos setoriais a ser enviada à ANEEL, em conjunto com a listagem dos credores da empresa, suprirá a necessidade de um planejamento a cargo da empresa para a utilização desses recursos (especificamente em relação aos créditos anteriores junto aos fundos setoriais).

Na reunião de busca de soluções, a CGU informou que a recomendação 5 se refere à necessidade de aperfeiçoamento do processo de cobrança judicial, tendo em vista que não foi evidenciada a existência de procedimentos formalmente aprovados e que relacionem os fluxos entre a área comercial e o jurídico, e desse com o escritório contratado para analisar os processos de inadimplência. Também foi destacado pela CGU que juntamente com a normatização deveria ser realizado um levantamento atualizado dos devedores (contendo principal, juros e multa), de forma a que se busque imprimir as ações necessárias a não prescrição de dívidas, não tendo a empresa apresentado objeção em relação a tal encaminhamento.

Por fim, foi destacado pela CGU na reunião de busca de soluções que, no que se refere ao levantamento dos devedores públicos este deverá ser realizado discriminando cada órgão/entidade/empresa de forma individualizada e não de forma agregada, para envio ao TCE-AL, e também ao MPE-AL, de forma a possibilitar as ações que estes órgãos entenderem ser necessárias junto aos gestores.

##/Fato## 3. Conclusão

A partir dos exames realizados, conclui-se que a EDAL tem adotado ações no sentido de mitigar os riscos associados à piora do serviço prestado ao consumidor e à deterioração do valor dos seus ativos, tais como: realização de manutenções preventivas,


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implantação do sistema de despacho móvel, instalação de religadores e automatização de subestações, etc.

No entanto, os indicadores de qualidade permanecem fora dos limites fixados pela ANEEL, em grande parte devido a falta de recursos financeiros para a execução das obras voltadas à melhoria da qualidade do fornecimento do sistema de distribuição.

Verificou-se, ainda, um elevado endividamento e geração operacional de caixa negativa da companhia, que podem comprometer a execução de investimentos na manutenção da rede de distribuição, além do atraso nas ações de combate à inadimplência, a saber: execução de cortes, recadastramento de unidades consumidoras e cobranças judiciais.

Destaque-se que, no período de prestação temporária, poderão ser utilizadas as seguintes fontes de recursos para mitigar os riscos associados à deterioração dos ativos da empresa e os efeitos decorrentes do atraso das obras pendentes de financiamento: (i) empréstimos da RGR a título de remuneração adequada, (ii) compensações pela transgressão dos limites dos indicadores de qualidade, bem como (iii) eventuais créditos junto aos fundos setoriais CCC, CDE e RGR, relativos ao período em que a EDAL era concessionária.

Dessa forma, verificou-se que existem fragilidades em diversos aspectos relativos a gestão da qualidade do serviço prestado e da sustentabilidade econômico-financeira, sendo os achados de auditoria a seguir relacionados:

1) Atraso na execução do Projeto Sinergia e das ações de combate à inadimplência, em especial: execução de cortes, recadastramento de unidades consumidoras e cobranças judiciais

2) Custos operacionais, perdas e indicadores de continuidade (DEC e FEC) acima dos referenciais e limites regulatórios fixados pela ANEEL.

3) Pagamento de Participação nos Lucros e Resultados – PLR, totalizando cerca de R$ 45 milhões em cinco anos, mesmo com os sucessivos prejuízos acumulados pela empresa, que em 31/12/015 alcançaram o montante de R$ 931,3 milhões.

4) Elevado endividamento e geração operacional de caixa negativa.

5) Elevada inadimplência de setores privados, em especial o sucroalcooleiro.

6) Elevado estoque de inadimplência de entidades e órgãos públicos, principalmente municipais e estaduais, inclusive serviços públicos, p.ex. saneamento.

Nesse contexto, recomenda-se à Unidade que adote as seguintes ações em relação aos processos de gestão da qualidade do serviço prestado e da sustentabilidade econômico-financeira, de forma a contribuir com a melhoria da gestão, alcance da sua missão institucional e, especialmente, garantir a continuidade e qualidade do serviço prestado:

1) Elaborar plano de ação para a intensificação da implementação do Projeto Sinergia e das seguintes ações de combate de inadimplência: execução de cortes, recadastramento de unidades consumidoras e cobranças judiciais.

2) Enviar à CGU, em até trinta dias da sua conclusão, os relatórios trimestrais relativos ao cumprimento do Plano de Prestação Temporária, contendo indicadores que busquem a convergência com os referenciais regulatórios estabelecidos no Ofício ANEEL nº 353/2016-DR/ANEEL, relativos a Perdas de Energia Elétrica, Custos Operacionais, Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC).

3) Estabelecer metas para fins de pagamento de PLR iguais ao menor valor entre os limites e referenciais regulatórios fixados pela ANEEL para o período de designação


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(Ofício ANEEL nº 353/2016-DR/ANEEL) e as metas estabelecidas no CMDE para perdas elétricas, qualidade do serviço (DEC e FEC), custos operacionais, etc., observando, ainda, as disposições da Resolução CCE nº 10/1995 para que o pagamento da PLR possa ser realizado.

4) Elaborar planejamento da utilização dos recursos oriundos do empréstimo da RGR a título de remuneração adequada e das compensações pela transgressão dos limites dos indicadores de qualidade, apresentando, ainda a relação enviada à ANEEL de eventuais créditos junto aos fundos setoriais CCC, CDE e RGR, relativos ao período em que a EDAL era concessionária, bem como a listagem dos credores da empresa, de maneira a mitigar os efeitos decorrentes do seu elevado endividamento, do atraso das obras pendentes de financiamento e da inadimplência da empresa, principalmente a de caráter intrasetorial.

5) Adotar procedimentos formalmente aprovados pelas instâncias competentes da empresa que visem à melhoria do processo de cobrança de contas de energia elétrica atrasadas, juntamente com a realização de um levantamento atualizado dos devedores (contendo principal, juros e multa), de forma a evitar a prescrição das dívidas em aberto.

6) Enviar ao Tribunal de Contas do Estado de Alagoas - TCE-AL e ao MPE-AL a relação atualizada de débitos individualiza por órgãos públicos estaduais e municipais, inclusive serviços públicos, p.ex. saneamento, discriminando o principal, juros e multas, de forma que o referido Tribunal, se entender pertinente, possa avaliar essa questão no julgamento das contas de gestores de órgãos/entidades com débitos junto à EDAL.

7) Suspender o fornecimento de energia dos órgãos e entidades do setor público que se enquadrem na situação de inadimplência ensejadora da medida de suspensão, e que não possuam decisão judicial ou liminar impedindo o corte, após prévio aviso, em obediência ao que dispõe a regulação setorial (art. 6º, § 3º, inciso II, da Lei nº 8.987/1995, ao art. 17 da Lei nº 9.427/1996, à Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010) e aos procedimentos internos da Eletrobras Distribuição Alagoas, preservando as unidades públicas essenciais, tais como hospitais, prontos-socorros, centros de saúde, escolas, creches e afins, somente providenciando o restabelecimento dos respectivos fornecimentos de energia após a quitação total dos débitos existentes ou sua renegociação.

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POR QUE O TRABALHO FOI REALIZADO? · para perdas elétricas, qualidade do serviço (DEC e FEC), custos operacionais, etc., observando, ainda, as disposições da Resolução CCE nº