Comentários do Interventor ao PLANO ENERGISA

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1 Comentários do Interventor ao PLANO ENERGISA Intervenção Administrativa da ANEEL Isaac Averbuch 18/10/2013

2 Sumário I Introdução... 2 II Resumo do Plano ENERGISA... 2 III Comentários ao PLANO ENERGISA... 4 III.1 Provisionamentos adicionais... 4 III.2 Metas de Qualidade DEC e Compensações DIC, FIC, DMIC... 5 III.3 Perdas Técnicas e Não Técnicas... 6 III.4 Compra de Energia... 6 III.5 Incorporação de Redes... 7 III.6 P&D e PEE... 8 III.7 Universalização... 8 III.8 Regime Especial de Sanções Regulatórias... 8 III.9 Parcelamento dos Encargos Setoriais em atraso... 9 III.10 Compartilhamento de recursos entre concessionárias... 9 III.11 Contratação de serviços com partes relacionadas III.12 Migração de Sistemas de TI IV Comentários gerais IV.1 Qualidade da Energia IV.2 Equipes Terceirizadas IV.3 Infraestrutura de Logística IV.4 Custos Operacionais (OPEX) IV.5 Call Center IV.6 Estrutura Organizacional da CELTINS IV.7 Segurança no Trabalho IV.8 Impostos em Atraso IV.9 Empréstimo BID e outros bancos IV.10 Cálculos Tarifários IV.11 Programa Reluz IV.12 Renovação da Concessão IV.13 Outros Pontos...18 V Conclusões Página 1 de 19

3 I Introdução 1. O trabalho apresentado pela ENERGISA como Plano de Recuperação e Correção das Falhas e Transgressões (Plano ENERGISA) para a CELTINS é bastante detalhado e merecedor de elogios. Com certeza resulta do esforço de uma equipe técnica altamente competente e dedicada. 2. Este documento tem por propósito fornecer subsídios à ANEEL para a análise do Plano ENERGISA a partir do ponto de vista do Interventor. Também são oferecidos elementos específicos, peculiares à CELTINS e identificados durante o período de intervenção, que poderão servir de subsídios complementares ao processo de análise em questão. II Resumo do Plano ENERGISA 3. No que diz respeito ao equacionamento financeiro da CELTINS, além da renegociação de dívidas e parcelamentos propostos, o Plano ENERGISA considera o seguinte reforço de capital para equilíbrio inicial da concessão: i) Recebimento Líquido de Mútuos: R$ 62,2 milhões: Recebimento de mútuos: R$ 65,8 milhões Pagamento de mútuos: R$ 3,7 milhões ii) Aumento de Capital (AC): R$ 148,6 milhões (incluindo R$10,5 milhões referentes ao saque efetuado pelo Banco Daycoval), até 60 dias após assumir o controle societário. 4. Ainda com relação ao equacionamento financeiro, a ENERGISA propõe a repactuação da dívida com alguns bancos envolvidos na operação de aquisição do Grupo Rede e o prépagamento das demais dívidas financeiras, mediante a emissão de nova dívida (pág ), estimada em R$ 209 milhões, com prazo de 7 anos para pagamento, com 2 anos de carência, lastreada em cessão fiduciária de recebíveis. 5. Além dessas medidas, mediante o aporte de capital e o equacionamento das dívidas, o Plano ENERGISA aborda as ações necessárias para a melhoria da qualidade e universalização do serviço, a partir de dois cenários de projeção: (i) o cenário prospectivo, no qual a empresa não contaria com nenhum tratamento especial regulatório durante a sua fase de recuperação, e (ii) o cenário proposto, no qual a empresa solicita ao regulador, durante a fase de recuperação, um conjunto de medidas excepcionais: 5.1 Provisionamento adicional, em 2013, relativo a contingências cíveis, fiscais e trabalhistas de R$ 73,4 milhões. (pg. 197), que serão pagas em até 10 anos. 5.2 Limite DEC (pg. 239): deslocamento do limite estabelecido para o DEC da CELTINS no ano 04 do 3CRTP (2016) para o ano 04 do 4CRTP (2020). Página 2 de 19

4 5.3 Compensações aos consumidores DIC/FIC/DMIC/DICRI (pg. 246): utilização, sob a forma de realização de investimentos pela distribuidora, dos valores das compensações verificadas a partir de 1º de janeiro de 2014 e até o fim do 3CRTP em A diferença entre as compensações referentes ao ano civil anterior e os valores das compensações calculados para o ano em curso, dentro do período já mencionado, uma vez positiva, seria contabilizada como investimento remunerável pela distribuidora, os demais valores seriam contabilizados como Obrigações Especiais. 5.4 Perdas não técnicas (pg. 252): Eliminação da trajetória de PNT fixada no 3CRTP, mantendo-se o nível de 4,61% até o final do horizonte (2025). 5.5 Contratos ENEL (pg. 254): proposta a mediação administrativa da ANEEL para solucionar a diferença entre a tarifa dos contratos de compra de energia e a tarifa reconhecida pela ANEEL para fins tarifários. 5.6 Incorporação de redes particulares (pg. 255): quitação do passivo em 36 meses a partir de jan/2014, com a incidência dos encargos legais e atualização para os valores apurados em P&D e PEE (pg. 256): prazo de 24 meses a partir de jan/2014 para adequação aos limites regulatórios, para a regularização dos investimentos em P&D e no PEE, sem a aplicação das penalidades previstas durante este período. 5.8 Regime excepcional de sanções regulatórias (pg. 261): - TNs anteriores à intervenção: suspensão de exigibilidade por 24 meses; - TNs emitidos no prazo de 24 meses após fim da Intervenção: caráter orientativo ou determinativo, sem imposição de penalidades; - AIs com exigibilidade suspensa que tramitam na esfera administrativa: parcelamento da penalidade em 12 meses; - AIs com exigibilidade suspensa que tramitam na esfera judicial: desistência dos valores de sucumbência e parcelamento em 24 meses; - Anistia dos encargos incidentes sobre o valor principal das obrigações pecuniárias das sanções regulatórias. 5.9 Universalização (pg. 274): realizar as novas ligações de universalização (exceto 5ª tranche) até o final do atual contrato de concessão (Jan/2020) Encargos CCC em atraso (pg. 276): parcelamento em 12 meses (saldo devedor remunerado pela Selic) Encargos CDE, RGR, Proinfa em atraso (pg. 276): parcelamento em 60 meses com 2 anos de carência Dívida Eletrobrás/RGR (pg. 277): parcelamento em 60 meses com 2 anos de carência. Página 3 de 19

5 5.13 Compartilhamento de recursos e estruturas estratégicas (pg. 288) Uso de serviços de partes relacionadas (pg. 288) Migração de Sistemas de TI para soluções proprietárias (pg. 291). 6. A seguir comenta-se as propostas do item 5. III Comentários ao PLANO ENERGISA 7. Na página 69 há uma proposição que, no meu entender, é a mais discutível em todo o Plano, qual seja a assunção de que haverá a renovação automática da concessão. Em que pese que a decisão de assumir esse risco é uma prerrogativa exclusiva da Energisa, a lei /2012 dispõe: Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: I - discriminação pormenorizada dos meios de recuperação a serem empregados; II - demonstração de sua viabilidade econômico-financeira; III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; e IV - prazo necessário para o alcance dos objetivos, que não poderá ultrapassar o termo final da concessão. 8. O Plano apresentado parte de uma premissa que, à primeira vista, não parece amparada no mandamento legal. Essa fragilidade surge, especialmente, no que tange à demonstração da viabilidade econômico-financeira e de algumas obrigações regulatórias e legais frente ao prazo da atual concessão. No meu entender, a Energisa tem toda a liberdade de assumir essa visão estratégica de negócio, mas, formalmente, para atender à legislação seria necessário apresentar-se disposta a um esforço adicional para que a ANEEL possa validar o Plano ora em análise. Em outras palavras, seria necessário prever um aporte maior de investimentos (CAPEX), um volume maior de recursos a curto prazo (OPEX) e fazer as melhorias de gestão necessárias de modo a que a concessão esteja saudável ao seu final, sem contar com horizontes adicionais para renegociar dívidas e atingir metas regulatórias. É um grande desafio, sem dúvida, e cabe à ANEEL corroborar essa interpretação da legislação ou propor uma outra mais adequada. 9. A despeito desse contexto, as projeções econômico-financeiras da Energisa, nos dois cenários acima mencionados, levaram em consideração a premissa da renovação da concessão da CELTINS. III.1 Provisionamentos adicionais 10. Segundo a ENERGISA (pág. 69), a análise das ações judiciais da CELTINS sugere um ajuste adicional nas provisões. Aponta ainda a ação coletiva para pagamento de diferença de Página 4 de 19

6 horas-extras e respectivos reflexos aos empregados da CELTINS que trabalham 40 horas semanais, mas que tiveram suas horas extras calculadas considerando-se o divisor de 220 horas mensais, com sentença de procedência e condenação estimada de R$ 1,8 milhão, também sem provisão (pág. 70). Assim, conclui que, não obstante o rigoroso trabalho de revisão e ajuste das provisões efetuado durante o processo de intervenção, ainda persistiriam ajustes a serem procedidos no provisionamento da CELTINS, no montante adicional de R$ 32,6 milhões. 11. Com base nos relatórios de ações judiciais disponibilizados pela CELTINS, a ENERGISA destaca que não há qualquer valor provisionado para contingências fiscais, ainda que apontem uma contingência de perda possível no valor aproximado de R$ 140 milhões. Sugere ajuste no provisionamento de ações fiscais, no montante adicional de R$ 40,8 milhões. 12. Neste particular, as provisões para ações judiciais vêm sendo feitas de acordo com critérios que consideramos adequados e aquelas realizadas em 2012 foram aprovadas pelo Conselho Fiscal. Sempre é possível fazer aperfeiçoamentos, mas a intervenção não tem o propósito de realizar estimativas sem amparo técnico, seja para mais ou para menos. Tampouco parece razoável que a Energisa espere da Intervenção critérios para provisões que sejam mais rigorosos do que os que ela própria aplica às suas demonstrações financeiras. 13. Vale lembrar que provisões excessivas podem ser revistas no futuro e gerar situações contábeis que sugiram a possibilidade de pagamento de dividendos que a empresa não teria condições efetivas de suportar. Portanto, é pouco provável que se concretize a afirmação da pag. 71 no sentido de que no âmbito da troca indireta do controle acionário da CELTINS para a ENERGISA, considera-se que estas provisões serão ajustadas ainda sob a gestão dos Interventores. Assim, caso efetivamente considere necessário, a ENERGISA pode fazer as provisões que julgar adequadas a partir da data de transferência de controle acionário. III.2 Metas de Qualidade DEC e Compensações DIC, FIC, DMIC 14. Na página 31 a ENERGISA menciona que as características da área de concessão não teriam sido levadas em consideração pela ANEEL na definição dos níveis de DEC estabelecidos para a CELTINS. De fato, é possível que em alguns conjuntos haja necessidade de ajustes, mas no conjunto da concessão, considera-se que os níveis de DEC são factíveis dentro do horizonte estipulado pela Agência. A comprovar isso está o fato de que a CELTINS está próxima de atingir o patamar determinado e talvez não o tenha atingido exatamente em função das restrições de investimentos e pela perda de um empreiteiro em uma importante região do Estado. Os novos contratos com terceiros estimulam a produtividade e, associados a investimentos em níveis adequados, podem fazer com que as metas regulatórias sejam atendidas, sem a necessidade de dilação de prazo. Página 5 de 19

7 15. Um contraponto a isso, que a ANEEL deve considerar, é o impacto do Programa Luz Para Todos (PLPT). Dada a sua importância frente ao conjunto da concessão, à medida que o programa avança, atingindo regiões remotas e, muitas vezes, de difícil acesso, a tendência é de que o DEC não se reduza na velocidade desejada. Obter um DEC em nível adequado nesses locais exigirá investimentos muito elevados vis-à-vis à receita que pode ser obtida desses consumidores, impondo um ônus considerável aos demais consumidores atendidos pela concessão. 16. O pagamento de compensações aos consumidores, tal como proposto na página 246, com a conversão em investimentos na concessão não parece uma medida adequada. Afinal, os investimentos teriam que ser feitos, mesmo que não houvesse nada a ser ressarcido. Além disso, os benefícios para o sistema são futuros, enquanto as compensações se referem a eventos passados, e não pode a ANEEL, de forma unilateral, dispor de um direito que a legislação confere aos consumidores. Ademais, parece lógico, se essas punições forem perdoadas (à revelia dos titulares do direito, os consumidores), que a ANEEL deveria também perdoar as multas pelos eventos que geraram as compensações. III.3 Perdas Técnicas e Não Técnicas 17. Segundo o Plano ENERGISA (pág. 53) a não cobertura dos custos com perdas de energia é um problema que agrava a concessão, afetando a capacidade financeira da CELTINS em virtude do não repasse para as tarifas do patamar real de perdas. Destaca que o descasamento entre a perda regulatória e a perda real irá retirar cerca de R$ 18 milhões da concessão até o final do ciclo tarifário atual, em razão do não repasse tarifário. 18. A partir da página 248 do Plano é feita uma minuciosa abordagem sobre as perdas regulatórias. A ENERGISA tem razão ao questionar os valores estabelecidos pela ANEEL. Não possuo elementos para afirmar se os valores pleiteados são os melhores, mas algum ajuste precisa ser considerado, pois a trajetória de perdas não técnicas imposta pela ANEEL no 3CRTP é incompatível com a realidade da empresa. 19. Por outro lado, é importante ressaltar que investimentos na rede básica trazendo o 230 kv para Palmas (já definido pela EPE para entrada em operação no final de 2016), Araguaína (2017) e uma coletora em 230 kv para as PCHs da região de Dianopólis deverão reduzir as perdas técnicas em cerca de 2,1 pontos percentuais. III.4 Compra de Energia 20. Na pag. 186 é citada a possibilidade de a CELTINS vir a ser penalizada por subcontratação de energia nos anos 2013 a 2018 em um montante que pode chegar a R$ 49 milhões, sendo R$ 25 milhões somente em Este é um problema já identificado pela Intervenção e restrito a 2015, cuja solução não é trivial. Aparentemente as projeções da ENERGISA, tanto no cenário Prospectivo, quanto no Proposto não consideraram esses valores de penalidades. Página 6 de 19

8 21. Em diversos pontos do Plano, a partir da página 187, é mencionada a necessidade de revisão dos contratos de energia com a ENEL, que prejudicariam a concessão e que, para tanto, seria necessária a mediação da ANEEL. 22. Durante a intervenção foi constatado que esses contratos são onerosos para a concessão. No processo de desverticalização, as PCH's foram vendidas e sua energia contratada pela própria CELTINS. Durante esse processo, elas foram negociadas tendo como referência um preço de energia que havia sido sinalizado pela ANEEL. Posteriormente, a ANEEL revisou o preço para um valor mais baixo, mas a negociação com a ENEL já havia sido concluída. Portanto, os acionistas da CELTINS receberam pela venda das PCH's com base num fluxo de caixa projetado mais alto, que não é repassado aos consumidores via tarifa. 23. Ainda que o consumidor não tenha sido prejudicado com essa decisão, para a concessão ela significa uma redução do EBITDA da CELTINS da ordem de 10 milhões por ano, o que não deveria ocorrer, pois o art. 6º da REN 167 estabelece que a tarifa será fixada pela ANEEL: Art. 6º Os contratos firmados conforme o inciso II do art. 2º terão a tarifa estabelecida pela ANEEL, com base no montante da geração distribuída anual, em MWh, para atendimento ao mercado considerado na última revisão tarifária periódica do agente de distribuição, bem como nos respectivos valores, em R$, vinculados às rubricas a seguir relacionadas: 24. Como visto, o art. 6º da REN 167/2005 estabelece que a tarifa dos contratos bilaterais decorrentes da desverticalização será aquela homologada pela ANEEL. Ao concordar com uma tarifa superior à homologada, mesmo reconhecendo, para fins de repasse às tarifas, somente o valor homologado, a ANEEL originou um déficit na concessão. Essa diferença entre tarifas se traduziu no valor das usinas desverticalizadas, que foram vendidas a terceiros (ENEL), sendo então apropriada pelos seus acionistas (Rede Energia e Governo do Estado de Tocantins). 25. O fato é que a CELTINS teve e terá que arcar com um déficit anual da ordem de R$ 10 milhões até o final dos referidos contratos, o que representa de jun/2013 a jan/2020 um montante da ordem de R$ 75 milhões. Na verdade, tudo se passa como se tivesse havido uma retirada antecipada de dividendos da empresa. Cabe à ANEEL avaliar a possibilidade de mediação, mas, a priori, não vejo como a ENEL pode ser questionada por isso, pois, aparentemente, trata-se de ato jurídico perfeito. III.5 Incorporação de Redes 26. Na página 256 encontra-se a proposta de prazo para pagamento de incorporação de redes e ressarcimento a consumidores no âmbito do Programa de Universalização. Esse prazo seria de 36 meses, a contar de janeiro de Sob o aspecto técnico, o pedido parece razoável, ficando a depender apenas dos limites impostos pela legislação. Página 7 de 19

9 27. Por outro lado, sob o ponto de vista financeiro, a postergação do pagamento das indenizações devidas equivale a um empréstimo ao custo da variação do IGPM mais 1% am. Havendo disponibilidade para a captação desses recursos a custo inferior, a melhor estratégia seria a quitação das indenizações tão logo fossem auditadas. III.6 P&D e PEE 28. Também na página 256 encontra-se a proposta de prazo para adequação do saldo dos Programas de P&D e PEE. Esse prazo seria de 24 meses, a contar de janeiro de Sob o aspecto técnico, o pedido parece razoável, considerando os prazos para concepção e maturação de programas dessa natureza. III.7 Universalização 29. Na página 269 é solicitada uma ampliação para o prazo de universalização rural. A princípio a ANEEL poderia conceder esse prazo, mas o PLPT tem prazos definidos em lei. Quanto mais longo o período para universalização, mais consumidores serão ligados sem subsídio federal (pois o número não pára de crescer), ou seja, maior será o esforço da concessão. É um item a avaliar, especialmente se for levado em consideração o período remanescente da concessão como horizonte final para o Plano. 30. Talvez a melhor estratégia seja realizar as ligações ainda pendentes da 3ª e 4ª tranches, assim como as da 5ª tranche dentro do escopo do PLPT, maximizando o número de ligações subvencionadas. Ações nesse sentido têm sido desenvolvidas durante a Intervenção. Destaca-se que já foi firmado o contrato da 5ª tranche, estando por se iniciar a contratação de empreiteiros e materiais. III.8 Regime Especial de Sanções Regulatórias 31. O regime especial de sanções regulatórias tem previsão legal (art.12, III, Lei /12): Art. 12. Os acionistas da concessionária de serviço público de energia elétrica sob intervenção terão o prazo de 60 (sessenta) dias, contado do ato que a determinou, para apresentar à Aneel um plano de recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção, contendo, no mínimo: (...) III - proposta de regime excepcional de sanções regulatórias para o período de recuperação; 32. O Plano ENERGISA (pág. 261) requer o seguinte regime especial de sanções: (i) TNs anteriores à intervenção, se convertidos em AIs: exigibilidade suspensa pelo prazo de 2 anos, a partir da data de transferência de controle acionário; Página 8 de 19

10 (ii) TNs após a transferência do controle acionário: pelo período de 2 anos, a partir da data de transferência de controle acionário, com caráter orientativo e/ou determinativo, sem a imposição de penalidades; 33. Uma alternativa a essa proposta seria o estabelecimento de níveis de qualidade menos rigorosos e a fixação de prazo razoável para que os investimentos comecem a apresentar resultados. De todo modo, o período solicitado, de 24 meses, para que os TNs sejam apenas orientativos e determinativos parece excessivo. 34. Por sua vez, o requerimento para a desistência dos valores de sucumbência por parte da ANEEL nos casos de AIs cujas multas estão com a exigibilidade suspensa e que tramitam em esfera judicial, a princípio, esbarra em óbice, pois os honorários advocatícios constituem vantagem conferida indiscriminadamente a todos os integrantes da AGU, que lhe é destinada pela parte contrária, derrotada na ação, sendo acrescida à remuneração paga pelo Estado, limitada ao teto constitucional. III.9 Parcelamento dos Encargos Setoriais em atraso 35. Na página 276 encontra-se uma proposta de parcelamento de encargos (exceto CCC) que envolve 7 anos de prazo, sendo 2 de carência e 5 de amortização. Além de eventuais restrições que a Eletrobrás teria para fazer esse parcelamento (que foi negado durante a intervenção, em condições menos dilatadas), destacamos que esse prazo ultrapassa o término da concessão e o Plano apresenta como certo que esse pleito será deferido. III.10 Compartilhamento de recursos entre concessionárias 36. Parece intuitivo que o uso do compartilhamento de estruturas para execução de serviços entre concessionárias pertencentes ao mesmo grupo econômico se justifica pelo aumento esperado da qualidade do serviço prestado, alinhado à potencialização de economias de escopo, economias de escala e sinergias de coordenação. 37. O modelo corporativo implantado pelo Grupo Rede, em tese, traria economias de escala. Tal não ocorreu e a concessionária ficou exaurida de recursos e de expertise. Confirmando a tese, comprovou-se que a centralização das atividades da CELTINS, executada pela intervenção, levou a uma redução do PMSO de cerca de R$ 9 milhões (cerca de 5%) quando se compara os valores realizados nos 12 meses anteriores ao início da intervenção (R$ 185 milhões) e os relativos aos primeiros doze meses (R$ 176 milhões) da intervenção. Considerando uma inflação de 6% para o período, a redução real do PMSO é da ordem de 11%. Ressalte-se que os valores realizados após a intervenção incluem os gastos relativos a transferências, desligamentos de colaboradores e adaptações nas estruturas físicas da sede da CELTINS em Palmas. 38. Quanto à escassez de competências, a título de exemplo, pode-se mencionar que quando da intervenção, no caso da CELTINS, não havia sequer uma pessoa com expertise em tarifas lotada em Palmas. Tudo era tratado centralizadamente, na estrutura corporativa, sediada em São Paulo. A administração era lenta porque as decisões mais importantes Página 9 de 19

11 eram tomadas longe, sem contato com a realidade local e porque o objetivo não era a melhor gestão da empresa, mas a lucratividade do grupo. Assim, se a Celtins necessitava adquirir um determinado tipo de material, a empresa ficava à espera de que a holding montasse um pacote maior de compras, englobando as outras empresas do grupo e, enquanto isso, as obras locais ficavam à espera. Se o grupo enfrentava dificuldades financeiras por causa da Celpa, as demais eram penalizadas, em função da engenharia financeira empregada. Sistemas básicos da vida da empresa, tais como folha de pessoal, até hoje dependem das outras empresas quando se precisa fazer um ajuste mínimo. Não é razoável uma concessão ser depauperada a tal nível e muito menos que se admita o risco de que tal processo possa se repetir. O resgate e a preservação da individualidade da concessão devem ser observados com atenção, não só na fase de apreciação do Plano, mas, principalmente, na etapa de fiscalização de sua execução. 39. Assim, as concessões devem ser, na medida do possível, autônomas, inclusive porque não são eternas. Se um grupo de empresas tem essas sinergias levadas ao máximo, como se deu no Grupo Rede, o que resta nas concessões são meramente distritos operacionais. Se um dia uma das empresas for separada do grupo (pelo fim da concessão ou por outro motivo qualquer), ela não tem a mínima capacidade de vida própria, pois toda a inteligência e mesmo os sistemas operacionais mais básicos não estão sob o controle da empresa. É verdade que o prazo de um contrato de concessão, que é de décadas (e, eventualmente, renovável), pode dar a sensação aos investidores de que ele é eterno e portanto as empresas devem ou podem ser administradas dessa forma. Mas o contrato tem um termo previsto e, obviamente, isso torna pouco recomendável que as concessões sejam geridas como se fossem infindáveis. Normalmente quando se fala em sinergias, sempre vêm à mente vantagens que não poderiam ser obtidas de outra forma, mas são deixados de lado os problemas derivados da perda de autonomia das concessões. Para a Celtins os custos da operação compartilhada eram maiores do que aqueles verificados após o retorno das atividades para as respectivas concessões, determinado pelos interventores. Na prática o que existia eram deseconomias de escala. 40. É importante que se evite a repetição do modelo do Grupo Rede e a proposta da Energisa, traz um modelo de gestão muito similar, talvez até mais aprofundado. É possível que essa sistemática funcione bem, seja porque a Energisa tem melhores gestores, tem sistemas mais bem concebidos, ou porque as suas concessões são mais favoráveis a esse método de trabalho. Contudo, há que se questionar a exequibilidade de utilizar ferramentas de gestão e controle que podem funcionar bem em áreas relativamente pequenas, como são as concessões atualmente operadas pela Enegisa. Tenho dúvidas se esse modelo pode ser replicado com sucesso em áreas tão grandes como as que envolvem Celtins, Cemat e Enersul, onde o ritmo de expansão é acelerado, as estradas nem sempre boas e as comunicações deficientes. Enfim, a ANEEL deve ficar alerta antes de autorizar um nível tão profundo de concentração de gestão, a título de sinergias, levando em conta, inclusive, a sua própria capacidade de fiscalização. Página 10 de 19

12 III.11 Contratação de serviços com partes relacionadas 41. O problema da contratação de serviços com partes relacionadas é a possibilidade de os controladores se beneficiarem de transferências de recursos das concessões reguladas para empresas não reguladas a preços acima do mercado, tal como ocorreu no Grupo Rede e como acontece em muitos outros grupos do setor elétrico brasileiro. Como exemplo, destaca-se a aquisição de energia entre partes relacionadas, o que exigiu legislação específica para coibir essa prática. 42. O fato de a ENERGISA propor à Aneel a avaliação da contratação de serviços após a aprovação do plano num prazo de até 90 dias apresentando o argumento de que o preço do contrato de prestação de serviços seria avaliado junto ao mercado por meio da comparação com duas propostas precisa ser analisado com cautela para que a tomada de preços não seja viciada com as propostas oriundas do mercado servindo apenas para convalidar transferências de recursos entre as partes reguladas e não reguladas do grupo ENERGISA. Os resultados dessa forma de contratação deverão ter comprovados benefícios para a concessão. 43. O plano procura demonstrar, por exemplo, que a prestação do serviço de teleatendimento deveria ser realizada por uma parte relacionada. Citando o caso da Enersul ele afirma que é mais econômico o serviço prestado pela Rede Serviços do que as proposta alternativas que aquela empresa encontrou quando foi ao mercado licitar. 44. Na CELTINS a tomada de preços trouxe economia e melhoria da qualidade do serviço de teleatendimento. Por exemplo a fatura média paga à Rede Serviços (parte relacionada) no período entre janeiro e maio de 2013 foi de R$ ,08, enquanto que a paga à Provider entre agosto e setembro de 2013 foi de R$ , O Plano também afirma (pág. 124) que, do ponto de vista das boas práticas de atendimento comercial, os canais presenciais e call center não cumprem, de forma uniforme e constante, os padrões determinados na regulamentação vigente para o atendimento, notadamente a REN nº 414/ Na CELTINS a informação de descumprimento dos padrões regulamentares, não é procedente, pois os indicadores do atendimento INS, ICO e IAB acumulados nos últimos doze meses melhoraram significativamente, quando se comparam os períodos incialmente anteriores e posteriores ao início da intervenção: IAB (de 90,57% para 94,35%) ICO (de 5,37% para 0,72%) e IAB (de 1,58% para 0,80%) Tudo isso foi conseguido com redução de custos. Em resumo, deve se evitar que a concessão seja prejudicada por transferência de contratos para empresas de algum modo vinculadas e não reguladas, a menos que as vantagens sejam cabalmente demonstradas. III.12 Migração de Sistemas de TI 47. A partir da página 291 o Plano descreve, de forma detalhada, os seus sistemas de TI. Assim, em função do alto grau de informatização dos seus processos e a especialização Página 11 de 19

13 incorporada, a ENERGISA considera o uso dos seus sistemas como premissa vital para implantação da proposta apresentada (pág. 292). Dessa descrição se depreende que a área de TI é ainda mais centralizada na ENERGISA do que foi no grupo Rede. 48. A questão de TI, não só na CELTINS, mas no Grupo Rede é bastante complexa, pois as soluções de software e as bases de dados das empresas são totalmente embricadas. A rigor, a CELTINS não tinha qualquer gestão de TI, que era toda feita de modo corporativo, em São Paulo. 49. Em síntese, foi implantado um ambiente que tornou as empresas dependentes da Sonda Elucid, onde as empresas compartilham serviços e o ambiente de hosting. Este fato impediu que a intervenção promovesse qualquer ação mais profunda na área de TI, a exemplo da segregação das bases ou de mudança nos sistemas de hosting, mesmo diante do iminente término do prazo dos contratos. Só foi possível segregar os contratos por empresa e negociar a redução dos valores dos contratos (reduzindo também a multa rescisória, considerada abusiva), processo que consumiu todo o primeiro ano da intervenção. Uma parte dos contratos deverá vencer em 31/12/13, o que poderá resultar na sua repactuação antes mesmo da assunção do novo controlador. 50. Considerando que durante o ano de 2014 as empresas deverão implantar o novo plano de contas do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico MCSE, que está previsto para Jan/2015, o alto custo desses contratos e a dificuldade de migrar para soluções alternativas de TI, fica o alerta à ANEEL em relação a esse ponto. 51. Cabe ressaltar que a Energisa, no seu diagnóstico faz uma crítica pertinente à excessiva dependência da Celtins em relação à Sonda Elucid e à falta de uma equipe própria de TI na companhia, além do fato de as bases de dados das empresas do Grupo Rede estarem agregadas em base única. Todavia, a solução apresentada para o problema soa contraditória, pois no choque de gestão proposto pela Energisa, aparentemente se pretende replicar a concentração de serviços de TI em uma empresa do mesmo grupo, como ocorria no Grupo Rede e, talvez, até aprofundar esse modelo. Destarte, é muito difícil vislumbrar a chamada "transferência de cultura" como citado na página 325 do Plano, a não ser que se imagine isso como o esvaziamento da inteligência da empresa e a criação de grandes dificuldades futuras na hipótese de alienação da concessão (no caso de uma relicitação, por exemplo, mesmo que em horizonte remoto). Cabe à ANEEL verificar se esse é o modelo adequado de gerenciamento de concessões e se possui as ferramentas necessárias e viáveis para evitar abusos por parte do controlador (seja ele quem for). IV Comentários gerais 52. Nesse capítulo são comentados e, quando necessário, feitos ajustes às constatações da ENERGISA apontadas no capítulo de diagnóstico do Plano de Recuperação. 53. Em função do volume de trabalho e da urgência, alguns pequenos detalhes passaram despercebidos. Em diversos trechos do Plano há menções à Cemat (quando deveria ser Página 12 de 19

14 CELTINS) e há a informação de que a CELTINS seria uma empresa de capital aberto, o que não está correto. IV.1 Qualidade da Energia 54. O Plano (pág. 29) aponta aspectos da área de concessão que condicionam a prestação do serviço público de distribuição de energia ao consumidor, dentre eles: a) densa arborização em zonas urbanas; b) baixa densidade de consumidores por extensão de rede e baixo poder aquisitivo da população; c) alta concentração de redes no meio rural (96%), fortemente influenciada pelo PLPT que, em 10 anos (2001 a 2011), fez a participação de consumidores rurais saltar de 1,7% para 19,64%; d) deslocamentos territoriais altamente prejudicados por ausência de pontes, com alta utilização de balsas para travessias (esse trecho, especificamente não se aplica à Celtins, pois não são frequentes travessias com balsas). 55. Sem dúvida, tais fatores, entre outros, afetam a qualidade do serviço da CELTINS. O que importa neste tema é deixar claro quais ações a ENERGISA irá empreender e quais investimentos irá realizar até o termo final da concessão para alcançar os limites regulatórios fixados. IV.2 Equipes Terceirizadas 56. A ENERGISA menciona (pág. 79) que a forma de contratação das equipes terceirizadas é por disponibilidade, sem cláusulas que incentivem a produtividade. De fato, esse era o modelo dos contratos anteriores. Os novos contratos (que estarão em vigência no momento da eventual assunção) já prevêem cláusulas de incentivo ao aumento da produtividade das equipes. A rigor, trata-se de uma ruptura com o modelo anterior, em que os empreiteiros possuíam baixo grau de gestão de suas empresas. Sem a pretensão de estabelecer um comparativo entre a forma de contratação, se primária ou terceirizada, na situação atual optou-se por contratar os serviços de terceiros, mediante disposições contratuais que levem os empreiteiros à profissionalização da gestão de suas empresas sob pena de terem a sua remuneração prejudicada. IV.3 Infraestrutura de Logística 57. A frota atual da CELTINS é antiga e com alto custo de manutenção e, de fato, conta com veículos Uno, conforme constatação da ENERGISA (pág. 80). Todavia, a despeito da insuficiência de recursos durante a intervenção, a frota está sendo renovada, notadamente em razão da proximidade do período de chuvas. Para melhorar a disponibilidade dos veículos e reduzir custos de manutenção da frota no período crítico que se avizinha, os Unos estão sendo substituídos por Stradas, bem como estão sendo adquiridas vinte caminhonetes Hilux. 58. De fato, tal como mencionado pela ENERGISA, a CELTINS não dispõe de veículos com cesta aérea, que poderiam melhorar a produtividade das equipes, mas, em razão das restrições financeiras já mencionadas, não foram adquiridos veículos com esse equipamento. Página 13 de 19

15 59. A ENERGISA menciona a contratação do serviço de telemetria para toda a frota (controle de velocidade, frenagem, aceleração, motor ocioso, tração 4x4 e GPS), que se encontrava em instalação durante a sua visita à CELTINS. Este serviço foi contratado por 36 meses com o fornecedor Telefônica na modalidade de locação, no valor de R$ 130/mês/veículo. Atualmente o sistema encontra-se operacional na frota da CELTINS e deve ser adotado também pelos empreiteiros nos novos contratos. 60. Para enfrentar o problema a ENERGISA sugere uma ampla revisão dos processos internos e a adoção de sistemas informatizados (pág. 96), o que permitiria aprimorar a gestão de forma a ampliar a disponibilidade e reduzir custos. A gestão dos processos é importante, porém os investimentos em novos veículos deve ser uma prioridade, tal como previsto na tabela da página 207 do Plano ENERGISA. 61. A propósito, a pg. 289 do Plano traz uma relação de serviços que seriam compartilhados, ou seja, administrados corporativamente, e entre eles está o controle da frota. Esse é, aparentemente, um dos exageros em termos de centralização das atividades, no qual o Grupo Energisa vai além do Grupo Rede. Nesse caso particular, não vejo indicações seguras de que a gestão de veículos que prestam serviço no interior do Tocantins possa ser feita de maneira mais eficiente a partir do Rio de Janeiro do que de cidades próximas aos locais em que eles circulam. IV.4 Custos Operacionais (OPEX) 62. A ENERGISA (pág. 102) menciona que os custos de OPEX/consumidor e OPEX/MWh faturado teriam aumentado em função dos "movimentos pós intervenção", o que, evidentemente, não corresponde à realidade. É preciso registrar que a intervenção se deu no último quadrimestre do ano. Assim, para que os "movimentos pós intervenção" tivessem a possibilidade de aumentar os custos relativos, considerando-se o aumento do número de consumidores e do mercado, seria necessário ter havido uma explosão de despesas durante a intervenção, o que de fato não ocorreu, conforme já mencionado anteriormente. Tais aumentos possivelmente se deram em função da entrada em operação dos investimentos no PLPT ocorridos anteriormente, que demandam um grande volume de serviços de manutenção e agregam pequena demanda ao sistema. IV.5 Call Center 63. Merece registro a citação (pág. 124) de que, do ponto de vista das boas práticas de atendimento comercial, os canais presenciais e call center não cumprem, de forma uniforme e constante, os padrões determinados na regulamentação vigente para o atendimento, notadamente a REN nº 414/ A melhoria contínua dos processos é sempre desejável, porém a informação de descumprimento dos padrões regulamentares, a princípio, não parece procedente, pois não consta que haja notificações da ANEEL nesse sentido, pelo menos após a intervenção. Página 14 de 19

16 IV.6 Estrutura Organizacional da CELTINS 65. No entender da ENERGISA (pág. 135), após a intervenção, praticamente foram eliminados todos os cargos que tinham alguma forma de compartilhamento com as demais empresas do Grupo. Este fato contribuiu para dano de informações relevantes acerca da memória e inteligência de gestão do Grupo, perdendo alguns especialistas de difícil contratação no Estado de Tocantins e, passando a empresa a operar de maneira independente, sem sinergia com as demais. Destaca também que apenas a função de gerenciamento do suprimento de energia e de projeções de mercado conta com um gestor terceirizado compartilhado com as demais empresas sob intervenção. 66. É uma forma de interpretar o ocorrido na CELTINS, atribuindo à intervenção a eliminação de cargos que tinham compartilhamento entre as empresas e, com isso, gerando perda de informações e de inteligência, sem a possibilidade de reposição local de alguns especialistas. Todavia, discordamos quanto a esse diagnóstico, que aponta apenas as consequências e não as causas reais do problema. 67. Não há como alegar o esvaziamento de algo que, de fato, não existia, a exemplo da área de TI e dos processos de Revisões e Reajustes Tarifários e de Gestão de Compra de Energia, que estavam centralizados no chamado "Corporativo". Assim, todo o conhecimento e expertise estavam fora da gestão da empresa. A CELTINS era mera provedora de dados e informações. No processo de descentralização foi dada a opção aos ocupantes de cargos compartilhados de vir trabalhar em Palmas e só não vieram para a CELTINS aqueles que não o desejaram. Assim, não foi a intervenção que deu origem ao problema apontado pela ENERGISA, mas o modelo de gestão anteriormente existente. Nesse sentido, a ANEEL deve analisar atentamente o modelo de compartilhamento, para, à luz dos eventos passados, evitar a sua repetição. 68. No processo de intervenção, a ANEEL, acertadamente, designou interventores para cada concessão (à exceção da Rede Sul), porque é assim que elas devem ser geridas e porque elas têm especificidades e condições próprias. Separar as atividades que existiam na holding não foi um capricho dos interventores, mas uma necessidade imperiosa, pois as empresas não podiam ser administradas de forma colegiada. IV.7 Segurança no Trabalho 69. O Plano (pág. 137) destaca que as deficiências na segurança do trabalho referem-se à mão de obra contratada, onde ocorrem os acidentes fatais em proporção elevada. Também ressalta como relevante o volume de horas extras, cuja média é de 15,42 h/colaborador, e a jornada prolongada, que exporia as equipes a acidentes em maior frequência e com maior gravidade. A equipe de segurança do trabalho das terceirizadas, embora atendendo a legislação, careceria de uma reciclagem com novas metodologias e procedimentos utilizados na segurança de empresas deste porte. Página 15 de 19

17 70. Quanto à questão de segurança no trabalho abordada no Plano, convém mencionar que não procedem as preocupações da ENERGISA. A CELTINS passou em 2013 por minuciosa fiscalização do Ministério do Trabalho e não foi feita NENHUMA notificação referente à segurança no trabalho. Quanto às terceirizadas, os problemas estavam mais circunscritos a uma empreiteira que teve o seu contrato rescindido (a Comando Norte). Quanto às horas extras, uma parte do volume se deve à perda da mencionada empreiteira e a CELTINS está adequando suas escalas de trabalho de modo a atender à legislação e reduzir custos. Quando da eventual chegada da ENERGISA esse problema, se não eliminado, estará reduzido. IV.8 Impostos em Atraso 71. Os impostos federais em atraso, mencionados na página 140, já foram parcelados, estando a CELTINS regularizada junto à Receita Federal. A certidão comprobatória já foi, inclusive, encaminhada à ENERGISA. IV.9 Empréstimo BID e outros bancos 72. Uma correção precisa ser feita no que se refere ao acordo de Standstill com o BID, mencionado na página 146. Os pagamentos ao BID correspondem a 1,37 vezes o que é pago ao banco Santander. Essa relação foi baseada na proporção do débito com cada um dos bancos no momento em que os respectivos acordos foram negociados. 73. No que se refere a dívidas com bancos, que precisariam ser renegociadas, não há necessidade de aprofundar comentários, em função das notícias de que a Energisa já estaria em negociações com os dois credores bancários de grande porte da Celtins, acima mencionados. Na verdade, além desses credores a empresa tem dívidas significativas em aberto apenas com a Eletrobrás (financiamentos e encargos setoriais) e com a ANEEL, além dos ressarcimentos a consumidores, todos esses temas já abordados. IV.10 Cálculos Tarifários 74. Na página 195 há uma tabela que mostra a evolução prospectiva da base de remuneração da CELTINS e logo abaixo um parágrafo que informa que a tarifa entre 2017 e 2019 deve ficar próxima dos índices inflacionários. Embora não tenha verificado em detalhe os modelos financeiros e as simulações tarifárias empregados, admito a surpresa diante desse resultado, qual seja, a Base de Remuneração Líquida varia 229,5% (a Bruta, 93,6%) e a tarifa não reflete isso de modo sensível. 75. No quadro apresentado na página 201 é prevista para 2014 uma elevação nos custos operacionais da ordem de 17% em relação aos praticados em 2013, os quais se manteriam no mesmo patamar durante 6 anos seguidos (inclusive com leve decréscimo em 2016, 2017 e 2018). Tal previsão parece muito pouco realista, independente de qualquer choque de gestão que seja feito ou sinergias que sejam incorporadas. Mas ainda que fosse verdadeira essa previsão, não vislumbro como uma elevação desse porte, se reconhecida pela ANEEL (é legítimo imaginar que a Energisa buscará reconhecimento tarifário para os Página 16 de 19

18 seus investimentos e gastos de custeio), combinada com a evolução na base de remuneração supramencionada poderia resultar numa tarifa sem crescimento real, como citado acima. Os cálculos que levaram a esse resultado merecem um escrutínio detalhado. 76. Embora não tenham sido reproduzidos os cálculos, as tabelas nas páginas 259 e 260 apresentam resultados de IRT que, numa primeira análise, se mostram contra intuitivos. O volume de investimentos requeridos e o OPEX que será exigido para manter os níveis de qualidade adequados não parecem adequadamente refletidos na tarifa, cujas projeções se afiguram muito otimistas (sem reajustes expressivos). Seria interessante que a ANEEL pudesse realizar as suas simulações e considerar todos os fatores envolvidos (PLPT e universalização, bem como o valor das sinergias pretendidas, por exemplo) e seu impacto nos resultados da concessão e das tarifas. As simulações deveriam ser feitas de duas formas: conforme proposto pela ENERGISA e considerando o prazo final da concessão em 2020, sem renovação automática. Nessas duas situações a análise deveria considerar cada um dos aspectos facilitadores propostos (refinanciamentos, perdões de pagamentos, relaxamento de índices de qualidade, etc). IV.11 Programa Reluz 77. O Plano (pág. 150) menciona a dívida do Estado para com a CELTINS no montante de R$ 90 milhões relativa à eficientização da iluminação pública. Apesar de mencionar a dívida, o Plano não aponta uma estratégia para a dívida do Governo do Estado, referente ao programa Reluz. Essa dívida, quando aplicadas as cláusulas contratuais, é da ordem de R$ 129 milhões (o Plano cita R$ 90 milhões). A sua cobrança, por vias normais, é difícil, tanto pelas condições políticas, quanto pela situação financeira do Estado. Para esse problema, só vislumbro uma solução (ainda que parcial), que seria via Eletrobrás e Tesouro Nacional, uma vez que esse último tem condições efetivas de pressionar o Estado do Tocantins. No entanto, a coordenação desses atores exige envolvimento governamental, não apenas da ENERGISA. Vale mencionar que o Estado recorreu ao Judiciário para discutir o contrato, o que sinaliza a sua disposição de não pagar o débito. IV.12 Renovação da Concessão 78. A Energisa menciona o Contrato de Concessão nº 52/1999, segundo o qual a Celtins tem pouco mais de seis anos de concessão, que se encerra em 30/01/2020, renovável por 20 anos, mediante requerimento da concessionária a ser enviado e analisado nos prazos regulamentares. Assim, nas premissas das projeções do Plano, a ENERGISA assume que haverá a sua renovação automática. 79. Por sua vez, o contrato de concessão assim dispõe: Cláusula Terceira - Subcláusula Segunda - O requerimento de prorrogação deverá ser apresentado ATÉ 36 MESES ANTES DO TÉRMINO DO PRAZO DESTE CONTRATO, acompanhado dos COMPROVANTES DE REGULARIDADE E ADIMPLEMENTO DAS OBRIGAÇÕES FISCAIS, PREVIDENCIÁRIAS E DOS COMPROMISSOS E ENCARGOS ASSUMIDOS COM OS ÓRGÃOS DA ADMINISTRAÇÃO PÚBLICA, Página 17 de 19

19 referentes à prestação do serviço público de energia elétrica, bem assim de quaisquer outros encargos previstos nas normas legais e regulamentares então vigentes. 80. O Plano ENERGISA assim considera os indicadores sugeridos pela ANEEL:: Dívida Líquida/EBITDA (pág. 223): projeções com trajetória de queda do limite de Dívida Líquida/EBITDA de 5,0x até o final de 2015 (2 anos), 4,5x no ano de 2016 e alcançando 3,5x até o final de Dívida Líquida/(EBITDA Capex) (pág.224): controle limitado ao indicador de Dívida Líquida/EBITDA, que já refletiria o esforço do investimento na Dívida Líquida. 81. A projeção apresentada na página 283 sinaliza uma relação DL/Ebitda de 2,7x ao final de Da mesma forma, as metas regulatórias de qualidade e perdas teriam sido atingidas o pleito feito é deslocar a meta para o final do 4CRTP, ou seja, julho de Surge a dúvida se a ENERGISA, nessas circunstâncias, seria capaz de recuperar os investimentos realizados tanto nos ativos elétricos teoricamente incluídos na BRR e indenizáveis quanto nos ativos não elétricos (veículos, TI, imóveis) para os quais não existe uma regra clara de indenização. 82. Em outras palavras, como o Plano parte de uma premissa que, à primeira vista, não parece amparada no mandamento legal, talvez fosse interessante a ANEEL solicitar à Energisa a apresentação dos fluxos financeiros projetados considerando a hipótese de não renovação da concessão em Jan/ Na página 224 o Plano traz um questionamento sobre o uso de um dos critérios propostos pela ANEEL, o "Dívida Líquida/(EBITDA-CAPEX)", argumentando que durante os anos de recuperação da empresa os investimentos podem superar o EBITDA da empresa. Esse ponto traduz bem o desafio que os últimos anos da concessão, considerando-se todas as obrigações regulatórias que a empresa deve atender, além da expansão do seu mercado, e partindo da condição atual de dificuldades. A combinação desses fatores com o prazo remanescente da concessão, atribuído pela lei para validação do Plano, coloca o investidor diante da situação de investir pesadamente até o final da concessão na expectativa de que a mesma seja renovada em condições similares à atual, sem fazer retiradas (ou realizandoas em nível mínimo) durante esse período, como se vê na tabela à página 227. O relaxamento desse critério, bem como a forma de interpretar o prazo para validação do Plano ficam, nos limites da lei, na esfera decisória da ANEEL. IV.13 Outros Pontos 84. Quando se fala em aumento de capital, como na página 226, é preciso não esquecer que a CELTINS tem um parceiro difícil entre os seus acionistas, o Governo do Tocantins. O aumento de capital não é impossível, mas será uma tarefa que exigirá uma certa paciência No Plano (pág. 228), a ENERGISA considera que a restituição dos recursos do Banco Daycoval, no montante de R$ 10,5 milhões, será convertida em aumento de capital na Página 18 de 19

20 CELTINS, a ser realizado em até 90 dias após a sua assunção do controle acionário. Todavia, considerando que esta questão encontra-se na Justiça, não é improvável que essa restituição venha a ser creditada à CELTINS antes do evento de assunção pela ENERGISA. 86. Uma pendência que não foi objeto do Plano é a questão judicial envolvendo o Bic Banco, muito semelhante ao caso Daycoval, só que em valores muito mais altos, cerca de R$ 41 milhões. Está ajuizada ação de cobrança desses valores. Caso haja vitória na ação (o que considero bastante provável) esse dinheiro deverá retornar à Celtins, mas será cobrado depois pelo Bic Banco ao Grupo Rede. Isso demonstra a necessidade de uma clara separação das contabilidades das empresas. Os montantes retirados pelo Daycoval e Bic Banco teriam sido suficientes, por exemplo, para completar as obras do LPT que estão em atraso e ter pago regularmente os impostos federais que ficaram até julho de 2013 em atraso. V Conclusões 87. Na análise do Plano de recuperação e correção das falhas e transgressões a ANEEL, além de avaliar a capacidade técnica, financeira e regularidade jurídica e fiscal do proponente, deverá aprofundar a análise da proposta de equacionamento da situação econômica e financeira da concessão, a partir do equacionamento dos pontos críticos específicos da empresa. Não basta avaliar a proposta apenas do ponto de vista do equacionamento da situação econômica e financeira que, sem dúvida, é importante, mas também as ações relacionadas à qualidade do serviço e às peculiaridades de cada concessão. 88. As ações propostas no Plano, caso aprovadas, devem ser transformadas em compromisso incorporado ao contrato de concessão e, após isso, ser monitoradas e fiscalizadas pela ANEEL, por período não inferior a dois anos, de modo a assegurar a sua efetiva implantação 89. Seriam essas as considerações a apresentar. Página 19 de 19

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